manual para operaciones de campo sertecpet

SOLUCIONES INTEGRALES ENERGÉTICAS

SERTECPET

MANUAL PARA OPERACIONES DE CAMPO

ABRIL, 2010


SOLUCIONES INTEGRALES ENERGÉTICAS Actualización: 27/04/10

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CONTENIDO

CAPÍTULO 1 ........................................................................................... 5

1. PRINCIPIOS BÁSICOS DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS . 5 1.1. Origen del petróleo ......................................................................................... 5 1.2. Maduración ....................................................................................................... 5 1.3. Roca fuente ....................................................................................................... 6 1.4. Roca almacenadora .......................................................................................... 6 1.5. Roca sello .......................................................................................................... 7 1.6. Trampas ............................................................................................................ 7 1.7. Tipos de trampas ............................................................................................. 8 1.7.1. Trampas estructurales ..................................................................................... 8 1.7.2. Trampas estratigráficas (Stratigraphic traps) ............................................... 8 1.8. Características de un yacimiento de petróleo .............................................. 9 1.9. Presiones del yacimiento ................................................................................ 9 1.9.1. Presión estática de fondo (P*) ....................................................................... 9 1.9.2. Presión de fondo fluyente (Pwf) .................................................................. 9 1.9.3. Presión del punto de burbuja (Pb, psi) ......................................................... 9 1.9.4. Draw Down (DD) ......................................................................................... 10 1.10. Indice de Productividad (IP) ........................................................................ 10 1.11. Curvas de comportamiento de afluencia ( IPR ) ...................................... 10 1.12. Razón gas en solución – petróleo, Rs SCF/STB. ..................................... 12 1.13. Identificación de presiones en subsuelo .................................................... 14 1.14. Pruebas de presiones de fondo ................................................................... 15 1.15. Propiedades petrofísicas ............................................................................... 19 1.15.1.Porosidad (φ) .................................................................................................. 19 1.15.2.Permeabilidad (K) .......................................................................................... 20 1.16. Mecanismos de empuje ................................................................................. 21 1.16.1.Empuje hidráulico ......................................................................................... 21 1.16.2.Empuje de Capa de Gas ............................................................................... 22 1.16.3.Empuje de Gas en Solución ........................................................................ 23 1.16.4.Empuje por segregación gravitacional ....................................................... 24 1.16.5.Empuje por compactación ........................................................................... 25 1.17. Propiedades PVT ........................................................................................... 26 1.18. Correlaciones .................................................................................................. 26 1.18.1.Correlación de Standing ............................................................................... 26 1.18.2.Correlación de Vasquez & Beggs ................................................................ 27




1.18.3.Correlación de Al-Marhoun ......................................................................... 28 1.18.4.Correlación de Petrosky – Farshad ............................................................. 29

CAPÍTULO 2 ......................................................................................... 31

2. CONCEPTOS BÁSICOS DE HIDRÁULICA ............................. 31 2.1. Clasificación de los Fluidos .......................................................................... 31 2.1.1. Líquido ............................................................................................................ 31 2.1.2. Gas ................................................................................................................... 31 2.2. Propiedades de los Fluidos .......................................................................... 32 2.2.1. Densidad (ρ) ................................................................................................... 32 2.2.2. Presión (P) ...................................................................................................... 32 2.2.3. Temperatura (T) ............................................................................................. 33 2.2.4. Peso Específico (P.E.) .................................................................................. 33 2.2.5. Gravedad Específica (γ) ................................................................................ 33 2.2.6. Tensión Superficial ........................................................................................ 34 2.2.7. Viscosidad ....................................................................................................... 34 2.3. Ecuación fundamental de la hidráulica ...................................................... 36 2.4. Variación de presión con profundidad ....................................................... 36 2.5. Presión Atmosférica ...................................................................................... 37 2.6. Principio de Arquímedes .............................................................................. 37 2.7. Hidrostática .................................................................................................... 38 2.8. Cuerpos sumergidos ...................................................................................... 40 2.9. Niveles en tanques ......................................................................................... 40 2.10. Dinámica de fluidos ...................................................................................... 41 2.11. Ecuación de continuidad .............................................................................. 42 2.12. Velocidades en tuberías ................................................................................ 42 2.13. Flujos y pérdidas de fricción en tuberías.................................................... 43 2.14. Ecuación de Bernoulli ................................................................................... 43 2.15. Efecto Venturi ............................................................................................... 44 2.16. Velocidades en tuberías (flujo anular) ........................................................ 46 2.17. Software utilizado para cálculos hidráulicos .............................................. 47

CAPÍTULO 3 ........................................................................................ 49

3. DEFINICIÓN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ........ 49 3.1. Descripción de completación típica para bombeo hidráulico ................ 49 3.1.1. Tubing ............................................................................................................. 50 3.1.2. Casing .............................................................................................................. 50




3.1.3. Camisa ............................................................................................................. 50 3.1.4. Bomba jet ........................................................................................................ 50 3.1.5. Empacadura de prueba ................................................................................. 50 3.1.6. Formación ....................................................................................................... 50 3.2. Teoría general de bombeo hidráulico tipo Jet ........................................... 50 3.3. Principio de funcionamiento de la bomba Jet Claw ................................. 51 3.4. Nomenclatura de bomba jet ........................................................................ 52 3.5. Descripción de partes y piezas .................................................................... 52 3.5.1. Bomba Jet Claw® reversa ............................................................................ 52 3.5.2. Bomba Jet Claw® directa o convensional ................................................. 55 3.6. Consideraciones en la operación de bombas Jet Claw ............................ 56 3.6.1. Prueba de inyectividad .................................................................................. 56 3.6.2. Desplazamiento de bomba jet ..................................................................... 56 3.6.3. Comportamiento de entrada de fluidos en bomba jet ............................. 56 3.6.4. Profundidad de bomba jet ........................................................................... 56 3.6.5. Total Vertical Depth (TVD) ........................................................................ 56 3.6.6. Measurement Depth (MD) .......................................................................... 56 3.7. Daños más frecuentes en bombas jet ......................................................... 56 3.7.1. Cavitación ....................................................................................................... 56 3.7.2. Taponamiento de nozzle .............................................................................. 57 3.8. Pérdida de producción .................................................................................. 57 3.9. Incremento de barriles de inyección ........................................................... 57 3.10. Falta de aportación ........................................................................................ 57

CAPÍTULO 4 ........................................................................................ 58

4. PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS ....................................... 58 4.1. Reparación de equipos .................................................................................. 58 4.2. Medidas y tolerancias de equipos ................................................................ 59 4.3. Recuperación de empacaduras .................................................................... 60 4.4. Asentamiento y desasentamiento de packers ............................................ 61 4.4.1. Para asentar packers (PHD – HD – RH – R-3 – Retrievamatic) .......... 61 4.4.2. Para desasentar packers (PHD – HD – RH – R-3 – Retrievamatic) ..... 62 4.5. Asentamiento y desasentamiento de tapones ............................................ 62 4.5.1. RBP .................................................................................................................. 62 4.5.2. ESKIMO ........................................................................................................ 62 4.6. Asentamiento y desasentamiento de compression packers .................... 63 4.6.1. Asentamiento (AR-1) .................................................................................... 63 4.6.2. Desasentamiento (AR-1) .............................................................................. 63




4.7. Movilización de packers en los vehículos .................................................. 63 4.8. Armado y desarmado de empacaduras....................................................... 64 4.9. Evaluación y producción con bomba jet ................................................... 66 4.10. Cambio de bomba jet .................................................................................... 67 4.11. Unidades MTU .............................................................................................. 68 4.11.1.Definición ....................................................................................................... 68 4.11.2.Funcionamiento ............................................................................................. 68 4.11.3.Partes ............................................................................................................... 68 4.11.4.Características técnicas .................................................................................. 68 4.12. Descripción de motor a diesel ..................................................................... 69 4.12.1.Principio funcionamiento ............................................................................. 69 4.12.2.Especificaciones técnicas .............................................................................. 70 4.12.3.Sistema de admisión y escape ...................................................................... 70 4.12.4.Sistema de alimentación de combustible ................................................... 71 4.12.5.Sistema de lubricación .................................................................................. 72 4.12.6.Sistema de enfriamiento y refrigeración ..................................................... 73 4.12.7.Sistema de encendido .................................................................................... 73 4.12.8.Detección de fallas en motores a diesel por color de humo ................... 74 4.12.9.Mantenimiento de unidades MTU .............................................................. 75 4.13. Bomba quintuplex 300 Q-5H ...................................................................... 75 4.13.1.Especificaciones técnicas .............................................................................. 75 4.13.2.Reductor de velocidades ............................................................................... 76 4.13.3.Fluid end national oil well ............................................................................ 77 4.14. Caja de velocidades ....................................................................................... 78 4.15. Separador de prueba trifásico ...................................................................... 78 4.16. Bomba booster ............................................................................................... 79 4.17. Fallas más comunes en MTU ...................................................................... 79 4.17.1.Fuga de fluido por sello de bomba booster .............................................. 79 4.17.2.Cambio de asientos y bolas por caída de presión en la inyección .......... 80 4.17.3.Fuga de fluido motriz en bomba quintuplex ............................................. 80 4.18. Programación de memory gauges ............................................................... 81 4.18.1.I ICONO ........................................................................................................ 81 4.18.2.II ICONO ...................................................................................................... 81 4.18.3.III CONFIGURACIÓN ............................................................................. 81 4.18.4.IV GRAFICO ................................................................................................ 81 4.18.5.V SAMPLING ............................................................................................... 81




CAPÍTULO 1 1. PRINCIPIOS BÁSICOS DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS 1.1. Origen del petróleo Contrario a las creencias populares, el petróleo NO PROVIENE de los dinosaurios. Nuevas teorías apuntan a que el petróleo se formó a partir de organismos unicelulares que al morir se depositaron en el fondo de los mares, ríos o lagos.

En realidad fueron necesarias millones y millones de estas criaturas muertas para formar gruesas capas de sedimentos orgánicos, que posteriormente se madurarán en petróleo. 1.2. Maduración Durante miles de años, capas de lodo y sedimentos orgánicos (organismos muertos) se fueron apilando poco a poco en el fondo del océano, a tal punto que pueden tener hasta varios kilómetros de profundidad. Las capas más recientes fueron enterrando cada vez más a las capas más antiguas, sometiéndolas a mayor presión y temperatura. Después de miles y miles de años y con la ayuda de algunas reacciones químicas, la capa de sedimentos orgánicos que ha sido enterrada, se convierte en roca. A esta roca se le llama roca fuente y es de donde proviene el crudo.

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




Formación de las capas de sedimentos 1.3. Roca fuente La roca fuente más común es la black shale (loza negra), y se forma a partir de los depósitos orgánicos enterrados. Para formar la roca se requiere de mucho tiempo, presión y temperatura. Entre más profundo esté la capa, mayor es la temperatura. Para generar crudo, la temperatura de la capa debe estar entre los 65 ºC y 150 ºC. Si la temperatura supera este rango, el crudo se convierte en gas natural Este rango de temperaturas se da entre los 2.100 y 5.500 metros de profundidad, aproximadamente. A esta zona donde se genera el crudo se le conoce como ventana de crudo (oil window). La roca fuente produce, más no almacena el crudo. Si no se halla algo donde se pueda almacenar el hidrocarburo, este se dispersará por la tierra y se perderá irremediablemente. 1.4. Roca almacenadora El crudo formado en la roca fuente no sirve de nada a menos que se acumule en un sitio. La roca almacenadora (reservoir rock) es una piedra que contiene poros, donde el crudo llega y es almacenado; funciona de manera similar a una esponja, que absorbe agua en su interior debido a que contiene poros. La roca almacenadora más común es la piedra arenisca (sandstone) que contiene millones de diminutos poros donde el crudo es atrapado. Otro tipo de roca almacenadora es la piedra caliza (limestone). Si la roca almacenadora tiene muchos espacios (poros) en su interior, podrá acumular más crudo. A esto se le conoce como porosidad de la roca.

