MNL-OP-01 MANUAL DE OPERACIONES NK...MANUAL DE OPERACIONES CÓDIGO MNL -OP -01 VERSIÓN 02 FECHA 01/05/2017 • Atender lo referente a las relaciones públicas. • Pasar a la dependencia

MANUAL DE OPERACIONES

CÓDIGO MNL-OP-01

VERSIÓN 02

FECHA 01/05/2017

CONTENIDO

CONTENIDO ......................................................................................................................................... 1 1. OBJETIVO ..................................................................................................................................... 3 2. ALCANCE ...................................................................................................................................... 3 3. RESPONSABLES ........................................................................................................................ 3

4. DESARROLLO ........................................................................................................................... 10 4.1 NORMATIVIDAD............................................................................................................... 10

4.2 GENERALIDADES DE LOS EQUIPOS ........................................................................ 11 4.2.1 Líneas de superficie ..................................................................................................... 11 4.2.2 Choke Manifold ............................................................................................................. 14 4.2.3 Separador ...................................................................................................................... 16 4.2.4 Válvula de Relevo......................................................................................................... 18 4.2.5 Válvula de Control de Fluido ....................................................................................... 19 4.2.6 Registrador de Presiones- (Bárton) ........................................................................... 20 4.2.7 Daniel ............................................................................................................................. 21 4.2.8 Indicadores de Nivel o Visores ................................................................................... 22 4.2.9 Compresor ..................................................................................................................... 23 4.2.10 Bomba de Transferencia ......................................................................................... 24 4.2.11 Tanque de Medida GAUGE TANK ........................................................................ 25 4.2.12 Gun Barrels ............................................................................................................... 26 4.2.13 Tanque de Almacenamiento................................................................................... 27 4.2.14 Scrubber .................................................................................................................... 28 4.2.15 Planta Eléctrica......................................................................................................... 28

4.3 PROCEDIMIENTO DE LOGÍSTICA............................................................................... 30 4.3.1 Solicitud del Servicio .................................................................................................... 30 4.3.2 Check List ...................................................................................................................... 30 4.3.3 Solicitud del Transporte del Equipo y Personal ....................................................... 30 4.3.4 Movilización ................................................................................................................... 31 4.3.5 Elaboración del Permiso de Trabajo.......................................................................... 31 4.3.6 Recibo de Locación y Charla de Seguridad ............................................................. 31 4.3.7 Solicitud del Programa de Trabajo............................................................................. 33 4.3.8 Reporte el Resultado de la Prueba ............................................................................ 34 4.3.9 Entrega de Locación-Cierre del Permiso de Trabajo .............................................. 34 4.3.10 Desmovilización de Equipos y Personal ............................................................... 35

4.4 PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS GENERALES..................................................... 36 4.4.1 Procedimiento de Armado (Rig Up) .............................................................................. 36 4.4.2 Inspección Pre-operacional de Equipos....................................................................... 38 4.4.3 Prueba de Presión ............................................................................................................ 40 4.4.4 Procedimiento para Calibración Choke Ajustable ...................................................... 40 4.4.5 Procedimientos Para Cambiar un Choke Fijo ............................................................. 41 4.4.6 Procedimiento de Operación de un Separador........................................................... 41 4.4.7 Cambio de Orificio en el Daniel .................................................................................. 42 4.4.8 Medición De Flujo ......................................................................................................... 44 4.4.9 Análisis De Laboratorio................................................................................................ 47 En toda operación de Well testing se deben determinar las características fisicoquímicas de los fluidos del pozo, entre las cuales podemos citar: ............................ 47


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4.4.10 Desarme Del Set (Rig Down) ................................................................................. 49 4.5 FACTORES A TENER EN CUENTA SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO DEL POZO. 50


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1. OBJETIVO

Este manual pretende estandarizar los procedimientos con la información técnica y las instrucciones que deben ser seguidas para minimizar daños y peligros a personas y equipos durante las operaciones de Well Testing, pruebas extensas y facilidades de producción que Nikoil energy corp. Suc. colombia lleve a cabo.

2. ALCANCE

Operaciones petroleras de producción en el área de Well Testing, pruebas iniciales, Cortas y Extensas.

3. RESPONSABLES

El gerente de operaciones tiene la responsabilidad y autoridad para:

• Ejercer la dirección Operativa de la empresa.

• Representar la empresa ante terceros.

• Planificar, programar, coordinar y controlar las tareas.

• Desarrollar los conocimientos específicos y estar personalmente al día en la tecnología.

