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MANUAL DE OPERACIONES
SERTECPET CIA. LTDA.
INDICE.
CAPITULO I:
PRINCIPIOS BASICOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS
ORIGEN DEL PETROLEO
MADURACION
ROCA FUENTE
ROCA ALMACENADORA
ROCA SELLO
TRAMPAS
TIPOS DE TRAMPAS
TRAMPAS ESTRUCTURALES
TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS
CONDICIONES PARA QUE SE FORME UN YACIMIENTO DE
CRUDO
COMPLETACION TIPICA DE UN POZO COMPLETADO PARA
PRODUCCION CON BOMBEO HIDRAULICO
PRESIONES DEL YACIMIENTO – INDICE DE PRODUCTIVIDAD
PROPIEDADES DE LA ROCA
INTERFACES
MECANISMOS DE EMPUJE
CORRELACIONES
CAPITULO II:
PRINCIPIOS BASICOS DE HIDRAULICA
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
ECUACION FUNDAMENTAL DE PRESION
PRINCIPIO DE ARQUIMIDES
HIDROSTATICA
CUERPOS SUMERGIDOS
NIVEL DE TANQUES ALTURA DE PIERNA HIDRAULICA
DINAMICA DE FLUIDOS
ECUACION DE LA CONTINUIDAD
VELOCIDAD EN TUBERIAS
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FLUJOS Y PÉRDIDAS EN TUBERIAS
ECUACION DE BERNOULLI
EFECTO VENTURI
VELOCIDADES EN TUBERIA FLUJO ANULAR
CAPITULO III
INTRODUCCION AL BOMBEO HIDRAULICO.
DEFINICION DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO HIDRAULICO CON BOMBA
JET CLAW
COMPLETACION TIPICA DE POZO PARA BOMBEO
HIDRAULICO
BOMBEO HIDRAULICO CON JET CLAW
TEORIA DE FUNCINAMIENTO DE BOMBA JET CLAW
NOMENCLATURA DE BOMBA JET CLAW
BOMBA JET CLAW REVERSA
BOMBA JET CLAW DIRECTA
OBSERVACIONES DE OPERACIÓN DE BOMBA JET CLAW
DAÑOS MAS FRECUENTES EN LAS BOMAS JET CLAW
CAPITULO IV
PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES
PROCEDIMIENTO PARA REPARACION DE EQUIPOS
MEDIDAS Y TOLERANCIAS DE EQUIPOS
PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN ASENTAMINETO Y
DESASENTAMIENTO DE EMPACADURAS (PACKERS)
REPARACION E INSPECCION DE EMPACADURAS
ESPECIFICACIONES DE EMPACADURAS
TIPOS DE COMPLETACIONES
PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN Y PRODUCCION DE
POZOS CON BOMBA JET CLAW
PROCEDIMIENTO DE CAMBIO DE BOMBA JET CLAW
PROCEDIMIENTO DE OPERACIONES DE UNIDADES DE
BOMBEO MTU.
CARACTERISTICAS TECNICAS
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DESCRIPCION DE PARTES
MOTOR DIESEL
SISTEMA DE ADMISION Y ESCAPE
SISTEMA DE ALIMENTACION DE COMBUSTIBLE
SISTEMA DE LUBRICACION
SISTEMA DE ENFRIAMIENTO Y REFRIGERACION
SISTEMA DE ENCENDIDO
PROGRAMACION DE MANTENIMEINTO DE UNIDADES MTU.
ESPECIFICACIONES DE PARTES
BOMBA QUINTUPLEX 300 Q-5H
REDUCTOR DE VELOCIDADES
FLUID END
CAJA DE VELOCIDADES
SEPARDOR DE PRUEBA
BOMBA BUSTER
PROCEDIMEINTO DE REPARACION DE FALLAS EN
UNIDADES MTU.
PROGRAMACION DE MEMORY GAUGES
CAPITULO I
PRINCIPIOS BASICOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS
ORIGEN DEL PETROLEO
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.
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En realidad fueron necesarias millones y millones de estas criaturas muertas para formar
gruesas capas de sedimentos orgánicos, que posteriormente se madurarán en petróleo.
MADURACION
Durante miles de años, capas de lodo y sedimentos orgánicos (organismos muertos) se
fueron apilando poco a poco en el fondo del océano, a tal punto que pueden tener hasta
varios kilómetros de profundidad.
Las capas más recientes fueron enterrando cada vez más a las capas más antiguas,
sometiéndolas a mayor presión y temperatura.
Después de miles y miles de años y con la ayuda de algunas reacciones químicas, la
capa de sedimentos orgánicos que ha sido enterrada, se convierte en roca. A esta roca se
le llama roca fuente y es de donde proviene el crudo.
Hoy en día se cree que el petróleo
proviene de organismos unicelulares
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ROCA FUENTE:
La roca fuente más común es la black shale (loza negra), y se forma a partir de los
depósitos orgánicos enterrados.
Para formar la roca se requiere de mucho tiempo, presión y temperatura. Entre más
profundo esté la capa, mayor es la temperatura.
Para generar crudo, la temperatura de la capa debe estar entre los 65 ºC y 150 ºC. Si
la temperatura supera este rango, el crudo se convierte en gas natural
Este rango de temperaturas se da entre los 2.100 y 5.500 metros de profundidad,
aproximadamente. A esta zona donde se genera el crudo se le conoce como ventana de
crudo (oil window).
La roca fuente produce, más no almacena el crudo. Si no se halla algo donde se pueda
almacenar el hidrocarburo, este se dispersará por la tierra y se perderá
irremediablemente.
ROCA ALMACENADORA
El crudo formado en la roca fuente no sirve de nada a menos que se acumule en un
sitio. La roca almacenadora (reservoir rock) es una piedra que contiene poros, donde el
crudo llega y es almacenado; funciona de manera similar a una esponja, que absorbe
agua en su interior debido a que contiene poros.
La roca almacenadora más común es la piedra arenisca (sandstone) que contiene
millones de diminutos poros donde el crudo es atrapado.
Formación de las capas de sedimentos
Organismos unicelulares muertos
Roca fuente
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Otro tipo de roca almacenadora es la piedra caliza (limestone).
Si la roca almacenadora tiene muchos espacios (poros) en su interior, podrá acumular
más crudo. A esto se le conoce como porosidad de la roca.
ROCA SELLO
A diferencia de las rocas almacenadoras, las rocas sellantes tienen unos poros tan
pequeños, que el crudo no puede pasar a través de ellas. Por lo tanto funcionan como
barreras al paso del fluido (son impermeables).
Un ejemplo típico de roca sello es la arcilla.
Las rocas sellantes con la ayuda de un proceso geológico, pueden llegar a formar una
trampa, donde el crudo es retenido y forma un yacimiento.
Roca almacenadora
Roca sello
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TRAMPAS
La roca almacenadora acumula crudo, pero no en suficientes cantidades como para
traerlo a la superficie. Para que se forme un yacimiento, es necesario que exista una
barrera para detener el crudo y acumularlo en grandes cantidades. A esto se le llama
trampa.
Las trampas se pueden formar por deformaciones estructurales (movimiento de las
capas al interior de la tierra) o por cambios en la estructura de la roca.
Es importante anotar que el crudo no se encuentra en enormes cavernas al interior de la
tierra, sino dentro de rocas sólidas (roca almacenadora) que contienen poros en su
interior.
TIPOS DE TRAMPAS
TRAMPAS ESTRUCTURALES
Las trampas formadas por deformación estructural (trampas estructurales), se deben al
movimiento de la tierra. Las más importantes son:
Anticlinal Cuando las capas planas son empujadas hacia arriba y el crudo queda atrapado entre
rocas sellantes (rocas no porosas).
Falla Geológica Se forma por el rompimiento de las capas debido a una falla geológica, la misma donde
se originan los terremotos.
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TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS
Son las trampas formadas por cambios en la estructura de la roca
Trampas Estratigráficas (Stratigraphic traps)
Se debe a los cambios en la estructura de la roca. Una roca que en un lado es arenisca se
puede volver arcilla en otro lado, estando dentro de la misma capa en el subsuelo.
CONDICIONES PARA QUE SE FORME UN YACIMINETO DE CRUDO
Para que se forme un yacimiento de crudo y/o gas, se deben dar tres cosas:
• Debe haber una roca fuente, que genere el crudo.
