sección 9 conducción de una prueba de pozo

8/18/2019 Sección 9 Conducción de Una Prueba de Pozo

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Sección 9

Conducción de una Prueba dePozo

Contenido

Introducción…………………………………………………………… 09 - 2

Objetivos……………………………………………………………… 09 - 2Conducción de Operaciones seguras………………………………… 09 - 3Padrones de seguridad zona de plataforma……………………… 09 - 4Procedimientos operacionales……………………………………… 09 – 7Preparación……………………………………………………………… 09 – 7Limpieza de pozo……………………………………………………… 09 – 7Verificación antes de Fluir al Separador……………………………… 09 – 8Fluyendo al Separador por la Primera Vez………………………… 09 – 9Procedimientos para cierre del Pozo………………………………… 09 – 11Medidas Tomadas…………………………………………………… 09 – 14Lectura en Campo……………………………………………………. 09 – 15

Como tomar BS&W…………………………………………………… 09 – 18Muestras de H2S y de CO2………………………………………….. 09 – 19Como medir Salinidad del Agua……………………………………. 09 – 20Como hacer Encogimiento……………………………………………… 09 – 21Como hacer Gravedad de Aceite……………………………………… 09 – 22Como encontrar un Valor PH………………………………………… 09 – 23Como hacer Gravedad de Gas……………………………………… 09 – 23



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IntroducciónLa sección contiene informaciones sobre como conducir una Prueba de Pozo.

Objetivos

Después de completar esta sección, usted deberá ser capaz de:

Entender como preparar y fluir un Pozo

Conocer las medidas principales a ser tomadas

Saber cómo encontrar valores de salinidad, densidad de gas, PH, BS&W(Agua y sedimento básico) y encogimiento (Shrinkage).



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Realizando Operaciones Seguras

Una parte integral y principal de los procedimientos de prueba de pozo, es el deber

y la responsabilidad del especialista de efectuar estas operaciones bajocondiciones seguras. Bajo ninguna circunstancia, incluyendo demandas delrepresentante del cliente, nuestro especialista debe permitir que las operacionessean iniciadas o continuadas, si, en su opinión, exista duda de que puede serrealizada con seguridad. Algunas condiciones no seguras, que no son una listacompleta de ninguna manera, son mencionadas a seguir.

Cualquier componente del sistema de flujo entre la cabeza del pozo y el Chokedel calentador que tenga presión calificada de trabajo por debajo de la presiónposible de la cabeza del pozo, cuando sea cerrado.

Cualquier escape encontrado en el sistema de flujo durante las pruebas inicialesestáticas de presión con agua, o que se desarrollen más adelante en lasoperaciones de flujo.

Capacidad insuficiente del calentador resultante en hidratación en el choke o enla válvula controladora de presión del separador.

Defecto, congelamiento, o trabamiento de la válvula de presión del separador.

Capacidad insuficiente de ventilación de los tanques de almacenaje o demedición.

Clasificación del disco de ruptura del Separador mayor a 1.05 veces la presión deoperación de trabajo del equipo.

Calibración de la válvula de alivio de seguridad del Separador más allá de lapresión clasificada del equipamiento.

Taponamiento de hidratos, ceras, o sólido en cualquier parte del sistema de flujo.

Peligro de erosión visible del sistema de fluido debido a producción de arena.

Distancias insuficientes entre la cabeza del pozo, calentador, tanques dealmacenaje, y lanzas, resultando un peligro de incendio.

Trabajo en pozo H2S sin el equipamiento adecuado y personal entrenado.

Operaciones nocturnas sin iluminación suficiente del área de trabajo.



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Seguridad

En un trabajo con presión, la seguridad es muy importante. Personal bien

entrenado y el equipo adecuado son prerrequisitos para todos los trabajos.Las reglamentaciones de seguridad de la compañía deben ser observadasestrictamente en todas las operaciones de prueba de presión de pozo con atenciónparticular cuanto pozos pioneros y/o de gas agrio H2S están involucrados. Algunasprácticas de seguridad involucran lo siguiente:

Ropas de trabajo - Overoles, cascos, guantes, uso de botas con puntas de acero.

Anteojos de seguridad deben estar asequibles y deben ser usados cuando seanecesario.

Haga una reunión de seguridad en el local. Incluya el cliente y la tripulación de laplataforma caso sea posible.

Enfatice los deberes de emergencia designados a cada miembro de la cuadrillapara el periodo operacional.

Tenga conocimiento de los peligros de trabajar con alta presión. Ninguna línea,válvula o equipo debe ser trabajado hasta que la presión sea aliviada. Cuidado conla presión atrapada.

Cuando sea posible use herramientas a prueba de chispas.

