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MANUAL DE OPERACIÓN DE LA BOMBA JET CLAW®

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BOMBEO HIDRAULICO

CAPÍTULO I

DEFINICION DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO. El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de Pascal”, la misma que fue enunciada por primera vez por Blas Pascal en el año 1653. La Ley de Pascal explica que: “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 lugar centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido, hasta cualquier número de pozos petroleros. El líquido a presión en estas líneas de fluido motriz se dirige hacia una tubería pozo abajo, haciendo funcionar la bomba hidráulica jet mecánicamente acoplada a una camisa. La figura 1 ilustra esquemáticamente los componentes en superficie y en el subsuelo de un sistema típico de bombeo hidráulico. Figura 1

SEPARADOR

CABEZAL TANQUE

MOTOR

BOMBA MULTIPLE

CASING

TUBING

CAMISA

BOMBA JET LLET

FORMACIÓN

EMPACADURA

2

Fig.1.1

BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET TEORÍA GENERAL Es un tipo especial de bombas de subsuelo que, a diferencia de las de pistón, operan por medio de un émbolo de la bomba reciprocante, de desplazamiento positivo accionado por un pistón motriz acoplado, no emplea partes móviles y ejecuta su acción de bombeo mediante la transferencia de momentun entre el fluido motriz y el fluido del pozo que se produce cuando éstos se mezclan, pasando a través de la unidad de subsuelo. Con las bombas hidráulicas tipo jet, siempre se tiene un sistema de fluido motriz abierto o cerrado siendo este último el más común. 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. Estas bombas no son aplicables a todos los pozos, pues necesitan presiones de succión relativamente altas para evitar cavitación y no requerir altas potencias. TEORÍA DEL FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan mediante una configuración de boquillas y gargantas “venturi “. Diferentes configuraciones geométricas se utilizan para controlar la luz entre los orificios de la boquilla y el tubo de mezcla para lograr los caudales deseados de producción.

3

FIGURA 2

COMO FUNCIONAN El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en el subsuelo, donde llega a una boquilla con una presión total que se designa como (P1). Este fluido a presión alta se dirige, entonces, a través de la boquilla, 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 sea descargados por la tubería de producción 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 una sección de área constante en donde se mezclan, en este punto se mantiene la velocidad y la presión constante. Cuando los fluidos combinados 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 los fluidos combinados al caudal deseado (Q2) hasta la superficie. Los componentes claves de las bombas jet son las boquillas y la garganta (throat). El área de las aperturas en estos elementos determinan el rendimiento de la bomba. Estas áreas se designa como AN y AT. La relación entre estas áreas AN/AT se conoce como la relación de áreas. Las bombas que tienen las mismas relaciones de áreas tendrán también las mismas curvas de rendimiento. 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 la figura 3 se muestra la nomenclatura de la bomba jet.

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PRINCIPALES ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE LA BOMBA JET FIGURA 3

DIFUSSER DIFUSOR

ESPACIADOR (SPACER)

NOZZLE (NOZZLE)

GARGANTA (THROAT)

NOMENCLATURA 10-J En donde 10 es el número de la boquilla o Nozzle y la J es el tamaño de la garganta o trota. Dentro de los elementos más importante de este tipo de bombas se encuentran: NOZZLE.- (BOQUILLA). Es una herramienta fabricada de aleación para que soporte grandes presiones, la característica de esta boquilla es que en el extremo superior tiene un diámetro más grande que en el extremo inferior. Esto para crear mayor velocidad y menor presión a la salida de la boquilla (extremo inferior) El fluido motriz pasa a través de esta boquilla donde virtualmente toda su presión se transforma en energía cinética. THROAT.- (GARGANTA) También se lo conoce como tubo mezclador, es la parte de área constante en donde se mezcla el fluido inyectado y el fluido producido. ESPACIADOR.- Es una herramienta que se coloca entre la boquilla y la garganta, y es aquí en donde entra el fluido producido con el fluido inyectado. DIFUSOR.- Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en presión suficiente para levantar los fluidos a la superficie. EFICIENCIA.-La eficiencia de una bomba jet está definida como la relación de la fuerza añadida al fluido producido, a la fuerza perdida por el fluido de poder. La fuerza añadida al fluido de producción del pozo, es: (HP)q3=

 q3 (P2 – P3)

(2.1)

5

y la fuerza perdida por el fluido de poder, es: (HP)q1=

 q1 (P1 – P2)

(2.2)

Las ecuaciones 2.1 y 2.2 dan la eficiencia: E = (HP)q3 /(HP)q1 = q3 (P2 – P3) / q1 (P1 – P2)

(2.3)

Nótese que el lado derecho de la ecuación 2.3 es: M * H =( q3 / q1)(P2 – P3) / (P1 – P2)

(2.4)

por lo tanto: Eficiencia = E = MN = q3(P2 – P3) / q1(P1 – P2) FLUJO EN EL JET La ecuación:

V 2j H1  H 3  2 g (1  Hj)  (1  Kj )( R /(1  R))2 M 2

(2.5)

La ecuación 2.5 puede ser arreglada para dar la velocidad del chorro que fluye por el jet.

1

 2 2 g ( H 1  H 3) Vj   2 2   (1  kj)  (1  ks) M ( R /(1  R)) 

De lo que:

(2.6)

1

 2 2 g ( H 1  H 3) q1  VjAj  Aj  2 2  (1  Kj )  (1  Ks ) M ( R /(1  R)) 

(2.7)

La ecuación 2.7 indica que la rata de flujo a través del jet, es una función no solamente del diferencial de la columna del fluido (H1-H3), sino también del denominador que contiene a M. Ensayos del investigador Cunninghan, sin embargo, probaron que virtualmente no es dependiente de la rata de flujo de succión en bombas reales, cuando el jet es retirado a uno a dos diámetros del jet de la entrada del estrangulador. Una adecuada representación de la rata de flujo en el jet es por lo tanto:

 2 g ( p1 p3 )  q1  Aj     (1  Kj ) 

1 2

(2.8)

Donde la columna de fluido total ha sido reemplazada por las presiones estáticas. Nótese que la presión de descarga de la columna de fluido,

p2 , no entra en la ecuación 2.8

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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). Esta puede ser deducida de la ecuación:

V2 V 2s H3    Ks  2g 2g Pa

La presión

Pa

(2.9)

a la entrada del estrangulador, es siempre menor que la columna de fluido de succión H3

para fluidos de succión mayores que cero. Si, Pa es reducida por debajo de Pv , la presión de vapor del vapor del fluido a ser bombeado, provocaría la cavitación de la bomba. Puesto que Pv , puede existir a la entrada del estrangulador, el flujo de succión en este punto es el máximo que podrá ser obtenido con el valor particular de succión de la columna de fluido H 3. Intentar bajar

Pa

por

debajo de Pv , para incrementar la rata de flujo en el jet, simplemente dará mayores volúmenes de vapor a la Pv en el fluido de succión. Además, el colapso de las burbujas de cavitación en el estrangulador de la bomba causará severos daños debido a las ondas de choque y micro jets de alta velocidad, que son el resultado de los colapsos de las burbujas. Por estas razones, la predicción del punto de cavitación es importante en la aplicación de bombas jet. Cunningham y Brown tienen demostrado que el valor límite de M en el punto de cavitación, puede ser calculado por: 1

1  R  p3  pv  2 Mc  R  IcHv 

(2.10)

Donde; Hv es la carga de velocidad del jet de la ecuación 2.5, e experimentalmente.

Ic es un índice de cavitación determinado

Por lo tanto:

Hv 

P1  P3 (1  Kj )  (1  Ks) M 2 ( R /(1  R))2

(2.11)

De la ecuación 2.5. Sustrayendo la ecuación 2.11 y simplificando, nos da: 1/ 2

 ( P3  Pv ) /( P1  P3)  1 R Mc  (1  Kj )1 / 2   R  Ic( P3  Pv ) /( P1  P3) 

(2.12)

Si Pv=0, entonces: 1/ 2

  1 R P3 Mc  (1  Kj )1 / 2   R  Ic( P1  P3)  P3  Donde

Ks

(2.13)

se ha igualado a cero, según ensayos de laboratorio. Numerosas pruebas realizadas por

diferentes investigadores, tienen ubicado el valor de moderado. Operaciones con valores M menores que

Ic entre 0.8 y 1.67 como límites, y el valor 1.35 como Mc no producirán cavitación. Intentar incrementar M

más alto que Mc producirá cavitación en la entrada del estrangulador y el rendimiento de la bomba se desviará de lo esperado de la curva de rendimiento H – M

EFECTO DE LA DESCARGA EN LA CONTRAPRESION Nótese en la figura 2.19 del apéndice II, que las curvas de rendimiento adimencional para diferentes relaciones, se cruzan unas a otras. Por ejemplo, en el valor de M igual a 0.7 y en el valor de H igual a 0.265, el rendimiento de las relaciones A y E es idéntico. Se demostró previamente que en tales casos las características de cavitación de las dos bombas no serán las mismas. Similarmente, la reacción a un cambio en la presión de descarga será diferente para las dos bombas, con relaciones diferentes. Considerar, la relación A y la relación E de bombas operando con las siguientes presiones. P1= 6,000 psi,

P2 = 3,000 psi

y

P3 = 2,205 psi

De la ecuación:

H

P2  P3 1 N   f (M ) P1  P2 N  M

(2.14)

H = (3000 - 2205) / ( 6000 – 3000) = 0.265 Por lo tanto, M = 0.7 para ambas relaciones de bombas. Incrementando

P2

en un 5%, nos dará:

H = ( 3150 – 2205) / ( 6000 – 3150) = 0.332 Con H = 0.332, la relación A operará con un valor M de 0.64 tanto la relación E con un valor M de alrededor de 0.16. En el caso de la relación A, un incremento del 5% en la presión de descarga, llega a tener un 9% de decremento en M y, por lo tanto, de la rata de flujo de producción q3 . Con relación a E, en cambio, el decremento en el flujo de producción fue el 77% con el mismo 5% de incremento en la presión de descarga. Por lo tanto, en la práctica, un operador incrementaría

P1

en un esfuerzo para recobrar la pérdida de

producción. Por esta razón, una forma más apropiada para mirar la sensibilidad de la contrapresión de las varias relaciones, es preguntarse cuánta presión extra en superficie tendrá que aplicarse al fluido de fuerza para recuperar producción después de hacer un incremento en la contrapresión. Matemáticamente, esta es la rata de cambio de

P1

con respecto a,

Esto es: Sensibilidad a la contrapresión =

P2 , manteniendo constante p3

y

q3 .

 P1  x (2.15)   P 2  P 3, q 3 Cte.

Examinando el gráfico 2.20 vemos que la curva H-M puede ser aproximada a una línea recta de la forma: H=I–m*M

(2.16)

Donde I es el eje vertical que intercepta a la recta aproximada de la curva H-M como se ilustra en la figura 2.20 y m es la inclinación (pendiente) de la recta aproximada a la curva H-M. De la ecuación 2.16:

m

H I I H  m m

(2.17)

Las ecuaciones M = q3/q1 y 2.17 nos llevan a:

q3 I  H  q1 m

(2.18)

8

Para una bomba dada, la ecuación 2.8 puede ser escrita como: q1= K

P1  P3

(2.19)

y reemplazándola en la ecuación 2.18, tenemos: q3= K

P1  P3 (

I H ) m

(2.20)

Sustituyendo la definición de H de la ecuación 2.1 en la ecuación 2.20, nos da:

q3=

K P1  P3 P 2  P3 (I  ) m P1  P 2

(2.21)

que puede ser arreglada como: q3 (

m P 2  P3 )  P1  P3[ I  ( )] K P1  P2

(2.22)

La nueva ecuación 2.22, tiene a q3 en términos de las dos presiones de interés, P1 y P2; siendo constantes los términos m, K, I y P3. Tomando la derivada parcial de cada lado de la ecuación 2.22, con respecto a P2 y tomando a q3 como una constante dada y luego del análisis matemático nos queda:

P1 2( H  1) 2  X P 2 1  H  2 H ( H  1)

(2.23)

La ecuación 2.23 tiene rasgos interesantes. Primero, para un valor dado de H, valores menores de I, dan mayores incrementos en P1 con respecto a los incrementos de P2. Así, la relación E con I=0.35, tendrá P1/P2=4.24, para H=0.265, mientras que la relación con I=1, ha tenido P1/P2=2.28. Por lo tanto, la relación E necesitará un incremento en presión de la bomba triplex de 150 * 4.24=636 PSI, para los 150 PSI de P2. La relación A, por otra parte, necesitará un incremento de 150*2.28=342 PSI, para mantener la misma producción. Otra predicción de la ecuación 2.23, es que la sensibilidad X, es una función que indica el sitio en particular sobre la curva H-M en que la bomba está operando. Tomando la relación E, si H=0.35, tenemos: X=3.86 Pero, H=0 X=5.71 Los valores de X para varias relaciones de los puntos de máxima eficiencia. I, es encontrado por la intercepción de la línea recta tangente a la curva H-M, que es punto de máxima eficiencia. La importancia de minimizar la presión de descarga de la bomba para lograr una operación con bajas potencias se debe anotar que cualquier error en los datos del pozo, afecta la presión de descarga de la bomba, tales como gradiente del fluido, contrapresión en la línea de flujo, y razones gas – petróleo; lo que llevará a grandes errores en la predicción de la eficiencia de las relaciones pequeñas, afectando en menor escala a las relaciones grandes Frecuentemente con las bombas tipo jet se puede obtener tasas de producción más altas que con las bombas de pistón, por lo que es importante como también en pozos con presencia de escala, arena y alta producción de gas. El costo de mantenimiento de la bomba tipo jet es menor, comparado al costo de mantenimiento de la bomba de pistón. El tiempo de reparación de la bomba jet es menor que la bomba tipo pistón. Esto se debe a que la bomba tipo jet tiene dos partes críticas (boquilla y garganta).