Organismos unicelulares muertos

Roca fuente




1.5. Roca sello A diferencia de las rocas almacenadoras, las rocas sellantes tienen unos poros tan pequeños, que el crudo no puede pasar a través de ellas. Por lo tanto funcionan como barreras al paso del fluido (son impermeables). Un ejemplo típico de roca sello es la arcilla. Las rocas sellantes con la ayuda de un proceso geológico, pueden llegar a formar una trampa, donde el crudo es retenido y forma un yacimiento. 1.6. Trampas La roca almacenadora acumula crudo, pero no en suficientes cantidades como para traerlo a la superficie. Para que se forme un yacimiento, es necesario que exista una barrera para detener el crudo y acumularlo en grandes cantidades. A esto se le llama trampa. Las trampas se pueden formar por deformaciones estructurales (movimiento de las capas al interior de la tierra) o por cambios en la estructura de la roca. Es importante anotar que el crudo no se encuentra en enormes cavernas al interior de la tierra, sino dentro de rocas sólidas (roca almacenadora) que contienen poros en su interior.

Roca almacenadora

Roca sello




1.7. Tipos de trampas 1.7.1. Trampas estructurales Las trampas formadas por deformación estructural (trampas estructurales), se deben al movimiento de la tierra. Las más importantes son: Anticlinal Cuando las capas planas son empujadas hacia arriba y el crudo queda atrapado entre rocas sellantes (rocas no porosas).

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

1.7.2. Trampas estratigráficas (Stratigraphic traps) Son las trampas formadas por cambios en la estructura de la roca, se debe a los cambios en la estructura de la roca. Una roca que en un lado es arenisca se puede volver arcilla en otro lado, estando dentro de la misma capa en el subsuelo.




1.8. Características de un yacimiento de petróleo Para que se forme un yacimiento de crudo y/o gas, se deben dar tres cosas:

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

Si alguno de los anteriores procesos llega a faltar, no se puede formar un yacimiento de hidrocarburos. Ahora, la posibilidad de que estas tres condiciones se cumplan es muy baja. Por lo tanto, encontrar un yacimiento de petróleo requiere - además de rigurosos estudios geológicos - un toque de buena suerte. 1.9. Presiones del yacimiento

1.9.1. Presión estática de fondo (P*) Es la presión que ejercen las rocas en el yacimiento, la presión estática del fluido en un yacimiento es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando la producción se ha interrumpido por un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauración de la presión en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido. Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona petrolífera. Por consiguiente, la presión del yacimiento es la presión que existe en condiciones de equilibrio antes o después de que se hayan establecido las operaciones de producción, conocida como presión de fondo estática Pws, se asume que es similar a presión de yacimiento o reservorio de petróleo. 1.9.2. Presión de fondo fluyente (Pwf) Es la presión que hace el fluido sobre las paredes del casing. Se mide en frente de las perforaciones (donde se cañoneó). 1.9.3. Presión del punto de burbuja (Pb, psi) Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular. La presión del punto de burbuja se determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas, γ g, la gravedad específica del petróleo, γ o, y la cantidad de gas disuelto en el crudo




1.9.4. Draw Down (DD) Es la resta entre la presión estática de fondo y la presión de fondo fluyendo.

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

1.11. Curvas de comportamiento de afluencia ( IPR ) Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de afluencia de un pozo o IPR (Inflow Performance Relationship), resultó de la suposición de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo se llama índice de productividad (IP) y la ecuación que la define es:

En donde:

qo: Caudal de aceite; Bls/día. Pws: Presión promedio en el yacimiento, presión de fondo estática, Psia. Pwf: Presión de fondo fluyente en el pozo, presión de fondo dinámica, Psia.

Representación esquemática de las Curvas de comportamiento de Presión-Producción

Sin embargo, posteriormente W. E. Gilbert (1954) realizó diversas observaciones en campos productores de hidrocarburos y se dio cuenta que esto sólo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por encima del punto de burbuja o presión de saturación, mientras que para la mayoría de los pozos, los cuales su Pwf estaba por debajo del punto de burbuja, la




IPR graficada formaba una curva debido a que la fase gaseosa presente en el aceite tenía un efecto en la producción. Este investigador encontró que el índice de productividad variaba con respecto al tiempo. Esto se debe a que la presión en el yacimiento disminuye conforme a la explotación del mismo, lo cual se traduce en un incremento en la saturación de gas y en un incremento en la resistencia a fluir del aceite. Para una caída constante de presión, el IP también dependerá del mecanismo de empuje del yacimiento. Para un yacimiento con empuje asociado a un acuífero activo, el IP permanecerá casi constante cuando produzca por encima del punto de burbuja, debido a que no existe gas liberado en el yacimiento que pueda afectar las permeabilidades relativas del aceite y del agua. Todo lo anterior ilustró la necesidad de contar con correlaciones útiles para construir curvas de IPR. M. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones consideró variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca - fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad. La correlación de Vogel para obtener una curva IPR adimensional es la siguiente: En donde:

qo: caudal de petróleo correspondiente a Pwf; Bls/día. qomax: caudal máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero, Bls/día. Pwf: presión de fondo fluyente; psia.

Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor skin y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño. Standing extendió las curvas de IPR de Vogel para poderlas aplicar a pozos con daño o estimulados. M.J. Fetkovich (1973) demostró que los pozos de aceite y los pozos de gas que producen por debajo de la presión de saturación o punto de burbuja, se comportaban de manera similar en términos del índice de productividad, por lo que desarrolló la siguiente correlación: En donde:

qo: caudal de petróleo correspondiente a la Pwf; Bls/día. qomax: caudal máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero, Bls/día.

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

2

max

0 8.02.01ws

wf

ws

wf

o Pp

Pp

qq

nwfws ppCq )( 22

0 −=




Pwf: presión de fondo fluyente; Psia. C: coeficiente de la curva. n: exponente (un valor entre 0.5 y 1.0).

Para aplicar el método de Fetkovitch, es necesario determinar los valores de C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de una prueba de presión – producción de un pozo, donde se miden los caudales aportados por tres diferentes diámetros de estrangulador con sus correspondientes presiones de fondo fluyentes, así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado. En escala log – log se grafican los valores de presión contra caudal, obteniendo una línea recta. El valor de C es la ordenada al origen y el valor de n es la pendiente de dicha recta. El potencial del pozo o caudal máximo teórico se obtiene intersectando el valor de la Pws con la recta obtenida, para encontrar su correspondiente valor de caudal.

Esquema de comportamiento Presión-Producción de acuerdo a correlación de Fetkovich.

1.12. Razón gas en solución – petróleo, Rs SCF/STB. Se denota como Rs, denominada solubilidad del gas en petróleo, razón de gas disuelto y relación de gas disuelto en petróleo. Se define como la cantidad de gas medida a condiciones de superficie, que se disuelven en un barril de petróleo, también medido a condiciones de superficie, los factores que afectan el Rs en el petróleo son:

La presión, al aumentar la presión, aumenta el Rs. La temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye el Rs. El grado API. Al aumentar, aumenta el Rs.

La razón gas disuelto o en solución – petróleo, solubilidad del gas en petróleo; Rs, se define como la relación de los pies cúbicos normales PCN de gas que se pueden disolver en un




barril normal BN de petróleo, cuando ambos son llevados a condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento. Se dice que un crudo esta saturado con gas, cuando tiene en solución la máxima cantidad de gas que el admite, y en este caso, al reducir un poco la presión ocurre liberación de gas. Si el crudo tiene una cantidad de gas inferior a la que puede admitir a ciertas condiciones de P y T, se dice que el crudo está subsaturado (no saturado), o sea que tiene una deficiencia de gas. En un crudo, si se dispone de suficiente gas y se puede someter el petróleo a altas presiones y temperaturas, puede decirse que el gas es infinitamente soluble en el petróleo. Lo que limita la solubilidad del gas en el petróleo en el yacimiento, son las condiciones de presión y temperatura que allí existan y por supuesto la cantidad de gas disponible. Por esta razón, se encuentran yacimientos con capa de gas inicial (exceso de gas a las condiciones de P y T existentes) y yacimientos subsaturados (no saturados). En la siguiente figura ilustra el comportamiento del Rs en función de la presión a una misma temperatura.

Comportamiento Rs en función de presión.

Obsérvese que Rs aumenta con presión hasta llegar a la presión de burbujeo, Pb, a partir de la cual se mantiene constante. La razón de esto, es que al llegar al punto de burbujeo no existe más gas disponible para entrar en solución con el petróleo. Así, por arriba de la presión de burbujeo el petróleo está subsaturado ya que una disminución de presión no causa liberación de gas (Rs es constante), sin embargo, por debajo de la presión de burbujeo el petróleo esta saturado, ya que una disminución de presión origina una liberación de gas debido a que Rs dismunuye.




Los siguientes factores afectan la solubilidad del gas en el petróleo: Presión.- Al aumentar la presión aumenta el Rs. Temperatura.- Al aumentar la temperatura disminuye el Rs. Gravedad del petróleo.- Al aumentar la gravedad API aumenta Rs. Gravedad del gas.- Al aumentar la gravedad específica del gas aumenta Rs. Tipo de liberación.- La manera como se separa el gas del petróleo produce diferentes valores de Rs. Existen dos tipos de liberación: a) instantánea y b) diferencial. Durante la liberación instantánea (flash), la composición del sistema no cambia, el gas liberado permanece en contacto (equilibrio) con el petróleo hasta que todo el gas se separe. Por ejemplo, la separación gas-petróleo que ocurre en un separador. En cambio, durante la liberación diferencial (differential) el gas liberado en cada disminución de presión se separa del petróleo y por tanto la composición del sistema cambia. Normalmente, aunque no en general, los valores de Rs por liberación diferencial son mayores que por liberación instantánea. La cantidad de gas libre, el gas que se libera de 1 BN de petróleo cuando la presión es reducida por debajo de Pb es: Rsb – Rs, donde Rs es el gas remanente en solución a la presión de interés. Luego, cualquier presión por debajo de la presión original de burbujeo, es también una presión de burbujeo debido a que el petróleo está saturado con gas a esa presión. Por lo tanto, las correlaciones presentadas anteriormente pueden ser resueltas para la RGP y valores de Rs, pueden ser obtenidos a cualquier presión menor que Pb. 1.13. Identificación de presiones en subsuelo

PPw




1.14. Pruebas de presiones de fondo

La prueba Build up, consiste en tomar datos y realizar el estudio de un yacimiento a través de un pozo que a ha sido cerrado temporalmente para tal finalidad. Uno de los principales objetivos de este análisis es determinar la presión estática del yacimiento sin necesidad de esperar semanas ó meses para que la presión del yacimiento se estabilice. Esta prueba además nos permite conocer algunos parámetros tales como:

Permeabilidad efectiva del yacimiento Efectos de daño alrededor del pozo Presencia de fallas Algunas interferencias de la producción del pozo Límites del yacimiento, donde no hay un fuerte empuje por agua ó donde el

acuífero no es de gran tamaño comparado con el tamaño del yacimiento Para la ejecución de la prueba se asumen algunas características entre las cuales podemos encontrar: Yacimiento

Homogéneo Isotrópico Horizontal ó de espesor uniforme

Fluido

Se encuentra en una fase simple Poco compresible Viscosidad constante Factor volumétrico de formación constante

Flujo

Flujo laminar No hay efecto de la gravedad

Para efectuar la prueba, el pozo debe estar produciendo a una tasa constante por cierto tiempo antes del cierre con el fin de establecer una estabilización de la presión en el área de drenaje. Posteriormente se cierra el pozo, generalmente este proceso se efectúa en superficie, y se empieza a tomar el tiempo de cierre y a registrar los valores de presión del pozo, los cuales deben comenzar a aumentar o a restaurarse desde el valor de presión de fondo fluyente, hasta alcanzar un valor de pseudo equilibrio con la presión estática del yacimiento. Tomando la data de los cambios de presión a través del tiempo de cierre, es posible estimar aplicando principios matemáticos de superposición los parámetros anteriormente enunciados.