No fumar alrededor del pozo o de los equipos a cualquier momento. Deje todoslos fósforos, encendedores y cigarros fuera del área de trabajo.

Al abrir una válvula bajo presión, abra la válvula gradualmente. Las válvulas decompuerta deben estar completamente abiertas o completamente cerradas.

Usar arnés de seguridad al trabajar en estructuras altas.

Usar chaleco salva vidas al trabajar sobre agua.

Asegure todas las líneas de flujo, líneas de alivio, mangueras, etc.

Use el sentido común y los procedimientos de seguridad adecuados.

La SEGURIDAD es una responsabilidad de todos y un buen trabajo de presiónes un trabajo SEGURO.

ZONA RESTRICTA – ESTÁNDARES DE SEGURIDAD

Usted debe saber en cuales zonas su equipo está ubicado.



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ATMOSFERA PELIGROSA

Esta es una atmosfera que contiene cantidades significativas de gas o vaporinflamable en concentración capaz de generar ignición.

NOTA: El término se refiere exclusivamente al peligro resultante de ignición,pero se debe recordar que una condición peligrosa también existe donde laatmósfera contiene gas o vapor tóxico en tal concentración al punto que seaun peligro a la vida.

ÁREA PELIGROSA Área donde existe una atmósfera peligrosa. Las áreas peligrosas pueden serclasificadas bajo tres títulos, Zona 0, Zona 1, Zona 2 y Zona 3 que son definidasde la siguiente manera:

Zona 0 Área en la cual una atmósfera peligrosa podría estar presente de formacontinua.

Zona 1 Área en la cual una atmósfera peligrosa puede ocurrir bajo condicionesnormales de operación.

Zona 2 Área en la cual una atmósfera peligrosa sea pasible de ocurrir bajocondiciones anormales de operación.

Instalaciones de pozo, producción, unidades de separación, estaciones de bombeo,estaciones de compresión de gas e instalaciones similares, incluyendomantenimiento de pozo y otras operaciones de servicios de pozo similares, debenser clasificadas conforme sigue abajo.

ZONA 1

Área abierta dentro de un radio de 15 metros (50 ft.) forma una descarga abierta o

fluido conteniendo petróleo o cualquier otro punto donde la emisión de la atmósferapeligrosa sea pasible de surgir.

Área dentro de un radio de 15 metros (50 ft.) de mantenimiento de pozo y otrasoperaciones de servicio de pozo, a no ser que pruebas regulares con unexplosímetro muestren que no existe atmósfera peligrosa en el área, caso en el cualel área puede ser clasificada como Zona 2.

Cualquier lindero cerrado conteniendo fuente de peligro que pueda resultar enatmósfera peligrosa bajo condiciones normales de operación.

La extensión del área de Zona 1 dentro de un radio de 15 metros (50 ft.) de



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cualquier punto de salida del edificio.

ZONA 2

Área dentro de un radio de 1.5 metros (5ft) de cualquier planta de producción u otras

instalaciones de proceso de petróleo en linderos abiertos o al aire libre, operadascomo sistema cerrado para prevenir, en circunstancias normales, la emisión oacumulación en el área de una atmósfera peligrosa.

Cualquier lindero cerrado conteniendo fuente de peligro que pueda resultar enatmósfera peligrosa bajo condiciones anormales de operación. El interior del edificiodebe ser clasificado como Zona 1 pero el área alrededor al aire libre dentro de unradio de 1.5 metros (5ft.) debe ser clasificada como Zona 2.

Cualquier lindero que no contengan fuente de peligro pero ubicados en área Zona 2

debe ser clasificado como Zona 1, pero si la entrada de una atmósfera peligrosa esevitada continuamente por paredes corta llamas, ventilación u otros medios, el localpuede ser clasificado como área segura. Cuando ventilación mecánica es usada yno sea posible garantizar la fuente y la confianza de una atmósfera segura, el localdebe ser clasificado como Zona 2.

EXTENSIÓN VERTICAL DE ÁREAS ZONA 1 Y ZONA

En las condiciones naturales bien ventiladas de operación en estructuras de cabeza

de pozo offshore, la extensión vertical del área peligrosa arriba de la fuente depeligro más alta puede ser reducida a 3 metros (10 ft.) por encima de toda elárea clasificada. Abajo de la fuente de peligro, el área peligrosa se extiendehasta la superficie de agua a no ser que exista medio efectivo de evitar elmovimiento o la acumulación de aceite o de gas.

NOTA: Caso gas mas liviano que el aire sea liberado, la debida consideración

debe ser dada a la extensión vertical caso exista alguna obstrucción para queel gas se disperse (tal como una cubierta de helipuerto).