• Nombrar y remover libremente a los empleados cuando sea necesario.

• Selección del personal nuevo.

• Motivar y dirigir al personal.

• Conceder permisos o licencias a los empleados.

• Buscar los recursos financieros requeridos por la empresa.

• Revisar cotizaciones. • Celebrar contratos, empréstitos, negocios; comprar, enajenar y adquirir

bienes muebles e inmuebles. • Cumplir y hacer cumplir las normas y responsabilidades que imponga la

empresa. • Revisar los documentos que cursen en su dependencia.

• Abrir y llevar control de las cuentas corrientes y de ahorros en entidades bancarias.


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• Atender lo referente a las relaciones públicas.

• Pasar a la dependencia contable los comprobantes, facturas, documentos, etc.

• Aprobar la documentación de calidad y las modificaciones que se requieran realizar en operaciones.

• Verificar y aprobar la lista de subcontratistas. • Revisar y aprobar los programas anuales de formación y entrenamiento de los

Jefes de departamento. • Realizar visitas periódicas a los diferentes frentes de trabajo para hacerle

el respectivo seguimiento.

Responsabilidades de HSEQ del gerente: todo el personal que labora en la compañía, tiene el derecho de recibir su debida capacitación en el sistema HSEQ y por lo tanto adquieren el compromiso y la responsabilidad de:

• Conocer y entender las políticas de HSEQ y todas las normas relacionadas con sus

respectivos cargos.

• Cumplir rigurosamente con todas las normas e instrucciones del trabajo a desempeñar, según lo han notificado por el cliente.

• Determinar condiciones y actos que a su conciencia le parezcan inseguros e informar inmediatamente a su jefe o tomar una decisión inmediata si el caso lo amerita, esto incluye su propio equipo de protección.

• Participar dinámicamente en todas las reuniones y dar sugerencias para mejorar y/o cambiar las condiciones de trabajo.

• Reportar todos los accidentes y casi accidentes al jefe inmediato buscando la manera eficaz de enfrentarlos y solucionarlos.

• Participar en todas las actividades de entrenamiento, con el fin de estar capacitado para enfrentar cualquier riesgo que se presente.

• Contribuir y aplicar a que su lugar de trabajo cumpla las políticas de HSEQ

• Hacer uso de los elementos de protección personal respectivos (Si aplica). • Inspeccionar el estado físico de los elementos de trabajo (equipos,

herramientas, elementos de protección personal) antes de su uso. (Si aplica) • Conocer y aplicar los planes de contingencia en caso de una emergencia.

• Manejar los residuos generados y mantener el orden y aseo en los sitios de trabajo

El supervisor del área tiene la responsabilidad y autoridad para:

• Cumplir con las tareas asignadas.

• Representar a la compañía en la realización de actividades en las áreas de trabajo.

• Velar por el correcto mantenimiento y funcionamiento de los equipos.


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• Es responsable de reconocer los peligros a los que está expuesto y debe desarrollar el trabajo de acuerdo a los procedimientos, tomando las precauciones de seguridad.

• Mantener el inventario de las herramientas.

• Registrar la bitácora de trabajo.

• Gestionar las requisiciones del área.

• Diligenciar las solicitudes de materiales requeridos para el trabajo.

• Desarrollar las funciones de acuerdo a los procedimientos establecidos.

• Coordinar las funciones de los operadores y auxiliares.

• Debe entregar el área de trabajo en las mejores condiciones de limpieza.

• Participar activamente en reuniones, charlas y capacitaciones del Sistema de Gestión Integral, dando aportes y sugerencias que conlleven al mejoramiento de este.

• Todas las que expresamente le sean atribuidas por el Gerente o Jefe Inmediato y estén a su alcance.

• Despacho de carro tanques del crudo

Responsabilidades en HSEQ para el supervisor: Todo el personal que labora en la compañía, tiene el derecho de recibir su debida capacitación en el sistema de gestión integrado HSEQ, y por lo tanto adquieren el compromiso y la responsabilidad de:

• Conocer y entender las políticas de HSEQ y todas las normas

relacionadas con sus respectivos cargos.

• Cumplir rigurosamente con todas las normas e instrucciones del trabajo a desempeñar, según lo han notificado el Cliente.

• Determinar condiciones y actos que a su conciencia le parezcan inseguros e informar inmediatamente a su jefe o tomar una decisión inmediata si el caso lo amerita, esto incluye su propio equipo de protección.





• Hacer uso de los elementos de protección personal respectivos (Si aplica).