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ANALISIS COMPARATIVO DE LA BOMBA JET CONVENCIONAL CON LA BOMBA JET REVERSA. FIGURA 4

BOMBA JET CONVENCIONAL

FLUIDO MOTRIZ

FIGURA 5

DIFERENCIA

BOMBA JET REVERSA

FLUIDO MOTRIZ EN EL CASO DE FLUIDO MOTRIZ AGUA Cuando se pesca la bomba jet convencional, se realiza en menor tiempo que cuando se pesca la bomba jet reversa, esto se debe porque, en el caso de la convencional, en el tubing se encuentra agua y para la reversa petróleo, causando mayor resistencia por la diferencia de viscosidad. En la figura se puede observar los elementos constitutivos de la bomba jet convencional y reversa. CONVENCIONAL Inyección del fluido motriz por el tubing Resultados de la prueba en mayor tiempo Presiones altas de operación Se desplaza hidráulicamente Se recupera hidráulicamente

REVERSA Inyección del fluido motriz por el casing Resultados en menor tiempo Presiones bajas de operación Se desplaza hidráulicamente Se recupera con wire line

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CAPÍTULO II PARAMETROS DE DISEÑO DEL SISTEMA HIDRAULICO TIPO JET CLAW

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Para la selección y diseño del sistema de bombeo hidráulico con bomba jet tipo reversa en el caso de prueba se necesita tener los siguientes parámetros: CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO Dentro de las características del reservorio tenemos: POROSIDAD La porosidad es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo. Determina los volúmenes de petróleo o gas que pueden estar presentes, y todas las operaciones de recuperación se basan en la determinación de su valor. La porosidad de un material se define como la fracción del volumen total de la roca no ocupada por el esqueleto mineral de la misma. En los yacimientos de petróleo, la porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos o gases. Dicha propiedad determina la capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente se expresa como porcentaje, fracción o decimal. PERMEABILIDAD (K) La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si los poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad; por consiguiente, es de esperar que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva, aunque no necesariamente con la porosidad absoluta. PRESIÓN ESTÁTICA (P*) 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 FLUYENTE (PWF) Es la presión registrada en la boca del pozo o en la cara de la formación, la unidad de medida en el sistema inglés es psi. SEDIMENTO BÁSICO Y AGUA (BSW) Es la cantidad en porcentaje de sedimentos (arena, parafina) y agua presente en el fluido de formación, la determinación exacta es importantísima para los cálculos de las pruebas y para control de incrementos bruscos de agua en el pozo, esto dependiendo del tipo de arena en producción. GRAVEDAD ESPECIFICA DEL CRUDO (GRADOS API) La gravedad específica del crudo es un valor adimencional (sin medidas), por cuanto es una relación de la gravedad de un fluido (petróleo) con respecto a otro fluido (agua). La gravedad específica del petróleo se ha estandarizado con los valores obtenidos por el Instituto Americano del Petróleo (API) de ahí su nombre, en grados API y a 60°F. RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR) Medida del volumen del gas producido con el petróleo, expresada en pies cúbicos por barril. CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO) Esta presión viene a representar la presión con la cual está trabajando la bomba hidráulica, una pérdida de presión en el tubing indicará que existe recirculación posiblemente debido a cavidad mala, daño en el standing valve, empacadura desasentada o hueco en la tubería, esta presión refleja la capacidad de flujo del

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pozo y la contrapresión que tiene que vencer hasta llegar al separador de prueba; variaciones grandes en esta presión pueden indicar taponamiento de la línea de flujo o rotura de la misma en el trayecto. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING) La tubería o cañería de revestimiento (casing) es normalmente una cañería de acero que se baja desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo. Constituye la primera línea de defensa del pozo contra: derrumbe, pérdida de circulación, mezcla de los fluidos por el traspaso de una formación a otra. Además, es la base para la instalación del equipamiento del pozo. El casing se presenta en diferentes diámetros. A su vez, a cada medida corresponden diferentes pesos y tipos de aceros (grados). Los diferentes tamaños son necesarios para permitir un adecuado espacio interno de trabajo en el pozo. Asimismo, los distintos pesos y tamaños brindan a la tubería las resistencias adecuadas al aplastamiento (colapso), presión interna (reventón) y a la tracción y otras propiedades necesarias para resistir las presiones del pozo y los fluidos de la formación. EMPACADURA Es una herramienta que sirve para aislar los espacios de la tubería de producción con la tubería de revestimiento, es decir que en bombeo hidráulico es muy importante ya que no permite la recirculación del fluido de formación y juega un papel importante en la descarga de la bomba. TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER) La tubería auxiliar de revestimiento es la que se instala después de haber fijado otras columnas de entubación. En general, la tubería auxiliar de revestimiento no se extiende hacia la superficie, sino que queda suspendida y se sostiene de un dispositivo denominado colgador. Estas tuberías se instalan cuando se presentan problemas inesperados, tales como pérdida severa de la circulación o presiones altas. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING) Este es el principal contenedor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el casing de la presión y la corrosión. El tamaño varía de varias a una fracción de pulgada. Los tamaños más comunes son 2 7/8 pulgadas (73,02 mm) de diámetro externo y 2 3/8 pulgadas (60,32 mm) de diámetro interno. En general, el tubing se extiende desde la boca del pozo hasta la zona de producción. Se clasifica según el tamaño (diámetro externo, diámetro interno, diámetro externo de la cupla, diámetro interno de la cupla) según el peso, (libras – pies, Kg./m); y en grados tales como J-55 y N-80. El tubing puede construirse con materiales sofisticados para soportar las presiones, las velocidades y la corrosión que provocan los fluidos del pozo y el medio ambiente. FIGURA 6

CABEZAL TUBERÍA DE PRODUCCION TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CAMISA BOMBA JET EMPACADURA

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COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS 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. Es sumamente importante poder examinar, estimar y predecir en qué medida habrá que reducir la presión de fondo de pozo para lograr un caudal deseado de producción, con el fin de poder diseñar cualquier método de levantamiento artificial. 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 al ritmo deseado. Para un determinado pozo, en un momento dado, hay una sola presión de fondo con producción asociada con un caudal específico de producción y esa presión se puede predecir. Para predecir con exactitud el rendimiento de la bomba hidráulica tipo jet en un pozo, es necesario saber la presión de fondo con producción para el caudal deseado de producción, determinada por el comportamiento de entrada de fluidos en ese pozo. PRESIÓN DE OPERACIÓN La presión de operación depende fundamentalmente de la profundidad del pozo, del diámetro interno del casing y tubing. Esta presión debe ser la necesaria para vencer la columna de fluido que se encuentra en el anular y tubing, para que el fluido motriz más producción llegue a la superficie. A menudo, el operador preferirá usar menos fluido de fuerza y tener mayor presión para minimizar la rata de fluido de fuerza, q1, y por ende reducir la fricción en el tubing y el volumen de fluido a ser manejado y tratado en superficie. Otros operadores pueden preferir manejar grandes volúmenes de fluido en superficie, en cambio, para disminuir el mantenimiento del equipo de superficie, asociado con bajas presiones de operación. Las pérdidas por fricción en los conductos del fluido serán menores con pequeños volúmenes de fluido a alta presión, y en superficie el tratamiento y separación de la mezcla, del fluido de fuerza serán facilitados. Por ejemplo, los estranguladores grandes (valores R pequeños) serán considerados como más convenientes. La aplicación exitosa de estas relaciones "sensitivos", dependen de la correcta interpretación de los datos del pozo. Con las consideraciones anteriores en mente, se sugiere que la instalación diseñada se base en la alta presión que se estime sea aceptable para la unidad de poder de superficie. API DEL FLUIDO MOTRIZ Un fluido motriz con alta viscosidad puede producir pérdidas excesivas por fricción dentro del sistema. Esto, a su vez, incrementa la presión de operación y, por consiguiente, los requisitos de potencia para el trabajo de levantamiento en ese pozo. Por lo tanto en algunos casos resultaría prohibitivo utilizar el crudo producido como fluido motriz. El agua, por su baja viscosidad, puede utilizarse en estos casos. Hay instalaciones hidráulicas donde el agua producida se utiliza como fluido motriz y como diluyente para adelgazar el crudo de 8 grados de gravedad que se está bombeando. En la evaluación se ha utilizado como fluido motriz el agua de producción con 10 grados de gravedad API aproximadamente. Las modificaciones en las bombas multiplex en la superficie para convertir el trabajo con petróleo al uso de agua motriz se limitan principalmente al lado de la bomba que entra en contacto con el fluido. Lo que normalmente implica un cambio en el material utilizado para esta parte de la bomba. Por ejemplo, la bomba tendrá, en contacto con el petróleo motriz, piezas de hierro dúctil o acero forjado. Las piezas que entran en contacto con agua motriz, en cambio, serán de aluminio o bronce, para resistir los efectos corrosivos del agua.

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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 cara de la formación productora. TVD PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida de un 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) MD Mesurement Depth 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. SELECCIÓN DE LA BOMBA JET REVERSA PARA LA PRUEBA. La bomba jet seleccionada para producir en un pozo debe tener suficiente capacidad para lograr el caudal de producción que aproveche toda la capacidad del pozo. Al mismo tiempo, habrá que mantener el caballaje requerido en la superficie en un nivel razonable. La tarea de seleccionar la bomba jet apropiada exige determinar la geometría capaz de lograr el caudal de producción, pero capaz también de operar dentro de los requisitos deseados de caballaje, o sea a un nivel optimizado de fuerza. Los cálculos se han realizado mediante un programa de computadora para la obtención de la geometría de la boquilla, garganta y el cálculo de la presión de fondo fluyente. Para el diseño de una bomba hidráulica tipo jet es necesario tomar en cuenta los siguientes datos básicos: Presión estática o presión del reservorio. Ps, Pr (PSI) Presión de fondo fluyente. (Asumido) Pwf (PSI) Presión de cabeza (PSI) Presión de operación (triplex) (PSI) API del fluido producido Relación gas petróleo GOR (PCPB) Sedimento básico y agua BSW (decimal) Temperatura del yacimiento y superficie (°F) Gravedad específica del gas y del agua Diámetro externo e interno del tubing y el diámetro interno del casing Profundidad de la tubería (pies) Producción deseada (BFPD) Fluido motriz usado (agua, petróleo) API del fluido motriz Profundidad de la bomba (pies) Longitud de la tubería en superficie (pies)

-

Estos datos se ingresa en el programa, se elige la geometría de la boquilla y garganta. Se tiene como resultado: -

Barriles de agua inyectados por día (BIPD) Presión de entrada a la bomba Pwf (PSI) Presión de descarga (PSI) Rango de cavitación Eficiencia de la bomba (%) Potencia (HP) Se prueba con diferentes geometrías de boquilla y garganta hasta tener la geometría óptima de trabajo. De igual forma, el programa permite cambiar la presión de la bomba de superficie, así podemos saber si durante la evaluación podemos incrementar la presión. Para la evaluación de un pozo de cualquier tipo de arenas se analiza con diferentes geometrías de boquilla y garganta. En estos casos las presiones y los volúmenes inyectados serán diferentes para cada tipo de formación.

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De igual manera, la geometría óptima se selecciona tomando en cuenta los diferentes parámetros analizados de la tabla de selección de bombas. Cuando se incrementa la presión de la triplex, necesariamente debe bajar la presión de entrada a la bomba e incrementar la producción si aun estamos sobre el punto de burbuja.

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CAPÍTULO

III

ANÁLISIS DE LABORATORIO Durante la evaluación se toma muestras de fluido de retorno para hacer el análisis del BSW y la salinidad. Para realizar el análisis de la salinidad se utiliza: -

Muestra de fluido (retorno) Agua destilada Cromato de Potasio y Nitrato de Plata

El procedimiento es el siguiente: En 50 mml de agua se pone 1 mml de muestra, se coloca una cantidad de la muestra tome un color amarillo; finalmente poco a poco ponemos el muestra tome un color ladrillo (café), en ese momento se obtiene un químico, este resultado se multiplica por 50 (constante del instrumento) y en PPM.

Cromato de Potasio hasta cuando nitrato de plata hasta cuando la valor en el aparato inyector del se obtiene el valor de la salinidad

El análisis de BSW se realiza cuando tenemos presencia de crudo en la línea de retorno. En el caso de que no exista presencia de oil se procede a verificar si existen problemas en las líneas de superficie, casing y/o tubing, esta decisión toma la persona responsable de la evaluación. Las lecturas se toman cada hora hasta que el BSW se estabilice, en este momento se termina la evaluación. Se cierra el pozo para restauración de presión (build-up) durante 24 horas o durante el tiempo establecido por el operador, luego se saca los memory gauge con Wire Line para el posterior análisis de la curva de presiones. Se recupera la bomba jet reversa con Wire Line. Se revisa la condición de la bomba en especial la boquilla y la garganta, ya que pueden estar rotas y/o cavitadas. CONDICIONES DE SUPERFICIE -

Presión de inyección - Piny. Barriles inyectados por día - BIPD Producción - BFPD BSW RET BSW INY BSW REAL API PPMM BPPD (BWFPD) Presión de Inyección (bomba triplex)

BSWREAL 

(( BFPD  BIPD ) * BSWRET  BIPD * BSWINY ) BFPD

Ejemplo :

BSWREAL 

((1000  2000) * .98  2000 *1) 1000

BSWREAL  94%

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CALCULO DEL BSW Y DEL API REAL DE FORMACIÓN EN BOMBEO HIDRÁULICO QM = Caudal Producción mezcla QI = Caudal de inyección QF = Caudal Formación = QM – QI BSWM = BSW de la mezcla BSWI = BSW de Inyección BSWF = BSW de la formación BSWF =

BSWM x QM – BSWI x QI QM – QI

QF = Caudal de la formación QF = QM – QI BPF = Barriles de petróleo de la formación BPF = ( 1 – BSWF/100 ) QF ° API M = Grados API de la Mezcla ° API I = Grados API de inyección ° API F = Grados API de la formación Como se procede: 1. 2. 3.