ZONA 3

Área conocida por no contener concentraciones de vapor, gas, líquido o polvoinflamable en la atmósfera.

Procedimientos Operacionales

1. El programa de prueba normalmente es dirigido por un representante de lacompañía operadora. Siendo esencial que una buena comunicación y



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entendimiento exista entre nosotros y el cliente.

2. Los equipos de prueba de pozo solo deben ser instalados, operados ymantenidos por personal entrenado que sigue los procedimientos estándares.

3. En casos de emergencias las acciones a ser adoptadas deben ser definidas con

anterioridad, en particular, bajo que circunstancias el supervisor de la compañía (osupervisor de turno) debe parar las operaciones.

Preparación antes de abrir el Pozo

Seguridad

Mantener una reunión de seguridad antes de realizar cualquier trabajo usando elSeparador, cubriendo:

a) Este procedimiento.

b) No caminar cerca de conexiones con escape.

c) No apretar conexiones bajo presión.d) Aseo.

• Aislar el área de prueba de pozo.

• Kits de derrame disponibles.

• Extintor de incendio.

• Rutas libres de escape.

• Todo el EPP debe ser usado siempre.

• Apenas personal competente calificado operará el Separador.

• Debe haber buena comunicación entre el Supervisor de Prueba de Pozo, eloperador del Compresor de Aire y el observador.

• Caso cualquiera de los compresores pare de funcionar debido a defectosentonces lo siguiente se debe tener en cuenta

1) Reducir el caudal de la bomba al cerrar el diverter un poco

2) Desviar para el tanque.

3) Por último cerrar el pozo en el estrangulador del múltiple.

Limpieza del Pozo

El condicionamiento de pozo es extremamente importante en cada prueba de pozopara asegurar que las mediciones de efluente registradas en la superficie seanrepresentativas del sistema de fluido del yacimiento.

Los contaminantes principales a ser limpiados son:

• Cortes de la Perforación.

• Fluidos de Completamiento.

• Fluidos de estimulación.

• Fluidos de perforación.

• Suciedad de la sarta.



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• Finos del Cemento

NOTA: El flujo de limpieza es una operación extremamente peligrosa porqueen muchos casos, el pozo será fluido a la superficie por primera vez. Laseguridad es por lo tanto de importancia primordial.

El flujo de limpieza debe ser direccionado por el choke ajustable así que cualquiermedida de fluido o de gas tomada en este momento sea sujeta a las imprecisionesdel choke

Antes de abrir un pozo por primera vez, se debe tener cuidado de asegurar queel flujo sea dirigido al quemador y todo el equipo aguas abajo del calentador seaaislado de la corriente de flujo. El choke ajustable debe ser abierto en tamañopequeño y con base en los requerimientos, (de acuerdo con las directrices deoperación). Debe haber una persona posicionada en la lanza al abrir hacia losQuemadores. Debe tener buena comunicación siempre con el Supervisor dePersonal de Prueba de Pozo. Caso el quemador no encienda por cualquier motivose deben adoptar las medidas para sanar esto inmediatamente, para evitar que loshidrocarburos escapen a la atmósfera.

NOTA: El Representante de la Compañía debe estar presente antes de abrir elpozo por primera vez.

Después de completar la limpieza es práctica normal cerrar el pozo para permitirque la presión del yacimiento sea registrada, antes de continuar con la Prueba dePozo.

Normalmente el choke será abierto por el Chone ajustable hasta alcanzar el valordel Chone fijo que será usado para la prueba.

Una vez que la estabilización ocurra usted estará listo para fluir al separador.

Verificaciones para Fluir al Separador

1. Antes de entrar al separador confirme que la ruta del camino de flujo es lacorrecta y que está alineado a la línea de quema de aceite y gas y al quemadoradecuado. Confirme la dirección del viento con la sala de control. A no ser que lasoperaciones solo sean relacionadas a tanques.

2. Certifique que la placa orificio se mueva hacia arriba y hacia abajo dentro delDaniels Sénior. Deje la llave, las placas y porta placas listos y visibles

3. Verifique que la instrumentación en el Separador esté abierta y lista para operar.4. Haga prueba de funcionamiento de los controladores de las líneas de aceite,agua y de gas.

5. Los controladores de petróleo y de agua ajustados en 50% con bandaproporcional de 2.5. El controlador de presión debe ser ajustado en 0 con bandaproporcional ajustada en 2.5.

6. Línea del sensor al controlador BPV está libre y la válvula aguja está abierta.

7. Certifique que los puntos de muestra estén cerrados.

8. Verifique que todas las otras válvulas aguja, visores están cerrados.

9. El sistema ESD debe haber sido verificado antes de esta fase.



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10. Los pilotos de baja presión deben ser aislados hasta que la presión llegue alnivel sobre la presión ajustada. Lo mismo debe ser hecho con los pilotos de nivelbajo.