El grafico anexo, muestra como debe ser el comportamiento de la curva de la tasa respecto al tiempo antes y después del cierre del pozo, durante una prueba build up:

La siguiente gráfica muestra cómo será el cambio de presión de fondo fluyente del pozo con respecto al tiempo:

La ecuación que nos permite el cálculo de la presión durante la prueba de presión Build up es:

En donde:

pi: presión inicial del reservorio; psi. Pws: presión en la cara de formación en buildup, psi. tp: tiempo de flujo antes del cierre, hr. ∆t: tiempo de cierre, hr.

Es importante destacar que B, es el FVF del petróleo para un yacimiento de petróleo, μ la viscosidad del fluido, K la permeabilidad y h el espesor de la arena que drena al pozo. El parámetro tp corresponde a:

En donde:

Np: producción de petróleo acumulada antes del cierre, Bls. Qo: caudal de pozo estabilizado antes del cierre, Bls/día. tp: tiempo total de producción, hr.




La ecuación de Pws, puede ser graficada en función de [(t+Δt)/Δt] y así se obtendrá una recta conocida como la gráfica de Horner, que nos aportará la información necesaria para el cálculo de la presión estática del yacimiento.

Donde si efectuamos una extrapolación del valor: [(t+Δt)/Δt]=1, obtendremos el valor de la presión para un tiempo de cierre infinito la cual se aproximará al valor de la presión estática del yacimiento, o matemáticamente según la ecuación de de Pws, quedará que el valor de la presión de fondo fluyente es igual a la presión estática del yacimiento. Para la realización de las pruebas de presión Buid Up, Sertecpet dispone del software Saphir de Kappa, a continuación se presenta una secuencia de una prueba de restauración de presión o build up con bomba Jet Claw Smart. Prueba de restauración de presión en software Kappa

2800

3300

Pres

sure

[ps

ia]

E102

2 (2

3-03

-10)

Tin

f [ps

ia]

build-up #1 (32.8271 hr)production #1e-test survey

Gro

ups

1000

iqui

d R

ate

[STB

/D]

2500

5000

Liqu

id V

olum

e [S

TB

Prod

uctio

n [S

TB/D

]

0 20 40 60 80 100 120 140

Pressure [psia], Not a unit, Liquid Rate [STB/D], Liquid Volume [STB] vs Time [hr]




Comportamiento de restauración de presión o build up con diferentes tipos de flujo

1E-3 0.01 0.1 1 10 10010

100

1000

Wellbore

Radial flow

Linear flowPseudo radial

Log-Log plot: p-p@dt=0 and derivative [psi] vs dt [hr] Multicierres con válvula de cierre de fondo

3000

4000

CLOSE WITH VALVE OF BOTTOM

HER

R 4

460

[psi

a]

est surveyn #1 3#4 4 uild-up #5#6#6#7#7 p #8#9 #9 0p #10 2#123 p #13 4 5#156 7d-up #17 build-up #18 19

Gro

ups

500

1000

oduc

tion

[STB

/

0 100 200 300 400

Pressure [psia], Not a unit, Liquid Rate [STB/D] vs Time [hr]




Multiratas

4000

4500

5000

Pres

sure

[ps

ia]

EX00

2a [p

sia]

build-up #2 (85.9247 hr - 89 data points)production #2build-up #1 (51.5548 hr)roduction #1

Gro

ups

0

Liqu

id R

ate

[S

4000

9000

d V

olum

e [S

T

uctio

n [S

T

30 70 110 150 190 230 270 310

Pressure [psia], Not a unit, Liquid Rate [STB/D], Liquid Volume [STB] vs Time [hr] Standing valve, ventajas cierre inmediato efecto de almacenamiento 1.15. Propiedades petrofísicas 1.15.1. Porosidad (φ) La porosidad indica el porcentaje de la roca de reserva que es hueco, debido a los poros. En otras palabras, indica la cantidad de petróleo que puede almacenar la roca, respecto a su tamaño. Una porosidad del 20% indica que el 20% del volumen de la roca contiene fluidos y el 80% restante es roca sólida.

POROSIDAD CARACTERÍSTICAS DE LA ROCA

0 – 5% Despreciable 5 – 10% Pobre 10 – 15% Regular 15 – 20% Buena

Mayor a 20% Excelente




Si un yacimiento de petróleo tiene muy baja porosidad, el volumen de petróleo no es factible desde el punto de vista económico. 1.15.2. Permeabilidad (K) La permeabilidad es la facilidad que tiene el crudo para fluir a través de la roca almacenadora. La permeabilidad se mide en milidarcies (md). Entre más milidarcies tenga la roca almacenadora, más fácil fluye el crudo.

PERMEABILIDAD CARACTERÍSTICAS DE LA ROCA 1 – 10 md Aceptable

10 – 100 md Buena Más de 100 md Excelente

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

Poros

Roca




Debido a la diferencia de densidades, en la parte superior se acumula el gas, en la del centro el crudo y en la parte más baja se deposita el agua. Con esto, se forman dos interfases o zonas de contacto:

Gas - Crudo Crudo - Agua

1.16. Mecanismos de empuje El mecanismo de empuje es un tipo de energía natural que presuriza el hidrocarburo en el yacimiento, lo que facilita su extracción. Hay varios tipos de empuje, pero aquí veremos solamente el empuje hidráulico y el de gas. 1.16.1. Empuje hidráulico En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida.

Roca almacenadora (porosa)

Gas

Crudo

Rocas sellantes

Agua

Crudo - Agua

Gas - Crudo




La intrusión ocurre debido a:

Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.

El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petróleo está en contacto con agua proveniente de la superficie.

Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan: Reservorios por empuje de fondo.- en la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema. Reservorios por empuje lateral.- en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.

Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:

(a) El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua. (b) Debe existir suficiente

permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50 md). (b) A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa. (c) El método de balance de materiales es el mejor indicador.

Entre los métodos para estimar la recuperación se tiene: Buckley-Leverett, la técnica de Dykstra-Parsons, el método de Stiles, Balance de Materiales, Correlaciones y Simulación Numérica. Para estimar el influjo tenemos las teorías de Van-Everdingen y Fetkovich.

1.16.2. Empuje de Capa de Gas Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas. Con la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida

RESERVORIOS POR EMPUJE HIDRÁULICO

CARACTRÍSTICAS TENDENCIA

Presión del Reservorio Permanece alta.

GOR de superficie Permanece bajo.

Producción de agua Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.

Comportamiento del pozo Fluye hasta que la producción de agua es excesiva.

Recuperación esperada 10 al 70 % del OOIP.




que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo.

La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas recupere más petróleo son:

Baja viscosidad del petróleo Alta gravedad API del petróleo Alta permeabilidad de la formación Altorelieve estructural Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas

La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación numérica o por cálculos de balance de materiales.

RESERVORIOS POR EMPUJE DE CAPA DE GAS

CARACTERÍSTICAS TENDENCIA

Presión del reservorio Declina suave y continuamente.

GOR de superficie Se eleva continuamente en los pozos ubicados en la parte alta de la estructura.

Producción de agua Ninguna o insignificante.

Comportamiento del pozo Largo tiempo de vida fluyente, dependiendo del tamaño de la capa.


1.16.3. Empuje de Gas en Solución El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno, Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje por Expansión de




Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un reservorio de Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua. La saturación de agua promedia dentro del volumen poroso esta cerca al valor irreducible. La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos. Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil. A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente el GOR observado en los pozos. El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible. La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta normalmente en el rango de 3% o menos. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación. Los métodos que han sido desarrollados para predecir la recuperación de petróleo incluyen el método de Muskat, diversas variaciones del método de Tarner, balance de materiales por diferencias finitas, técnicas estadísticas y Simulación Numérica.

1.16.4. Empuje por segregación gravitacional En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la

RESERVORIOS DE GAS EN SOLUCIÓN

CARACTERÍSTICAS TENDENCIA

Presión del Reservorio Declina rápida y continuamente.

GOR de superficie Primero es bajo, luego se eleva hasta un máximo y después cae.

Producción de agua Ninguna.

Comportamiento del pozo Requiere bombeo desde etapa inicial.





permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %. Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:

Variaciones del GOR con la estructura. Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo. Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

1.16.5. Empuje por compactación La producción de fluidos de un reservorio, incrementará la diferencia entre la presión de sobrecarga (Overburden) y la presión del poro, lo que originará una reducción del volumen poroso del reservorio y posiblemente cause subsidencia de la superficie. La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante solo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos reservorios que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados. Aunque el empuje por compactación incrementará la recuperación de petróleo, la compactación de la formación puede causar problemas tales como colapso al casing y reducir la productividad de los pozos debido a la reducción de la permeabilidad. En la mayoría de las cuencas sedimentarias, el gradiente de sobrecarga es aproximadamente de 1 psi por pie de profundidad. Parte de este peso es soportado por los granos de la roca y el resto es soportado por el fluido dentro del espacio poroso. La porción de la sobrecarga sostenida por los granos de la roca es denominada presión de la matriz o del grano. En regiones con presiones normales, el gradiente de presión del fluido se encuentra entre 0.433 a 0.465 psi por pie de profundidad. Por lo tanto la presión del grano incrementará normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 a 0.56 psi por pie.




1.17. Propiedades PVT Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen esta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por estas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o correlaciones empíricas que permitan determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. 1.18. Correlaciones A continuación se presentan las correlaciones más usadas para el cálculo de las variables utilizadas en la construcción de la curva IPR (Inflow Performace Relationship), del Software Claw, para los diferentes tipos de crudos producidos en diferentes países con pozos en Producción con bomba Jet Claw. 1.18.1. Correlación de Standing Fue obtenida en 105 experimentos, utilizando petróleos de California. El promedio de error de la correlación fue aplicado a los datos usados para desarrollar el método y resultó ser 4,8 % a una presión de 106 psi. Los gases involucrados en el desarrollo del método no contenían Hidrógeno ni Sulfuro de Hidrógeno. Alguno de los gases contenía Dióxido de Carbono en cantidades insignificantes. La correlación podrá aplicarse a otros petróleos teniendo en cuenta que las características de los petróleos y el gas sean similares a las usadas para desarrollar el método. Fuera de éste rango se incurre en un margen de error. Rango de parámetros Pb 130 a 7000 psi TF 100 a 258 °F Rsb 20 a 1.425 pcn/BF API 16.5 a 63.8 γg 0.59 a 0.95 Presión de burbuja, Pb

Razón gas disuelto – petróleo, Rs




Factor Volumétrico del petróleo, βo

• Para reservorios Saturados

• Para reservorios Subsaturados

1.18.2. Correlación de Vasquez & Beggs

Es una correlación generalmente aplicada, contiene ecuaciones para GOR, Factor volumétrico del petróleo y Compresibilidad del petróleo. Fue desarrollada a partir de 600 análisis PVT de crudos de todo el mundo. Un total de 6004 datos medidos. La exactitud de la correlación es mayor si se divide en rangos de gravedad específica del petróleo (API>30 o API<30). Rango de parámetros Pb 50 a 5250 psi TF 70 a 295 °F Rsb 20 a 2070 pcn/BF API 16 a 50 γg 0.56 a 1.18 Presión de burbuja, Pb

Razón gas disuelto - petróleo, Rs

Los coeficientes C1, C2 y C3 son los mismos utilizados en Pb.