Obtener el API de la Inyección Obtener el API de la Mezcla En tabla adjunta encontrar los pesos correspondientes para estos grados AP, es decir, a los valores de la densidad.

Ejemplo: QI = 1200 BFPD API I = 34° API (diesel) QM = 2500 BFPD API M = 28° corregido a 60°F δM= 311 lbs/bbl δI= 299.4 lbs/bbl Densidad de formación = δF=

δM x QM – δI x QI

= δF QF 311 lbs/bbl x 2500 bbls - 299.4 lbs/bbl x 1200 bbl 1300 bbl

= 322 lbs/bbl

δF= 322 lbs/bbl Con este peso obtenido vamos a la tabla y se obtiene el API correspondiente, que en este caso es = 22.5° API

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TABLA DE DATOS PARA EL CÁLCULO DEL API O. API 45 44,9 44,8 44,7 44,6 44,5 44,4 44,3 44,2 44,1 44 43,9 43,8 43,7 43,6 43,5 43,4 43,3 43,2 43,1 43 42,9 42,8 42,7 42,6 42,5 42,4 42,3 42,2 42,1 42 41,9 41,8 41,7 41,6 41,5 41,4 41,3 41,2 41,1 41 40,9 40,8 40,7 40,6 40,5 40,4 40,3 40,2 40,1 35 34,9 34,8 34,7 34,6 34,5 34,4 34,3 34,2 34,1 34 33,9 33,8 33,7 33,6 33,5 33,4

DENSIDAD GRAVEDAD GRADIENTE Lbs/bls ESPECÍFICA (LBS/PIE) 280,6 0,8017 0,348 280,8 0,8022 0,3482 280,9 0,8026 0,3484 281,1 0,8031 0,3486 281,2 0,8035 0,3488 281,4 0,804 0,349 281,6 0,8044 0,3492 281,7 0,8049 0,3494 281,9 0,8054 0,3496 282 0,8058 0,3498 282,2 0,8063 0,35 282,4 0,8067 0,3502 282,5 0,8072 0,3504 282,7 0,8076 0,3506 282,9 0,8081 0,3508 283,1 0,8086 0,351 283,2 0,809 0,3512 283,4 0,8095 0,3514 283,6 0,81 0,3516 283,7 0,8104 0,3518 283,9 0,8109 0,352 284,1 0,8114 0,3522 284,2 0,8118 0,3524 284,4 0,8123 0,3526 284,6 0,8128 0,3528 284,8 0,8132 0,353 284,9 0,8137 0,3532 285,1 0,8142 0,3534 285,3 0,8146 0,3536 285,4 0,8151 0,3538 285,6 0,8156 0,354 285,8 0,816 0,3542 286 0,8165 0,3544 286,1 0,817 0,3546 286,2 0,8174 0,3548 286,4 0,8179 0,355 286,6 0,8184 0,3552 286,7 0,8189 0,3554 286,9 0,8193 0,3556 287 0,8198 0,3558 287,3 0,8203 0,356 287,5 0,8208 0,3562 287,6 0,8212 0,3564 287,8 0,8217 0,3566 288 0,8222 0,3568 288,2 0,8227 0,357 288,3 0,8232 0,3572 288,5 0,8236 0,3574 288,7 0,8241 0,3576 288,8 0,8246 0,3578 297,8 298,1 298,3 298,4 298,6 298,7 298,9 299 299,2 299,3 299,4 299,5 299,7 299,8 300 300,1 300,2

0,8498 0,8504 0,8509 0,8514 0,8519 0,8524 0,8529 0,8534 0,854 0,8545 0,855 0,8555 0,856 0,8565 0,8571 0,8576 0,8581

0,368 0,3682 0,3684 0,3686 0,3688 0,369 0,3692 0,3694 0,3696 0,3698 0,371 0,3712 0,3714 0,3716 0,3718 0,372 0,3722

O. API 40 39,9 39,8 39,7 39,6 39,5 39,4 39,3 39,2 39,1 39 38,9 38,8 38,7 38,6 38,5 38,4 38,3 38,2 38,1 38 37,9 37,8 37,7 37,6 37,5 37,4 37,3 37,2 37,1 37 36,9 36,8 36,7 36,6 36,5 36,4 36,3 36,2 36,1 36 35,9 35,8 35,7 35,6 35,5 35,4 35,3 35,2 35,1

29,9 29,8 29,7 29,6 29,5 29,4 29,3 29,2 29,1 29 28,9 28,8 28,7 28,6 28,5 28,4

DENSIDAD GRAVEDAD GRADIENTE Lbs/bls ESPECÍFICA (LBS/PIE) 289 0,82507 0,358 289,2 0,8256 0,3582 289,3 0,826 0,3584 289,5 0,8265 0,3586 289,6 0,827 0,3588 289,8 0,8275 0,359 290 0,828 0,3592 290,1 0,8285 0,3594 290,3 0,8289 0,3596 290,4 0,8294 0,3598 290,6 0,8299 0,36 290,8 0,8304 0,3602 290,9 0,8309 0,3604 291,1 0,8314 0,3606 291,3 0,8319 0,3608 291,5 0,8324 0,361 291,6 0,8328 0,3612 291,8 0,8333 0,3614 292 0,8338 0,3616 292,1 0,8343 0,3618 292,3 0,8348 0,362 292,5 0,8353 0,3622 292,6 0,8358 0,3624 292,8 0,8363 0,3626 293 0,8368 0,3628 293,2 0,8373 0,363 293,3 0,8378 0,3632 293,5 0,8383 0,3634 293,7 0,8388 0,3636 293,8 0,8393 0,3638 294 0,8398 0,364 294,2 0,8403 0,3642 294,3 0,8408 0,3644 294,5 0,8413 0,3646 294,7 0,8418 0,3648 294,9 0,8423 0,365 295 0,8428 0,3652 295,2 0,8433 0,3654 295,4 0,8438 0,3656 295,5 0,8443 0,3658 295,7 0,8448 0,366 295,9 0,8453 0,3662 296,1 0,8458 0,3664 296,3 0,8463 0,3666 296,5 0,8468 0,3668 296,7 0,8473 0,367 296,9 0,8478 0,3672 297,1 0,8483 0,3674 297,3 0,8488 0,3676 297,6 0,8493 0,3678

307,2 307,4 307,6 307,8 308 308,2 308,4 308,6 308,8 309 309,2 309,4 309,6 309,8 310 310,2

0,8766 0,8772 0,8778 0,8784 0,879 0,8796 0,8802 0,8808 0,8814 0,882 0,8825 0,883 0,8835 0,884 0,8845 0,885

0,3802 0,3804 0,3806 0,3808 0,381 0,3812 0,3814 0,3816 0,3818 0,382 0,3822 0,3824 0,3826 0,3828 0,383 0,3832

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JET Y ESTRANGULADORES Al escoger una bomba jet para un pozo específico, antes se debe determinar el tamaño óptimo del jet y la relación del rendimiento adimencional para la rata de producción deseada, la cual puede variar dependiendo del pozo, desde menores que 100 B/D a pozos capaces de producir más de 12000 B/D. Un grupo de jet, es presentado en la tabla, las áreas de flujo del jet, Aj, se incrementan desde el jet 1 hasta el jet 20, en incrementos del 25%. Por ejemplo, el jet 2 tiene un área de flujo 25% mayor que el jet 1 y el jet 3 tiene un área de flujo 25% mayor que el jet 2. El rango de tamaños de jet es tal, que los pequeños permitirán un flujo de 200 a 300 B/D en un pozo típico y los más grandes permitirán un flujo de 10.000 a 12.000 B/D en un pozo típico. La rata de flujo de cada jet es una función de las presiones P1 y P3; es decir, dependen del área de flujo y de la gravedad específica del fluido de fuerza. La ecuación 2.8 puede ser reformulada para dar respuestas en unidades comunes de un campo petrolero, como sigue:

q1  1214.5 Aj

P1  P3 1

(4.1)

donde: q1= B/D Aj = pulg2

P1 y P3 = PSI

 1 = gravedad especifica

Kj = se asume que es igual a 0.15 Alternativamente:

Aj 

q1 P1  P3 1214.5 1

(4.2)

La lista de estranguladores de la tabla es también arreglada en orden del incremento del tamaño y son dimensionados en tal manera como para dar la siguiente relación: Sea Y un jet dado, entonces: El jet N°Y y estrangulador N° Y forman la relación A de la bomba jet (R = 0.410). El jet N°Y y estrangulador N°(Y+1) forman la relación B (R = 0.328). El jet N°Y y estrangulador N°(Y+2) forman la relación C (R = 0.262). El jet N°Y y estrangulador N°(Y+3) forman la relación D (R = 0.210). El jet N°Y y estrangulador N°(Y+4) forman la relación E (R = 0.168). No todos los jet y estranguladores son prácticos en un diámetro de tubing dado, ya que ellos son comúnmente empleados en bombas jet tipo libre, cuyo diámetro exterior total es limitado ya que está obligada a tener que pasar a través de la sarta de tubing. TAMAÑO DE BOMBA TIPO JET PARA UN POZO En esta sección consideraremos las variables del pozo, como presiones causadas por la gradiente de la columna de fluido, temperaturas, relaciones gas – petróleo, presión de superficie o limitaciones de flujo. El procedimiento para determinar el tamaño de la bomba jet para un pozo, puede ser escogido de varias formas. Una sería por ejemplo, probar todas las combinaciones de geometrías indicadas en la tabla; con diferentes presiones y ratas de fluido motriz se selecciona la mejor combinación de geometría determinada por los mejores parámetros que arroja el programa.

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BOMBAS JET REVERSA Y CONVENCIONAL

JET PUMP NOZZLE AND THROAT SIZES KOBE/NATIONAL

SERTECPET

NOZZLE

THROAT

NOZZLE

NRO.

AREA

AREA

NRO.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0.0024 0.0031 0.0040 0.0052 0.0067 0.0086 0.0095 0.0136 0.0181 0.0229 0.0307 0.0387 0.0498 0.0642 0.0863 0.1114 0.1439 0.1858 0.2400 0.3100

0.0060 0.0077 0.0100 0.0129 0.0167 0.0215 0.0272 0.0353 0.0456 0.0593 0.0764 0.0989 0.1242 0.1668 0.2107 0.2783 0.3594 0.4642 0.5995 0.7743 1.0000 1.2916 1.6681 2.1544

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16+ 17 18 19 20

AREA 0.0018 0.0030 0.0038 0.0054 0.0074 0.0094 0.0108 0.0122 0.0148 0.0175 0.0239 0.0311 0.045 0.0658 0.0851 0.1251 0.1552 0.1552 0.195 0.3119

GUIBERSON

THROAT NRO. A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T

AREA 0.0046 0.0072 0.0104 0.0142 0.0187 0.0239 0.0311 0.0376 0.0447 0.0526 0.0654 0.0796 0.0957 0.1119 0.1445 0.1763 0.2154 0.2593 0.3127

NOZZLE

THROAT

NRO.

AREA

NRO.