• Una roca de reserva debe atrapar ese crudo generado.
• La roca de reserva debe quedar atrapada en una trampa.
Si alguno de los anteriores procesos llega a faltar, no se puede formar un yacimiento
de hidrocarburos.
Ahora, la posibilidad de que estas tres condiciones se cumplan es muy baja. Por lo
tanto, encontrar un yacimiento de petróleo requiere - además de rigurosos estudios
geológicos - un toque de buena suerte.
PRESIONES DEL YACIMIENTO – INDICE DE PRODUCTIVIDAD
Presión estática de Fondo (P*)
La trampa pinch-out (pinchada) es un tipo de
trampa estratigráfica.
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Es la presión que ejercen las rocas en el yacimiento, La presión estática del fluido en un
yacimiento es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo.
Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando
la producción se ha interrumpido por un lapso suficiente de tiempo para permitir la
restauración de la presión en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de
líquido. Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona petrolífera.
Por consiguiente, la presión del yacimiento es la presión que existe en condiciones de
equilibrio antes o después de que se hayan establecido las operaciones de producción.
Presión de fondo fluyente (Pwf) Es la presión que hace el fluido sobre las paredes del casing. Se mide en frente de las
perforaciones (donde se cañoneó).
Draw Down (DD)
Es la resta entre la presión estática de fondo y la presión de fondo fluyendo.
Indice de Productividad (IP) Es una relación entre el caudal y el DD que indica la capacidad de un pozo para
producir. Las unidades son BPD/psi.
Presión de Burbuja (Pb, psi)
Es aquella condición de presión y temperatura a la cual se forma la primera burbuja de
gas. A partir de este punto se hace significativa la producción de gas en un pozo
productor.
Presión del punto de burbuja (Pb, psi)
Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a
liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada yacimiento tiene
su presión de burbuja particular. La presión del punto de burbuja se determina en
función de la temperatura, la gravedad específica del gas, g, la gravedad específica
del petróleo, o, y la cantidad de gas disuelto en el crudo
Gas en solución GOR. SCF/STB.
Se denota como Rs, denominada solubilidad del gas en petróleo, razón de gas disuelto y
relación de gas petróleo, RGP (en Ingles GOR).
Se define como la cantidad de gas medida a condiciones de superficie, que se disuelven
en un barril de petróleo, también medido a condiciones de superficie, los factores que
afectan el GOR en el petróleo son:
PwfPDD *
DD
CaudalIP
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La presión, al aumentar la presión, aumenta el GOR.
La temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye el GOR.
El grado API. Al aumentar, aumenta el GOR.
ESQUEMA DE PRESIONES EN LA FORMACION
PROPIEDADES DE LA ROCA
POROSIDAD (Ф)
La porosidad indica el porcentaje de la roca de reserva que es hueco, debido a los
poros. En otras palabras, indica la cantidad de petróleo que puede almacenar la roca,
respecto a su tamaño.
P* Pwf
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Una porosidad del 20% indica que el 20% del volumen de la roca contiene fluidos y el
80% restante es roca sólida.
Si un yacimiento de petróleo tiene muy baja porosidad, el volumen de petróleo no es
factible desde el punto de vista económico.
PERMEABILIDAD (K).
La permeabilidad es la facilidad que tiene el crudo para fluir a través de la roca
almacenadora. La permeabilidad se mide en milidarcies (md).
Entre más milidarcies tenga la roca almacenadora, más fácil fluye el crudo.
Poros
Roca
POROSIDAD CARACTERISTICAS DE LA ROCA
0 – 5 % Despreciable
5 – 10 % Pobre
10 – 15 % Regular
15 – 20 % Buena
Más de 20% Excelente
PERMEABILIDAD CARACTERISTICAS DE LA ROCA
1 – 10 md Aceptable
10 – 100 md Buena
Más de 100 md Excelente
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INTERFASES
La roca almacenadora no retiene crudo únicamente. Generalmente se encuentran tres
productos dentro de ella: gas, crudo y agua.
Debido a la diferencia de densidades, en la parte superior se acumula el gas, en la del
centro el crudo y en la parte más baja se deposita el agua.
Con esto, se forman dos interfases o zonas de contacto:
• Gas - Crudo
Crudo - Agua
MECANISMOS DE EMPUJE
El mecanismo de empuje es un tipo de energía natural que presuriza el hidrocarburo en
el yacimiento, lo que facilita su extracción.
Hay varios tipos de empuje, pero aquí veremos solamente el empuje hidráulico y el de
gas.
Rocas sellantes (impermeables)
Gas
Crudo
Agua
Yacimiento
Roca almacenadora (porosa)
Gas - Crudo
Crudo - Agua
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Empuje hidráulico
El agua por debajo del crudo ejerce un empuje vertical, desplazándolo y ocupando su
lugar.
En el oriente Ecuatoriano se produce con este mecanismo de empuje la zona HOLLIN
Empuje de Gas
A medida que el crudo es extraído del yacimiento, el gas se comienza a expandir y
empuja el crudo hacia abajo.
En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas
NAPO. U, T.
Empuje de Gas en Solución
Un tipo de sistema de empuje de reservorio en la que la energía para el transporte y la
producción de fluidos en los yacimientos se deriva del gas disuelto en el líquido.
Cuando los fluidos del yacimiento entran en el pozo, por el cambio de presión, esto
causa la ruptura del gas en solución y crea un flujo consolidado de gas y líquido que
ayuda a la producción.
En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas
NAPO: U, T.
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PROPIEDADES PVT
Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en
el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un
análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen
esta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por estas razones se
han desarrollado una serie de ecuaciones o correlaciones empíricas que permitan
determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. En general, el PVT se refiere
al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura
determinada.
CORRELACIONES
A continuación se presentan las correlaciones más usadas para el calculo del IPR, en el
Software Claw, para los diferentes tipos de crudos producidos en diferentes países con
pozos en Producción con bomba Jet Claw.
Correlación de Standing: Fue obtenida en 105 experimentos, utilizando petróleos de
California. El promedio de error de la correlación fue aplicado a los datos usados para
desarrollar el método y resultó ser 4,8 % a una presión de 106 psi. Los gases
involucrados en el desarrollo del método no contenían Hidrógeno ni Sulfuro de
Hidrógeno. Alguno de los gases contenía Dióxido de Carbono en cantidades
insignificantes. La correlación podrá aplicarse a otros petróleos teniendo en cuenta que
las características de los petróleos y el gas sean similares a las usadas para desarrollar el
método. Fuera de éste rango se incurre en un margen de error.
Parámetro Rango
Pb 130 a 7000 psi
TF 100 a 258 °F
Rsb 20 a 1.425 pcn/BF
API 16.5 a 63.8
γg 0.59 a 0.95
Presión de burbuja
Solubilidad (GOR)
Factor Volumétrico del petróleo (βo)
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…Para reservorios Saturados
…Para reservorios Subsaturados
Correlación de Vasquez & Beggs: Es una correlación generalmente aplicada, contiene
ecuaciones para GOR, Factor volumétrico del petróleo y Compresibilidad del petróleo.
Fue desarrollada a partir de 600 análisis PVT de crudos de todo el mundo. Un total de
6004 datos medidos. La exactitud de la correlación es mayor si se divide en rangos de
gravedad específica del petróleo (API>30 o API<30)
Parámetro Rango
Pb 50 a 5250 psi
TF 70 a 295 °F
Rsb 20 a 2070 pcn/BF
API 16 a 50
γg 0.56 a 1.18
Presión de burbuja
ºAPI<=30 ºAPI>30
C1 0.0362 0.0178
C2 1.0937 1.1870
C3 25.7240 23.9310
Solubilidad (GOR)
Los coeficientes C1, C2 y C3 son los mismos utilizados en Pb.
Factor Volumétrico del petróleo (βo)
API ≤ 30 API > 30
C1 = 4.68E-04 C1 = 4.67E-04
C2 = 1.75E-05 C2 = 1.10E-05
C3 = -1.81E-08 C3 = 1.34E-09
…Para reservorios subsaturados
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Correlación de Al-Marhoun: Contiene ecuaciones para estimar la Presión de burbuja,
GOR y Factor volumétrico del petróleo para Crudos de Arabia Saudita. Se utilizó 75
análisis PVT de muestras de fondo de 62 yacimientos, de Crudos de Arabia Saudita.