ºAPI<=30 ºAPI>30 C1 0.0362 0.0178 C2 1.0937 1.1870 C3 25.7240 23.9310




Factor Volumétrico del petróleo (βo)

API ≤ 30 API > 30 C1 4.68E-04 C1 4.67E-04 C2 1.75E-05 C2 1.10E-05 C3 -1.81E-08 C3 1.34E-09

Para reservorios subsaturados

1.18.3. Correlación de Al-Marhoun Contiene ecuaciones para estimar la Presión de burbuja, GOR y Factor volumétrico del petróleo para Crudos de Arabia Saudita. Se utilizó 75 análisis PVT de muestras de fondo de 62 yacimientos, de Crudos de Arabia Saudita. El autor afirma que las correlaciones deberían ser válidas para todos los tipos de mezclas de gas-petróleo que comparten propiedades similares a los utilizados en la derivación. Según el autor, el promedio de los errores y las desviaciones estándar fueron menores con la correlación de Al-Marhoun que con las correlaciones de Standing y Glaso para los crudos de Arabia Saudita. Error promedio relativo 0.03%. Rango de parámetros Pb 139 a 3513 psi TF 74 a 240 °F Rsb 20 a 1602 pcn/BF API 14.3 A 44.6 γg 0.752 a 1.367 Presión de burbuja, Pb

Razón gas disuelto – petróleo, Rs





1.18.4. Correlación de Petrosky – Farshad Esta correlación contiene ecuaciones para estimar la Presión de burbuja, GOR, Factor volumétrico del petróleo y compresibilidad del petróleo para Crudos del Golfo de México. La correlación fue desarrollada con ejemplos de fluidos tomados de pozos offshore de Texas y Louisiana. Los autores afirman que estas correlaciones proporcionar mejores resultados que otras correlaciones para el Golfo de México, incluidos los publicados por Standing, Vásquez & Beggs, Glaso y Al-Marhoun. Rango de parámetros Pb 1574 a 6523 psi TF 114 a 288 °F Rsb 217 a 1406 pcn/BF API 16.3 – 45 γg 0.578 a 0.852 Presión de burbuja, Pb

Razón gas disuelto - petróleo, Rs







Compresibilidad del petróleo, co






CAPÍTULO 2 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE HIDRÁULICA El conocimiento de los principios fundamentales que rigen y describen el comportamiento de los diversos fluidos en su estado estático o en movimiento, son de vital importancia en el desarrollo de procesos relacionados con la industria petrolera. La mecánica de fluidos estudia los fluidos tanto en estado de equilibrio (hidrostática), como en movimiento (hidrodinámica). Los fluidos desempeñan un interés excepcional en la ingeniería, ya que miles de procesos los involucran constantemente. 2.1. Clasificación de los Fluidos

Un fluido es una sustancia que se mueve o desplaza cuando recibe fuerzas de corte. Los fluidos se clasifican en líquidos y gases. 2.1.1. Líquido Fluido sometido a fuerzas intermoleculares que lo mantienen unido de tal manera que su volumen es definido pero su forma no. Ligeramente compresible y su densidad no varia casi con temperatura y la presión.

2.1.2. Gas Fluido que consta de partículas en movimiento que chocan entre sí y tratan de dispersarse de tal manera que No tienen forma ni volumen definido y llenará completamente cualquier recipiente en el que se coloque. Los gases son compresibles y su densidad varía con temperatura y presión.

Gas

Líquido




2.2. Propiedades de los Fluidos 2.2.1. Densidad (ρ) La densidad de una sustancia se define como el cociente de su masa entre el volumen que ocupa. La unidad de medida en el Sistema Internacional es kg/m3. También se utiliza en g/cm3 y Lb masa/ft3 para el sistema Inglés. ρ agua= 62,37 Lb masa/ft3

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

Sustancia Densidad (g/cm3)

Sustancia Densidad (g/cm3)

Aceite 0.8-0.9 Bromo 3.12

Ácido sulfúrico

1.83 Gasolina 0.68-0.72

Agua 1.0 Glicerina 1.26

Agua de mar

1.01-1.03 Mercurio 13.55

Alcohol etílico

0.79 Tolueno 0.866

volumenmasa

=ρ




La unidad de medida en el Sistema Internacional es el Pascal (Pa). El sistema inglés usa el PSI (Lbs/pulg2) 2.2.3. Temperatura (T) La temperatura es una medida de la energía térmica o grado de calor que posee un cuerpo. La unidad de medida en el Sistema Internacional son los grados centígrados (°C). El sistema americano utiliza los grados Fahrenheit (°F). Temperatura estándar = 60 °F 2.2.4. Peso Específico (P.E.) Es una relación entre el peso de una sustancia y el volumen que ocupa (no confundir peso con masa). Sus unidades son Libras por pie cúbico [Lb/ft3]. IMPORTANTE.- La densidad es la relación entre masa y volumen. El peso específico es la relación entre peso y volumen. Recuerde que gramos o Kilogramos son MASA, no peso 2.2.5. Gravedad Específica (γ) La densidad relativa o Gravedad especifica (G.E o γ) es un número adimensional que expresa la relación del peso del cuerpo al peso de un volumen igual de una sustancia que se toma como referencia. Para líquidos tomamos como referencia el agua y para gases tomamos al aire a 14.7 psi de presión y 60ºF de temperatura. G.E agua= 1,0

Fuerzas actuando sobre cuerpo sumergido y sobre paredes del recipiente.

AF

áreafuerzaP ==

32*59 00 += CF

VolumenPesoEP sustancia.. =




2.2.6. Tensión Superficial Una molécula en el interior de un liquido esta sometida a la acción de fuerzas atractivas en todas las direcciones siendo la resultante nula, pero si la molécula está en la superficie sufre la acción de un conjunto de fuerzas de cohesión superficial llamada tensión superficial. Un zancudo puede pararse en el agua debido a que su presión no vence la tensión superficial. La tensión superficial en una gota de agua es la que mantiene su forma. 2.2.7. Viscosidad Es la medida de la resistencia de una sustancia a fluir; a mayor viscosidad es más difícil que fluya. Depende del tipo de fluido, temperatura y presión. La Viscosidad disminuye al aumentar la temperatura pero no se ve afectada apreciablemente con el cambio de presión.

Viscosidad Absoluta o dinámica (µ) :

Expresa el grado de resistencia al flujo. Sus unidades son: [N*Seg/m2] (Sistema Internacional)), CentiPoises (Cp) (API). 1 N*Seg/m2 = 1000 Cp

Viscosidad Cinemática (ν)

Expresa el cociente entre viscosidad absoluta y densidad del fluido. ν= Viscosidad absoluta/Densidad del fluido. [m2/seg] (Sistema Internacional), CentiStokes (cSt) (API).

1 m2/seg = 1’000.000 cSt

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

volumenmismoelenaguadelMasavolumenunenladeMasaEG sustancia. =

Sustancia Densidad (kg/m3)

G.E

Agua 1000 1Aceite 900 0,9Alcohol 790 0,79Glicerina 1260 1,26Mercurio 13550 13,55




El comportamiento de la viscosidad en función de la temperatura se presenta en la siguiente gráfica:

Para mezclas de fluidos petróleo y agua el comportamiento de la viscosidad aparente en relación al porcentaje de BSW, a temperatura constante, se presenta en la siguiente gráfica.




2.3. Ecuación fundamental de la hidráulica La estática de los fluidos afirma que la presión depende únicamente de la profundidad. Cualquier aumento de presión en la superficie se propaga por todo el fluido.

2.4. Variación de presión con profundidad Considerando una porción de fluido y teniendo en cuenta que se encuentra en equilibrio debido a:

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

La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara inferior. La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara superior.

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

AFP =

ghPP ρ+= 0




En donde:

ρ: densidad, kg/m3 P: presión, Pascal g: aceleración de la gravedad, m/seg2 h: altura, m

2.5. Presión Atmosférica Para medir la presión atmosférica, Torricelli empleó un tubo largo cerrado por uno de sus extremos, lo llenó de mercurio y le dio la vuelta sobre una vasija de mercurio. El mercurio ascendió hasta una altura h=0.76 m al nivel del mar. Dado que el extremo cerrado del tubo se encuentra casi al vacío Po=0, y sabiendo la densidad del mercurio es 13.55 g/cm3 ó 13550 kg/m3 la presión atmosférica es: Patm= rgh= 13550*9,81*0,76 = 101023 Pa Patm= 14,7 Psi en unidades Petroleras (API).

2.6. Principio de Arquímedes El principio de Arquímedes afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta un empuje vertical y hacia arriba igual al peso del fluido desalojado. La explicación del principio de Arquímedes consta de dos partes como se indica en las figuras El estudio de las fuerzas sobre una porción de fluido en equilibrio con el resto del fluido. La sustitución de dicha porción de fluido por un cuerpo sólido de la misma forma y dimensiones.

h

P0=0




En donde:

ρ: densidad, kg/m3 G: aceleración de la gravedad, m/seg2 V: volumen, m3 E: empuje, Newton

2.7. Hidrostática Estudio de las condiciones de equilibrio de los líquidos y las presiones que estos ejercen. Es un estado en el cual cada partícula fluida permanece en reposo o no tiene movimiento relativo respecto a las otras partículas. La presión estática es: En donde:

ρ: densidad, kg/m3 P: presión, Pascal g: aceleración de la gravedad, m/seg2 h: altura, m

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

P: presión, psia h: altura, ft Po: presión, psia

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

gVEmpuje desalojadofliudo **ρ=

5,131.