AREA

DD CC BB A A+ B B+ CC C+ DD E F G H I J K L M N P

0.0016 0.0028 0.0038 0.0055 0.0075 0.0095 0.0109 0.0123 0.0149 0.0177 0.0241 0.0314 0.0452 0.0661 0.0855 0.1257 0.1560 0.1960 0.2463 0.3117 0.3848

000 00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

0.0044 0.0071 0.0104 0.0143 0.0189 0.0241 0.0314 0.0380 0.0452 0.0531 0.0661 0.0804 0.0962 0.1125 0.1452 0.1772 0.2165 0.2606 0.3127 0.3750 0.4513 0.5424 0.6518

TAMAÑOS NOMINALES TUBERIA

BOMBA

TIPO

DIAMETROS

4 1/2"

JET JET

CONVENCIONAL REVERSA

3.812 3.812

3 1/2"

JET JET

CONVENCIONAL REVERSA

2.812 2.812

2 7/8"

JET JET

CONVENCIONAL REVERSA

2.312 2.312

2 3/8"

JET JET

CONVENCIONAL REVERSA

1.875 1.875

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CAPÍTULO

IV

ANÁLISIS DE FALLAS A continuación se dará una breve explicación sobre cada una de las fallas que afectan directamente sobre la producción. Falta de fluido motriz.- Cuando por cualquier causa se presenta una deficiencia del fluido motriz, se detectará por la caída de presión, debido al taponamiento de la tubería, falta de fluido motriz en el tanque. Fugas.- Es un problema muy frecuente y se produce tanto en las tuberías superficiales, como en aquellas que están dentro del pozo. Cuando existe un escape en el tubing, se produce una disminución en la presión de operación, lo cual provoca una merma en el volumen de producción. Generalmente las fugas empiezan con un mínimo goteo que no es detectable en primera instancia, pero después van aumentando gradualmente acarreando las respectivas consecuencias. Cambios de condiciones del pozo.- En la vida productiva del pozo existen cambios en sus características, los cuales inciden sobre las condiciones de operación del sistema de bombeo hidráulico. Por ejemplo, el nivel de fluido puede elevarse debido al exceso de gas en el fluido producido, y traer como consecuencia una caída de presión. Desgaste del motor.- El desgaste normal de las piezas del motor de la bomba de fondo, se refleja en el aumento de la cantidad de fluido motriz necesaria para mantener la velocidad de la bomba. Contaminación del fluido motriz.- La contaminación puede ser el producto del mal funcionamiento de los desarenadores, es decir, que no retiene eficazmente los sólidos, la presencia de estos sólidos puede causar taponamiento en alguna tubería y consecuentemente, se reduce la productividad. Producción de gas.- Se debe tener cuidado con el gas producido, ya que éste es la causa de cavitación en el jet, el cual puede destruir la bomba y reducir la producción, reduciendo así la eficiencia de la bomba. Arena.- La producción de abrasivos, tales como la arena, causan problemas de erosión en todos los tipos de levantamiento artificial; tolerancias a la obstrucción en el fondo, son requeridas para la eficiencia del bombeo hidráulico. Parafina.- La acumulación de parafina en la parte superior de la sarta del tubing, en la cabeza del pozo o en la línea de flujo, causará contrapresión que hará reducir la eficiencia, lo cual se requiere remover o prevenir. Fluidos a alta temperatura e inhibidores pueden ser circulados en un sistema hidráulico. Corrosión.- La corrosión en el fondo del pozo puede ser causada por electrólisis entre diferentes tipos de metal, H2S o CO2, contenido en el fluido producido, alta salinidad o saturación del agua con salmuera u oxigenación de metales. Para disminuir la corrosión se suele usar elementos hechos de materiales de alta calidad. Sin embargo, también se pueden controlar la corrosión mediante la inyección de químicos PROBLEMAS DEL EQUIPO DE FONDO PRESIÓN EN EL CASING / LA BOMBA NO SALE DEL ASIENTO Si puede desarrollarse la presión por el lado del casing, pero no se puede desasentar la bomba, es obvio que algo se ha acumulado alrededor de la bomba en la cavidad. La acumulación podría darse alrededor de las copas de asentamiento en el cuello de sellamiento de la cavidad o fuera de cilindro de la propia bomba por debajo del cuello de sellamiento de la cavidad. Una acumulación debajo de dicho cuello impediría que el extremo inferior de la bomba pase a través del cuello. LA BOMBA SÍ SE DESASIENTA, PERO NO LLEGA A LA SUPERFICIE Si es evidente que la bomba se ha desasentado pero no llega a la superficie después de un tiempo normal es probable que las copas de swabeo en el recuperador se han salido, en la válvula de pie no funciona, o que existe alguna obstrucción en la tubería, como parafina. Esto puede verificarse, pero el proceso puede complicarse bastante.

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FALLA DE LA VÁLVULA DE PIE, EL PACKER O EL CASING Si puede determinarse, mediante mediciones en el tanque de fluido motriz en una pérdida de fluido del recipiente de acondicionamiento que se está perdiendo fluido dentro del pozo. Si es así, entonces la válvula de pie, el packer o el casing tiene fuga. En tal circunstancia, será necesario pescar tanto la bomba como la válvula de pie. Una inspección visual de la válvula de pie revelará los cortes por el paso de fluido si esta tiene fuga. LA BOMBA NO SE DESASIENTA / NO HAY ACUMULACIÓN DE PRESIÓN En las operaciones cuando se quiere sacar la bomba hidráulicamente no hay ninguna indicación de que la bomba se haya salido de su asiento, y no se puede desarrollar la presión necesaria, puede haber varios motivos como: Tubería perforada Probablemente el problema más fácil de detectar será un hueco en la sarta de tubería. No debe haber retornos de regreso por la sarta de tubería hasta que la bomba se desasiente. Por lo tanto si la bomba no se desasienta y si hay retornos por el lado de la tubería entonces el fluido está pasando desde el casing hasta la tubería en algún punto de la bomba. Esto no implicaría ninguna pérdida de fluido motriz en el pozo. Pérdida del fluido motriz Si se detecta una pérdida de fluido motriz su causa podría ser: Una fuga de packer. Un hueco en el casing Daños en el diámetro exterior del asiento de la válvula de pie. Incremento en el fluido motriz Si el ritmo de la bomba no sube, aunque se mande mucho más fluido motriz al pozo: Primeramente hay que asegurarse que la bomba multiplex y la presión de succión de la bomba estén bien. Si están bien todos los elementos, la causa puede ser desgaste en la sección motriz de la bomba, daños en el cuello de sellamiento, destrucción de los cuellos de la bomba o una fuga en la tubería de presión alta. Existen causas para que el sistema se apague, éstas pueden ser por presión baja debido a que hay un hueco en la tubería o una falla de la bomba en el fondo del pozo o por descarga alta, esto debido a que la boquilla puede estar bloqueada en la bomba jet o a la acumulación de parafina en la tubería. PROBLEMAS DEL EQUIPO EN SUPERFICIE RITMO NORMAL DE GOLPES POR MINUTO (SPM), PRESIÓN BAJA, Y PRODUCCIÓN BAJA (O NADA) Esta condición usualmente indica que el émbolo de la bomba se ha desconectado de la varilla central. La causa puede ser una varilla central rota o un émbolo que se destornilló. La perdida de presión es la clave en esta situación. En el bombeo hidráulico hay 2 áreas expuestas a la presión: el émbolo de la bomba que se expone a la presión hidrostática de descarga, y el pistón de la sección motriz que se expone a las presiones del fluido motriz; si se pierde el área del émbolo, la pérdida y la presión del fluido motriz será equivalente al área del émbolo. Esta condición puede indicar también una fuga de la bola y asiento de la válvula corrediza de la bola y asiento de la válvula de pie, rines desgastados en el émbolo, un cilindro reventado en la bomba, copas de asentamiento rupturadas o una fuga en la válvula de pie de la tubería. BOMBA DE SUPERFICIE Una causa común de que el sistema se apague por baja succión o descarga se debe a las propias bombas. Asegúrese que las válvulas se encuentren abiertas. Siempre que se inicie la operación se recomienda arrancar el motor sin carga y con la válvula de alivio bien calibrada.

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CHEQUEO DE LAS VÁLVULAS Si estas verificaciones no revelan las razones de los volúmenes bajos, es necesario chequear las válvulas. Para verificar la eficiencia volumétrica de las bombas de superficie, se emplea el siguiente procedimiento: -

Verificar las PRM de la multiplex. Verificar el caudal de inyección. Verificar la presión de descarga.

Verificar el desplazamiento efectivo utilizando el medidor de fluido motriz. Si el desplazamiento efectivo es menor al 85% del desplazamiento nominal, entonces debe tomarse la acción apropiada. Otros de los principales problemas en la operación de las bombas hidráulicas son: BAJA PRESION DE INYECCION - Bomba trabaja con bajas RPM Este problema operacional puede deberse a: - Falla de la bomba hidráulica en donde parte del fluido motriz pasa sin actuar sobre la bomba. - Fuga de fluido motriz en el tubing por rotura del mismo. - Fuga de fluido motriz entre la estación centralizada o individual y el pozo. - Rotura del nozzle CAIDA GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN (La velocidad de la bomba se mantiene constante) Debido a: Cambio en las condiciones del pozo; ya sea en aumento gradual del nivel de fluido o del volumen del gas a través de la bomba. Fuga de fluido motriz en el tubing aumentándose gradualmente. Sellos rotos de la bomba Liqueo de tubería Recirculación por las válvulas de la bomba reciprocante By- pass liqueando Válvulas mal cerradas DISMINUCIÓN BRUSCA DE LA PRODUCCIÓN Debido a: Falla en la bomba hidráulica. Pérdidas en la tubería de producción ya sea en el pozo o en superficie. Cambio brusco en las condiciones del pozo. Daño en la formación. Garganta cavitada. Dicharge body comunicado Falla del equipo de superficie Mal medido el tanque o medidor de caudal falloso Bomba taponada (no permite el ingreso de la producción) Bomba desasentada DISMINUCIÓN GRADUAL DE LA PRODUCCIÓN Debido a: - Desgaste normal y progresivo en las partes de la bomba. - Cambio en las condiciones del pozo, como disminución en la presión de yacimiento (yacimientos de gas). Taponamiento gradual de la bomba. Rotura de sellos del packer ( liqueo mínimo). Cavitación de la bomba. AUMENTO BRUSCO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN En este problema operacional se presentan dos casos:

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- Aumento de presión de inyección con bomba operando, debido a: Obstrucción en la línea de fluido motriz dentro del pozo o en la línea de producción. - Aumento de presión de inyección con bomba sin operar, debido a: Taponamiento de la bomba. Válvulas de la línea de producción cerradas. AUMENTO GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN Debido a: - Taponamiento lento con sólidos del fluido motriz o cuerpos extraños como: trapo, manilas; o corrosión de la tubería. - Depósitos graduales de la escala u otro material en cualquier parte del sistema. - Incremento del Bsw. MANTENIMIENTO DEL SISTEMA MANTENIMIENTO DE LAS RECIPROCANTES En los sistemas de bombeo hidráulico, es imprescindible el rendimiento correcto de las bombas multiplex. La mayoría de los problemas con estas bombas se relacionan con alguna forma de cavitación, usualmente causada por condiciones de mala succión. Los factores que pueden contribuir a esto puede incluir: - Capacidad insuficiente de almacenamiento en el tanque de fluido motriz. - Líneas de succión a la bomba múltiple menores a la dimensión recomendada. - Diámetros incorrectos de la línea de succión. Para evitar la mayoría de estas posibilidades, algunas reglas generales son: -

Asegúrese de que el recipiente de succión tenga el tamaño y configuración adecuados para permitir una separación adecuada del gas y el petróleo. Utilice tubería en la succión con un diámetro un tanto más grande que la conexión de succión en la bomba múltiple. Evite todo cambio brusco o doblez en la línea de descarga que tenga 90° o menos. Si se utiliza una válvula, asegúrese de que sea el tipo que permite un fluido máximo, como por ejemplo una válvula de bola con apertura total. Eleve el recipiente de succión para lograr una caída mínima de 15 psi en las bombas de tipo horizontal. Si esto no fuera posible, será necesario instalar una bomba de refuerzo de tipo centrífugo. Los amortiguadores en la succión y descarga puede ayudar con algunos de estos problemas. Por cierto que se los recomienda como una medida que brindará una seguridad adicional. Esto eliminará las vibraciones.

MANTENIMIENTO PREVENTIVO Es el mantenimiento (revisión) que se les hace a las máquinas periódicamente, sin que presenten síntoma alguno de falla, ya sea por daños mecánicos u otros, o por deficiencia en su capacidad de bombeo. Este consiste en desarmar la unidad que se desee dar mantenimiento preventivo y revisar todas las partes de que consta dicho equipo; chequear tolerancias, holguras, desgastes, rayaduras, picaduras, cavitaciones, piezas rotas, etc. y considerar, según la experiencia del operario, si las piezas se encuentran aún en condiciones de seguir trabajando o si es necesario cambiarlas o reparar en taller. Todas las empaquetaduras deben cambiarse siempre que se desarme una bomba de esta clase. Todas las piezas que se hagan o reparen en taller, deben chequearse en el campo antes de armar cualquier unidad y hacer los ajustes que sean necesarios a dichas piezas. Una vez listo todo el material se inicia el armado, teniendo cuidado de que todas las piezas queden perfectamente ajustadas en su lugar, que se deslicen y giren libremente una sobre otras, que haya lubricación en todas las partes sujetas a rozamiento y que todas las piezas queden bien fijas en su lugar por medio de sus tornillos o tuercas. Todas las partes expuestas a la atmósfera deben protegerse con pintura anticorrosiva. Una vez terminado el armado de la máquina debe limpiar perfectamente el lugar de trabajo. MANTENIMIENTO CORRECTIVO Es cuando una máquina presenta alguna falla, ya sea golpe, rechinido o falta de capacidad; en este caso, se desarma la unidad en la parte donde esté localizado el golpe o rechinido y se cambia la pieza mala por una

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nueva o se manda a reparar al taller. Cuando está falta de gasto, se chequean los plungers, donde, por lo regular, lo que se dañan son los empaques. Si la bomba no trabaja o trabaja muy disparejo, hay que asentar válvulas y asiento. También cuando la bomba no levanta conviene revisar las válvulas del lado hidráulico, ya que pueden estar atascadas con impurezas del líquido bombeado, como son: pasto, estopas, etc., en este caso solamente se limpia. También pueden tener resortes rotos o sin brío, las cuerdas de los asientos barridas o los asientos y válvulas muy rayadas. En este caso, es necesario cambiar resortes, asientos y válvulas, cuando las cuerdas están muy holgadas, hacer tornillos nuevos con mayor diámetro. MANTENIMIENTO RECONSTRUCTIVO Existe además otro tipo de mantenimiento que es el reconstructivo. Este tipo de reparación es cuando alguna pieza se ha roto o deformado y que se tiene que hacer nueva o reconstruir en el taller, o rehacer con soldadura y maquinarse.