11. Carta en el registrador, Reloj funcionando (24 horas).

12. Verifique que las plumas en el registrador están marcando.13. Todos los visores están abiertos y limpios.

14. Alinear la línea de aceite preferida y poner en cero el medidor caso aplicable einformar al operador de adquisición de datos.

15. Alinear la línea de agua.

16. Verifique de nuevo alineamiento de la línea de proceso y los diverter paraasegurar que están alineados a la lanza requerida.

17. Tener baldes a mano para muestras, dreno, etc.

18. Quemadores encendido, una lista de verificación de pre-quema completa.19. Confirmar todo con una segunda persona.

Fluir Pozo al Separador por Primera Vez.

• Dos personas para esta operación.

• Verifique la presión aguas abajo en el choke antes de empezar.

• Normalmente es muy importante estar dentro del flujo crítico al fluir en producción

pero a veces el cliente no requiere este criterio específico. Confirme esto con elingeniero de prueba en el local

• Abra lentamente la válvula de entrada al separador.

• Monitorear el flujo en la línea de gas.

• Empiece a cerrar la válvula de by-pass de petróleo o gas del separador.

• Una vez que la entrada esté toda abierta y el desvío todo cerrado, Ajuste lapresión del separador al valor deseado.

Nota: No apresurar esto, pequeños movimientos del comando hacen grandiferencia en la presión del separador.

• Una vez que la presión esté alrededor del valor requerido no continúe ajustando.Monitorear y ajustar conforme requerido pero también dar tiempo para estabilizar.

• Con los controladores de nivel de aceite y de agua en 50%, el nivel debeautomáticamente ajustarse en ese punto. Ajuste los niveles de acuerdo pero detiempo para estabilizar.



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• Confirmar con el operador de quemador para certificar que una buena quemaestá ocurriendo.

• Verifique que la presión estática está nivelada y compare con la medida deadquisición de datos.

• Activar sistemas de piloto.

• Una vez que el separador se encuentre estable, informe al operador deadquisición que usted está por bajar la placa orificio a la cámara. Bajar la placa deorificio lentamente monitoreando la presión diferencial. Informar a adquisición dedatos el tamaño de la placa orificio.

• Continúe los procedimientos operacionales generales.

Procedimientos y Directrices para cerrar los Pozos

Al final del periodo de flujo, el pozo será cerrado para registrar una acumulaciónde presión. La opción preferida para registrar los datos de acumulación es cerrar elpozo en el fondo y entonces minimizar los efectos de almacenaje. Siendo queocasionalmente esto no es posible por varias razones, por ejemplo: defecto de lasherramientas de fondo, sospecha de defecto de los registradores de fondo, defectodel sistema de lectura de superficie (SRO).

Cierre de Superficie

El procedimiento normal para esto es cerrar las válvulas que están aguas arriba delChone Manifold y registrar la acumulación de presión con todos los mediosdisponibles en el local, por ejemplo: adquisición de datos y lecturas manuales.

Los siguientes puntos deben ser observados:

• Informe a plataforma sobre la intención de cerrar el pozo.

• Asegure que todo el personal del equipo de prueba está el las estaciones detrabajo delegadas.

• El personal del equipo de prueba debe estar en contacto con el ingeniero depetróleo para confirmar los requerimientos y tiempo de cierre.

• Asegure que las presiones/temperaturas finales sean registradas antes delcierre.

•

Asegure que los requerimientos de muestras finales sean cumplidos antes delcierre.



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• El jefe del equipo de prueba de pozo debe cerrar el pozo al momento acordado,de acuerdo con el procedimiento abajo.

• Asegure que el equipo de registro de cierre se encuentra operacional yregistrando en la taza requerida (caso sea aplicable).

•Informe a la plataforma la hora en que fue cerrado el pozo.

El procedimiento para cierre de un pozo en la superficie seria:

• Asegure que todo el personal relevante está presente antes del cierre.

• Asegure que los dispositivos de registro de presión son del alcance adecuadopara registrar la acumulación.

• Asegure que todos los dispositivos de registro están operacionales y abiertos a lascondiciones del pozo.

• Asegure que todos los puntos de muestra están aislados.

•

Cierre las válvulas del Choke Manifold.• Aísle el equipo aguas abajo para asegurar que el flujo (en el caso de un escape oproblema similar) sea dirigido al quemador.

• Monitoree cualquier presión entre las válvulas aguas arriba y aguas abajo delChoke Manifold buscando determinar cualquier escape por las válvulas.