5,141−=

crudoEGAPIο

ghPP ρ+= 0

hEGPP fluido *.*433,00 +=




Podemos determinar la gravedad especifica de una mezcla dependiendo del porcentaje de cada fluido. Para una mezcla de las sustancias A (agua) y B (crudo) en cierto porcentaje tenemos: A: 20% B: 80% G.E. A: 1.0 G.EB: 0.88 G.E. mezcla= G.EA*0.2 + G.EB*0.8 G.E. mezcla= 1.0*0.2+0.88*0.8 G.E. mezcla= 0.904 Es importante recordar que la presión hidrostática depende de la altura de la columna del fluido y no del área o del diámetro del recipiente que lo contenga. (G.Ecrudo=0.88 G.Eagua=1.0) En el punto C: Pc= Po= Patmosferica = 14.7 Psi En el punto B: PB= Pc+ presión de la columna de crudo PB= Patmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudo PB= 14.7 + 0.433*0.88*5 = 14.7 + 1.9 = 16.6 Psi En el punto A: PA= Pc+ presión de la columna de crudo + presión columna de agua. PA= Patmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudo + 0.433* G.Eagua*hagua PA= 14.7 + 0.433*0.88*5 + 0.433*1.0*8 = 20.1 Psi La presión total que actúa sobre el punto A es la suma de todas las presiones correspondientes a cada una de las columnas de fluidos mas la presión ejercida por la atmósfera debido a que es un recipiente abierto. Po = P. Atmosférica Punto C Crudo = 5 FT. Punto B Agua = 8 FT. Punto A

Petróleo

Agua

Po = P. atmosférica




2.8. Cuerpos sumergidos Como describe el principio de Arquímedes todo cuerpo sumergido experimentará una fuerza de empuje vertical ascendente igual al peso del fluido desalojado. En el siguiente ejemplo se observa la variación del peso de un objeto al sumergirse en un fluido. EJEMPLO: El peso de un objeto sumergido (largo=40cm, ancho=20cm, alto=20cm) en agua es 50 N, ¿cuánto pesará en el aire? Volumen del cuerpo = 0,2m*0,2m*0,4m = 0,016m3. Volumen de fluido desalojado = 0,016m3. Densidad del fluido(agua) = 1000 Kg/m3. Masa desalojada = Densidad*Volumen= 1000*0,016 = 16 Kg Fuerza de empuje (Fe)= m*g = 16*9,8 = 157 N. Como el bloque se encuentra en equilibrio se cumple que: Tensión + Fuerza de empuje (Fe) = W(peso) 50 N + 157 N = W W(peso) = 207 N. Es decir que el objeto realmente pesa 207 N pero al sumergirlo en agua pesa solo 50 N. 2.9. Niveles en tanques Si analizamos la presión ejercida sobre la línea roja observamos que la presión que ejerce la columna de fluidos dentro del tanque (agua y crudo) debe ser igual a la presión ejercida por la columna de agua en la parte externa del tanque (pierna de agua). Aplicando las leyes de la Hidrostática y teniendo en cuenta que las dos columnas se encuentran en equilibrio decimos que: Para un crudo 29,4 API. G.Eagua = 1,0 G.Ecrudo = 0,88




0,433*G.Ecrudo*hcrudo + 0,433* G.Eagua*hagua = 0,433*G.Eagua*hpierna 0,433*[G.Ecrudo*hcrudo + G.Eagua*hagua] = 0,433*[G.Eagua*hpierna] hpierna = [G.Ecrudo*hcrudo + G.Eagua*hagua]/ G.Eagua Reemplazando para este caso: hpierna = [0,88*10 + 1,0*28]/1,0 hpierna = 36,8 pies. 2.10. Dinámica de fluidos La dinámica estudia el movimiento de los fluidos. Se basan generalmente en la mecánica de fluidos, leyes de conservación de la masa y ley de conservación de la energía. Dos recipientes de áreas A1 y A2 están comunicados por un tubo de sección S inicialmente cerrado. Si las alturas iniciales de fluido en los recipientes h1 y h2 son distintas, al abrir el tubo de comunicación, el fluido pasa de un recipiente al otro hasta que las alturas del fluido se igualan.

H pierna h agua

H crudo 10´

28´

Movimiento de fluido mediante vaso comunicante




2.11. Ecuación de continuidad Esta ecuación es consecuencia del principio de conservación de la masa, es decir la masa que atraviesa cualquier sección de una corriente de fluido por unidad de tiempo es constante. El Caudal (Q) se define como Área transversal por velocidad: Las unidades del caudal son m3/seg (Sistema Internacional) y ft3/seg (API). Como en una tubería todo el líquido que entra debe salir (Caudal constante) la ecuación de continuidad establece que: En donde:

A: área, ft2 V: velocidad, ft/seg Q: caudal, ft3/seg h: altura, m

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

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

En donde:

V: velocidad, pies/seg Q: caudal, BPD D: diámetro, pulg

Q d S

VAQ *=

QVAVA == 2211 **

2*01192,0

dQV =




Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo. Si un pozo produce 1000 BPD (barriles por día) de fluido por medio de una tubería de 3 pulgadas, la velocidad del fluido será:

2.13. Flujos y pérdidas de fricción en tuberías El flujo (laminar o turbulento) lo determina principalmente la velocidad del fluido y el tamaño del conducto o tubería; a medida que la velocidad aumenta el flujo cambia de laminar a turbulento. Se calcula un indicador adimensional (número de Reynolds, Re) si el valor es menor a 2100 el flujo es laminar, de lo contrario es turbulento. Las unidades deben ser API (ft, lbs, etc..). Se debe evitar el flujo turbulento porque incrementa los efectos de desgaste, erosión, y deterioro de tuberías, bombas y accesorios, sobre todo si el fluido arrastra partículas abrasivas como arenas y sólidos en suspensión. Dependiendo del tipo de flujo, diámetro de tubería, rugosidad del material, tipo de fluido, propiedades del fluido, caudal, temperatura, y muchos otros factores, existen tablas para determinar las perdidas por fricción cuando el fluido se encuentra en movimiento. 2.14. Ecuación de Bernoulli En la gráfica se observan los cambios energéticos que ocurren en la porción de fluido señalada en color amarillo, cuando se desplaza a lo largo de la tubería. En la figura, se señala la situación inicial y se compara la situación final después de un tiempo Dt. Asumiendo un fluido incompresible y que las perdidas de energía por fricción son despreciables podemos realizar el balance de energía y masa. El fluido experimenta cambios de altura (energía potencial), cambios de velocidad debido al cambio en el diámetro de la tubería (energía cinética). También se cumple que la masa que entra es igual a la que sale (conservación de la masa).

Laminar Turbulento

segpiesV /324,13

1000*01192,02 ==

μρ DV **Re =




En donde:

P: presión, psi ρ: densidad, lb/ft3 g: aceleración de la gravedad, ft/seg2 V: velocidad, ft/seg y: distancia, ft

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

Velocidad menor Velocidad mayor Presión mayor Presión menor

2222

2111 2

121 VgyPVgyP ρρρρ ++=++

Balance de energía de Bernoulli

)()(222

21

2121 AA

PPAAQ−−

⋅=ρ




En donde: P: presión, psi ρ: densidad, lb/ft3 A: área, m2 Q: caudal, m3/seg

El venturi es un tubo con un área de entrada mayor al de salida. Todo el caudal que entra es el mismo que sale. Cuando pasa un fluido, en el área 1 hay más presión pero menos velocidad. En el Area 2 ocurre lo contrario. La diferencia de presiones es proporcional a la velocidad y al caudal. Efecto Venturi (Medida de flujo) Se tiene un flujo de agua a través de una tubería de 40 cm de diámetro que luego reduce a 10 cm de diámetro. La diferencia de presión es de 1275 Pa (P2-P1). Determinar las velocidades del fluido en cada diámetro y calcular el caudal (Q) en BPD. A1 = 3,1416 * (0,2)2 = 0,1256 m2 A2 = 3,1416 * (0,05)2 = 0,0078 m2 ρagua = 1000 kg/m3.

Q = 0,1248 m3/seg 0,1248 x 53247 Factor de cambio de unidades Q = 6837 BPD

)()(222

21

2121 AA

PPAAQ−−

⋅=ρ




2.16. Velocidades en tuberías (flujo anular) Se habla de flujo anular cuando el fluido es conducido por el espacio existente entre las dos tuberías, espacio que se observa en la figura en color amarillo. Para este caso el área transversal efectiva de flujo es el área de la tubería exterior menos el área de la tubería interior. Conociendo el flujo(Q) en Barriles por día y el diámetro de las tuberías (d1 y d2), aplicando Q=V*S y pasando a unidades usadas en el campo, podemos calcular la velocidad del fluido.

En donde:

V: velocidad, pies/seg Q: caudal, BPD d: diámetro, pulg

Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo. Si un pozo produce 3000 BPD(barriles por día) de fluido por el espacio anular existente entre una tubería(casing) de 7’’ y una tubería de 3 pulgadas, la velocidad del fluido será:

Flujo anular

Q

d1

Tubería externa

Tubería interna d2

22 21*01192,0

ddQVflujo −

=

22 21*01192,0

ddQVflujo −

=

segpiesanularelenfluidodelVelocidad

segpiesVflujo

89,0

89,037

3000*01192,022

=

=−

=




Fórmula para calcular el tiempo de llenado de fluido que falta por llenarse en el pozo: Donde: Q = Caudal de Inyección BFPD d 1= ID anular PULG. d 2= OD. Tubing pulg. 2.17. Software utilizado para cálculos hidráulicos Para realizar todo el conjunto de cálculos hidráulicos desde fondo de pozo hasta las facilidades de superficie, incluyendo cabezal de pozo, tuberías de flujo y tuberías de transporte se dispone de software especializado, que utilizando la base teórica universal descrita anteriormente, permiten con facilidad y rapidez calcular pérdidas de presión, velocidad de los fluidos, diámetros óptimos, etc. En base a hidráulica, una de las técnicas más utilizadas para maximizar la producción total diaria, comprobada y confiable es el Análisis Nodal, consistiendo básicamente en detectar restricciones al flujo y cuantificar su impacto en las facilidades, desde la configuración del sistema de levantamiento artificial, tubería de producción, cabezal de pozo, tuberías de transporte y facilidades de superficie. En donde:

Pws: Presión de reservorio Pwf: Presión de fondo fluyente Pintake: Presión de ingreso a sistema de levantamiento artificial Pwh: Presión de cabeza del pozo Pmanifold: Presión de manifold Psep.: Presión de separador Ptank: Presión en tanque

Esquema para análisis nodal por pozo

( )QInyeccion

hdd *21*40,1tiempo2

minutos−

=




Software utilizado para cálculos hidráulicos: Aspen Tech Pipe versión 2006, utilizado para cálculos hidráulicos con flujos

monofásicos o bifásicos. Wellflo versión 4.0 2008, utilizado para hidráulica en ingeniería de petróleos. Pipe Flow Expert versión 4.60 2009, utilizado presión en cálculos de flujo de

fluidos.

Pantallas de software Aspen Tech, Aspen PIPE, versión 2006

Pantallas de software Weatherfort, WellFlo, versión 4.0

Pantallas de software Pipe Flow, Pipe Flow Expert 2.009




CAPÍTULO 3 3. DEFINICIÓN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción del fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”.

La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un equipo de bombeo centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido, hasta cualquier número de pozos petroleros. La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba Jet Claw tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes. Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo natural se debe evaluar las facilidades de producción y fondo para poner en producción el pozo con el sistema de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet Claw. A continuación se detalla BHA de prueba para producción por bombeo hidráulico. 3.1. Descripción de completación típica para bombeo hidráulico

CASING TUBING

CAMISA

BOMBA JET

EMPACADURA

FORMACIÓN




3.1.1. Tubing Tubería que en este sistema de levantamiento artificial permite la inyección de fluido motriz o es utilizada como tubería de producción, dependiendo del tipo de bomba Jet Claw a utilizarse que puede ser convencional (directa) o reversa. 3.1.2. Casing Tubería de revestimiento que en este tipo de levantamiento nos puede servir como tubería de producción o inyección de fluido motriz, dependiendo igual del tipo de bomba Jet a utilizarse. 3.1.3. Camisa En el medio se la conoce como camisa de circulación Sliding Sleeve tipo “L”, es utilizada como alojamiento de la bomba Jet Claw, de acuerdo a la posición del clousing sleeve cerrado abierto permite realizar diferentes operaciones en el fondo del pozo y en la bajada de los BHA de prueba. 3.1.4. Bomba jet Bomba Jet Claw que permite la producción del pozo, mas adelante en este documento se ampliara su definición. 3.1.5. Empacadura de prueba Es conocida también con el nombre de packer de prueba, que permite el aislamiento de la zona de producción. 3.1.6. Formación Zona productora de petróleo 3.2. Teoría general de bombeo hidráulico tipo Jet

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

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




Otra ventaja de las bombas jet es la solidez de la sección de trabajo, que hace que pueda adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo, frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las bombas de pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP, así como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia de arena. 3.3. Principio de funcionamiento de la bomba Jet Claw

Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan mediante una configuración de nozzle y garganta “venturi “. Diferentes configuraciones geométricas (áreas internas de nozzle y garganta) permiten manejar diferentes caudales de inyección y producción.