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CAPÍTULO

V

INSTALACIONES DE SUPERFICIE Las instalaciones del sistema de bombeo hidráulico deben realizarse con el mismo cuidado que exige el instalar otros equipos fabricados con precisión, para asegurar su funcionamiento apropiado. En general, el sistema de bombeo hidráulico utiliza los líquidos producidos, como el fluido que transmite el caballaje hasta la unidad de producción en el subsuelo. Este fluido proporciona la energía necesaria para operar la unidad que levanta los fluidos del pozo hasta la superficie. En la figura 4.1 tenemos un diagrama esquemático del trayecto de los fluidos en la Econodraulic y en la tabla 4.1 tenemos la identificación de los principales componentes. UNIDAD DE BOMBEO Y SUS INSTALACIONES En la superficie hay varios componentes que conforman el sistema de bombeo hidráulico, como separadores (módulo horizontal y vertical), válvulas, desarenador, etc. que detallaremos más adelante. SISTEMAS DE FLUIDO MOTRIZ Existe dos sistemas de fluido de poder, el sistema central o sistema centralizado sirve para acondicionar el fluido de poder, para eliminar el gas y sólidos, en un solo lugar. La figura 4.2 muestra un típico sistema centralizado del fluido motriz o fluido de poder. El otro es el sistema individual que se utiliza en la actualidad para las evaluaciones de pozos. SISTEMA INDIVIDUAL Una planta de energía para el sitio del pozo es un paquete completo de componentes, instalado en el sitio de un pozo o cerca de él que cumple las mismas funciones que la central de fluido motriz. Es decir que proporciona fluido motriz limpio, sin gas, a presión para la bomba triplex y la de subsuelo. Los componentes básicos son: un módulo horizontal, un módulo vertical, una o más centrífugas ciclónicas (desarenadoras) para eliminar los sólidos una bomba de fluido motriz en superficie. Estas unidades son portátiles, requieren un mínimo de mano de obra y materiales para su instalación y eliminan la necesidad de la planificación detallada y a largo plazo que se requiere para un sistema central. Son muy versátiles y pueden proporcionar acondicionamiento del fluido motriz para más de un pozo. Las unidades de fuerza y acondicionamiento en el sitio del pozo siempre se lo utilizan como una configuración abierta de la tubería del fluido motriz. Estas unidades tienen una característica que es similar a un sistema central cerrado: el fluido motriz se contiene en el sitio de pozo. Toda la producción y únicamente una pequeña porción el fluido motriz de las desarenadoras ciclónicas se mandan por la línea de flujo hasta la batería de tanques. Así, se simplifica la comprobación del pozo, y el fluido motriz no aumenta la carga sobre las instalaciones superficiales de tratamiento en la batería de tanques. VÁLVULAS VÁLVULA CHECK Primeramente, los fluidos ingresan a la unidad Econodraulic para acondicionamiento de fluido a través de una válvula check, la que normalmente corre por cuenta del usuario del equipo. VÁLVULA VRP La válvula para control de oleaje (13) se calibra para abrir, cuando se sienta un oleaje de alta presión es la entrada de la válvula (es decir, en el recipiente de la acumulación y protección contra oleajes). Normalmente, la válvula se calibra para que abra a una diferencia de presión de 40 psi. Se puede calibrar para que la accionen otras diferencias de presión, de ser necesario. Si se envía demasiado fluido, sin pasar por el filtro ciclónico de arena (9) con la válvula de alivio de sobre presión (9) calibrada para abrir al llegar a una diferencia de presión de 41 psi, habrá que poner dicha válvula (13) en una diferencia de presión mayor

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(hasta 45 psi). Esto dejará que menos fluido se desvíe a través de la válvula y dirigirá más fluido a través del filtro ciclónico (9). Si no se desvía nada de fluido ni gas cuando la válvula de alivio (13) está calibrada para que abra con una diferencia de presión de 40 psi (13) se la puede poner en una diferencia de presión menor (35 psi mínimo) para que algo de gas y líquido se desvíe en vez de pasar por el filtro ciclónico (9). La válvula para alivio de sobre presión puede convertirse en un regulador de retropresión, aislado la fuente de presión hasta el diafragma de la válvula y aflojando la tuerca en el tornillo de regulación. Cuando se requiere una retropresión mayor a las 60 psi, hay que instalar un resorte más fuerte. VÁLVULA DE SEGURIDAD La unidad Econodraulic está equipada con dos válvulas de seguridad. Hay la válvula de seguridad para el recipiente de acondicionamiento (10) y una válvula de seguridad para el acumulador (14). Cada válvula se calibra para proteger estos recipientes de la sobrepresión. VÁLVULA MANUAL DE DERIVACIÓN La válvula manual para el desvío del fluido motriz (15) regula el volumen de fluido motriz que se desvía de la bomba en el fondo del pozo y se circula de regreso a la unidad de Econodraulic como fluido excedente. Ya que el reemplazo de la bomba multiplex es mayor al volumen requerido para operar la bomba hidráulica en el subsuelo, parte del fluido debe desviarse. La cantidad de fluido desviado tiene que ser regulable para que el volumen de fluido motriz inyectado pueda variarse con el fin de regular el ritmo de bombeo hidráulico. VÁLVULA DE ALIVIO CONTRA LA SOBREPRESIÓN La válvula para el control de la sobrepresión (13) abre cuando la entrada a la válvula recibe un oleaje fuerte de presión. Cuando el volumen de fluido procesado sea suficiente para producir una pérdida de presión de 40 psi a nivel del filtro ciclónico de arena (9), la válvula de alivio (13) abre y se elimina el exceso de gas y fluido del reciente acumulador- protector (24). Esto da como resultado un nivel de fluido cercano a la parte superior del recipiente. La válvula puede calibrarse también para otras diferencias de presión. VÁLVULAS DE SEGURIDAD PARA RECIPIENTES Las válvulas de seguridad para los recipientes acondicionadores de fluidos (10 y 14) evitan la presión excesiva dentro de cada uno de los recipientes. VÁLVULA ESTRANGULADORA La válvula estranguladora manual (21) debajo de la corriente inferior del filtro ciclónico controlará el flujo de los fluidos, si está correctamente calibrada. Si el fluido de la corriente inferior está muy sucio, tiende a taponar la salida. Por lo tanto, la válvula tiene que abrirse al máximo posible. Si demasiado fluido se pierde del sistema, la válvula se debe cerrar parcialmente. Hay que proceder con cautela para evitar el taponamiento completo, lo que haría que el fluido sucio ingrese al resto del sistema, contaminándolo. VÁLVULA DE DERIVACIÓN La válvula manual de derivación (15) permite desviar el fluido a alta presión para devolverse al sistema de presión baja. Esta válvula controla el volumen del fluido de la bomba multiplex hasta la bomba hidráulica en el subsuelo. La válvula manual de derivación (válvula para control del flujo) es manualmente variable, con orificios. Los orificios son ranuras formadas en una camisa de acero al carburo – tungsteno con aperturas controladas mediante el movimiento de un tapón integral de acero de carburo dentro de la camisa hasta la posición deseada. El tapón integral cubre o descubre las ranuras u orificios, permitiendo que un volumen mayor o menor de fluido salga por la válvula de derivación (15) e ingrese a la línea de desvío. A medida de que se desvíe más fluido motriz, menos fluido se inyecta al pozo, lo que desacelera los golpes de la bomba (cuando esta es a pistón) y reduciendo la presión de operación en una bomba jet.

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La válvula para control de flujo (15) es un dispositivo sencillo que produce pocos problemas en su funcionamiento. El volumen de fluido desviado permanecerá muy estable, siempre que no haya grandes fluctuaciones de presión en el sistema. VÁLVULA DE SEGURIDAD La válvula de seguridad (11) evita un exceso de presión en la línea de fluido motriz conectada con el cabezal y protege la bomba y motor de una sobrecarga excesiva. VÁLVULA DE DERIVACIÓN Al prender la unidad Econodraulic, la válvula manual de derivación (15) debe estar totalmente abierta (con la perilla destornilladora) para que se desvíe casi todo el fluido motriz. VÁLVULA PARA LA DIFERENCIA DE PRESIÓN La válvula para la diferencia de presión funciona para mantener una diferencia específica de presión a nivel del desarenador ciclónico. La válvula se calibra en la fábrica para mantener una caída de presión de 40 psig en el desarenador ciclónico. Sin embargo, puede resultar necesario recalibrarla para que se alimente a la bomba multiplex con suficiente fluido. Durante operaciones normales, la válvula para la diferencia de presión debe estar suficientemente abierta para hacer que todo el gas en el recipiente vertical pase por la válvula y no por el desarenador ciclónico. La válvula debe permitir, además, que pase una pequeña cantidad de fluido, para asegurar que esto suceda. El nivel alto de fluido en el recipiente vertical garantiza una capacidad amplia en la eventualidad de que el pozo fuera a llenarse de gas. La válvula es lo suficientemente grande para manejar grandes volúmenes de fluido, pero hay que cuidar de que no se desvíe más fluido de lo requerido por la bomba multiplex o el desarenador ciclónico. Al regular el tornillo hacia dentro (hacia abajo), pasará más fluido por el desarenador ciclónico hasta el recipiente horizontal, y la diferencia de presión será mayor. Si no ocurre ningún incremento en la diferencia de presión la válvula está cerrada, y todo el fluido disponible ya está pasando por el desarenador ciclónico. Al regular el tornillo hacia fuera (hacia arriba) pasará menos fluido por el desarenador ciclónico hasta el recipiente horizontal y la diferencia de presión será menor. SEPARADOR VERTICAL (MÓDULO VERTICAL) La primera entrada de fluidos a la propia Econodraulic es al recipiente acumulador y amortiguador (25) (separador vertical). El propósito del recipiente acumulador / amortiguador (25) es evitar que el gas excesivo ingrese al filtro ciclónico de arena (9), lo que reduciría la eficiencia de dicho desarenador. El separador vertical también sirve como cámara de compensación por si el recipiente se viera expuesto a un oleaje de alta presión desde el pozo. Impide que tal oleaje sea transmitido hasta el filtro ciclónico de arena ni al recipiente de acondicionamiento. SEPARADOR HORIZONTAL (MÓDULO HORIZONTAL) El recipiente para reacondicionamiento de fluidos es un recipiente de almacenamiento que separa el petróleo, agua y gas. El fluido en exceso de lo requerido por las bombas en superficie y subsuelo se descarga del recipiente mediante una válvula, la número (3) para descargar el petróleo o la número (4) para descargar el agua. Cuando el nivel del fluido previamente calibrado llega aproximadamente a distar unas 5 pulgadas de la parte superior del recipiente de acondicionamiento de fluidos, el fluido pasa a una línea de rebose y sale del recipiente. Este exceso se traslada a un tubo que conduce hacia la línea de flujo y la batería de tanques de almacenamiento.

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El tiempo de retención del fluido motriz en el recipiente de acondicionamiento realmente no es suficiente para un asentamiento significativo de las partículas sólidas que están en los fluidos, de modo que el filtro ciclónico debe lograr la mayor parte de la separación de sólidos. He ahí la importancia de instalar, dimensionar, controlar y operar dichos filtros correctamente, porque de eso depende el funcionamiento de todo el sistema. Una vez que esté funcionando el sistema hidráulico, se descargan los fluidos que excedan de lo requerido por las bombas en superficie y subsuelo, desde el recipiente para acondicionamiento de fluido (24) a través de la válvula selectora manual (3) (salida alta) para descargar el petróleo o a través de la válvula (4) (salida baja) cuando la descarga sea principalmente agua. La cantidad de fluido descargada del recipiente de acondicionamiento (24) se controla mediante la diferencia de presión entre el recipiente de acondicionamiento (24) y la presión de la línea de flujo. El nivel de líquido en el recipiente de acondicionamiento se mantiene en un nivel suficiente alto para poder abastecer a la bomba multiplex de una cantidad adecuada de fluido limpio. DESARENADOR CICLÓNICO Se considera que el filtro ciclónico de arena constituye el corazón de la unidad. Sin su excelente separación de los sólidos, el resultado sería un tiempo innecesariamente corto de funcionamiento y un trabajo excesivo de mantenimiento en la bomba de superficie. Los filtros de arena deben dimensionarse para que tengan el tamaño necesario y efectuar una separación máxima de las partículas sólidas, proporcionando un fluido esencialmente limpio para la bomba de fluido motriz en la superficie y la bomba hidráulica en el subsuelo. Los sólidos separados por el filtro de arena se descargan hacia abajo por el fluido inferior del filtro, y puede controlarse visualmente por la mirilla que puede ser colocada bajo el desarenador. El fluido motriz limpio pasa desde la parte superior del filtro de arena y de ahí hasta el recipiente para cumplir la misión de fluido motriz. TAMAÑO DE DESARENADOR Obviamente, es muy importante determinar el tamaño apropiado para un desarenador ciclónico si una unidad de superficie ha de cumplir con su función. El tamaño del desarenador ciclónico requerido se determina según el tamaño de las partículas a eliminar el volumen de fluido producido. Cuando se utilicen motores de combustión interna con control variable de su velocidad, hay que tener cuidado para dimensionar el desarenador ciclónico para su velocidad más baja. En la tabla 4.2 tenemos los equivalentes aproximados de tamaños. AMORTIGUADOR DE PULSACIONES Un amortiguador de pulsaciones está instalado cerca de la descarga de la bomba de superficie con el fin de disipar el choque de “ariete hidráulico” en el sistema, problema que puede presentarse por las pulsaciones en la salida de la bomba. De no amortiguarse las fluctuaciones de presión de la bomba de superficie, este golpe de ariete podría volverse tan severo que quiebra las conexiones del cabezal (en caso de ser una bomba reciprocante) MOTOR Y REDUCTOR DE VELOCIDAD Siendo el motor el que mueve el sistema hidráulico y dada su simplicidad, la operación y mantenimiento se debe hacer de acuerdo a las especificaciones del fabricante que vienen junto con la unidad al ser adquirida. En un motor, nuestro objeto es ver que se adapte a las condiciones ambientales, que tenga un mínimo de complejidad y sea lo menos costoso posible. En locaciones urbanas en especial, es importante observar que la emisión de gases sea mínima, ya que pueden ser irritantes y tóxicas en grandes concentraciones en casos de motores a diesel o gasolina. El mantenimiento del motor que es la parte vital para el funcionamiento de toda la unidad de bombeo hidráulico, debe tomar en cuenta lo siguiente.