• Inspeccionar el estado físico de los elementos de trabajo (equipos, herramientas, elementos de protección personal) antes de su uso. (Si aplica)


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• Conocer y aplicar los planes de contingencia en caso de una emergencia.


Cuando no está presente el ingeniero de campo el supervisor deberá realizar las siguientes actividades:

• Apoyar la supervisión de las operaciones en campo.

• Coordinar y direccionar el alistamiento de los equipos.

• Realizar los reportes de la operación de Well Testing.

• Elaborar los informes a la gerencia de operaciones.

• Realizar la verificación del proceso de producción de crudo, su fiscalización y despacho.

El ingeniero de campo tiene la responsabilidad y autoridad para:

• Apoyar la supervisión de las operaciones en campo.

• Coordinar y direccionar el alistamiento de los equipos.

• Realizar los reportes de la operación de Well Testing.

• Elaborar los informes a la gerencia de operaciones. • Realizar la verificación del proceso de producción de crudo, su fiscalización y

despacho.

El operador tiene la responsabilidad y autoridad para:

• Controlar las variables de la operación para sacar en óptimas condiciones el crudo

(BSW, temperatura, ppm), de acuerdo al requerimiento de cada contrato.

• Realizar inspecciones previas y posteriores a cada trabajo en los equipos.

• Diligenciar la documentación pertinente requerida por el sistema de gestión

• Asegurar que las operaciones se desarrollen de acuerdo a las necesidades del cliente y mantener una buena relación con él mismo

• Reporte diario de las variables de la operación, así como las fallas para su corrección

• En operaciones de Well Testing participar activamente en la operación de armado

• Desarrollar y completar los procedimientos de mantenimiento preventivo de los equipos a su cargo

• Generar recomendaciones para el mejoramiento de equipos y operación • Dirigir al auxiliar de operaciones de acuerdo a los lineamientos de la

empresa • Realizar el correcto manejo del personal para el desarrollo de las actividades

proyectadas, haciendo énfasis en el trabajo en equipo.


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• Cumplir con los procedimientos.

• Mantener bajo control los parámetros de operación de los pozos.

• Cumplir con los lineamientos del Plan de Calidad del Proyecto.

• Realizar mantenimiento a los equipos.

• Administrar y Operar el equipo de Well Testing.

• Tomar las muestras de los fluidos requeridos o delegar a los auxiliares.

• Correr las respectivas pruebas de laboratorio a las muestras.

• Informar al supervisor los resultados de la pruebas.

• Mantener el inventario de los Equipos y herramientas.

• Garantizar el orden y aseo en el área.

• Informar al supervisor de los requerimientos de material.

• Garantizar el buen funcionamiento del set de Well Testing.

• Verificar las instalaciones de tuberías, válvulas, tanques y demás antes de iniciar operaciones.

• Verificar la instalación y distribución de los equipos eléctricos.

• Verificar la correcta instalación de las líneas de salida de agua y gas.

• Coordinar la ejecución de las tareas impartidas a los auxiliares.

• Participar activamente en reuniones, charlas y capacitaciones. • Cumplir con las órdenes que expresamente le sean atribuidas por el Gerente o Jefe

Inmediato y estén a su alcance. • Cuidar de las instalaciones el cliente.

• Manejo de despacho de carrotanques.

• Coordinar el almacenamiento y despacho de los residuos contaminado para su respectiva disposición.

Responsabilidades en HSEQ para los operadores: Todo el personal que labora en la compañía, tiene el derecho de recibir su debida capacitación en el sistema de gestión integrado HSEQ, conocer y dar cumplimiento a los procedimientos HSEQ en los que tengan participación y por lo tanto, adquieren el compromiso y la responsabilidad de:


respectivos cargos. • Cumplir rigurosamente con todas las normas e instrucciones del trabajo a

desempeñar, según lo han notificado el Cliente. • Determinar condiciones y actos que a su conciencia le parezcan inseguros e

informar inmediatamente a su jefe o tomar una decisión inmediata si el caso lo amerita, esto incluye su propio equipo de protección.




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• Contribuir y aplicar a que su lugar de trabajo cumpla las políticas de HSEQ.

• Hacer uso de los elementos de protección personal respectivos (Si aplica). • Inspeccionar el estado físico de los elementos de trabajo (equipos,

herramientas, elementos de protección personal) antes de su uso. (Si aplica) • Conocer y aplicar los planes de contingencia en caso de una emergencia.


El auxiliar de operación tiene la responsabilidad y autoridad para:

• Cumplir con los procedimientos.

• Cumplir con los lineamientos del Plan de Calidad del Proyecto.