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

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

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

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

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




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

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

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

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

3.4. Nomenclatura de bomba jet La nomenclatura utilizada para la identificación del tamaño y capacidad de cada una de las bombas esta en base al siguiente criterio: El nozzle se lo denominara con un Número (# 10) La garganta se la denominara con una letra ( J ) 3.5. Descripción de partes y piezas 3.5.1. Bomba Jet Claw® reversa La bomba Jet Claw® Reversa se utiliza frecuentemente para la obtención de los datos del yacimiento en forma instantánea, por cuanto es necesario solamente desplazar los fluidos que se encuentran en el tubing, para que inmediatamente se obtenga el fluido de formación. Esta bomba se aloja en una camisa deslizable, es desplazada y recuperada hidráulicamente a través del tubing. En este tipo de levantamiento artificial, el fluido motriz es inyectado por el espacio anular, y la producción más la inyección retornan por el tubing.

6 0,0086 F 0,02157 0,0111 G 0,02788 0,0144 H 0,03599 0,0159 I 0,0464

10 0,0175 J 0,052611 0,0310 K 0,0774

BOMBA 10 J




En la evaluación de pozos es muy utilizada cuando se aplica el sistema TCP o DST. Se puede manipular las presiones desde la superficie generando diferenciales de las mismas, las cuales son requeridas para realizar pruebas de PVT. Su mayor aplicación se da en pozos con amplia producción de arena, donde los sólidos son evacuados a través del tubing evitando así, que se produzcan la acumulación de sólidos sobre la empacadura. Igualmente en los tratamientos de limpieza con ácidos, se evita que estos tengan contacto con el casing. Las operaciones con este sistema no requieren presiones mayores a 2500 PSI. Su recuperación se puede hacer con la misma presión hidráulica o con una unidad de slick line. Tiene la versatilidad de poder instalar en su interior los memory gauges, para realizar build-up o para ensamblar en la misma los muestreadores para el análisis PVT, minimizando el tiempo y costo de las operaciones.




FISHING NECK

UPPER PACKING MANDRELL

OUTER TUBE

DISCHARGE BODYHOUSING NOZZLE

BOTTON PLUG

ADAPTER EXTENSION

CHEVRON PACKING

END Y CENTER ADAPTER

HOUSING TROHAT

DIFUSOR

NOZZLE RETAINER

NOZZLE

GARGANTA




3.5.2. Bomba Jet Claw® directa o convensional La bomba Jet Claw® Convencional se utiliza comúnmente para la producción continua de los pozos y, en algunos casos, para pruebas de producción. Se desplaza y se recupera hidráulicamente, se aloja igual que la reversa en una camisa deslizable o en una cavidad de existirla; en este caso, el fluido motriz a alta presión es inyectado por la tubería de producción y el aporte del pozo mas la inyección retornar por el espacio anular hasta la superficie. En este tipo de bomba, también se pueden alojar en el interior los memory gauges para realizar build-up, o los muestreadores para realizar los análisis de PVT, reduciendo los tiempos y minimizando el costo. En pozos con el casing deteriorado es recomendable utilizar solamente este tipo de bomba, debido a que la prisión de retorno por el espacio anular es baja.

FISHING NECK

UPPER PACKING MANDRELL HOUSING NOZZLE

BOTTOM PLUG

EXTENSION ADAPTER

DISCHARGE BODY

END Y CENTER ADAPTER

HOUSING TROHAT

DIFUSOR

OUTER TUBE

CHEVRON PACKING

NOZZLE RETAINER




3.6. Consideraciones en la operación de bombas Jet Claw 3.6.1. Prueba de inyectividad Antes de desplazar la bomba jet se debe realizar prueba de inyectividad con la finalidad de comprobar que exista permeabilidad en la zona productora. 3.6.2. Desplazamiento de bomba jet

La bomba debe desplazarse siempre y cuando el tubing este lleno y sea del mismo diámetro interior hasta el alojamiento de la bomba, de variar el tamaño no se puede desplazar hidráulicamente, se debe recomendar asentar la bomba con slick line. 3.6.3. Comportamiento de entrada de fluidos en bomba jet La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos. Este comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para entregar sus fluidos. Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo el bombeo hidráulico tipo jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para proporcionar la energía adicional requerida para levantar la producción hasta la superficie. 3.6.4. Profundidad de bomba jet La profundidad de la bomba depende de la profundidad de las formaciones productoras. La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros sobre la profundidad de los punzados

3.6.5. Total Vertical Depth (TVD)

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

3.6.6. Measurement Depth (MD)

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

3.7. Daños más frecuentes en bombas jet

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




3.7.2. Taponamiento de nozzle Debido a la presencia de sólidos en el fluido motriz se tapona el área del nozzle, incrementándose inmediatamente la presión de operación, debiéndose reversar la bomba a superficie, realizar limpieza e inspección del área del nozzle, verificar que no exista picaduras que ocasionarían distorsión del sentido de flujo y ocasionan el desgaste abrasivo en la garganta. 3.8. Pérdida de producción Se debe evidenciar que los parámetros de medición y control de la producción en superficie estén bien calibrados antes de reversar la bomba jet, una de las causas mas comunes para la perdida de producción son:

Taponamiento con sólidos en discharge body Taponamiento con sólidos de garganta Cavitación de garganta Desgaste abrasivo de garganta

Para lo cual se debe reversar bomba, inspeccionar visualmente, de encontrarse sólidos entregar al cliente 3.9. Incremento de barriles de inyección Verificar si los instrumentos de medición de superficie están en buenas condiciones de operación, se ocasiona por la rotura del nozzle o rotura del tubing, disminuyendo considerablemente la presión de operación 3.10. Falta de aportación Se deben verificar los parámetros de operación de superficie, barriles de inyección, presión de operación, estén de acuerdo al diseño de la bomba jet utilizada, evidenciar el no incremento de nivel en los tanques ni incremento de altura en el separador de prueba. Si se está operando con presión de operación que permitan el incremento hasta 3500 PSI. Se debe incrementar la presión máxima a la segunda hora de comprobación de la no aportación del pozo, de mantenerse las mismas condiciones informar al personal de la operadora y reversar la bomba jet para comprobar su diseño




CAPÍTULO 4 4. PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS 4.1. Reparación de equipos Se deben seguir los siguientes pasos:

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

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

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

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

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

6. Realizar la respectiva calibración de las partes tomando como guía las tablas de medidas y tolerancia de los equipos, ejemplo, para las camisas se debe dejar una tolerancia entre clousing sleeve y housing de 0.003” a 0.004” y en los standing valve se deberá medir las partes críticas como el retaining nut que no debe tener un desgaste mayor a 0.003”.

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

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

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

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

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

12. Se procede ensamblar los equipos, teniendo en cuenta lo siguiente: 13. Utilizar en las roscas grasa anti seize, y en los o-ring grasa normal para alta

temperatura. 14. Unir las partes roscadas manualmente, utilizar llave de fricción para el ajuste de las

juntas. 15. Seguir la secuencia de ensamble guiándose en los diagramas de los equipos que se

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




16. En el caso de camisas, realizar prueba de apertura y cierre del clousing el cual debe ser entre 3 y 5 golpes del martillo mecánico.

17. Realizar la prueba de presión con 3500PSI. 18. Etiquetar los equipos tomando en cuenta lo siguiente:

a) Tarjeta verde: para equipos en buen estado de funcionamiento b) Tarjeta amarilla para equipos incompletos c) Tarjeta roja para equipos dados de baja o chatarra.

19. Entregar los equipos al cliente realizando la respectiva guía de remisión. En caso de equipos domésticos se entregará directamente al departamento de materiales.

20. El departamento de materiales realizará el respectivo ticket por los materiales utilizados y por el servicio prestado en la reparación.

4.2. Medidas y tolerancias de equipos




4.3. Recuperación de empacaduras (PACKERS, TAPONES RECUPERABLES, COMPRESSION PACKER) Estos procedimientos tienen como objetivo guiar al operador de packers en un desenvolvimiento práctico, seguro y adecuada operación de las herramientas de prueba. Se deben seguir los siguientes pasos:




1. El Superintendente o Supervisor de operaciones, receptan el requerimiento del

Cliente, solicitando la siguiente información por trabajo a realizarse: Pozo = (nombre, número y localización) Empacaduras = (Tipo de packer (PHD, RETRIVAMATIC) , tapón (ESKIMO, RBP), compresión packer) Casing = (diámetro y peso en Libras /pie) Trabajo = (Especificación del trabajo ha realizarse) Tiempo = (Hora de solicitud de trabajo y hora de inicio de operaciones)

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

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

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

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

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

4.4. Asentamiento y desasentamiento de packers (PHD – HD – RH – R-3 – Retrievamatic) 4.4.1. Para asentar packers (PHD – HD – RH – R-3 – Retrievamatic) Arme el BHA y baje hasta profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, baje toda la tubería hasta que el elevador del taladro tope en la mesa de trabajo para asegurarse que esté libre y no haya obstrucción, suba la tubería (el movimiento que se le da a la tubería en superficie se le está transfiriendo a la empacadura en el fondo del pozo) más o menos 3 pies del nivel de la mesa de trabajo, gire la tubería una vuelta a la derecha (sentido a las agujas del reloj) (según la jota de anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) y del peso que tiene colgada la tubería, coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”.




4.4.2. Para desasentar packers (PHD – HD – RH – R-3 – Retrievamatic) Se debe calcular las presiones hidrostáticas tanto en el anular como dentro del tubing, igualar esas presiones y levantar 5 pies la tubería hasta abrir el by-pass del packer y que se nivelen columnas y el sistema de anclaje se coloque en su sitio, esperar 5 minutos para que esto se logre, girar 2 vueltas a la izquierda, (según la jota de anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) subir 2 pies más y luego bajar para asegurarse que se colocó el candado del sistema de anclaje y la herramienta está libre. Sacar tubería. 4.5. Asentamiento y desasentamiento de tapones (RBP – ESKIMO) 4.5.1. RBP Asentamiento Acoplar el pescante con el RBP y maniobrar en superficie para enganchar y desenganchar el pescante y el RBP, bajar hasta profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, bajar 5 pies de la profundidad deseada, subir 10 pies, girar la tubería a la izquierda (en contra del sentido a las agujas del reloj) e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira, hasta que agarre peso coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. Coloque una marca de pintura líquida para saber donde queda asentado el RBP, luego desenganchar el pescante (over-shot) girando a la izquierda y al mismo tiempo subir la tubería (no debe agarrar tensión) ponga presión en el casing W/800 pis. Para que haya hermeticidad. Desasentamiento Baje con el pescante (over-shot) hasta la marca, coloque el peso que puso al asentarlo, suba 3 pies con esto está abriendo la válvula superior del RBP para ecualizar presiones esperar 5 minutos, luego baje los 3 pies con esto abre la válvula de abajo del RBP y esperar 5 minutos, luego subir 20 pies en este momento el RBP estaría libre, bajar de nuevo y pasar de la marca de pintura líquida para asegurarse que el RBP esta enganchado, sacar tubería. 4.5.2. ESKIMO Asentamiento Acoplar el pescante con el ESKIMO y maniobrar en superficie para enganchar y desenganchar el pescante y el ESKIMO, bajar hasta profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, bajar 5 pies de la profundidad deseada, subir 10 pies, girar la tubería a la derecha (sentido a las agujas del reloj) e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira, hasta que agarre peso coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. Coloque una marca de pintura líquida para saber donde queda asentado el ESKIMO, coloque tensión la misma cantidad que puso para asentarlo, baje la tubería a peso muerto, luego desenganchar el pescante (running tool) girando a la izquierda y al mismo tiempo




subir la tubería (no debe agarrar tensión) ponga presión en el casing W/800 pis. Para que haya hermeticidad. Desasentamiento Baje con el pescante (running tool) hasta la marca, coloque el peso que puso al asentarlo, con esto esta abriendo la válvula del (P Válve) espere 5 minutos para ecualizar presiones suba la tubería hasta que agarre 4000 LBU. De tensión, gire la tubería 10 vueltas a la derecha, la tensión que tenía se perderá, suba la tubería con esta operación el ESKIMO estaría libre, caso contrario si agarra tención coloque 35000 LBU. De tensión con esto se liberaría el ESKIMO, bajar de nuevo y pasar de la marca de pintura líquida para asegurarse que el ESKIMO esta libre, sacar tubería. 4.6. Asentamiento y desasentamiento de compression packers (AR-1) 4.6.1. Asentamiento (AR-1) Bajar siempre en conjunto con un packer hasta profundidad deseada (calcular espaciamiento entre Com. Packer y el Packer), al mismo tiempo que está asentando el packer se está asentando el Compression Packer también, su desplazamiento para asentar es solo longitudinal. 4.6.2. Desasentamiento (AR-1) Quitar el peso que se colocó para asentarlo y estaría libre para maniobrarlo. 4.7. Movilización de packers en los vehículos Las siguientes recomendaciones le servirán para que mientras se movilicen las empacaduras se las realice de forma segura:

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

2. Colocar las empacaduras sobre tacos de madera o cauchos para evitar que se dañen las comas, sellos y cuñas de las mismas.