El autor afirma que las correlaciones deberían ser válidas para todos los tipos de
mezclas de gas-petróleo que comparten propiedades similares a los utilizados en la
derivación. Según el autor, el promedio de los errores y las desviaciones estándar fueron
menores con la correlación de Al-Marhoun que con las correlaciones de Standing y
Glaso para los crudos de Arabia Saudita. Error promedio relativo 0.03%.
Pb 139 a 3513 psi
TF 74 a 240 °F
Rsb 20 a 1602 pcn/BF
API 14.3 A 44.6
γg 0.752 a 1.367
Presión de burbuja
Solubilidad (GOR)
Factor Volumétrico del petróleo (βo)
Correlación de Petrosky – Farshad: Esta correlación contiene ecuaciones para estimar
la Presión de burbuja, GOR, Factor volumétrico del petróleo y compresibilidad del
petróleo para Crudos del Golfo de México. La correlación fue desarrollada con
ejemplos de fluidos tomados de pozos offshore de Texas y Louisiana.
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Los autores afirman que estas correlaciones proporcionar mejores resultados que otras
correlaciones para el Golfo de México, incluidos los publicados por Standing, Vásquez
& Beggs, Glaso y Al-Marhoun.
Pb 1574 a 6523 psi
TF 114 a 288 °F
Rsb 217 a 1406 pcn/BF
API 16.3 – 45
γg 0.578 a 0.852
Presión de burbuja
Solubilidad (GOR)
Factor Volumétrico del petróleo (βo)
….Para
reservorios Saturados
…………..Para reservorios Subsaturados
Compresibilidad del petróleo (co)
…Para reservorios Saturados
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….Para reservorios Subsaturados
CAPITULO II
CONCEPTOS BASICOS DE HIDRAULICA
El conocimiento de los principios fundamentales que rigen y describen el
comportamiento de los diversos fluidos en su estado estático o en movimiento, son de
vital importancia en el desarrollo de procesos relacionados con la industria petrolera.
La mecánica de fluidos estudia los fluidos tanto en estado de equilibrio (hidrostática),
como en movimiento (hidrodinámica). Los fluidos desempeñan un interés excepcional
en la ingeniería, ya que miles de procesos los involucran constantemente.
Propiedades de los Fluidos:
Un fluido es una sustancia que se mueve o desplaza cuando recibe fuerzas de corte.
Los fluidos se clasifican en líquidos y gases.
Líquido
Fluido sometido a fuerzas intermoleculares que lo mantienen unido de tal manera que su
volumen es definido pero su forma no. Ligeramente compresible y su densidad no varia
casi con temperatura y la presión.
Gas
Fluido que consta de partículas en movimiento que chocan entre sí y tratan de
dispersarse de tal manera que No tienen forma ni volumen definido y llenará
completamente cualquier recipiente en el que se coloque.
Los gases son compresibles y su densidad varia con temperatura y presión.
Líquido
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Densidad (ρ):
La densidad de una sustancia se define como el cociente de su masa entre el volumen
que ocupa.
La unidad de medida en el Sistema Internacional es kg/m3. También se utiliza en g/cm3
y Lb masa/ft3 para el sistema Inglés.
agua= 62,37 Lb masa/ft3
Presión (P):
Se define como un esfuerzo por unidad de área. La presión de un fluido se transmite con
igual intensidad en todas las direcciones.
Gas
Sustancia Densidad
(g/cm3) Sustancia Densidad
(g/cm3)
Aceite 0.8-0.9 Bromo 3.12
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
volumen
masaρ
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La unidad de medida en el Sistema Internacional es el Pascal (Pa). El sistema inglés usa
el PSI (Lbs/pulg2)
Temperatura (T):
La temperatura es una medida de la energía térmica o grado de calor que posee un
cuerpo.
La unidad de medida en el Sistema Internacional son los grados centígrados (°C). El
sistema americano utiliza los grados Fahrenheit (°F).
Temperatura estándar = 60 °F
Peso Específico (P.E.):
Es una relación entre el peso de una sustancia y el volumen que ocupa (no confundir
peso con masa).
Sus unidades son Libras por pie cúbico [Lb/ft3].
IMPORTANTE.- La densidad es la relación entre masa y volumen. El peso específico
es la relación entre peso y volumen. Recuerde que gramos o Kilogramos son MASA, no
peso
Gravedad Específica (γ):
La densidad relativa o Gravedad especifica (G.E o ) es un número adimensional que
expresa la relación del peso del cuerpo al peso de un volumen igual de una sustancia
que se toma como referencia.
Para líquidos tomamos como referencia el agua y para gases tomamos al aire a 14.7 psi
de presión y 60ºF de temperatura.
G.E agua= 1,0
Fuerzas actuando sobre cuerpo sumergido y sobre
paredes del recipiente.
A
F
área
fuerzaP
32*5
9 00 CF
Volumen
PesoEP
sustancia.
volumenmismoelenaguadelMasa
volumenunenladeMasaEG
sustancia.
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Tensión Superficial:
Una molécula en el interior de un liquido esta sometida a la acción de fuerzas atractivas
en todas las direcciones siendo la resultante nula, pero si la molécula está en la
superficie sufre la acción de un conjunto de fuerzas de cohesión superficial llamada
tensión superficial.
Un zancudo puede pararse en el agua debido a que su presión no vence la tensión
superficial. La tensión superficial en una gota de agua es la que mantiene su forma.
Viscosidad:
Es la medida de la resistencia de una sustancia a fluir; a mayor viscosidad es más
difícil que fluya. Depende del tipo de fluido, temperatura y presión. La Viscosidad
disminuye al aumentar la temperatura pero no se ve afectada apreciablemente con el
cambio de presión.
• Viscosidad Absoluta o dinámica (µ) :
Expresa el grado de resistencia al flujo. Sus unidades son:
[N*Seg/m2] (Sistema Internacional)), CentiPoises (Cp) (API).
1 N*Seg/m2 = 1000 Cp
• Viscosidad Cinemática ():
Expresa el cociente entre viscosidad absoluta y densidad del fluido.
= Viscosidad absoluta/Densidad del fluido.
[m2/seg] (Sistema Internacional), CentiStokes (cSt) (API).
1 m2/seg = 1’000.000 cSt
µ agua= 1,0 Centipoise a 60 °F µ kerosene= 6,5 Centipoise a 100 °F
Ecuación Fundamental:
La estática de los fluidos afirma que la presión depende únicamente de la
profundidad. Cualquier aumento de presión en la superficie se propaga por todo el
fluido.
Sustancia Densidad
(kg/m3)
G.E
Agua 1000 1
Aceite 900 0.9
Alcohol 790 0.79
Glicerina 1260 1.26
Mercurio 13550 13.55
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Variación de presión con profundidad:
Considerando una porción de fluido y teniendo en cuenta que se encuentra en equilibrio
debido a:
• El peso, que es igual al producto de la densidad del fluido, por su volumen y por
la intensidad de la gravedad
• La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara inferior.
• La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara superiorr.
Si el punto está a una profundidad h. Po es la presión en la superficie del fluido (la
presión atmosférica) y p la presión a la profundidad h. Tenemos:
Donde:
[Kg/m3] P[Pascal]
g [m/Seg2] h [m]
Presión Atmosférica:
Para medir la presión atmosférica, Torricelli empleó un tubo largo cerrado por uno de
sus extremos, lo llenó de mercurio y le dio la vuelta sobre una vasija de mercurio.
El mercurio ascendió hasta una altura h=0.76 m al nivel del mar. Dado que el extremo
cerrado del tubo se encuentra casi al vacío Po=0, y sabiendo la densidad del mercurio es
13.55 g/cm3 ó 13550 kg/m3 la presión atmosférica es:
Patm= rgh= 13550*9,81*0,76 = 101023 Pa
A
FP
ghPP 0
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Patm= 14,7 Psi en unidades Petroleras (API).
Principio de Arquímedes:
El principio de Arquímedes afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta
un empuje vertical y hacia arriba igual al peso del fluido desalojado. La explicación
del principio de Arquímedes consta de dos partes como se indica en las figuras
El estudio de las fuerzas sobre una porción de fluido en equilibrio con el resto del
fluido.