• Realizar mantenimiento a los equipos.

• Realizar la instalación y desinstalación de los equipos de Well Testing.

• Tomar las muestras de los fluidos requeridos.

• Garantizar el estado de los Equipos y herramientas.

• Contribuir y garantizar el orden y aseo en el área.

• Informar al operador de cualquier anomalía en la operación.

• Verificar antes de iniciar pruebas del equipo el buen funcionamiento del set de Well Testing.

• Inspeccionar la instalación de las tuberías, válvulas, tanques y demás antes de iniciar operaciones.

• Participar activamente en reuniones, charlas y capacitaciones. • Cumplir con las órdenes que expresamente le sean atribuidas por el

operador y supervisor. • Contribuir al cuidado de las instalaciones el cliente.

• Recoge cualquier residuo en el área de trabajo y almacenarlo de acuerdo a lo establecido por el área HSEQ.

• Apoyar las actividades de operaciones ejecutadas por el operador • Apoyar al control de las variables de la operación para sacar en óptimas

condiciones del crudo de acuerdo al requerimiento de cada contrato • Apoyar la realización de inspecciones previas y posteriores a cada trabajo en los

equipos • Diligenciar la documentación pertinente por el sistema de gestión

• Asegurar que las operaciones se desarrollan de acuerdo a las necesidades del cliente y mantener una buena relación con el mismo

• En operaciones de Well Testing participar activamente en la operación del armado

• Desarrollar los procedimientos de mantenimiento preventivo de los equipos a su cargo

• Generar recomendaciones para el mejoramiento de equipos y operación


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Responsabilidades en HSEQ para los auxiliares de operación: Todo el personal que labora en la compañía, tiene el derecho de recibir su debida capacitación en el sistema de gestión integrado HSEQ, y por lo tanto adquieren el compromiso y la responsabilidad de:


respectivos cargos. • Cumplir rigurosamente con todas las normas e instrucciones del trabajo a

desempeñar, según lo han notificado el Cliente. • Determinar condiciones y actos que a su conciencia le parezcan inseguros e

informar inmediatamente a su jefe o tomar una decisión inmediata si el caso lo amerita, esto incluye su propio equipo de protección.





• Hacer uso de los elementos de protección personal respectivos (Si aplica).

• Inspeccionar el estado físico de los elementos de trabajo (equipos, herramientas, elementos de protección personal) antes de su uso. (Si aplica)

• Conocer y aplicar los planes de contingencia en caso de una emergencia.


Todos los trabajadores tienen la responsabilidad y autoridad para:

• Conocer y cumplir con las disposiciones establecidas por la empresa en procura de la prevención de accidentes, lesiones personales, protección de los activos y conservación del medio ambiente

• Reportar a la empresa de todo incidente, accidente de trabajo o de manejo ambiental que se presente por efecto de las operaciones

• Participar activamente en el reporte de actos y condiciones inseguras

• Usar, preservar y mantener adecuadamente los elementos de protección personal asignados por la empresa para el desarrollo de las actividades

• Velar permanentemente por su cuidado y seguridad, la de sus compañeros de trabajo, la de las instalaciones, equipos, materiales y medio ambiente.

• Participar activamente en las capacitaciones y entrenamiento de HSEQ identificando oportunidades de mejora


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• Apoyar el proceso de identificación y actualización de aspectos ambientales, factores de riesgo, y requisitos legales para su evaluación, control y cumplimiento.

Nota: es de aclarar que existen recomendaciones HSEQ dentro de la locación como las siguientes

• En el área de proceso se debe caminar con cuidado y mirar antes de pisar para evitar accidentes.

• Todas las válvulas de procesos se deben encontrar con su palanca accionadora cerrada (según sea el caso) para que no interrumpa el paso del personal y evitar accidentes.

• El uso del celular está prohibido en ciertas áreas de la locación según sea el caso.

• Cuando se realicen mantenimientos de equipos o en el área de proceso únicamente se debe encontrar el personal encargado.

4. DESARROLLO

4.1 NORMATIVIDAD

• Decreto 2676 de 2000 Ministerios de Medio Ambiente y de Salud

• Resolución 1164 de 2002, Ministerio de Medio Ambiente

• ANSI/ASME B16.5 Steel Pipe and Flanged Fittings, Including rates for class

• API RP 572 Recommended Practice for Inspection of pressure vessels (towers, drums, reactors, heat, exchangers and condensers

• ASME Boiler and pressure vessel code, 1986: título I Power Boilers, Título II Material Specifications, Título IV Heating Boilers, Título V Nondstructive Examination, Título VIII Pressure Vessels, Título IX Welding and brazing Qualification.