Cierre del Pozo en el Fondo

En la mayoría de las pruebas de pozo, una válvula de prueba será corrida comoparte de la sarta de prueba. En estos casos es la práctica preferida para cerrar elpozo.

Este método es preferible al cierre de superficie por las siguientes razones:

• El efecto de almacenamiento de boca de pozo es minimizado.

• Una vez que se confirma que la válvula está cerrada, la presión de superficiepuede ser drenada y entonces se puede reducir el riesgo de un escape de altapresión en la superficie.

•

Existen menos lugares potenciales para que ocurran escapes.

El supervisor de herramientas de fondo de pozo es responsable por la operación yel estatus de las herramientas de fondo de pozo durante el periodo de cierre. Sedebe hacer la confirmación de los siguientes requerimientos:

• El jefe del equipo de prueba debe estar en contacto con el ingeniero de petróleopara confirmar los requerimientos de cierre.

• Comunicarse con el supervisor de herramientas para certificarse que elcierre haya ocurrido.



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• Asegure que todo el personal sea informado del actual tiempo de cierre.

El ingeniero de petróleo debe asegurar que todos los requerimientos de muestreofueron cumplidos antes que el pozo sea cerrado y confirmar con el personal de

prueba la información requerida durante el cierre del pozo.

Un procedimiento de cierre pozo abajo típico es como se detalla a continuación:

• Asegure que todo el personal relevante está presente antes del cierre.

• By-pasar todo el equipo de superficie (caso sea aplicable)

• Cierre el pozo al hacer el ciclo de la válvula de cierre

• Siga fluyendo el pozo por el choke manifold hasta que sea observada

confirmación de reducción de presión.• Cierre el pozo en el Choke Manifold.

• Monitorear la presión cuidadosamente para confirmar que la válvula de pruebaestá cerrada.

• Aislar todo el equipamiento de superficie para asegurar que en el caso decualquier problema, el flujo sea dirigido al quemador.

• Informe a todo el personal de la plataforma sobre el estado del pozo.

Nota: • Si en cualquier momento durante estas operaciones usted tiene motivo paracerrar debido a escapes, fallas de equipamientos o incidente. NO DUDE ENHACERLO.

• Registros completos deben ser mantenidos de todas las informaciones, estoincluye un diario de trabajo.

• Cada lectura debe ser tomada exactamente a tiempo.

• Cualquier desvío de las operaciones acordadas debe ser discutido conanterioridad.

Caso contrario el cliente debe ser informado inmediatamente.

• Siga los procedimientos operacionales.

• No realice trabajos para los cuales usted no está entrenado.



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Medidas a tomar durante una Prueba de Pozo

La siguiente Tabla es una directriz y la frecuencia de mediciones que necesitan sertomadas. Puede ser requerido que sean tomadas con más/menos frecuenciadependiendo de las Directrices Operacionales (Requerimientos del Cliente).

Tipo de Medición Lecturas Manuales Frecuencia de registro DAS

Limpieza Flujo Estable

Presión Anular 5 mín / 15 mín 1 mín 1 mínPresión de cabeza de Pozo 5 mín / 15 mín 1 mín 1 mínPresión aguas arriba y aguas abajo delChoke Manifold

5 mín / 15 mín 1 mín 1 mín

Tamaño del Choke 5 mín / 15 mín 1 mín 1 mínBS&W Choke Manifold 30 mín 1 mín 1 mínPresión del Separador 15 mín 1 mín 1 mínPresión Línea de Gas 15 mín 1 mín 1 mínTemperatura Línea de Gas 15 mín 1 mín 1 mínPresión Diferencial 15 mín 1 mín 1 mín

Tamaño placa de orificio 15 mín 1 mín 1 mínDensidad del Gas 1 hora 1 mín 1 mínH2S y CO2 en el Separador Dos veces por cada caudal 1 mín 1 mínLectura en el medidor de Petróleo 15 mín 1 mín 1 mínLectura del medidor de Agua 15 mín 1 mín 1 mínDensidad del Petróleo 1 hora 1 mín 1 mínTemp. de la línea de Petróleo delSeparador

15 mín 1 mín 1 mín

Shrinkage del Petróleo (línea de Petróleodel Separador)

Una vez por cada caudal 1 mín 1 mín

BS&W de la línea de Petróleo delSeparador

1 hora 1 mín 1 mín

Salinidad da Agua Dos veces por cada caudal 1 mín 1 mínPH del Agua Dos veces por cada caudal 1 mín 1 mínTemperatura aguas arriba del calentador 15 mín 1 mín 1 mínTemperatura aguas abajo del calentador 15 mín 1 mín 1 mín Presión aguas abajo del calentador 15 mín 1 mín 1 mínPresión Línea del Quemador 15 mín 1 mín 1 mín

Nota

• Los valores de PH del agua tienen que ser hechos con más frecuencia durante elflujo de retorno de los Líquidos de Estimulación.