3. Poner la faja de ajuste para evitar que estas se muevan en el trayecto. 4. Nunca llevar objetos sueltos en la cabina del vehículo. 5. Colocarse el cinturón de seguridad y exigir que los acompañantes también lo hagan. 6. Analizar y evaluar el trayecto que será recorrido, el tiempo y estado de la carretera 7. Respetar las leyes de tránsito tanto en ciudad como en carretera. 8. Adopte una actitud educada, cordial y positiva según los eventos que se vayan

presentando (ceda el paso). 9. Cuando de en reversa hágalo con la ayuda de otra persona que le guíe, utilice los

espejos retrovisores y también mire por detrás de su hombro. 10. Utilice siempre los EPP (elementos de protección personal).




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

1. Absolutamente todas las roscas deben estar en buenas condiciones y el enrosque y desenrosque en su mayoría se la debe hacer con las manos, nunca fuerce una rosca con una herramienta mientras no haya enroscado por lo menos 4 hilos.

2. Las camisas donde van las gomas deben estar en buenas condiciones libre de picaduras y corrosión.

3. Todos los canales donde van alojado O’Rings deben estar libres de toda suciedad e impureza.

4. En todo lado donde se realiza sello se lo debe inspeccionar bien y debe estar libre de picaduras.

5. Al colocar los sellos, gomas y O’Rings se lo debe realizar con mucho cuidado y evitar siempre que al colocar se piquen o se rompan.

6. Al armar los Packers se los debe hacer con grasa en las roscas y en las partes móviles.

7. Una vez armado se lo debe rociar con un líquido contra la humedad. 8. Colocar la etiqueta verde, roja o amarilla según el caso y llenar los datos solicitados

para saber la condición que se encuentra ésta. Especificación de empacaduras temporales para pruebas de producción CASING DESCRIPCION CANT. DIAMETRO PESO MIN. MAX. PHD PACKER 4 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 RETRIEVAMATIC 1 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 R-3 PACKER 1 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 RH PACKER 3 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 HD PACKER 3 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 COM. PACKER 6 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 RBP TAPON 3 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 ESKIMO TAPON 2 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 RETRIEVAMATIC 1 9–5/8” 40-47 Lbs/Ft 8.681 8.835 RBP TAPON 1 9-5/8” 40-47 Lbs/Ft 8.681 8.835 PHD PACKER 1 5-1/2” 15.5-20 Lbs/Ft 4.778 4.950 ESKIMO TAPON 1 5-1/2” 15.5-20 Lbs/Ft 4.778 4.950 COM. PACKER 1 5-1/2” 15.5-20 Lbs/Ft 4.778 4.950 RH PACKER 1 5” 11.5-15 Lbs/Ft 4.408 4.560 ESKIMO TAPON 1 5” 11.5-15 LBU/Ft 4.408 4.560




4.9. Evaluación y producción con bomba jet El Ingeniero de Operaciones o Técnico de Campo luego de recibir el Requerimiento del Cliente del Superintendente o Supervisor de Operaciones. Se deben seguir los siguientes pasos:

1. Realizará la solicitud de salida de materiales con el equipo necesario en base al requerimiento solicitado, debiéndose verificar los equipos y herramientas que se necesitaran para la prueba, el tamaño del tubing y especificaciones técnicas especiales o particulares del trabajo a realizarse, de ser necesario mantener comunicación directa con el responsable del trabajo en la compañía que solicita el servicio.

2. Realizar una inspección del vehículo designado para transporte del personal (fecha del ultimo mantenimiento, estado de las llantas y emergencia, luces, frenos y herramientas)

3. El personal debe trasladarse a la locación sin exceder los límites de velocidad establecidos por Sertecpet y Políticas de la Cia operadora.

4. El Ingeniero responsable del grupo debe presentarse ante el company man o Ingeniería de Campo de la Cia. Operadora para coordinar el trabajo.

5. Realizar la inspección de la locación y llenar el formato de entrega recepción de locación. (en las empresas operadoras sacar permiso de trabajo el mismo que debe estar firmado por el company man, responsable del trabajo y supervisor de seguridad de la empresa operadora).

6. El Ingeniero debe diseñar la geometría según los datos proporcionados por el cliente.

7. El Ingeniero arma la bomba Jet Claw con la geometría seleccionada y realiza el apriete apropiado en todas sus partes.

8. Antes de soltar la bomba se debe colocar grasa en los chevron packing para evitar fricción o daño de los mismos.

9. En el caso de evaluación con MTU antes de su traslado se debe verificar el funcionamiento de la unidad, chequear si existe liqueo en las válvulas y estado del separador.

10. El Ingeniero debe verificar que exista suficiente tubería como también accesorios. 11. Con el jefe de pozo se coordina la ubicación de la unidad en el lugar mas apropiado. 12. Todo el personal asignado al trabajo participa en la construcción del cubeto como

también en el armado de líneas, verificando que las roscas estén limpias y que no exista obstrucción en la tubería.

13. Antes de iniciar la evaluación realizar una charla de seguridad con todo el personal existente en la locación.

14. Realizar una prueba a línea de Inyección con 3500 PSI, durante cinco minutos. 15. Cuando se inicia la evaluación antes de desplazar la bomba Jet Claw y se quemara

Gas en la Locación, se debe verificar la instalación del arrestallamas y luego encender el mechero a una distancia prudencial verificando la no existencia de Gas disuelto en el área circundante. Tener mayor precaución de esta operación en pozos con valores altos de GOR.




16. Estabilizar la presión de operación según requerimiento del cliente. 17. Coordinar con el cliente la entrega de reportes. 18. Realizar pruebas de laboratorio (BSW, API, SALINIDAD) 19. El Ingeniero o Técnico debe reportarse con el Supervisor de Operaciones, durante

toda la prueba cada hora de trabajo de existir problemas en la operación comunicar permanentemente al representante de Cia. Operadora y Supervisor de Operaciones Sertecpet

20. Al terminar el trabajo solicitar al Company Man o Ingeniería de Campo de la Operadora. Vacuum para succionar el crudo del separador y limpiar líneas para evitar contaminación.

21. El Ingeniero debe realizar los ticket y llevarlos firmados por el Company Man o representante de la empresa.

22. El Ingeniero verificara que la locación se encuentre sin contaminación y debe llenar el formato de entrega recepción, el mismo que debe ser firmado por el representante del cliente.

23. Se debe verificar que la unidad como también la tubería se encuentre asegurada para que no exista problemas en el transporte hacia la base coca.

24. El Ingeniero al retornar a la base entregara el reporte de la evaluación, la copia del requerimiento del cliente, registro de evaluación del servicio, registro de entrega-recepción de locación, ticket de servicio y repuestos utilizados.

4.10. Cambio de bomba jet Para cambio de bomba de un pozo productor en evaluación o un pozo productor. Se deben seguir los siguientes pasos:

1. El Ingeniero o Técnico previa coordinación con el Company Man o ingeniería suspende el bombeo y despresuriza la línea de inyección.

2. Cierra la válvula master. 3. Saca el tapón del cabezal. 4. Coloca el lubricador. 5. Alinea las válvulas para reversar la bomba (cabezal y manifold de la unidad MTU). 6. Inyecta fluido por el casing presurizando máximo hasta 1200 PSI según las

características del casing. 7. Cuando la bomba llega a superficie, verificar el estado de la bomba para

identificación de daños superficiales, desarmar e inspeccionar todas sus partes especialmente nozzle y garganta, de presentar daños como picaduras en el nozzle por presencia de sólidos en suspensión en el fluido motriz o cavitación de la garganta, informar al representante de Cia. Operadora para el cambio respectivo y análisis de la causa del daño.

8. Se repara y luego se desplaza la bomba Jet Claw. 9. Luego de verificar el asentamiento de la bomba estabilizar en las condiciones de

operación adecuadas, comprobar la prueba de producción, elaborar los ticket de servicios y repuestos, luego retornar a Base Coca.




4.11. Unidades MTU 4.11.1. Definición Movil Testing Unit, (MTU) Unidad móvil de prueba, es un equipo utilizado para la evaluación y producción de pozos por medio de levantamiento artificial hidráulico 4.11.2. Funcionamiento La unidad (MTU) proporciona el fluido motriz de inyección, necesario para el adecuado funcionamiento de la bomba jet Claw 4.11.3. Partes

Motor de combustión interna Caterpillar 3406 Caja de velocidades Fuller 5 velocidades Reductor de velocidades Bombeo de desplazamiento positivo 300Q-5H Manifold de Inyección Modulo de Separador Trifásico (Agua, Petróleo, Gas) Plataforma de transportación

4.11.4. Características técnicas

MOTOR DIESEL CATERPILLAR 3406.- Motor de 6 cilindros en línea, con potencia de 425 HP. A 2000 RPM.

CAJA DE VELOCIDADES EATON O FULLER.- Caja con 5 velocidades




REDUCTOR DE VELOCIDAES NATIONAL OILWELL.- Relación de

trasmisión 4,38:1

BOMBA DE DESPLAZAMIENTO POSOTIVO, OILWELL 300Q-5H.- Bomba quintupex (5 cilindros en línea) con una capacidad de bombeo de 0.076 BLS. Por cada carrera de pistón

MANIFOLD DE INYECCION.- Conjunto de válvulas de 2” fig. 1502, que

permiten operar con facilidad las líneas de inyección y retorno de fluidos utilizados para la producción e inyección conectadas al cabezal del pozo sin tener que desmontar las conexiones y solo cambiar el sentido de flujo con el abrir y cerrar de estas válvulas.

MODULO DE SEPARADOR.- Separador trifásico (agua-petróleo-gas) con

capacidad estática de 26 @ 46 BLS. ANSI 150 y 300.

PLATAFORMA DE MOVILIZACION.- Plataforma de 13 mts. de largo por 3.25 mts. de ancho, con ocho ruedas 12000 R20, con tanque de combustible de 500 BLS.