• ANSI B36.19-1976 Welded and Seamless wrought steel pipe

• ANSI B. 31.8 Gas Transmission and distribution Piping Systems

• Std 650 Welded Steel Tanks for oil Storage, 1980.

• ANSI B16.9-1978 Factory-Made Wrought Steel Buttwelding fittings.

• ANSI B16.14-1977 ferrous pipe plugs, bushings, and locknuts whit pipe threads.

• ANSI B16.5-1981 Pipe Flanges and Flanged Fittings, steel, nickel, alloy and other special alloys.

• ASTM volume 01.01/ Steel piping, tubing, and fitting.

• ASTM volume 01.03/ Steel plate, Sheet, Strip, and wire.

• ASTM volume 01.04/ Structural Steel, concrete reinforcing Steel, Pressure Vessel plate and forgings, steel rails wheels, and tires.

• Steel Structures Paiting counsil (SSPC) Steel Structures Painting Manual, volume 1, Good painting practice, Volume 2, Systems and specification.


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4.2 GENERALIDADES DE LOS EQUIPOS

En estos títulos se realizará una descripción de los equipos usados para las pruebas de producción “WELL TESTING”.

4.2.1 Líneas de superficie

Constituidas por el conjunto de tubos ensamblados entre sí que se tienden desde la cabeza del pozo hasta el Separador Trifásico ANSI 150/300, de donde salen tres líneas, para conducir los diferentes fluidos de formación (crudo, gas y agua), ácidos, salmueras, entre otros, hacia los tanques de medida (Gauge Tanks), Gun Barrels, Tanques de Almacenamiento y Tea.

Estas líneas están diseñadas según la presión que vayan a resistir y están disponibles para servicios estándar o con presencia de H2S. Comercialmente existen varias marcas de

tubería.

Vale la pena mencionar que la tubería incluye diferentes accesorios, como codos, tees, flautas (tubos con válvulas y boquillas para tomar muestras y medir presión y temperatura) y, “mangueras” CHIKSAN, que es un conjunto de codos y tubos acoplados entre sí con balineras internas que facilitan la orientación de las líneas. Adicionalmente la tubería se usa frecuentemente, se encuentra disponible en longitudes de dos, tres, cuatro, cinco, ocho, diez y quince pies con diámetros de dos y tres pulgadas.

La tubería con unión de golpe dependiendo de la presión de trabajo tiene un color específico, que se encuentra en el cuadro anexo (cuadro 2 del presente manual)

Numero de referencia Presencia de prueba

(PSI) Presión de trabajo (PSI)

1502 15000 15000 1002 10000 10000 602 6000 6000 206

2000

2000 202 200

Cuadro 1: Presiones de prueba y de trabajo de tubería Ref. 1505, 1002, 602


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Imagen 1. Líneas de superficie con uniones de golpe.

Imagen 2. Líneas de superficie con uniones de golpe

Figura 1. Unión de Golpe “Ref 1502” Figura 2. Unión de golpe “Ref 1002”


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Figura 3. Unión de golpe “Ref 602”

Cuadro 2. Código de colores de tubería.

La siguiente tabla muestra las condiciones para las uniones de golpe utilizadas en la industria, mostrando su tolerancia frente a la presión:


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2” HEMBRA 2” MACHO RESULTADO 602 602 Recomendado hasta 6000

psi 1002 1002 Recomendado hasta

10000 psi 1502 1502 Recomendado hasta

15000 psi 602 1002 Recomendado hasta 6000

psi. No recomendado 1002 602 Recomendado hasta 6000

psi. No recomendado 602 1502 Resiste menos 2000 psi.

No recomendado 1002 1502 Resiste menos 2000 psi.

No recomendado 1502 602 No se puede acoplar 1502 1002 No se puede acoplar

Cuadro 3. Combinaciones para las uniones de golpe

*limited by rubber seal elements to 3500 max. Cuadro 4. Máxima presión de trabajo de las uniones de golpe.

4.2.2 Choke Manifold

Conjunto de válvulas y choques que permiten controlar la presión y flujo de un pozo. Debe asegurarse que la fluctuación en la línea de presión aguas abajo no tenga efecto sobre el flujo de pozo, por lo cual, el choke manifold es usado para establecer el flujo crítico.