• Las lecturas manuales deben ser un soporte para DAS.



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Lecturas en Campo



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El gráfico muestra una Tabla Modelo a ser usada en la colecta de datos.

La importancia de colecta manual correcta y precisa de datos

La función principal de la Prueba de Pozo es proveer datos al cliente. Estos datospueden ser en la forma de datos electrónicos, que son colectados por adquisición

de datos.No obstante, mismo con esta operación, los datos manuales también deben sercolectados. Esto es realizado por dos motivos.

1. Para verificar que la información proveída por DAS es correcta y precisa.

2. Si por algún motivo, el sistema de DAS falla, aún seria posible completar elReporte de Prueba de Pozo a partir de las lecturas manuales.

NOTA: LAS LECTURAS MANUALES DEBEN SER REGISTRADAS CONSUFICIENTE INFORMACIÓN DE FORMA QUE UN REPORTE DE POZO PUEDASER CONCLUIDO. NO ES SUFICIENTE CONFIAR EN FORMATOS

ELECTRÓNICOS. COMO LLENAR UNA HOJA DE DATOS DE MANERA CORRECTA

Usted debe completar las entradas necesarias en la parte superior de la Tarjeta deDat

Número de la Prueba.

Nombre del pozo o Número de la Unidad de Prueba. Fecha.

Página de Página

Cliente.

Campo

Formación.

Tamaño del Medidor de Petróleo.

Rango del medidor y Tipo de medidor.

Intervalo probado.

Comentarios.

ID del medidor de gas (usualmente es 5.761), Rango de Presión Diferencial(Ya sea 100, 200, 300 o 400)

Presión estática tomada (para Edge Corriente Arriba – para Idea Corriente Abajo)



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Lecturas a ser tomadas

1. La hora y la fecha deben ser introducidas para cada línea.

2. Datos de Cabeza de Pozo:

• Presión de Revestimiento (psig o bar)

• Presión de Tubería (psig o bar – normalmente tomada corriente arriba del ChokeManifold

• Temperatura de la Tubería (oF o oC)

3. Control de Flujo.

• Tamaño del Choke (64 avos de pulgada, % o mm)

• Presión Corriente Abajo del Choke Manifold (psig o bar)

• Temperatura Corriente Abajo del Choke manifold (oF o oC)

• Tamaño del Choke del calentador (caso requerido).

• Presión Corriente Abajo del calentador (psig o bar – caso requerido)

• BS&W en el Choke manifold/Calentador (tomada corriente abajo - %)

4. Medición de Gas.

• Tamaño del orificio (pulgadas).

• Presión estática (psig)

•

Presión diferencial (pulgadas de agua)• Temperatura Gás (oF o oC)

• Gravedad Específica del Gas (aire = 1)

• H2S (PPM)

• CO2 (PPM)

5. Medición de Petróleo o Condensado.

• Lectura del medidor de aceite (bbls/día o m3/dia)

• Lectura del tanque de aceite (bbls/día o m3/dia)

• Temperatura Línea de Aceite (oF o oC)

• Temperatura Tanque de Aceite (oF o oC)

• Gravedad específica del aceite (sg o API)

• Gravedad aceite tanque (sg o API)

• BS&W de la línea de Petróleo (%)

6. Medición de agua.

• Lectura del medidor de agua (bbls/día o m3/dia)



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• Lectura tanque de agua (bbls/día o m3/dia)

• Salinidad (Nacl o ppm)

• PH del agua producida (7 = neutral, abajo de 7 = acida, arriba de 7= alcalina)

7. Secuencia de eventos.Esto registra todas las operaciones efectuadas durante la Prueba de Pozoincluyendo otras operaciones de servicio.

NOTA: Todo esfuerzo debe ser hecho para realizar la lectura a tiempo, deforma precisa y consistente. Las lecturas tomadas deben ser verificadascontra los registros de DAS continuamente. Esto tanto verifica las lecturasmanuales así como los registros DAS.

Como tomar un BS&W

Que significa BS&W? Esto significa “Contenido Básico de Sedimento y Agua”.

Este procedimiento nos permite medir del fluido que pasa en la línea cuanto sólido yagua tenemos en una muestra.