La sustitución de dicha porción de fluido por un cuerpo sólido de la misma forma y
dimensiones.
Donde: [Kg/m3] g [m/Seg2] V [m3] Empuje [N]
Hidrostática:
Estudio de las condiciones de equilibrio de los líquidos y las presiones que estos
ejercen. Es un estado en el cual cada partícula fluida permanece en reposo o no tiene
movimiento relativo respecto a las otras partículas.
La presión estática es:
h
P0=0
[Kg/m3] g [9.8 m/Seg2] h [m] P [Pascal] ghPP 0
gVEmpuje desalojadofliudo **
24
En unidades petroleras y reemplazando la densidad por la gravedad específica del fluido
tenemos:
También podemos determinar la G.E del crudo en relación de su gravedad API:
Y 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.EA: 1.0 G.EB: 0.88 Po = P. Atmosférica
G.EMezcla= G.EA*0.2 + G.EB*0.8
G.Emezcla= 1.0*0.2+0.88*0.8
G.Emezcla= 0.904 CRUDO
AGUA
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
hEGPP fluido *.*433,00 Po [psia] h [pies] P [psia]
5,131.
5,141
crudoEGAPI
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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
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.
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).
26
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.
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´
27
Ecuación de continuidad:
Esta ecuación es consecuencia del principio de conservación de la masa, es decir la
masa que atraviesa cualquier sección de una corriente de fluido por unidad de tiempo es
constante.
El Caudal (Q) se define como Área transversal por velocidad:
Las unidades del caudal son m3/seg (Sistema Internacional) y ft3/seg (API).
Como en una tubería todo el líquido que entra debe salir (Caudal constante) la ecuación
de continuidad establece que:
A [ft2] V [ft/Seg] Q [ft3/Seg]
En la figura, el área de entrada de la tubería es el doble que la de salida pero la
velocidad del fluido en la salida dos veces mayor que en la entrada.
Velocidades en tuberías:
Movimiento de fluido mediante vaso comunicante
VAQ *
QVAVA 2211 **
28
Conociendo el flujo (Q) en Barriles por día y el diámetro de la tubería (d), aplicando
Q=V*S y pasando a unidades usadas en el campo tenemos:
V [pies/seg] Q [BPD] d [pulg]
Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo.
Si un pozo produce 1000 BPD (barriles por día) de fluido por medio de una tubería de 3
pulgadas, la velocidad del fluido será:
Flujos y pérdidas de fricción en tuberías:
El flujo (laminar o turbulento) lo determina principalmente la velocidad del fluido y el
tamaño del conducto o tubería; a medida que la velocidad aumenta el flujo cambia de
laminar a turbulento.
Se calcula un indicador adimensional (número de Reynolds, Re) si el valor es menor
a 2100 el flujo es laminar, de lo contrario es turbulento.
Las unidades deben ser API (ft, lbs, etc..).
Se debe evitar el flujo turbulento porque incrementa los efectos de desgaste, erosión, y
deterioro de tuberías, bombas y accesorios, sobre todo si el fluido arrastra partículas
abrasivas como arenas y sólidos en suspensión.
Dependiendo del tipo de flujo, diámetro de tubería, rugosidad del material, tipo de
fluido, propiedades del fluido, caudal, temperatura, y muchos otros factores, existen
tablas para determinar las perdidas por fricción cuando el fluido se encuentra en
movimiento.
Ecuación de Bernoulli:
2
*01192,0
d
QV Q
d S
Laminar Turbulento
segpiesV /324,13
1000*01192,02
DV **Re
29
En la gráfica se observan los cambios energéticos que ocurren en la porción de fluido
señalada en color amarillo, cuando se desplaza a lo largo de la tubería. En la figura, se
señala la situación inicial y se compara la situación final después de un tiempo Dt.
Asumiendo un fluido incompresible y que las perdidas de energía por fricción son
despreciables podemos realizar el balance de energía y masa.
El fluido experimenta cambios de altura (energía potencial), cambios de velocidad
debido al cambio en el diámetro de la tubería (energía cinética). También se cumple que
la masa que entra es igual a la que sale (conservación de la masa).
Donde: P [psi]; [LBU/ft3] ; g [ft/seg2] ; V [ft/seg] ; y [ft]
Efecto Venturi (Medida de flujo):
Por medio de diferentes leyes se desarrolla este dispositivo que relaciona la diferencia
de presión medida en cada extremo de la tubería y basado en esta diferencia calcula
la velocidad del fluido y por consiguiente el flujo o caudal.
Velocidad menor Velocidad mayor
2
222
2
1112
1
2
1VgyPVgyP
Balance de energía de Bernoulli
30
Presión mayor Presión menor
P [Pa] [kg/m3] A [m2] Q [m3/seg]
El venturi es un tubo con un Área de entrada mayor al de salida. Todo el caudal que
entra es el mismo que sale.
Cuando pasa un fluido, en el Area 1 hay más presión pero menos velocidad. En el
Area 2 ocurre lo contrario.
La diferencia de presiones es proporcional a la velocidad y al caudal.
Efecto Venturi (Medida de flujo):
Se tiene un flujo de agua a través de una tubería de 40 cm de diámetro que luego reduce
a 10 cm de diámetro. La diferencia de presión es de 1275 Pa (P2-P1).
Determinar las velocidades del fluido en cada diámetro y calcular el caudal (Q) en BPD.
A1 = 3,1416 * (0,2)2 = 0,1256 m2
A2 = 3,1416 * (0,05)2 = 0,0078 m2
agua = 1000 kg/m3.
Q = 0,1248 m3/seg
0,1248 x 53247 Factor de cambio de unidades
Q = 6837 BPD
Velocidades en tuberías (flujo anular):
)(
)(22
2
2
1
2121
AA
PPAAQ
)(
)(22
2
2
1
2121
AA
PPAAQ
31
Se habla de flujo anular cuando el fluido es conducido por el espacio existente entre las
dos tuberías, espacio que se observa en la figura en color amarillo.
Para este caso el área transversal efectiva de flujo es el área de la tubería exterior menos
el área de la tubería interior.
Conociendo el flujo(Q) en Barriles por día y el diámetro de las tuberías (d1 y d2),
aplicando Q=V*S y pasando a unidades usadas en el campo, podemos calcular la
velocidad del fluido.
V [pies/seg] Q [BPD] d [pulg]
Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo.
Si un pozo produce 3000 BPD(barriles por día) de fluido por el espacio anular existente
entre una tubería(casing) de 7’’ y una tubería de 3 pulgadas, la velocidad del fluido será:
Formula para calcular el tiempo de llenado de fluido que falta por llenarse en el
pozo:
Flujo anular
Q
d1
Tubería externa
Tubería interna d2
22 21
*01192,0
dd
QV flujo
22 21
*01192,0
dd
QV flujo
seg
piesanularelenfluidodelVelocidad
seg
piesV flujo
89,0
89,037
3000*01192,022
QInyeccion
hdd *21*40,1tiempo
2
minutos
32
Donde: Q = Caudal de Inyección BFPD
d 1= ID anular PULG.
d 2= OD. Tubing pulg.
CAPITULO III
DEFINICION DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO.
El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de
Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se
transmite, con igual intensidad, a cada porción del fluido y las paredes del recipiente
que lo contiene”.
La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un equipo de bombeo
centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido, hasta
cualquier número de pozos petroleros.
La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba Jet Claw
tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros
sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.
SISTEMA DE LEVEANTAMINETO HIDRAULICO CON BOMBA JET CLAW.
Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo natural se debe
evaluar las facilidades de producción y fondo para poner en producción el pozo con el
sistema de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet Claw.
A continuación se detalla BHA de prueba para producción por bombeo hidráulico.
COMPLETACION TIPICA DE UN POZO PETROLERO PARA BOMBEO
HIDRAULICO
33
DESCRIPCION DE PARTES DEL ESQUEMA:
TUBING.- Tubería que en este sistema de levantamiento artificial permite la inyección
de fluido motriz o es utilizada como tubería de producción, dependiendo del tipo de
bomba Jet Claw a utilizarse que puede ser convencional (directa) o reversa.