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Generalmente se encuentran disponibles para configuraciones de 2.000, 5.000, 10.000 y 15.000 psi, cuentan con dos tipos de choque, uno ajustable y otro fijo; los cuales pueden ser aislados entre sí mediante el juego de válvulas Bypass para permitir el cambio de diámetro del choque. También se puede armar con dos choques fijos, estos son especiales para manejo de gas ya que resisten más la abrasión. Los diámetros de los choques son expresados en 1/64 de pulgadas y contamos con diámetros desde 4/64” hasta 62/64” incrementando en múltiplos de 2.

El cambio de diámetro se hace con el choque ajustable mientras se cambia el choque fijo. Por ejemplo, si se tiene un choque fijo de 16/64 pulg. Y se quiere cambiar a un choque de 20/64 pulg. Lo que se hace es concordar el choque ajustable al nuevo diámetro y pasar el fluido por este mientras se aísla el choque fijo y se cambia por el del diámetro deseado (en este caso 20/64”), para luego pasar el fluido nuevamente por este y volver a aislar el choque ajustable. También se puede calibrar el choque ajustable al mismo diámetro por el que se está fluyendo y cambiar el choque fijo por el siguiente programado.

4.2.2.1 Procedimiento para cambiar un choque fijo:

• Graduar el choque ajustable a la apertura deseada y luego abrir las válvulas de

bypass para permitir el paso de fluido. • Cerrar las válvulas de bypass de la línea de choque fijo y sacar el líquido a través

de la válvula de drenaje • Aflojar y retirar la tapa y sacar el choque fijo con la llave especial que se tiene

para remover choques. • Limpiar el asiento si está obstruido con arena y ajustar el nuevo choque (que debe

concordar con el mismo diámetro de apertura del choque ajustable) • Colocar y asegurar la tapa del choque nuevamente y cerrar la válvula de

drenaje • Abrir nuevamente las válvulas de bypass del choque fijo y una vez hecho esto,

cerrar las válvulas de la línea del choque ajustable. • Revisar en los manómetros que las presiones se hayan ajustado

correctamente al cambio del choque, es decir, que si se ha colocado un choque de mayor diámetro, la presión que registra el manómetro de la flauta debe disminuir y el de salida del choque debe aumentar o viceversa.

El objetivo principal es dejar el pozo fluyendo por el choque fijo y no por el ajustable debido a que la medida es más exacta, y este último es más propenso al desgaste.

En caso de necesitar un diámetro que no concuerde con el ajustable ni con el fijo se debe usar la fórmula de diámetros equivalentes que es igual a la raíz cuadrada de la suma de los diámetros al cuadrado


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Diámetro equivalente:

DIAMETRO EQUIVALENTE = √(D2 + D2 )

Ecuación 1. Diámetro equivalente para el flujo por dos diámetros

Imagen 3. Choque Manifold

Figura 4. Choque fijo y choque ajustable

4.2.3 Separador

Este es el equipo encargado de separar los fluidos provenientes del pozo en dos o tres fases, dependiendo del diseño del mismo; es la pieza fundamental del Well Testing y con el que se tiene que tener mayor cuidado en la operación, pues opera en altas presiones y con líquidos inflamables, de ahí que sea esencial el manejo por parte de personal capacitado.


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Los separadores que maneja NIKOIL ENERGY CORP. SUC. COLOMBIA, están estandarizados para tres fases, su diseño es de tipo horizontal convencional, están disponibles para trabajar con gases ácidos y presentan presiones nominales de 285 y 720 psi. Véase especificaciones en el cuadro 5, obsérvese un separador típico y su estructura interna en la imagen 4, 5 y 6.

Cuadro 5. Especificaciones de separadores

ESPECIFICACIONES SEPARADOR ANSI 150 SEPARADOR ANSI 300 PRESIÓN NOMINAL PSI 285 720 PRESIÓN DE PRUEBA PSI 428

1080

TEMPERATURA DE DISEÑO(°F)

100

100

PERMISIBILIDAD DE CORROSIÓN (IN.)

0.125 0.125

CAPACIDAD PROMEDIA DE LÍQUIDO (BFPD) (para un tiempo de retención de un minuto a la presión nominal)

8000-12000

8000-10000

CAPACIDAD NOMINAL DE GAS (MMSCFD)

10

8

RADIOGRAFÍA RT-2 RT-2

Los separadores se caracterizan por el flujo y la presión nominal que manejan, las cuales se encuentran impresas en la placa del constructor. La presión nominal es la máxima presión de trabajo a la que el separador puede ser usado.