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La eficiencia mecánica del motor depende de la calidad de operación del mismo. El control de mantenimiento y el uso de combustibles y aceites lubricantes recomendados ayudarán a garantizar un eficiente funcionamiento de la unidad global. Una buena costumbre es hacer un mantenimiento preventivo, esto es muy importante puesto que los costos de la reposición de las partes para ser reparadas serán más bajos que hacer un mantenimiento correctivo y lo más significativo es el costo de la pérdida de producción. Al reemplazar partes de un motor, se debe utilizar las correspondientes a su marca y modelo para evitar adaptaciones. Un mantenimiento a intervalos regulares dará como resultado una mayor vida útil del motor y se debe poner especial interés en las siguientes partes: El nivel del líquido refrigerante (nivel y protección) se debe chequear a diario, llenarlo hasta su nivel permanente y en condiciones extremas de frío se debe añadir químico anticongelante, además el agua debe ser pura para evitar incrustaciones de minerales y nunca se debe utilizar ablandador de agua. El nivel del aceite lubricador del cárter se debe chequear y rellenarlo utilizando el aceite del grado y clasificación que se utilizó antes. El filtro del aceite lubricador del cárter se debe cambiar regularmente. El excesivo humo o pérdida de fuerza del motor indica que no ha tenido mantenimiento adecuado; inspeccionar la entrada de aire y la cañería de combustible, cuyos daños pueden causar rotura o restricción. Limpiar y lavar el respiradero del cárter completamente con un solvente no inflamable; inspeccionar sellos y reemplazarlos si se ve que es necesario. El reductor de velocidad está destinada a bajar las revoluciones del motor hasta al límite programado para el correcto funcionamiento de la bomba de superficie que ha sido seleccionada, el acople del elemento rotativo del motor debe ser alineado para evitar las vibraciones. El diámetro y longitud del acople están diseñados para mantener una precisa alineación del equipo, bajo las más adversas condiciones de carga, permitiendo además una mayor eficiencia y evitando daños en su estructura. Al ser un componente importante del sistema de bombeo hidráulico, el mantenimiento se debe hacer prolijamente. BOMBA DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ La bomba de superficie inyecta fluido líquido a alta presión haciendo que trabaje la bomba hidráulica de subsuelo la potencia de esta bomba dependerá de las condiciones del pozo. Esta bomba se alinea debidamente con la caja reductora y el motor y se conecta mediante un acople flexible, sin embargo, es necesario chequear la distancia y el ángulo de alineación después de la instalación final en la locación del pozo. Esta bomba puede trabajar con cualquier tipo de motor sean estos de diesel, gas natural o eléctrico. La válvula de seguridad en la línea de descarga de la bomba triplex o PCP se calibra con + 500 psi de la presión de operación, ésta es el fusible de la bomba de descarga. Para protección de la bomba se tiene al amortiguador de pulsaciones, el cual es instalado para disipar la vibración los golpes de ariete. SISTEMA DEL BY – PASS (VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO) La válvula manual reguladora de flujo es el dispositivo con el cual se regula el volumen de fluido motriz que es enviado a la bomba de fondo y recirculando por el by-pas de superficie, puesto que el desplazamiento de la bomba de superficie es mayor que el volumen requerido para operar la bomba hidráulica de subsuelo, el fluido que recircula vuelve hasta la succión de la bomba de superficie. Este dispositivo del control de flujo es un orificio que puede variarse manualmente y consiste de una ranura formada en un mango de carburo de tugsteno con control de abertura por movimiento del tapón integral de carburo que está dentro del mango y que se puede colocar en cualquier posición. Este tapón integral cubre o descubre el orificio (ranura), permitiendo la salida de un mayor o menor volumen de fluido por la línea de la válvula de desvío. Mientras más fluido es desviado (válvula abierta), menos fluido es inyectado al fondo del pozo, disminuyendo el trabajo de la bomba de subsuelo.

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La válvula del by-pass es un simple dispositivo que da pocos problemas en la operación actual. El volumen de fluido desviado hará muy estable al sistema, mientras no haya grandes fluctuaciones de presión. Cuando se inicia la operación de la unidad, la válvula de desvío debe ser abierta totalmente, para recircular casi todo el fluido de fuerza. Luego, el sistema puede ser operado por esta válvula, cerrándola lentamente hasta que el panel de control dé la lectura de la presión de descarga deseada. Como la bomba de fondo inicia su trabajo, fluctuaciones de presión serán vistas en el panel. El continuo ajuste de la válvula de desvío y fluctuando las presiones, se llegará a obtener la presión de trabajo deseada. Otra manera de regular el volumen de descarga se puede controlar con un inversor de frecuencia, éste regula el caudal y mantiene la presión.

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EQUIPO DE SUPERFICIE

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CAPÍTULO

VI

OPERACIÓN CON BOMBA JET REVERSA Y CONVENCIONAL Con este tipo de bomba la operación es la siguiente: 1. Armar BHA de fondo, con standing valve en el no-go y bajar probando tubería cada 20 paradas con 3500 psi. (OPCIONAL ) 2. Bajar la tubería con una camisa deslizable de 2.81, 2.31 ó 1.87 sobre un packer mecánico o hidráulico. 3. Bajo o sobre el packer se instalará un No-Go de 2.75 , 2.25 o 1.81 tipo “R” EUE Box – EUE Pin 8 RD que se utilizará para el build-up. 4. Se correrá un programa para la selección de la bomba de acuerdo a las expectativas de producción. (simulación) 5. Una vez que se baje la tubería y se asiente el packer, se probará el espacio anular con 3000 psi en pozos nuevos y en pozos viejos con 1500 psi, si la prueba es satisfactoria se procede a abrir camisa con Slick line. 6. Se bajará con Slick line (0.092) el st/valve con los memory gauges o éstos en la bomba. 7. Con Slick line (3/16) o presión hidráulica se bajará la bomba reversa o convencional hasta la camisa 2.81, 3.31 ó 1.87”. 8. Una vez que la bomba esté en el fondo, se iniciará la operación, con una presión de inyección de 1500 PSI. De una a dos horas para determinar la presión de fondo fluyente; con la producción y parámetros obtenidos en esa hora, determinamos si la bomba es o no la correcta utilizando el software de selección de bombas, si es la correcta continuaremos la prueba incrementando la presión a 2000 y 2500 PSI para obtener diferentes presiones fluyentes a diferentes flujos de producción. 9. Si con los datos reales determinamos que la bomba Jet no es la correcta ésta se recuperará a superficie (con Slick line) o presión hidráulica para ser cambiada la bomba y bajada para reiniciar la prueba. 10. Estabilizada la producción y el BSW se cerrará el pozo para el Build – Up por el tiempo determinado por operaciones. 11. Después del cierre se recuperará la Bomba Jet con Slick Line (3/16) o presión hidráulica 12. El Standing – valve será recuperado con Slick line (0.092) 13. Bajamos standing valve con toma muestras para PVT.( opcional) 14. Desplazamos bomba jet con Slick line o presión hidráulica a la camisa y continuamos con la prueba durante 6 horas de producción. 15. Recuperamos con slick line ó presión hidráulica la bomba jet a superficie. 16. Recuperamos standing valve con toma muestras P.V.T. 17. Terminar operaciones. Los resultados finales se entregarán a la persona responsable de la prueba. REPORTE DE PRODUCCIÓN (TABLA)

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SECUENCIA DE ARMADO DE LA BOMBA REVERSA

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SECUENCIA DE ARMADO DE LA BOMBA CONVENCIONAL

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CAPITULO

VII

NOTA DEL COPYRIGHT Copyright 2000. SERTECPET Cia Ltda. Todos los derechos Reservados.

Este programa está diseñado para decidir que bomba se va a seleccionar en un pozo petrolero cuando se utiliza el Bombeo Jet. Este programa es de marca registrada por sus respectivos creadores SERTECPET que fue fruto de mucha investigación y pruebas

con un grupo de ingenieros en Yacimientos

y

programadores para su desarrollo y puesta en marcha

SERTECPET Cia Ltda. se reserva el derecho de revisar y modificar el contenido del programa para una mejor actualización y desempeño del programa.

SERTECPET Garantiza el resultado con la realidad del pozo

SERTECPET Cia Ltda. Se reserva el derecho de suspender o eliminar la garantía del software, por copias ilegales o cualquier utilización del software sin autorización del mismo.

Este software en sus versiones se encuentra protegido por la ley de derechos de Autor

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REFERENCIAS IMPORTANCIA DEL MANUAL El Manual del Usuario es un documento muy importante pues con ello se describe todos los procesos y pasos que hace falta para poder manejar y operar las variables de entrada, las variables de salida e imprimir correctamente los reportes. Este manual describe cada uno de los campos y procedimientos que se refiere para la obtención de resultados. El manual del usuario se ha realizado con un lenguaje sencillo para usuarios finales y tratar de implementar de una forma sencilla. EL SISTEMA AUTOMÁTICO El sistema automático de bombeo hidráulico “Claw Pump®” es un sistema útil, muy práctico para calcular el Índice de Productividad de pozos petroleros y seleccionar la mejor geometría de la garganta y nozzle de acuerdo a varios parámetros de ingreso, como es la temperatura, diámetro interno de la tubería, diámetro externo de la tubería, profundidades, presiones, etc. Este programa está elaborado en programación visual (Visual Foxpro), un gestor de base de datos muy versátil y confiable. Importancia del manual: Este manual está orientado al usuario (Ingenieros en Petróleos, Técnicos de campo, personal dedicado al bombeo hidráulico jet.) OBJETIVOS DEL SISTEMA El objetivo del sistema es : 

Seleccionar la geometría óptima del nozzle y la garganta que se ajusten a las condiciones del pozo.



Ver el Índice de Productividad y tabular las presiones con el caudal del pozo.



Observar y hacer pruebas con diferentes geometrías y ver cuanto fluido necesita, que potencia requiere y que rata de cavitación tiene el pozo.



Emitir un reporte claro y preciso de la geometría que se utiliza de acuerdo a los requerimientos del pozo.



Tener un histórico de datos del pozo.

ARRANQUE DEL SISTEMA El sistema viene en 1 CD de instalación personalizada, en el que se crea un directorio llamado selectb (selección de bomba) y en un directorio llamado nueva con archivos compilados y varias bases de datos, el programa principal se llama “Bombas”. El arranque del sistema se realiza con el Explorador de Windows y solo con dos clicks. en el ícono determinado. Luego se ingresa la palabra clave puede usar Backspace, no puede ingresar los caracteres como la tecla Tab y Enter. Si usted no acierta con la palabra clave en dos oportunidades el sistema no podrá ingresar. SEGURIDADES DEL SISTEMA El sistema posee archivos de seguridad que no permite ejecutar el programa si no está bien instalado o tratan de copiarlo de una máquina a otra. Para mayor seguridad se recomienda una instalación por personas autorizadas o por personas afines a la empresa El programa se debe trabajar casi a nivel personalizado y es un software de uso particular de la empresa y se constituye en una herramienta básica de la compañía y por esta razón se reserva el uso y aplicación de la misma. 40

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA EL sistema “CLAW PUMP®” tiene capacidad de seleccionar las bombas y de obtener el índice de productividad de un grupo de bombas. INGRESO DE DATOS Luego de ingresar correctamente la palabra clave, aparece las dos opciones del programa como el índice de productividad y la selección de la bomba jet, en el índice de productividad la pantalla de ingreso es: INDICE DE PRODUCTIVIDAD

Pozo.- Se ingresa el nombre del pozo Compañía.- Se ingresa el nombre de la compañía Arena.- En este campo se ingresa el tipo de arena donde se está trabajando (Hollín superior, U-Media, etc.) Fecha.- En esta opción se ingresa la fecha con el formato mes, día, año Presión Estática.- Se ingresa la presión estática del pozo Producción Bruta.- Se realiza la producción del pozo en barriles de petróleo por día Pwf.- Se ingresa la presión de fondo fluyente, 4 o 5 dígitos máximo API.- Se ingresa los grados API, es decir la densidad del crudo, puede ser con dos decimales GOR.- Se ingresa la relación Gas - Petróleo Gravedad del gas.- Se ingreso la gravedad específica del gas, tiene parte decimales Presión del Separador.- Se ingresa la presión que se ingresa al separador Temperatura de Yacimiento.- Se ingresa la temperatura del separador Bsw.- Se ingresa el porcentaje de agua en el petróleo. Esto se ingresa en fracción decimal es decir menor a cero. Luego en la parte inferior se visualiza los siguientes iconos:

PRIMER REGISTRO

INCREMENTA REGISTRO

RETROCEDE REGISTRO

BUSCA REGISTRO

ULTIMO REGISTRO

MODIFICA REGISTRO AGREGA REGISTRO

AGREGA REGISTRO ELIMINA REGISTRO

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Aquí se describe todas las funciones que se utilizan para manejar el programa, con los primeros cuatro cursores se identifica toda la pantalla. El siguiente Icono se utiliza para buscar los diferentes pozos cuando ya se tiene almacenados gran cantidad de información. El Icono para agregar un registro se utiliza para ingresar un nuevo pozo a la base de datos, con esta opción se blanquea los campos para un nuevo ingreso en la base de datos. El siguiente Icono se utiliza para modificar el registro ya almacenado sin digitar esta opción del ícono no se puede modificar ningun registro, esto se lo hace para tener mayor seguridad en el manejo de la base de datos La opción eliminar que está un ícono cruzado se utiliza para borrar o eliminar un registro de la base de datos. La siguiente opción C que significa cálculos se digita para que realicen todas las operaciones y cálculos deseados como las presiones, el índice de productividad, entre otros.