CASING.- Tubería de revestimiento que en este tipo de levantamiento nos puede servir
como tubería de producción o inyección de fluido motriz, dependiendo igual del tipo de
bomba Jet a utilizarse.
CASING
TUBING
CAMISA
BOMBA JET jetJET
LLET
EMPACADURA
FORMACIÓN
34
CAMISA.- En el medio se la conoce como camisa de circulación Sliding Sleeve tipo
“L”, es utilizada como alojamiento de la bomba Jet Claw, de acuerdo a la posición del
clousing sleeve cerrado abierto permite realizar diferentes operaciones en el fondo del
pozo y en la bajada de los BHA de prueba.
BOMBAJET.- Bomba Jet Claw que permite la producción del pozo, mas adelante en
este documento se ampliara su definición.
EMPACADURA DE PRUEBA.- Es conocida también con el nombre de packer de
prueba, que permite el aislamiento de la zona de producción.
FORMACION.- Zona productora de petróleo
BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
TEORÍA GENERAL
Es un tipo especial de bombas de subsuelo hidráulica, no emplea partes móviles, su
principio de funcionamiento se basa en la transferencia de energía entre el fluido de
inyección y fluido producido, cuando el fluido inyectado atraviesa el nozzle en el fondo
del pozo, se produce la transformación de energía potencial en energía cinética
(principio de venturi) lo que finalmente causa la producción del fluido del pozo.
La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba jet tolerar
fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas
el levantamiento artificial son limitaciones importantes.
Otra ventaja de las bombas jet es la solidez de la sección de trabajo, que hace que pueda
adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo, frecuentemente se pueden
obtener tasas de producción más altas que con las bombas de pistón, por lo que se
recomienda su uso en pozos con altos IP, así como también en pozos con presencia de
escala, producción de gas y presencia de arena.
TEORÍA DEL FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET
Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan mediante una
configuración de nozzle y garganta “venturi “. Diferentes configuraciones geométricas
(áreas internas de nozzle y garganta) permiten manejar diferentes caudales de inyección
y producción.
35
El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en el
subsuelo, donde llega al nozzle con una presión total que se designa como (P1). Este
fluido a presión alta se dirige, entonces, a través del nozzle, lo que hace que la corriente
de fluido tenga alta velocidad y baja presión.
La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del pozo entren
en la bomba y se descargan por el casing el caudal de producción deseado (Q3).
Entonces el fluido motriz arrastra al fluido del pozo por efectos de la alta velocidad,
estos dos fluidos llegan hasta la sección de área constante en donde se mezclan, en este
punto se mantiene la velocidad y la presión constante.
Cuando los fluidos mezclados llegan al final de esta sección constante, al iniciar el
cambio de áreas en el difusor tenemos que la velocidad va disminuyendo a medida que
aumenta el área y la presión se incrementa.
Esta alta presión de descarga (P2) debe ser suficiente para levantar la mezcla de fluido
de inyección (Q1) y producción (Q2) hasta la superficie.
Las partes importantes de la bomba jet es el nozzle y la garganta y sus
correspondientes áreas internas de trabajo correspondientes (AN), (AT).. El área interna
de cada una de ellas determina el rendimiento de la bomba.
El valor de la relación de estas áreas AN/AT deberá estar comprendido entre el 25 @
30% de esta relación adimensional.
El volumen de fluido motriz utilizando será proporcional al tamaño de la boquilla.
El área en la bomba debe dar paso al caudal de producción en el espacio anular entre la
boquilla y la garganta. Las características de la bomba en cuanto a la cavitación
responden sensiblemente a esta área. En fig # 01 se muestra la nomenclatura de la
bomba jet.
NOMENCLATURA DE BOMBA JET.-
La nomenclatura utilizada para la identificación del tamaño y capacidad de cada una de
las bombas esta en base al siguiente criterio:
36
El nozzle se lo denominara con un Número (# 10)
La garganta se la denominara con una letra ( J )
DESCRIPCION DE PARTES Y PIEZAS
BOMBA JET CLAW ® REVERSA:
La bomba Jet Claw® Reversa se utiliza frecuentemente para la obtención de los datos
del yacimiento en forma instantánea, por cuanto es necesario solamente desplazar los
fluidos que se encuentran en el tubing, para que inmediatamente se obtenga el fluido de
formación. Esta bomba se aloja en una camisa deslizable, es desplazada y recuperada
hidráulicamente a través del tubing.
En este tipo de levantamiento artificial, el fluido motriz es inyectado por el espacio
anular, y la producción más la inyección retornan por el tubing.
6 0,0086 F 0,0215
7 0,0111 G 0,0278
8 0,0144 H 0,0359
9 0.0159 I 0,0464
10 0.0175 J 0.0526
11 0,0310 K 0,0774
BOMBA 10 J
37
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.
38
BOMBA JET CLAW ® DIRECTA O CONVENCIONAL:
La bomba Jet Claw® Convencional se utiliza comúnmente para la producción continua
de los pozos y, en algunos casos, para pruebas de producción.
FISHING NECK
UPPER PACKING
MANDRELL
OUTER TUBE
DISCHARGE BODY
HOUSING NOZZLE
BOTTON PLUG
ADAPTER EXTENSION
CHEVRON PACKING
END Y CENTER ADAPTER
HOUSING TROHAT
DIFUSOR
NOZZLE RETAINER
NOZZLE
GARGANTA
39
Se desplaza y se recupera hidráulicamente, se aloja igual que la reversa en una camisa
deslizable o en una cavidad de existirla; en este caso, el fluido motriz a alta presión es
inyectado por la tubería de producción y el aporte del pozo mas la inyección retornar
por el espacio anular hasta la superficie. En este tipo de bomba, también se pueden
alojar en el interior los memory gauges para realizar build-up, o los muestreadores para
realizar los análisis de PVT, reduciendo los tiempos y minimizando el costo.
En pozos con el casing deteriorado es recomendable utilizar solamente este tipo de
bomba, debido a que la prisión de retorno por el espacio anular es baja.
OBSERVACIONES IMPORTANTES EN LA OPERACIÓN DE BOMBAS JET
CLAW
PRUEBA DE INYECTIVIDAD
Antes de desplazar la bomba jet se debe realizar prueba de inyectividad con la finalidad
de comprobar que exista permeabilidad en la zona productora
DESPLAZAMIENTO DE BOMBA JET
FISHING NECK
UPPER PACKING
MANDRELL
HOUSING NOZZLE
BOTTOM PLUG
EXTENSION ADAPTER
DISCHARGE BODY
END Y CENTER
ADAPTER
HOUSING TROHAT DIFUSOR
OUTER TUBE
CHEVRON
PACKING
NOZZLE RETAINER
40
La bomba debe desplazarse siempre y cuando el tubing este lleno y sea del mismo
diámetro interior hasta el alojamiento de la bomba, de variar el tamaño no se puede
desplazar hidráulicamente, se debe recomendar asentar la bomba con slick line.
COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS EN BOMBA JET CLAW
La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay
producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos. Este
comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para entregar sus fluidos.
Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo el bombeo hidráulico
tipo jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para proporcionar la energía adicional
requerida para levantar la producción hasta la superficie.
PROFUNDIDAD DE LA BOMBA
La profundidad de la bomba depende de la profundidad de las formaciones productoras.
La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros sobre la profundidad de los punzados
TVD PROFUNDIDAD VERTICAL
Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida del registro de survey de
un pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la presión de descarga
de la bomba JET CLAW), Este dato debe ser aplicado en el software en el icono de
profundidad de bomba
MD MEASUREMET DEPTH ( TUBERIA MEDIDA)
Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de cinta,
cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo de las perdidas de
presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la bomba JET CLAW.
DAÑOS MÁS FRECUENTES EN EL BOMBEO JET
CAVITACIÓN
La cavitación es el desgaste producido por la implosión de las burbujas de gas o vapor
al sufrir un cambio de presión (cambio de estado, de vapor o gas a líquido), provocando
cargas puntuales en las paredes de la garganta (presión de vapor).
TAPONAMIENTO DE NOZZLE.- Debido a la presencia de sólidos en el fluido
motriz se tapona el área del nozzle, incrementándose inmediatamente la presión de
operación, debiéndose reversar la bomba a superficie, realizar limpieza e inspección del
área del nozzle, verificar que no exista picaduras que ocasionarían distorsión del sentido
de flujo y ocasionan el desgaste abrasivo en la garganta.