Hacemos dos mediciones:

1. Aguas abajo del Choke Manifold

LAS MUESTRAS DEBEN SER TOMADAS AGUAS ABAJO DEL CHOKEMANIFOLD

Caso la muestra tomada en el Choke tenga sólidos, debe ser by-pasado elcalentador y el separador. También nos da una indicación de cuando el pozo estálimpiando durante las operaciones de limpieza.

2. En la Línea de Aceite del Separador

Este es un campo requerido para calcular la tasa de aceite. También nos da unaindicación de cuanto gas tenemos entrañado en el aceite.

Una muestra es tomada de la corriente de flujo en un tubo centrífugo como elmostrado en la página anterior. Usted debe tomar una muestra completa hasta elpunto de 100 ml. Debe ser balanceado con otra muestra de igual tamaño en el ladoopuesto de la centrífuga. Se realiza entonces la rotación de la centrífuga por 5minutos permitiendo a la centrífuga que pare de girar antes de ser retirados los

tubos. Al mirar la separación de los diferentes materiales se registra cuantos sólidoy agua existen en la muestra. La centrífuga puede ser de operación manual,



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eléctrica o a aire.

El mismo método es usado para la muestra tomada en la línea de petróleo y para lamuestra tomada en el Choke Manifold

Muestras de H2S y de CO2 Esta medición se hace por lo menos dos veces durante el periodo de flujo o máscaso sea requerido por el cliente. Caso altos volúmenes de cualquier producto seancontaminados en el fluido del pozo. Las mediciones serán hechas por una empresatercerizada.

Las bombas manuales arriba son los tipos más comunes usados. Las ampollasvienen con diferentes rangos de medición. Dentro de las ampollas existe un papelcubierto con producto químico que reacciona al gas siendo medido. Es medido enppm (partes por millón). Caso las partes por millón sean de 10 o más, precauciones

especiales deben ser adoptadas.

Las puntas de la ampolla son rotas y la ampolla es inserida en la bomba manual.Ponga la ampolla en una corriente de gas y bombear para medir. La guía deinstrucciones está dentro del estuche que contiene la bomba (lea detalladamente).El papel cambia de color caso exista la presencia de H2S/CO2. Es cuestiónentonces de leer la cantidad y hacer la anotación.



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Como medir Salinidad del Agua

Se usa un refractómetro

El refractómetro es un instrumento pequeño, manual, que es usado para medir lacantidad de NaCl disuelto en una muestra de agua. Este instrumento consiste de unocular ajustable, prisma de refracción, escala interna y ajuste de cero.

Procedimiento

1. Aplicar una pequeña muestra de agua destilada al la extremidad del prisma delrefractómetro. Cierre la tapa. Mientras mira hacia una fuente de luz, use el ajustede cero para alinear la línea de base con la escala de 0.

2. Aplicar una pequeña muestra de agua producida al la extremidad del prisma delrefractómetro. Cierre la tapa. Mientras mira hacia una fuente de luz, determine elpunto en la escala donde ocurre cambio de color.

3. Usando el gráfico de calibración del refractómetro, determine el contenido deNaCl. Para determinar el contenido de cloruro divida por 1.65.

Determinando Encogimiento:

Medición de Shrinkage con Probador de Encogimiento

Un diagrama del probador de encogimiento es dado. El mismo opera de la siguienteforma:

1. Cierre la válvula de entrada de líquido.



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2. Abra la válvula de dreno de líquido.

3. Cierre la válvula de descompresión de gas.

4. Abra la válvula de entrada de gas lentamente, purgue el probador deencogimiento al permitir que gas fluya.

5. Cierre la válvula de dreno de aceite y permita que el probador de encogimientoalcance la presión del separador.

6. Abra la válvula de entrada de aceite y permita que el nivel de aceite llegue a ceroen la escala de graduación.

7. Cierra las válvulas de entrada de aceite y de entrada de gas.

8. Registre la presión del probador y la temperatura también.

9. Permita que el probador descomprima al abrir la válvula de descompresión

(Esto debe tener un orificio calibrado de 1/64avo en la válvula).

10. Deje 30 minutos para descomprimir.11. Lea el porcentaje de encogimiento y la temperatura.

12. Cierre la válvula de descompresión y drenar el aceite.



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Determinando la Gravedad

Hidrómetros son usados para medir la gravedad del aceite y condensadoproducido. La mayoría de los hidrómetros incluye un termómetro para registrar latemperatura del fluido al momento en que la gravedad es medida. Esta temperaturaes necesaria para corregir la gravedad de aceite a una gravedad de estándar 60oF.Los hidrómetros también pueden medir la gravedad específica de agua y por su vez

el porcentaje aproximado de la saturación de sal.Los hidrómetros están disponibles en alcances de gravedad de -1 a 101º API y de0.65 a 2.0 de gravedad específica

Procedimiento

La muestra a ser probada para gravedad es colocada en una probeta limpia congraduación. Este cilindro debe ser colocado en una posición vertical en un local librede corrientes de aire.