En esta opción se visualizan dos cálculos obtenidos del programa, ya sea el cálculo de Standing y el cálculo de Vásquez, la una opción se utiliza para crudos pesados y la otra para crudos livianos. ACTUALIZA E IMPRIME.- Esta opción permite realizar todos los cálculos, pero para esta tarea necesita de una herramienta de Microsoft Excel que es el Microsoft Graph del Office 2000. Este es un requerimiento básico para poder correr este programa. Luego que ha terminado de calcular en el Microsoft Graph e imprimir, va a la siguiente opción que es el reporte. En esta opción se ingresa al reporte propiamente dicho en el que se puede modificar y grabar el archivo.

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Para grabar el archivo.Para grabar el archivo se debe ingresar al reporte y de allí dirigirse a la opción Modificar como archivo en Excel para posteriormente ubicarse en la opción y grabar el archivo como una página WEB. Esto se lo realiza en el disco duro o también puede realizarse en el diskette para tener como respaldo. Y poder enviar al cliente para su modificación. y poder imprimir de acuerdo a su necesidad. Nota: Luego de haber realizado toda esta secuencia de pasos uno no debe cancelar los procesos, pues allí es lo que vienen conflictos de operación. En caso que se presenten estos conflictos uno debe cancelar y limpiar la memoria con la opción ctrl. + alt + del y terminar la operación.

El programa es muy versátil y sencillo para su utilización debido a que el factor tiempo es muy importante en la realización de este programa. Cuando se sale del software se ingresa al menú principal donde hay que dirigirse al siguiente programa para la selección de la mejor geometría de la bomba jet.

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PROGRAMA DE SELECCIÓN DE BOMBA JET

En la selección de la bomba j En esta opción aparece 2 Submenus que nos calcula 1.- El pwf con la presión de la triplex fija 2.- La Presión de la triplex con PWF fija En la primera opción ingresamos a una pantalla Que dice lo siguiente: Ingreso que están separados de acuerdo a los siguientes datos: DATOS MECÁNICOS

DATOS DE RESERVORIO

DATOS DE DISEÑO

En los datos mecánicos ingresamos el ID y el OD de tubería, la profundidad del tubo y la presión de cabeza. En los datos de reservorio ingresamos: -

La Presión Estática EL API del fluido Producido EL GOR El BSW La temperatura de Fondo La temperatura de superficie La gravedad específica del gas La gravedad específica del agua

DATOS DE DISEÑO -

Producción deseada Presión de operación Presión de Intake Fluido Inyectado API del fluido Motriz Vía de inyección Vía de Retorno Prof. de la bomba en Pies Long. de Línea de flujo 44

DATOS DE DISEÑO En los datos de diseño se necesita: -

La producción deseada en barriles de fluido por día Presión de operación Una presión de intake Fluido inyectado El API del fluido motriz La vía de inyección La vía de retorno La profundidad de la Bomba en pies La longitud de línea de flujo

Con estos 28 datos de ingreso se calcula la geometría a utilizar. En la parte inferior se maneja todo lo que es manipulación de registros, ya sea para dirigirse al último registro o al primer registro o ir de uno en un registro para agregar, modificar o eliminar un registro que está en la base de datos. Con esta opción permite mantener un historial de los pozos y como se ha trabajado a lo largo de fechas ingresadas. Una vez ya ingresado a la base de datos se digita salir para allí posteriormente ingresar o revisar el reporte realizado; para revisar ya el reporte se digita la letra S de si o caso contrario se digita la letra N de NO.

Cuando se digita la letra N aparece una ventana en el que se va ha seleccionar que geometría es la que se necesita, aquí se utiliza el mouse para ingresar la geometría deseada, para ingresar los resultados se visualizan a la ventana de la derecha que está con el logotipo de SERTECPET, allí aparece los resultados como el tipo de Bomba, los barriles de inyección, los barriles de fluido por día, la presión de succión, la presión de la triplex, la presión de descarga, el rango de cavitación los barriles de fluido por día de retorno, la eficiencia y la potencia de la bomba. Como se muestra en la figura, luego aparece un mensaje que dice ingresa una nueva geometría si le dice que sí vuelve a realizar el proceso de selección de la bomba jet, en caso contrario puede digitar la letra P que se utiliza para cambiar la presión de la triples, la presión de Intake o la producción bruta. 45

Aquí escogemos con el mouse el nozzle y luego aceptar, posteriormente el throath y aceptar. Existe una ventana que titula las mejores Geometrías en la que aparece el nozzle y la garganta que nos recomienda.

Esta es una opción que nos permite ir jugando con las presiones y seguir cambiando de acuerdo a nuestros requerimientos calibrando de acuerdo a la rata de cavitación, a las presión de la triplex y a su eficiencia. Cuando ya se haya terminado la selección de la bomba, se visualiza el reporte pero se debe ingresar cual de estas geometrías es la más óptima para posteriormente imprimirlo, realizando una presentación preliminar previa, como se muestra en la figura.

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Para imprimir se selecciona el icono de la impresora y se manda al dispositivo seleccionado. Posteriormente aparece un mensaje que pregunta si desea borrar o no el registro que se acaba de realizar. Se puede borrar un registro de acuerdo a las necesidades, para nuevamente correr el programa con algunos datos cambiados. En este punto prácticamente se termina la ejecución del reporte y la emisión de los resultados, para ser revisado por el Jefe de operaciones. No ingresar Geometrías demasiado pequeñas o demasiado grandes de acuerdo al criterio de las condiciones del pozo, pues la geometría no converge y los valores pueden salir negativos. En la segunda Opción nos presenta la misma pantalla de ingreso DATOS MECÁNICOS

DATOS DE RESERVORIO

DATOS DE DISEÑO

En los datos mecánicos ingresamos el ID y el OD de tubería, la profundidad del tubo y la presión de cabeza. EN LOS DATOS DE RESERVORIO INGRESAMOS -

La Presión Estática EL API del fluido Producido EL GOR El BSW La temperatura de fondo La temperatura de superficie La gravedad específica del gas La gravedad específica del agua

DATOS DE DISEÑO -

En los datos de diseño se necesita la producción deseada en barriles de fluido por día Presión de operación Una presión de intake Fluido inyectado El API del fluido motriz La vía de inyección la vía de retorno La profundidad de la Bomba en pies La longitud de línea de flujo

En este programa se coloca la presión de la triplex aleatoria, es decir, un valor asumido pues este es el valor que va a CALCULARSE. Luego aparece la venta de revisar el registro SI o NO; en caso de que sea la respuesta Negativa se comienza a procesar la mejor geometría y que presión de la triplex utiliza para trabajar con dicha bomba, como se muestra en la figura:

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Este programa nos permite ver, con las condiciones de dicha bomba, cual es la presión de la triplex que necesita para dicha bomba. Al igual que el otro programa, digitando en la opción de nueva Geometría la letra P se puede cambiar la presión de Intake y la producción, datos muy importantes que se emiten en el reporte del Índice de Productividad para calcular la presión de la triplex. Una vez seleccionada la geometría de la bomba, se puede cambiar por otra geometría que no exista en la tabla como en ocasiones sucede al trabajar con otro tipo de geometrías. Cuando ya se termine de seleccionar la bomba, se ingresa la mejor geometría. Se visualiza el reporte para finalmente poderle imprimir. Una vez que ya se haya seleccionado la bomba y se emite el reporte, el programa vuelve al menú principal para ver cual de los programas se vuelve a utilizar o simplemente salir.

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Luego de esta opción aparece una ventana en la cual nos permite grabar, ya sea en el diskette o en el disco duro, como se ve a continuación:

Luego de ello se visualiza una ventana en la que se puede ingresar un nombre largo para identificar al archivo . 49

Luego regresa al menú principal para de allí poder realizar cálculos de uno u otro programa.

PROBLEMAS COMUNES Uno de los problemas que se puede suscitar es el ingreso de datos, lo cual se debe hacer de una forma correcta tomando en cuenta los decimales y los valores que sean los correctos de acuerdo a los permitidos, la fracción decimal se debe ingresar en el BSW, es decir valores menores de la unidad. 50

No se debe romper la secuencia de un programa, es decir, mientras se ingresa datos se quiere romper o cancelar no permite pues se puede romper la secuencia del programa. No se debe ingresar valores no permitidos o absurdos pues así los resultados serán absurdos. La persona debe tener criterios de yacimientos. Pero pese a todo ello tiene mensajes de ayuda para que el usuario sepa que hacer y que datos ingresar.

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MANUAL DE REFERENCIA TÉCNICA SISTEMA DE BOMBEO JET “CLAW PUMP “ Primera Edición

Wilson Rodrigo Espinoza C Tlgo. Analista. Eduardo Germán Espinoza C. Tlgo. Inf. Aplicada. PROGRAMADORES DE SISTEMAS

Ing. Patricio Beltrán REFERENCIA TÉCNICA

Ing. Paulo López R. Ing. Byron López R. DEPARTAMENTO DE OPERACIONES SERTECPET Ing. Wilson Guerrero DEPARTAMENTO YACIMIENTOS DE PETRÓLEO

SERTECPET Cia Ltda. Quito–Ecuador ************************************************************************************** 2000 - 2001

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MANUAL DE REFERENCIA TÉCNICA DEL SISTEMA DE BOMBEO JET “CLAW PUMP” Primera Edición Tlgo. Analista. Wilson Rodrigo Espinoza C Tlgo..Inf Aplicada Eduardo Germán Espinoza C. PROGRAMADORES DE SISTEMAS Ing. Wilson Guerrero ING. PETRÓLEOS Ing. Paulo López R. Ing. Byron López R. INGENIEROS DE OPERACIONES SERTECPET. Ing Patricio Beltrán

REFERENCIA TÉCNICA

SERTECPET Cia Ltda. Quito –Ecuador ************************************************************************************** 2000 - 2001

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CAPÍTULO

VIII

SEGURIDAD INDUSTRIAL E IMPACTO AMBIENTAL IMPACTO AMBIENTAL El tema ambiental es actualmente uno de los más comentados y difundidos, ya que el peligro que representa a la vida misma es real y se está demostrando día a día. En todo el mundo el peligro de la contaminación es alarmante y amerita una atención especial. En el campo petrolero también se le está dando la importancia debida, de tal forma de que las actividades hidrocarburíferas afecten cada vez menos al entorno y los problemas existentes se solucionen protegiendo al medio ambiente. El problema de la contaminación ambiental, es provocado por la vida misma, como consecuencia del desarrollo al que ha llegado la humanidad y también debido a la función biológica de la reproducción, los organismos vivientes utilizan materia del medio ambiente, que luego de ser utilizada es devuelta al mismo con otras características, modificada, como desperdicios de las cosas que continúan viviendo y como despojos de las cosas que mueren. Mientras es mayor el avance tecnológico los desechos producidos por el hombre son mucho más complejos y de difícil eliminación o disposición, pudiendo estar por ejemplo los desechos de la actividad hidrocarburífera, nuclear, industrial, etc. SEGURIDAD INDUSTRIAL La seguridad industrial es una ínter disciplina técnica de trascendental importancia para el desarrollo armónico y ordenado de una empresa. Por consiguiente, es menester apoyarla a fin de que juegue un papel decisivo en la preservación principalmente de la vida y salud del trabajador, así como de las instalaciones. Uno de los mecanismos empleados para este objeto, es Seguridad e Higiene Industrial que bien comprendida y aceptada, puede ser utilizada en beneficio de la seguridad integral de la empresa. El departamento de Seguridad Industrial, para conseguir los objetivos de prevención de accidentes y de enfermedades profesionales, introdujo en sus actividades la normalización técnica, para lo cual procedió a recopilar información científica y técnica (normas, reglamentos, códigos, instructivos, etc) tanto de organismos nacionales como internacionales, logrando constituir de esta manera una sólida fuente de investigación y consulta, lo cual ha permitido a su personal técnico desarrollar sus actividades en forma acertada y eficaz. NORMAS DE SEGURIDAD UTILIZADAS NORMA S-H 001 Concentraciones máximas permisibles de las sustancias toxicas en la descarga liquida. Objeto.- El objeto de esta norma es fijar las concentraciones máximas permisibles de sustancias tóxicas en la descarga líquida de las diferentes instalaciones. NORMA S-H 002 Control de Polución en las instalaciones industriales del sistema. Objeto.- El propósito de esta norma es regular las emisiones de gases, partículas y polvos alrededor y dentro de las plantas industriales. NORMA S-H 003 Permisos de Trabajo Objetivo.- Determinar procedimientos para la ejecución de trabajos catalogados como peligrosos se realicen en condiciones óptimas de seguridad a fin de preservar la integridad del personal, de las instalaciones y del medio ambiente. NORMA S-H 004 Planes de emergencia El plan de emergencia debe contemplar detalladamente la cantidad de equipos, materiales e implementos de protección personal que se requieren para afrontar una emergencia y la capacitación y adiestramiento del personal en el uso de cada uno de ellos. 54