41
PERDIDA DE PRODUCCION.- Se debe evidenciar que los parámetros de medición
y control de la producción en superficie estén bien calibrados antes de reversar la
bomba jet, una de las causas mas comunes para la perdida de producción son:
Taponamiento con sólidos de discharge body
Taponamiento con sólidos de garganta
Cavitación de garganta
Desgaste abrasivo de garganta
Para lo cual se debe reversar bomba, inspeccionar visualmente, de encontrarse sólidos
entregar al cliente
INCREMENTO DE BARRILES DE INYECCION.- Verificar si los instrumentos de
medición de superficie están en buenas condiciones de operación, se ocasiona por la
rotura del nozzle o rotura del tubing, disminuyendo considerablemente la presión de
operación
FALTA DE APORTACION.- Se deben verificar los parámetros de operación de
superficie, barriles de inyección, presión de operación, estén de acuerdo al diseño de la
bomba jet utilizada, evidenciar el no incremento de nivel en los tanques ni incremento
de altura en el separador de prueba.
Si se esta operando con presión de operación que permitan el incremento hasta 3500
PSI. Se debe incrementar la presión máximo a la segunda hora de comprobación de la
no aportación del pozo, de mantenerse las mismas condiciones informar al personal de
la operadora y reversar la bomba jet para comprobar su diseño
CAPITULO IV
PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES SERTECPET
PROCEDIMIENTO PARA REPARACION DE EQUIPOS
Se deben seguir los siguientes pasos:
1. El coordinador de taller recibe el equipo a reparar y realiza el requerimiento del
cliente y designará al personal para dicha actividad.
2. El personal se encargará de identificar los equipos: Serie/número, cliente,
pozo, guías de remisión y luego procederán a desarmarlos.
3. Para desarmar los equipos deberá utilizar las llaves de fricción, las prensas de
fricción y en lo posible no utilizar llaves inglesas ni prensa de muelas.
4. En caso de requerir demasiado troqué para aflojar las juntas se deberá golpear en
las juntas con un martillo de bronce sobre los soportes de madera y proceder a
aflojar las juntas una vez sueltas las piezas.
5. Ubicar las partes en la tina de lavado, lavar, secar y ubicar en su respectivo
orden en las mesas.
42
6. Realizar la respectiva calibración de las partes tomando como guía las tablas de
medidas y tolerancia de los equipos, ejemplo, para las camisas se debe dejar una
tolerancia entre clousing sleeve y housing de 0.003” a 0.004” y en los standing
valve se deberá medir las partes críticas como el retaining nut que no debe tener
un desgaste mayor a 0.003”.
7. Inspeccionar las partes: observar presencia de corrosión, erosión, fisuras,
rayaduras, en cada uno de los sitios de sellado o áreas de incidencia en la
operación.
8. En algún caso se realizará inspección por medio de ensayos no destructivos, en
el departamento de control de calidad.
9. Se elaborará la respectiva hoja de inspección y reparación de cada uno de los
equipos donde constarán las partes en mal estado que deberán ser reemplazadas,
esta actividad se realizará en presencia del cliente.
10. Se debe realizar el calculo del costo de reparación del equipo que no deberá
pasar del 60% del costo total de la pieza nueva, en caso de ser mayor se debe
solicitar al cliente autorización para su reparación.
11. Con la hoja de inspección y reparación se elaborará la solicitud de materiales y
se retira los materiales de bodega.
12. Se procede ensamblar los equipos, teniendo en cuenta lo siguiente:
o Utilizar en las roscas grasa anti seize, y en los o-ring grasa normal para
alta temperatura.
o Unir las partes roscadas manualmente, utilizar llave de fricción para el
ajuste de las juntas.
o Seguir la secuencia de ensamble guiándose en los diagramas de los
equipos que se encuentran a disposición en el taller. De no existir
diagrama de algún equipo solicitarlo al coordinador de taller.
o En el caso de camisas, realizar prueba de apertura y cierre del clousing el
cual debe ser entre 3 y 5 golpes del martillo mecánico.
o Realizar la prueba de presión con 3500PSI.
13. Etiquetar los equipos tomando en cuenta lo siguiente:
o Tarjeta verde: para equipos en buen estado de funcionamiento
o Tarjeta amarilla para equipos incompletos
o Tarjeta roja para equipos dados de baja o chatarra.
14. Entregar los equipos al cliente realizando la respectiva guía de remisión. En caso
de equipos domésticos se entregará directamente al departamento de materiales.
El departamento de materiales realizará el respectivo ticket por los materiales utilizados
y por el servicio prestado en la reparación.
MEDIDAS Y TOLERANCIAS DE EQUIPOS
43
44
PROCEDIMIENTOS DE EMPACADURAS RECUPERABLES
(PACKERS, TAPONES RECUPERABLES, COMPRESSIÒN PACKER)
45
Objetivo:
Estos procedimientos tienen como objetivo el de guiar a un operador de packers en un
desenvolvimiento práctico, seguro y adecuada operación de las herramientas de prueba.
El Superintendente o Supervisor de operaciones, receptan el requerimiento del Cliente,
solicitando la siguiente información por trabajo a realizarse:
Pozo = (nombre, número y localización)
Empacaduras = (Tipo de packer (PHD, RETRIVAMATIC) , tapón (ESKIMO,
RBP), compresión packer)
Casing = (diámetro y peso en Libras /pie)
Trabajo = (Especificación del trabajo ha realizarse)
Tiempo = (Hora de solicitud de trabajo y hora de inicio de operaciones)
El Técnico designado luego de verificar el requerimiento del cliente coordina con el
Supervisor y solicita a bodega las herramientas de prueba (PACKER) llenando el
formulario de Solicitud de Materiales
El Técnico embarca las empacaduras, bar-catcher, cross-over necesarios, en el vehículo
asignado tomando en cuenta que no haya desgaste de gomas, sellos, y cuñas,
debiéndose colocar sobre madera y asegurar con faja de ajuste.
El Técnico al llegar al pozo debe ponerse en contacto con el Company Man para
coordinar el programa de operaciones. Luego proceder a descargar los equipos en la
locación coordinando con personal del Rig.
Una vez iniciadas las operaciones al armar el BHA, ajustar cada una de las empacaduras
y accesorios del BHA con la llave hidráulica del taladro, colocando una contra llave,
aplicar el troqué en base al tipo de conexión y tamaño de tubing. Una vez ajustadas las
herramientas se debe verificar el funcionamiento del sistema de anclaje y coordinar la
bajada del BHA.
Toda empacadura se bajará dentro del pozo una vez que el pozo este lleno de fluido.
ASENTAR Y DESASENTAR LOS PACKERS
(PHD – HD – RH – R-3 – Retrievamatic)
Para asentar los Packers: arme el BHA y baje hasta profundidad deseada, observar y
apuntar peso de la sarta colgada, baje toda la tubería hasta que el elevador del taladro
tope en la mesa de trabajo para asegurarse que esté libre y no haya obstrucción, suba la
tubería (el movimiento que se le da a la tubería en superficie se le está transfiriendo a la
empacadura en el fondo del pozo) mas o menos 3 pies del nivel de la mesa de trabajo,
gire la tubería una vuelta a la derecha (sentido a las agujas del reloj) (según la jota de
anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) y del peso que tiene colgada la
tubería, coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de
5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”.
46
Para desasentar los Packers; se debe calcular las presiones hidrostáticas tanto en el
anular como dentro del tubing, igualar esas presiones y levantar 5 pies la tubería hasta
abrir el by-pass del packer y que se nivelen columnas y el sistema de anclaje se coloque
en su sitio, esperar 5 minutos para que esto se logre, girar 2 vueltas a la izquierda,
(según la jota de anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) subir 2 pies más y
luego bajar para asegurarse que se colocó el candado del sistema de anclaje y la
herramienta está libre. Sacar tubería.