En la práctica el separador es usado a presiones mucho menores a la presión nominal y nunca se puede operar a presiones mayores, además, esto no es posible debido a que cuenta con dos Válvulas de seguridad (ESDV), las cuales se activan si se sobrepasa la presión de trabajo. Deben operarse con un margen de seguridad del 20%.


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Imagen 4. Separador vista lateral izquierda

Imagen 5. Separador derecha Imagen 6. Separador vista frontal

4.2.4 Válvula de Relevo

Conocida en inglés como safety valve. Diseñada para abrir al 80% de la presión nominal del separador, en caso de que la válvula neumática de control de presión falle y se presurice el sistema.

El separador cuenta con dos válvulas de seguridad calibradas al 80% y 90% respectivamente para un mayor rango de seguridad.

Algunas veces se ajustan con otros porcentajes de presión nominal, dependiendo de los regímenes de seguridad de la compañía, o de las características de cada pozo.


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Figura 5. Válvula de seguridad

4.2.5 Válvula de Control de Fluido

En un equipo de Well Testing se pueden encontrar varios tipos de válvulas con diferentes propósitos. Existen válvulas de control de flujo, conocidas como válvulas de bola, abren y cierran con un cuarto de giro y sirven para abrir o cerrar el paso de fluido por una línea, válvulas de control de nivel y de presión que, como su nombre lo indica, sirven para regular la altura de líquido y la presión del separador, respectivamente. Estas dos últimas válvulas funcionan con un sistema neumático que permite su apertura y cierre.

Cada válvula se caracteriza por la posición en la que se encuentra en ausencia de señal; la válvula de control de nivel es normalmente cerrada, es decir que si se corta el suministro de aire, la válvula se cierra automáticamente, esto se debe a las normas de seguridad, ya que si por alguna falla la señal se interrumpiera y la válvula se abriera completamente, todo el líquido se drenaría y el gas podría ir directamente al SISTEMA DE

ALMACENAMIENTO (GUN BARREL, TANQUES), donde podría generar altas presiones y mezclas explosivas en la atmósfera. Todo lo contrario ocurre con la válvula de control de presión, la cual es normalmente abierta y en ausencia de señal, abre totalmente de forma automática, lo cual se entiende, porque en caso de que no haya señal, lo que menos se quiere es que la válvula se cierre totalmente y el sistema se presurice.

En las siguientes figuras, se observa que la entrada de fluido en la válvula normalmente abierta es por la parte superior para ayudar a bajar el diafragma, mientras que la entrada de fluido en la válvula normalmente cerrada es por debajo, para ayudar a subir el diafragma.


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Figura 6. Válvulas Fisher normalmente cerrada y normalmente abierta.

4.2.6 Registrador de Presiones- (Bárton)

Es un instrumento diseñado para registrar la presión estática y diferencial, y en algunos casos la temperatura del fluido. Estos tres parámetros permiten el cálculo de tasas de flujo de gas. Además permiten seguir el comportamiento gráfico ya sea del pozo o del separador. El registrador de presiones (Bárton) del pozo, registra la presión estática de inyección, la presión del casing, la presión del tubing y la presión diferencial en cabeza, mientras que el separador registra la presión estática y la presión diferencial de la línea de gas. Obsérvese los componentes del registrador de presiones (bárton), para que la lectura en el registrador sea lo más exacta posible, debe marcar siempre entre 30-80 preferiblemente y en la medida de lo posible en el 50%. Por fuera de estos rangos según el fabricante del registrador puede haber un error de ±5%.

La presión estática marcada en el registrador de presión bárton, es igual a la presión manométrica más la presión diferencial. La presión diferencial (Hw) se expresa en pulgadas de agua, y una pulgada de agua es igual a 0.0361 psi, por lo cual, si no se tiene el elemento de presión estática adecuada a la presión del pozo, se puede liquidar la presión del gas con la presión manométrica, ya que la diferencia en psi por ser tan poca no afecta los cálculos de gas (liquidación de producción de gas), especialmente si esta expresada en MSCFD ó MMSFCD (miles o millones de pies cúbicos al día). Antes de iniciar cualquier operación debe verificarse la calibración del mismo observando que las plumillas arranquen de cero, verificar además que la carta tenga bien centrado el orificio, de lo contrario marcaria en forma elíptica dando mal los resultados.