4.12. Descripción de motor a diesel El motor diesel es un motor térmico de combustión interna, en el cual el encendido se logra por la temperatura elevada que produce la comprensión del aire en el interior del cilindro, fue inventado y patentado por Rudolf Diesel en 1892, del cual se deriva su nombre. Fue diseñado inicialmente y presentado en la feria internacional de 1900 en Paris como el primer motor para “bio combustible” 4.12.1. Principio funcionamiento Un motor diesel funciona mediante la inyección del combustible al ser inyectado en una cámara de combustión que contiene aire a una temperatura de auto combustión, sin necesidad de chispa. La temperatura que inicia la combustión procede de la elevación de la presión que se procede en el segundo tiempo motor, la compresión. El combustible se inyecta en la parte superior de la cámara de comprensión a gran presión, de forma que se atomiza y se mezcla con el aire a alta temperatura y presión. Como resultado de la mezcla se quema muy rápidamente. Esta combustión ocasiona que el gas contenido en la cámara se expanda, impulsando el pistón hacia abajo. La biela transmite este movimiento al cigüeñal, al que hace girar, transformando el movimiento lineal del pistón en movimiento de rotación. Para que se produzca la auto inflamación es necesario calentar el aceite-combustible o emplear combustibles más pesados que los empleados en el motor de gasolina,




empleándose la fracción de destilación del petróleo comprendida entre los 220 y 350ºC. Que se recibe la denominación de gasóleo. 4.12.2. Especificaciones técnicas MARCA: CATERPILLAR MODELO: 3406 SERIE: 3 ER 06760 A 3ER 1012 ARREGLO: 124-7563 POTENCIA: 425 HP. @ 2000 RPM. CPACIDAD DEL CARTER: 9 GLS. ACEITE: 15W40

4.12.3. Sistema de admisión y escape Este sistema está conformado por las siguientes partes:

Filtro de aire Tubo alimentador Tubo de admisión de aire Post enfriador de aire Ventilador positivo del cárter Múltiple del silenciador de escape




4.12.4. Sistema de alimentación de combustible Conforman las siguientes partes:

Tanque de reservorio de combustible Pre filtro o filtro RACORD Bomba de transferencia Filtro de combustible Solenoide de parada Bomba de inyección Regulador o governor de combustible Inyectores o toberas de combustible




4.12.5. Sistema de lubricación Este sistema está conformado por las siguientes partes:

Carter de aceite Bomba de aceite Tubo de succión Filtro de aceite Solenoide de parada Conductos internos del motor




4.12.6. Sistema de enfriamiento y refrigeración Este sistema está conformado por las siguientes partes:

Radiador Bomba de agua Termostato o regulador de temperatura Mangueras y conductos internos para dirigir el refrigerante por el motor

4.12.7. Sistema de encendido Este sistema está conformado por las siguientes partes:

Batería Alternador Interruptor de arranque Cables de batería Amperímetro




4.12.8. Detección de fallas en motores a diesel por color de humo A continuación se detallan problemas que se podrán detectar por el color del humo y sus posibles causas:




4.12.9. Mantenimiento de unidades MTU

4.13. Bomba quintuplex 300 Q-5H 4.13.1. Especificaciones técnicas MARCA: NATIONAL OILWELL MODELO: 300Q-5H RATE MAXIMUN PUT: 300 HP / AT: 400 RPM RATE MAXIMUN OUTPUT: 270 HP / AT: 400 RPM




DIAMETRO DEL PLUNGER: 1 7/8” STROKE CARRERA: 5” GPM. RATED RPM: 120 MAXIMUN RATED PSI: 3800 CAPACIDAD DE ACEITE: 12 GLS. ACEITE: MEROPA 320

4.13.2. Reductor de velocidades Especificaciones técnicas RATING: 300 HP. GEAR RATIO (RELACION DE TRANSMICION): 4.38:1 CAPACIDAD DE ACEITE: 3.5 GLS. ACEITE : MEROPA 320




4.13.3. Fluid end national oil well Es el lugar donde se produce el cambio de baja a alta presión de descarga, esta conformada por los siguientes elementos:

Cilindro de fluido, fluid end Tuerca de tapa de cilindro Canastilla Resorte Sello de válvula Retenedor Asiento y bola Sthufing box Plunger roscado o grapado de 1 7/8” Prensa estopa




4.14. Caja de velocidades MARCA: EATON FULLER MODELO: T905 RADIO: A CAPACIDAD DE ACEITE: 5 GLS. ACEITE: SAE 90 4.15. Separador de prueba trifásico TEMPERATURA DE DISEÑO: 150ºF CORROSION: 0.063” PRESION DE DISEÑO: 250 PSI. CAPACIDAD: 8000 BPD PRESION DE PRUEBA: 375 PSI. DIAMETRO: 60” PESO VACIO: 3349 Kg. LONGITUD: 10 FT. MATERIAL CABEZA: 0.5” CUERPO: SA 516Gr70 CODE: ASME SEC VII DIV- 1-JULIO-2001




4.16. Bomba booster

MARCA: GRISWOLD SERIE: GA-G34210 SIZE: 811-M-4 X 3 X 10 DIAMETRO SUCCION: 4” DIAMETRRO DESCARGA: 3” DIAMETRO DEL IMPULSOR: 10” 4.17. Fallas más comunes en MTU

4.17.1. Fuga de fluido por sello de bomba booster Si empieza a liquear fluido por el sello, reajuste los 4 pernos del alojamiento del sello con una llave de ¾” en cruz, si no se corrige de esta manera, siga los siguientes pasos:

1. Pare el motor y desacople la banda de la polea del motor 2. Aislé la bomba cerrando las válvulas de 4 y 3” 3. Drene el fluido de la succión de la bomba, para evitar contaminación 4. Retire los pernos de la base de soporte, de la bomba ubicados debajo de la polea de

la misma con una llave ¾” 5. Retire los 8 pernos de la carcaza de la bomba con una llave 15/16” 6. Desconecte la cañería de lubricación del sello mecánico 7. Retire la bomba evitando la contaminación del piso de la plataforma 8. Con una llave de tubo # 12 trabe el eje de la polea y afloje el impeler 9. Retire la tapa del sello mecánico, aflojando las dos tuercas de sujeción a la carcaza

con una llave de ½” 10. Retire el sello mecánico aflojando los prisioneros con una llave hexagonal de 1/8” 11. Cambie el sello mecánico, y vuelva a armar la bomba siguiendo los pasos en orden

contrario.




4.17.2. Cambio de asientos y bolas por caída de presión en la inyección Si la bomba quintuplex no incrementa presión y después de descartar posibles causas de daño en la bomba jet, tubería de completacion, falta de fluido, etc., siga los siguientes pasos para realizar el cambio de asientos, bolas, canastillas y resortes del fluid end:

1. Apague el motor y despresurice el sistema antes de aflojar cualquier tuerca. 2. Con una llave de pico # 24 afloje las 5 tapas superiores del fluid end 3. Retire el retenedor de las canastillas 4. Retire el resorte 5. Con un dedo magnético retire la bola 6. Con el extractor de canastillas retire la misma 7. Con el dedo magnético retire el asiento 8. Retire el sello de las canastillas 9. Siga el mismo procedimiento para retirar la otra canastilla 10. Limpie completamente el cilindro para inspeccionar que no haya rayaduras , ni

principio de corte de fluido 11. Vuelva a armar las partes tomando en cuenta que por cada cilindro van 3 sellos, 2

canastillas, 2 asientos, 2 bolas, 2 resortes y 1 retenedor.

4.17.3. Fuga de fluido motriz en bomba quintuplex Este problema puede presentarse por las siguientes causas:

Prensa estopas resecos o cristalizados Plunger con excesivo desgaste o rayadura Daño en los oring´s del stuffing box

Para su reparación siga los siguientes pasos: 1. Apague el motor y despresurice el sistema , tanto en el lado de alta como de baja

presión, evitando contaminar la plataforma. 2. Con dos llaves de tubo # 36 desconecte el plunger de 1 7/8” del embolo

intermedio que conecta al pistón del power end, ( si los plungers son roscados), si los plungers son grapados desconectar la grapa retirando los 2 pernos con una llave ¾”.

3. Con un dado 2 3/16” afloje las 4 tuercas del retenedor del stuffing box. 4. Afloje y retire la tuerca de ajuste de los prensa estopas. 5. Retire el retenedor del stuffing box. 6. Retire el stufing box, teniendo la precaución de no lastimarse las manos. 7. Una vez sacado el stuffing box , proceda a cambiar los prensa estopas, plungers o

los oring´s (# 333 y 342), según la falla que se haya presentado en el equipo. 8. Es importante recalcar en la manera de poner los prensa estopas, los cuales deben

ir en posiciones de 120º cada prensa estopa. 9. Vuelva a armar el equipo siguiendo la secuencia contraria al desarmado. 10. El ajuste de las tuercas que sostiene al stuffing box deben ser torqueadas a 500 +-

50 lb. Estas son las tres fallas más comunes que se dan en el campo, y que la pueden resolver los operadores y técnicos de unidades.




4.18. Programación de memory gauges Para programar las memory gages, se dispone del programa Tool Box V1.747 de Canadá Tech, en el cual se descarga toda la información de presión y temperatura, registrada o censadas en las memorias. 4.18.1. I ICONO Información de la herramienta (tool info) Esta pantalla exhibe la información de la herramienta incluyendo el tipo de la herramienta y cualquier trabajo que estén actualmente en la herramienta. Conecte La Herramienta (Connect Tool) Comienza la comunicación con la memoria, en la cual se despliega el número de serie de la herramienta, y la lista de los trabajos realizados con la herramienta. Es importante observar que el listado de trabajo exhibe solamente un tamaño aproximado del mismo. Una vez que se haya descargado un trabajo, el tamaño exacto y la información relacionada se incluyen en el listado de trabajo. Exportación Info: (Export Info) Permite que el usuario guarde la información exhibida en un archivo extensión txt. Esto puede ser útil si la información llega a ser perdida. Borre Todos los Trabajos (Erase All Jobs) Icono en el cual todos los trabajos en la herramienta serán borrados. Transferencia directa (Download) Descarga el trabajo y exhibe la información sobre la pantalla del gráfico. Para esta opción se desplegará una ventana siguiente aparecerá: Fije la fecha y el tiempo que corresponde a el de la fecha del comienzo del trabajo y el tiempo, entonces la información descargada será de buena confiabilidad Este archivo será un archivo de texto y se puede leer como cualquier otro archivo de texto de ASCII 4.18.2. II ICONO Esta pantalla que exhibe el programa es la programación de la herramienta de acuerdo a intervalos número de las horas que el cliente así lo requiera. 4.18.3. III CONFIGURACIÓN Este icono permite conocer la información descargada de la información sea este en tiempo real o a su vez en horas, por lo general se detalla la información en tiempo real. 4.18.4. IV GRAFICO Gráfico: Exhibe un gráfico básico del archivo descargado. Las medidas del máximo y del mínimo se exhiben en los respectivos ejes tanto de presión como de temperatura. Los datos de presión de fondo fluyente como de reservorio son de criterio del técnico memorista. 4.18.5. V SAMPLING Esta opción permite tener una seguridad en superficie de que la herramienta esta correctamente programada, en si de que la batería de la memoria esta en buen funcionamiento.



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CAMBIOS Y SUGERENCIAS

Este manual fue creado y delineado para una correcta capacitación del personal técnico de Sertecpet S.A., y con esto facilitar las responsabilidades técnicas en sus funciones y soluciones a nuestros clientes. Se requiere la participación y el compromiso de todo el personal de Sertecpet S.A., para mantener e incrementar la excelencia en servicios y soluciones. Cualquier sugerencia de cambio, corrección o aporte a este manual se la puede orientar directamente a: [email protected] [email protected] [email protected] El formato a utilizarse es el siguiente:

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