ASENTAR Y DESASENTAR LOS TAPONES
(RBP – ESKIMO)
Para asentar el tapón RBP: acoplar el pescante con el RBP y maniobrar en superficie
para enganchar y desenganchar el pescante y el RBP, bajar hasta profundidad deseada,
observar y apuntar peso de la sarta colgada, bajar 5 pies de la profundidad deseada,
subir 10 pies, girar la tubería a la izquierda (en contra del sentido a las agujas del reloj)
e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira, hasta que agarre peso coloque de
7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de
peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. Coloque una marca de pintura líquida para
saber donde queda asentado el RBP, luego desenganchar el pescante (over-shot) girando
a la izquierda y al mismo tiempo subir la tubería (no debe agarrar tensión) ponga
presión en el casing W/800 pis. Para que haya hermeticidad.
Para desasentar el tapón RBP: baje con el pescante (over-shot) hasta la marca,
coloque el peso que puso al asentarlo, suba 3 pies con esto está abriendo la válvula
superior del RBP para ecualizar presiones esperar 5 minutos, luego baje los 3 pies con
esto abre la válvula de abajo del RBP y esperar 5 minutos, luego subir 20 pies en este
momento el RBP estaría libre, bajar de nuevo y pasar de la marca de pintura líquida
para asegurarse que el RBP esta enganchado, sacar tubería.
Para asentar el tapón ESKIMO: acoplar el pescante con el ESKIMO y maniobrar en
superficie para enganchar y desenganchar el pescante y el ESKIMO, bajar hasta
profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, bajar 5 pies de la
profundidad deseada, subir 10 pies, girar la tubería a la derecha (sentido a las agujas del
reloj) e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira, hasta que agarre peso coloque
de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU
de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. Coloque una marca de pintura líquida
para saber donde queda asentado el ESKIMO, coloque tensión la misma cantidad que
puso para asentarlo, baje la tubería a peso muerto, luego desenganchar el pescante
(running tool) girando a la izquierda y al mismo tiempo subir la tubería (no debe agarrar
tensión) ponga presión en el casing W/800 pis. Para que haya hermeticidad.
Para desasentar el tapón ESKIMO: baje con el pescante (running tool) hasta la
marca, coloque el peso que puso al asentarlo, con esto esta abriendo la válvula del (P
Válve) espere 5 minutos para ecualizar presiones suba la tubería hasta que agarre 4000
LBU. De tensión, gire la tubería 10 vueltas a la derecha, la tensión que tenía se perderá,
suba la tubería con esta operación el ESKIMO estaría libre, caso contrario si agarra
tención coloque 35000 LBU. De tensión con esto se liberaría el ESKIMO, bajar de
47
nuevo y pasar de la marca de pintura líquida para asegurarse que el ESKIMO esta libre,
sacar tubería.
ASENTAR Y DESASENTAR LOS COMPRESIÓN PACKERS
(AR-1)
Para asentar los Compression Packers: bajar siempre en conjunto con un packer
hasta profundidad deseada (calcular espaciamiento entre Com. Packer y el Packer), al
mismo tiempo que está asentando el packer se está asentando el Compression Packer
también, su desplazamiento para asentar es solo longitudinal.
Para desasentar los Compression Packers: quitar el peso que se colocó para asentarlo
y estaría libre para maniobrarlo.
TRASLADANDO LOS PACKERS EN LOS VEHÍCULOS
Las siguientes recomendaciones le servirán para que mientras se movilicen las
empacaduras se las realice de forma segura:
Al subir o bajar las empacaduras o Packers a o de los vehículos hacerlo con ayuda de
otras personas o compañeros, y ayúdense también de un montacargas o wuinche, nunca
lo hagan solos, utilice siempre una faja para agarrar los Packers.
Colocar las empacaduras sobre tacos de madera o cauchos para evitar que se
dañen las comas, sellos y cuñas de las mismas.
Poner la faja de ajuste para evitar que estas se muevan en el trayecto.
Nunca llevar objetos sueltos en la cabina del vehículo.
Colocarse el cinturón de seguridad y exigir que los acompañantes también lo
hagan.
Analizar y evaluar el trayecto que será recorrido, el tiempo y estado de la
carretera
Respetar las leyes de transito tanto en ciudad como en carretera.
Adopte una actitud educada, cordial y positiva según los eventos que se vayan
presentando (seda el paso).
Cuando de en reversa hágalo con la ayuda de otra persona que le guíe, utilice los
espejos retrovisores y también mire por detrás de su hombro.
Utilice siempre los EPP (elementos de protección personal).
ARMADO, DESARMADO E INSPECCIÓN DE EMPACADURAS
Cada una de las Herramientas (Packers) tienen sus propios procedimientos para el
armado y desarmado. En esta actividad nosotros lo que debemos tener en cuenta es una
exhaustiva inspección y control de :
48
Absolutamente todas las roscas deben estar en buenas condiciones y el enrosque
y desenrosque en su mayoría se la debe hacer con las manos, nunca fuerce una
rosca con una herramienta mientras no haya enroscado por lo menos 4 hilos.
Las camisas donde van las gomas deben estar en buenas condiciones libre de
picaduras y corrosión.
Todos los canales donde van alojado O’Rings deben estar libres de toda
suciedad e impureza.
En todo lado donde se realiza sello se lo debe inspeccionar bien y debe estar
libre de picaduras.
Al colocar los sellos, gomas y O’Rings se lo debe realizar con mucho cuidado y
evitar siempre que al colocar se piquen o se rompan.
Al armar los Packers se los debe hacer con grasa en las roscas y en las partes
móviles.
Una vez armado se lo debe rociar con un líquido contra la humedad.
Colocar la etiqueta verde, roja o amarilla según el caso y llenar los datos
solicitados para saber la condición que se encuentra ésta.
ESPICIFICACIONES DE EMPACADURAS TEMPORALES PARA PRUEBAS
DE PRODUCCION QUE DISPONE SERTECPET
CASING
DESCRIPCION CANT. DIAMETRO PESO MIN. MAX.
PHD PACKER 4 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456
RETRIEVAMATIC 1 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456
R-3 PACKER 1 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456
RH PACKER 3 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456
HD PACKER 3 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456
COM. PACKER 6 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456
RBP TAPON 3 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456
ESKIMO TAPON 2 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456
RETRIEVAMATIC 1 9–5/8” 40-47 Lbs/Ft 8.681 8.835
RBP TAPON 1 9-5/8” 40-47 Lbs/Ft 8.681 8.835
PHD PACKER 1 5-1/2” 15.5-20 Lbs/Ft 4.778 4.950
ESKIMO TAPON 1 5-1/2” 15.5-20 Lbs/Ft 4.778 4.950
COM. PACKER 1 5-1/2” 15.5-20 Lbs/Ft 4.778 4.950
RH PACKER 1 5” 11.5-15 Lbs/Ft 4.408 4.560
ESKIMO TAPON 1 5” 11.5-15 LBU/Ft 4.408
4.560
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PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN Y PRODUCCIÓN CON BOMBA JET
CLAW
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1.1 El Ingeniero de Operaciones o Técnico de Campo luego de recibir el
Requerimiento del Cliente del Superintendente o Supervisor de Operaciones.
1.2 Realizara 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.
1.3 Realizar una inspección del vehiculo designado para transporte del personal
(fecha del ultimo mantenimiento, estado de las llantas y emergencia, luces,
frenos y herramientas)
1.4 El personal debe trasladarse a la locación sin exceder los límites de velocidad
establecidos por Sertecpet y Políticas de la Cia operadora.
1.5 El Ingeniero responsable del grupo debe presentarse ante el company man o
Ingeniería de Campo de la Cia. Operadora para coordinar el trabajo.
1.6 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).
1.7 El Ingeniero debe diseñar la geometría según los datos proporcionados por el
cliente.
1.8 El Ingeniero arma la bomba Jet Claw con la geometría seleccionada y realiza el
apriete apropiado en todas sus partes.
1.9 Antes de soltar la bomba se debe colocar grasa en los chevron packing para
evitar fricción o daño de los mismos.
1.10 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.
1.11 El Ingeniero debe verificar que exista suficiente tubería como también
accesorios.
1.12 Con el jefe de pozo se coordina la ubicación de la unidad en el lugar mas
apropiado.
1.13 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.
1.14 Antes de iniciar la evaluación realizar una charla de seguridad con todo el
personal existente en la locación.
1.15 Realizar una prueba a línea de Inyección con 3500 PSI, durante cinco minutos.
1.16 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.