El hidrómetro es cuidadosamente bajado en la muestra a un nivel y entonces essuelto. Cuando el hidrómetro para, flotando libremente, sin tocar las paredes ni elfondo del cilindro, la gravedad es registrada en el punto en que la superficie de lamuestra corta la escala del hidrómetro. La lectura obtenida es corregida por unadeducción arbitraria de 0.1o API.



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El termómetro es leído aproximadamente al mismo tiempo que el hidrómetro y latemperatura es determinada al más próximo 1oF.

La gravedad observada debe sewr corregida para llevarla @ 60ºF. Gráficos y

Tablas están disponibles para la corrección necesaria.

Como encontrar el Valor PH

Se usan papeles PH.

Una muestra de fluido proveniente de la formación es separada del aceite y unpapel PH es inserido en el fluido. Por el cambio en reacción de color en el papel ymidiendo contra la escala de PH en el paquete que viene con el papel usted puede

determinar el valor aproximado de PH.

7 en la escala de PH es neutral.

Cualquier cosa abajo de 7 es ácido y cualquier cosa arriba de 7 es alcalina.

Como tomar una Gravedad de Gas

Esto es apenas una introducción

La gravedad específica del gas de separador es determinada por el métodogravimétrico RANAREX. El instrumento opera con el principio de que la energíacinética del gas es comparada con la energía cinética del aire. La unidad tiene unaescala específica de medición de gravedad para gas liviano de 0.52 - 1.03 y paragas pesado 0.970 - 1.90.

Deseamos determinar la gravedad específica al comparar el gas siendo medido ensu estado natural con un aire en condiciones estándar. Una tasa de flujo de gas

más precisa será obtenida caso la gravedad específica actual de gas sea conocida.



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Procedimiento

Los cristales de sílica gel usados en el secador de aire deben estar en estado activo(color azul oscuro). Caso los cristales estén rosados deben ser secados en horno a

250oF durante dos horas hasta que el color azul profundo regrese.

Verifique que el puntero y el botón de traba estén en la posición “trabar”. Ponga laválvula selectora en la posición "O".

El instrumento debe estar conectado a 110 volts 60 Hz o con un inversor a unafuente de 12 volts y operado por aire apenas (selector en ajuste "O") por lo menosdurante algunos minutos antes de realizar una determinación de gravedadespecífica.

Destrabe el puntero e verifique la posición cero (1.000 SG) al comienzo y al final deeste periodo de calentamiento.

Si la gravedad del gas es conocida y menor a 1.0, el gas será admitido en la cámarasuperior y aire de referencia en la cámara inferior. Si la gravedad de gas es sabidade ser de más de 1,0, gas será admitido a la cámara inferior y aire de referencia a lacámara superior. Si la gravedad del gas no es conocida, puede ser determinada aladmitir gas en cualquier dirección y mirar la escala de indicador para el movimientoadecuado. En general, la selección "LG" (cámara superior) será aceptable para lamayoría de las aplicaciones.

Conecte una manguera de ventilación de gas a la salida adecuada. Esto esespecialmente importante al tratar con H2S o espacios confinados.



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Introduciendo la Muestra de Gas

Conecte manguera de gas a la entrada del medidor de flujo. Gire la válvula

selectora para la posición "LG" o "HG".

Ajuste la válvula de flujo de entrada de manera que el flotador se levanteaproximadamente a la gravedad específica del gas. Con el instrumento enoperación la fuente de gas debe ser aproximadamente 12 CF/Hora en una presiónque no exceda 15 psig. (Flujo casi audible de la tubería de goma de 1/4 pulgadaproduce una tasa de flujo ideal).

Permita que el instrumento opere con este gas por 20-30 segundos o hasta que el

apuntador llegue a una lectura estable.

Lea la gravedad específica en la escala menor (roja) cuando el gas sea admitido enla entrada "LG" y lea la escala mayor (negra) cuando el gas es admitido en laentrada "HG". Note que la gravedad disminuye de derecha a izquierda en la escalaroja y de izquierda a derecha en la escala negra.

Purgue el Instrumento con Aire Fresco

Cuando la determinación específica de gravedad esté completa, cierre la fuente deflujo de gas, desconecte la manguera de muestra de gas, gire hasta el ajuste "O" en laválvula selectora de entrada, y permita que el instrumento purgue el gas hasta que elapuntador regrese a 1.000. Esto evitará corrosión y deja el instrumento listo para lapróxima prueba.

sección 9 conducción de una prueba de pozo

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