El mantenimiento de los equipos de Seguridad y los implementos de protección es fundamental para garantizar su normal funcionamiento. Es responsabilidad de la unidad de seguridad industrial vigilar que se cumpla esta condición. NORMA S-H 006 Distancias mínimas de seguridad que deben contemplarse en las instalaciones petroleras. Objetivo.- Establecer las distancias mínimas de seguridad que deben contemplarse en las instalaciones hidrocarburíferas. NORMA S-H 008 Señales de seguridad Objeto.- Esta norma establece la forma, tamaños, colores y dimensiones de las señales de seguridad, determinadas a llamar la atención sobre los peligros existentes en las áreas de trabajo. NORMA S-H 009 Identificación de los tanques y tuberías Objeto.- Establecer las identificaciones que deber usarse para tanques y tuberías que contienen y conducen productos en las instalaciones petroleras. NORMA S-H 014 Elementos de protección ambiental Objeto.- Establecer las disposiciones y procedimientos para la entrega y control de la utilización de los elementos de protección personal de planta en general, de acuerdo a los riesgos presentes en el medio laboral correspondiente. NORMA S-H 016 Procedimientos de seguridad industrial para efectuar limpieza de tanques. Objeto.- Prevenir accidentes en la realización de labores de limpieza de tanques que almacenan petróleo o sus derivados. NORMA S-H 018 Sistema de agua contra incendios para las instalaciones petroleras. Objeto.- Estandarizar procedimientos y emitir principios básicos para la instalación, corrección y adecuación de sistemas de agua contra incendios que sirven de protección a las instalaciones petroleras, con el propósito de disminuir el nivel de riesgo. NORMA S-H 019 Sistemas de espumas contra incendios. NORMA S-H 020 Sistemas especiales de protección contra incendios. Objetivo.- Establecer los lineamientos necesarios para el diseño de sistemas fijos de extinción a base de hidrocarburos halogenados, dióxido de carbono, polvo químico seco y vapor de agua, a fin de obtener un nivel adecuado de protección para el personal y las instalaciones, de la industria petrolera, frente a los riesgos potenciales de incendio y explosión. NORMA S-H 023 Sistemas de drenaje.

Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño para los sistemas de drenaje en las instalaciones operativas para prevenir la contaminación y la propagación de incendios que pueden originarse como consecuencia de derrames de líquidos inflamables y combustibles. NORMA S-H 024 Revestimiento contra incendios para las estructuras petroleras.

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Objetivo,- Establecer los requerimientos mínimos para la aplicación en ampliaciones o modificaciones de instalaciones de la industria petrolera, a fin de obtener un nivel razonable de protección frente a potencias de riesgo de incendio. NORMA S-H 025 Sistemas de parada de emergencia, bloqueo, despresurización y venteo de equipos. Objetivo.- Establecer los requerimientos mínimos de diseño que deberán cumplir con los sistemas de paradas de emergencia bloqueo, despresurización y venteo de equipos, plantas e instalaciones de la industria petrolera, a fin de garantizar un nivel razonable de protección para el personal y las instalaciones, frente a los riesgos potenciales de incendios o explosiones que se puedan originar durante situaciones de emergencia. NORMA S-H 026 Prevención de ruido industrial Objetivo.- Prevenir daños auditivos a los trabajadores que están sometidos durante la jornada de trabajo a la acción negativa del ruido. NORMA S-H 027 Niveles de iluminación para la industria hidrocarburífera. Objetivo.- Establecer los valores mínimos de iluminación en las diferentes áreas operativas, con el fin de garantizar un desempeño visual eficiente, tanto bajo condiciones de iluminación natural como artificial. Establecer los valores mínimos de la iluminación de emergencia para evacuación, seguridad y operación en tales contingentes. La dotación de elementos de protección personal se complementa con el cumplimiento de normas. La dotación de elementos de protección personal puede ser considerada como la solución definitiva y única a las causas de los accidentes y / o enfermedades profesionales. Su utilización forma parte o se complementa con el cumplimiento de las normas de seguridad industrial vigentes en la empresa, en las diferentes actividades que se realiza. Es por esto que seguridad industrial, previo a la entrega de estos elementos, realiza una inspección de los riesgos existentes en una determinada área de trabajo, toma las medidas adecuadas para minimizarlos y luego, analiza las condiciones de trabajo y dispone que partes del cuerpo es necesario proteger, pero esta protección se hace efectiva cuando existe cooperación por parte del trabajador y disposiciones de seguridad de seguridad industrial en la realización misma del trabajo. IDENTIFICACIÓN DE FUENTES DE CONTAMINACIÓN AGUA DE FORMACIÓN El principal contaminante líquido que se tiene es el agua de formación que se lo vierte previo el paso por piscinas de separación en donde se retiene el aceite y se disminuyen otros componentes por reacciones químicas que se producen en las mencionadas piscinas de separación. El agua de formación es aquella que acompaña al crudo cuando es extraído del subsuelo. El agua puede ser agua que proviene directamente del pozo o agua usada en operación de recuperación. La cantidad y la calidad del agua de formación depende del método de explotación, la naturaleza de la formación donde se hace la explotación y del tiempo de producción del pozo. El agua de formación generalmente es muy salina también puede contener trazas de aditivos necesarios para el proceso de producción tales como coagulantes, inhibidores de corrosión, dispersantes, demulsificantes, agentes de control de parafina e inhibidores de incrustaciones. El agua de formación por su alta salinidad puede contaminar suelos, aguas superficiales y afectar la vegetación y organismos acuáticos. Las siguientes prácticas pueden usarse para el manejo de las aguas de producción, dependiendo de sus constituyentes, y de las características de las aguas superficiales o subterráneas.

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La remoción del aceite suspendido del agua de producción constituye un paso importante en el manejo de este desecho, antes de su disposición final, que puede ser inyección a profundidad, dispersión sobre el suelo o descarga a los cuerpos de agua. El tratamiento para remoción de aceite, incluye tanques con skimmer, separadores API convencionales, de las placas paralelas, unidades de flotación por aire inducido o por aire disuelto, filtración en medios granulares, como mecanismos convencionales. Últimamente se han usado otras tecnologías para el tratamiento de las aguas de producción, en especial el uso de los hidrociclones y de membranas (Ultra filtración y micro filtración). Debido a que estas dos técnicas están empezando a utilizarse se prestará una breve descripción de ellas. La operación del hidrociclon, se basa en el uso de un modelo de flujo en espiral, para generar fuerzas centrífugas, que separan el aceite y el agua, con base en su diferencia de densidades. El uso de hidrociclones está adquiriendo importancia desde 1984 cuando se desarrolló la primera unidad comercial. La ultra filtración y la micro filtración se realiza a través de un tubo poroso, los poros de tamaño de 0.1 micrones a unos pocos micrones para la micro filtración, en tanto que para la ultra filtración se usan poros mucho más pequeños (0.01). Sin embargo, estas últimas tecnologías están en vías de implementación y experimentación para disminución de costo. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL El objetivo del plan de manejo ambiental es establecer las bases necesarias para el control o mitigación de los impactos ambientales que puedan generar los diferentes proyectos, mediante la formulación de procedimientos que ayuden a prevenir o minimizar los daños que puedan ocasionar tanto al medio biofísico como al socio económico. Entre los programas del plan de manejo ambiental tenemos: LIMPIEZA Y REMOCIÓN DE LA COBERTURA VEGETAL Realizada en el área de plataformas de perforación, en vías de acceso y en sitios de ubicación de facilidades de producción. Esto consiste en adoptar medidas de prevención, protección, mitigación, control, restauración, recuperación y compensación para la potenciación de fenómenos erosivos. Además, evitar la alteración del paisaje por extracción de zona verde o cobertura vegetal, la pérdida puntual de biomasa arbórea y hábitat para fauna y la invasión de ecosistemas en residuos. ADECUACION DE SITIOS PARA CONSTRUCCIÓN DE ACCESOS Y PLATAFORMAS Realizada mediante la sectorización geotécnica y la aplicación de medidas ambientales que controlen los movimientos de la tierra, los cortes, los rellenos, la alteración puntual de las geoformas del terreno, la posible obstrucción de pequeños drenajes por procesos de sedimentación y de transporte de material particulado a las corrientes, el desplazamiento de fauna y los niveles de ruido provocado por la maquinaria. Se plantean medidas como la construcción de cunetas revestidas en concreto, la instalación de alcantarillas metálicas y la construcción de taludes y terraplenes. MANEJO DE EMISIONES Y VERTIMIENTOS DURANTE LA DISTRIBUCIÓN DE LA LOCACIÓN Consiste en aplicar medidas que permitan controlar y reducir las emisiones contaminantes (partículas, gases, ruido) al medio ambiente originados por la adecuación de las obras, por el control, el manejo y la disposición de las aguas industriales y domésticos generados durante las actividades de construcción y por la adecuación de las diferentes obras, la señalización preventiva reglamentaria e informativa durante todas las actividades de construcción y de operación de los proyectos. Con la aplicación de estas medidas se logra evitar o minimizar la alteración de la calidad de agua del cuerpo receptor, las emisiones de CO2, la disposición no controlada de residuos de montaje y operación, y el vertimiento de aguas provenientes de las locaciones tales como: aguas lluvias, aguas aceitosas del lavado de equipos, aguas de formación y aguas residuales.

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MANEJO DE RESIDUOS SÓLIDOS, DOMÉSTICOS E INDUSTRIALES Se refiere a la recolección, acopio, transporte y disposición final en forma ambientalmente segura, de todos los residuos convencionales, especiales y de construcción que se generen en las actividades constructivas y operativas de los proyectos. Estas medidas de prevención, de protección, de mitigación y de control permitirán reducir o minimizar la alteración del aspecto visual o paisajístico, la ocupación del área con residuos, la ocupación de causes y la presencia de malos olores. MANEJO DE RESIDUOS LÍQUIDOS, DOMÉSTICOS E INDUSTRIALES El esquema es contar con sistemas ambientales seguros para control, manejo y disposición de aguas residuales industriales, domésticos, lluvias y de escorrentía durante la ejecución de los distintos proyectos. Con estas medidas existe la posibilidad de evitar o minimizar la alteración de las características físico químicas de los cuerpos lénticos del área de influencia y la afectación a la biota por alteración de las condiciones físico químicas del agua. PROGRAMA DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, SALUD OCUPACIONAL Tiene como objeto proteger la salud de los trabajadores y mejorar el ambiente de trabajo, minimizando las probabilidades de incidentes que puedan ocasionar accidentes más graves que afecten a la salud de las personas, a la maquinaria y/o equipos. El programa de cumplimiento de las normas de seguridad y la salud ocupacional está relacionado con el manejo y transporte de maquinaria, equipo y herramientas, la generación de ruido y emisiones, el uso de electricidad, las fuentes de ignición y el manejo de sustancias peligrosas. REGLAMENTO AMBIENTAL Muy útil para dar cumplimiento, a través de la adopción de normas internas, a lo ordenado en el reglamento ambiental para las operaciones hidrocarburíferas en el Ecuador y demás leyes, regulaciones y normas pertinentes a la actividad. PROGRAMA DE CAPACITACIÓN AMBIENTAL Establecido con el fin de sensibilizar al personal en cuanto a la necesidad de manejar y proteger adecuadamente los recursos naturales durante la ejecución de proyectos. Además para fortalecer en las empresas subcontratistas una capacidad de gestión ambiental que facilite el desarrollo de las políticas ambientales y la concreción del plan de manejo ambiental, contribuyendo así a la difusión de una conciencia ambiental colectiva a ser aplicada durante las etapas del proyecto. Para lograr este objetivo se otorga los lineamientos generales de la política laboral, de higiene, de seguridad industrial y medio ambiente del subcontratista, familiarizando a su personal con el plan de manejo ambiental antes de iniciar las operaciones. Con esto el personal del subcontratista conoce las medidas establecidas y la obligación de su cumplimiento y puede impartir instrucciones exactas relacionadas con la prohibición de prácticas de pesca, caza o de comercio de especies animales o vegetación durante el desarrollo del proyecto. PLAN DE CONTINGENCIAS Nos permite hacer frente a las eventualidades relacionadas con escapes de hidrocarburos y sustancias nocivas, u otros impactos asociados con la ejecución del proyecto. Este plan permite la participación activa con la cooperación de las autoridades y comunidades; constituye una herramienta práctica que facilita las actividades conjuntas para minimizar riesgos identificados sobre la base de organizaciones preestablecidas a través de procedimientos definidos, conocidos y entrenados. El plan de contingencias contiene tres partes: la estratégica, la operativa y la informática. El plan estratégico.- describe la filosofía y el alcance del plan de acuerdo con las directrices de la compañía; establece los límites de su cobertura operacional y geográfica; estudia, identifica y resume los riesgos relacionados con las operaciones de las líneas de flujo, tanques de almacenamiento, transporte de combustible y otros productos; establece el modus operandi, el tipo de organización que se requiere y las funciones de los trabajadores en ellos incluidos; establece los correspondientes niveles de activación de respuesta de acuerdo con la severidad del riesgo.

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El plan operativo.- Describe los pasos y procedimientos para la movilización oportuna del personal y de recursos y para la puesta en marcha de las actividades de control. El plan Informático.- Es un directorio que contiene datos necesarios para el manejo de los principales aspectos de la contingencia. En este plan están consignadas guías telefónicas o de localización del personal, autoridades y comunidades relacionadas con el área de influencia, mapas y diagramas de puntos clave para el despliegue de equipos, tablas de datos sobre comportamiento de las corrientes de agua y manchas de hidrocarburo. Incluye además manuales para actuación en diferentes tópicos de emergencia.

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