1.17 Estabilizar la presión de operación según requerimiento del cliente.
1.18 Coordinar con el cliente la entrega de reportes.
1.19 Realizar pruebas de laboratorio (BSW, API, SALINIDAD)
1.20 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
52
1.21 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.
1.22 El Ingeniero debe realizar los ticket y llevarlos firmados por el Company Man o
representante de la empresa.
1.23 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.
1.24 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.
1.25 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.
SECUENCIA DE PASOS A SEGUIR EN UN CAMBIO DE BOMBA.
2.1 El Ingeniero o Técnico previa coordinación con el Company Man o ingeniería
suspende el bombeo y despresuriza la línea de inyección.
2.2 Cierra la válvula master.
2.3 Saca el tapón del cabezal.
2.4 Coloca el lubricador.
2.5 Alinea las válvulas para reversar la bomba (cabezal y maniful de la unidad
MTU).
2.6 Inyecta fluido por el casing presurizando máximo hasta 1200 PSI según las
características del casing.
2.7 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.
2.8 Se repara y luego se desplaza la bomba Jet Claw.
2.9 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.
PROCEDIMIENTO DE OPERACINES UNIDES DE BOMBEO MTU.
DEFINICON.- 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
FUNCIONAMIENTO.- La unidad (MTU) proporciona el fluido motriz de inyección,
necesario para el adecuado funcionamiento de la bomba jet Claw
PARTES QUE LO CONFORMAN:
1.- Motor de combustión interna Caterpillar 3406
2.- Caja de velocidades Fuller 5 velocidades
3.- Reductor de velocidades
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4.- Bombeo de desplazamiento positivo 300Q-5H
5.- Manifold de Inyección
6.- Modulo de Separador Trifásico (Agua, Petróleo, Gas)
7.- Plataforma de transportación
CARACTERISTICAS TECNICAS:
1.- MOTOR DIESEL CATERPILLAR 3406.- Motor de 6 cilindros en linea, con
potencia de 425 HP. A 2000 RPM.
2.- CAJA DE VELOCIDADES EATON O FULLER.- Caja con 5 velocidades
3.- REDUCTOR DE VELOCIDAES NATIONAL OILWELL.- Relación de trasmisión
4,38:1
4.- 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
5.- 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.
6.- MODULO DE SEPARADOR.- Separador trifásico (agua-petróleo-gas) con
capacidad estatica de 26 @ 46 BLS. ANSI 150 y 300.
7.- 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.
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DESCRIPCION Y ESPECIFICACION TECNICA DE LOS EQUIPOS
MOTOR 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”
PRINCIPIO DE 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 piston 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.
ESPECIFICACIONES TECNICAS:
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
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SISTEMA DE ADMISION Y ESCAPE: Conforman las siguientes partes:
a.- Filtro de aire
b.- Tubo alimentador
c.- Tubo de admisión de aire
d.- Post enfriador de aire
e.- Ventilador positivo del carter
f.- Múltiple del silenciador de escape
SISTEMA DE ALIMENTACION DE COMBUSTIBLE: Conforman las siguientes
partes:
a.- Tanque de reservorio de combustible
b.- Pre filtro o filtro RACORD
c.- Bomba de transferencia
d.- Filtro de combustible
e.- Solenoide de parada
f.- Bomba de inyección
g.- Regulador o governor de combustible
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h.- Inyectores o toberas de combustible
SISTEMA DE LUBRICACION: Conforman las siguientes partes:
a.- Carter de aceite
b.- Bomba de aceite
c.- Tubo de succión
d.- Filtro de aceite
e.- Solenoide de parada
f.- Conductos internos del motor
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SISTEMA DE ENFRIAMIENTO Y REFRIGERACION: Conforman las siguientes
partes:
a.- Radiador
b.- Bomba de agua
c.- Termostato o regulador de temperatura
d.- Mangueras y conductos internos para dirigir el refrigerante por el motor
SISTEMA DE ENCENDIDO: Conforman las siguientes partes:
58
a.- Batería
b.- Alternador
c.- Interruptor de arranque
d.- Cables de batería
e.- Amperímetro
A continuación se detallan problemas que se podrán detectar por el color del humo y sus
posibles causas:
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PROGRAMACION DE MANTENIMIENTO DE UNIDADES MTU.
BOMBA QUINTUPLEX 300 Q-5H
ESPECIFICACIONES TECNICAS:
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
60
CAPACIDAD DE ACEITE: 12 GLS.
ACEITE: MEROPA 320
REDUCTOR DE VELOCIDADES
ESPECIFICACIONES TECNICAS:
RATING: 300 HP.
GEAR RATIO (RELACION DE TRANSMICION): 4.38:1
CAPACIDAD DE ACEITE: 3.5 GLS.
ACITE : MEROPA 320
FLUID END NATIONAL OILWELL
Es el lugar donde se produce el cambio de baja a alta presión de descarga, esta
conformada por los siguientes elementos:
1.- Cilindro de fluido, fluid end
2.- Tuerca de tapa de cilindro
4.- Canastilla
5.- Resorte
6.- Sello de válvula
61
7.- Retenedor
8 y 10.- Asiento y bola
16.- Sthufing box
24.- Plunger roscado o grapado de 1 7/8”
25.- Prensa estopa
CAJA DE VELOCIDADES
MARCA: EATON FULLER
MODELO: T905
RADIO: A
CAPACIDAD DE ACEITE: 5 GLS.
ACEITE: SAE 90
SEPARADOR DE PRUEBA TRIFASICO
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.
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MATERIAL CABEZA: 0.5” CUERPO: SA 516Gr70
CODE: ASME SEC VII DIV- 1-JULIO-2001
BOMBA BUSTER
MARCA: GRISWOLD
SERIE: GA-G34210
SIZE: 811-M-4 X 3 X 10
DIAMETRO SUCCION: 4”
DIAMETRRO DESCARGA: 3”
DIAMETRO DEL IMPULSOR: 10”
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FALLAS MAS COMUNES QUE SE ORIGINAN EN LAS MTU EN EL CAMPO
Y PROCEDIMIENTO PARA SU REPARACION
1. FUGA DE FLUIDO POR SELLO DE BOMBA BOOSTER
1. 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:
2. Pare el motor y desacople la banda de la polea del motor
3. Aislé la bomba cerrando las válvulas de 4 y 3”
4. Drene el fluido de la succión de la bomba, para evitar contaminación
5. Retire los pernos de la base de soporte, de la bomba ubicados debajo de
la polea de la misma con una llave ¾”
6. Retire los 8 pernos de la carcaza de la bomba con una llave 15/16”
7. Desconecte la cañería de lubricación del sello mecánico
8. Retire la bomba evitando la contaminación del piso de la plataforma
9. Con una llave de tubo # 12 trabe el eje de la polea y afloje el impeler
10. Retire la tapa del sello mecánico, aflojando las dos tuercas de sujeción a
la carcaza con una llave de ½”
11. Retire el sello mecánico aflojando los prisioneros con una llave
hexagonal de 1/8”
12. Cambie el sello mecánico, y vuelva a armar la bomba siguiendo los
pasos en orden contrario.
64
2. CAMBIO DE ASIENTOS Y BOLAS POR CAIDA DE PRESION EN LA
INYECCION
1. 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.
2. Apague el motor y despresurice el sistema antes de aflojar cualquier
tuerca.
3. Con una llave de pico # 24 afloje las 5 tapas superiores del fluid end
4. Retire el retenedor de las canastillas
5. Retire el resorte
6. Con un dedo magnético retire la bola
7. Con el extractor de canastillas retire la misma
8. Con el dedo magnético retire el asiento
9. Retire el sello de las canastillas
10. Siga el mismo procedimiento para retirar la otra canastilla
11. Limpie completamente el cilindro para inspeccionar que no haya
rayaduras , ni principio de corte de fluido
12. 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.
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.
65
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.
PROGRAMACIÓN DE MEMORYS GAUGES
PROGRAMA CANADA TECH – TOOL BOX v 1.474 PARA REGISTRAR
INFORMACIÓN DE DATOS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA EN POZOS DE
PETROLEO
DESCRIPCION BREVE DEL PROGRAMA TOOL BOX
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
66
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
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.
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.
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.
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.