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Figura 7. Esquema de un registrador de presión bárton

Imagen 7. Medidor de presión bárton

4.2.7 Daniel

Es un sistema que permite el cambio de orificios de medición (platinas) sin tener que interrumpir el flujo de gas, consta de un carrier o elevador que permita subir o bajar el orificio entre una cámara inferior y una superior, desde donde se puede extraer el orificio con la línea de flujo aislada, una compuerta conocida como “espejo” que sirve para aislar la tubería, una válvula igualadora de presión que sirve para que la cámara superior del DANIEL reciba la misma presión de la línea y facilitar la apertura o el cierre del espejo. También consta de una válvula de desfogue para despresurizar la cámara superior antes de desajustar los tornillos del empaque. La


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operación de cambio de orificio es de mucho cuidado y requiere que el operador esté atento de seguir los pasos correctamente, pues un solo tornillo que se afloje con presión acumulada en el interior del DANIEL puede salir proyectado en cualquier dirección o inclusive el mismo carrier puede dispararse y ocasionar un accidente grave.

Figura 8. Componentes de un Daniel

4.2.8 Indicadores de Nivel o Visores

Estos funcionan como vasos comunicantes que indican el nivel de líquido de recipiente confinados como el tanque de medida o gauge tank, frack tank y el separador. Para los dos primeros tanques los visores no son más que una manguera de plástico resistente donde se puede tomar la medida del mismo y no presenta riesgo de ruptura por presión debido a que se encuentra a condiciones atmosféricas. Para el separador, en cambio, los visores están construidos de vidrio y se encuentran asegurados con bridas y tornillos, además de un sistema de válvulas de seguridad, pues estos trabajan con condiciones de presión superiores a la atmosférica.


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Figura 9. válvulas de seguridad de los visores

4.2.9 Compresor

Debido a que las válvulas de control trabajan con un sistema neumático, se necesita un compresor para proporcionar el aire de instrumentación. El compresor funciona con un motor eléctrico que enciende cuando la presión disminuye a 60 psi y se apaga cuando el compresor a cargado a 100 psi de forma automática (algunos compresores están calibrados a otras condiciones).

En caso de falla del compresor, existe otra alternativa que consiste en proporcionar alimentación con el mismo gas del separador siempre y cuando esté sea dulce, es decir que no contenga gases corrosivos como el H2S o CO2 que puedan ocasionar serios daños a los

instrumentos. Es aconsejable usar siempre aire comprimido para el control de los instrumentos y dejar el gas del separador solo como una alternativa, ya que el gas puede traer partículas sólidas que pueden generar daños en los instrumentos. Además en caso de que se aumente el nivel en el separador y salga por la línea de gas, va a entrar líquido a los instrumentos, causando graves daños a las partes internas.


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Imagen 8. Compresor

4.2.10 Bomba de Transferencia

La bomba de transferencia sirve para enviar el flujo desde el tanque de medida hasta el tanque de recolección. Es una bomba centrífuga que funciona con motor eléctrico cuyo rango varía desde 6.6 HP hasta 50 HP (300BOPD a 30 PSI) para servicios estándares. Es importante verificar antes de iniciar la operación su buen funcionamiento y que el sentido de giro sea correcto, estar pendientes del nivel del tanque de medida y del tanque de almacenamiento, pues estos son dos factores importantes para evitar derrames de crudo. No debe probarse el sentido de giro por un espacio largo de tiempo ya que al estar sin carga (en seco) se daña el elemento mecánico.

Imagen 9. Bomba de transferencia


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Imagen 10. Bombas de transferencia instaladas con una junta flexible y válvulas de bola de 3”

4.2.11 Tanque de Medida GAUGE TANK

Estos tanques están provistos con doble compartimiento con el fin de facilitar el desalojo de uno de ellos, mientras en el otro se sigue recibiendo y midiendo. Están provistos de compuertas de ventilación y visores. Tienen una medida aforada en bbl/cm ó bbl/in según sus medidas físicas, con el fin de permitir el cálculo de la tasa de flujo promedio del pozo según la altura del nivel líquido. Generalmente se presentan capacidades de 50, 100 y 200 bbl y nunca se debe utilizar con presencia de H2S ya que están expuestas a la atmosfera, ni

tampoco se debe someter a presiones de caudal mayores a 100 psi debido a que sus paredes no están diseñadas para soportar presiones por encima de este valor.

Imagen 11. Gauge tank


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Sus principales usos son:

• Medir tasas de flujo

• Permitir la producción del pozo a condiciones atmosféricas, logrando mejores tasas de retorno

• Recibir grandes muestras de crudo desgasificado para transferir a los tanques de almacenamiento

• Recibir fluidos de completamiento como ácidos, salmueras, geles, entre otros.

• Servir de valor base para la obtención de un factor de corrección de las turbinas de medición del fluido u OMFC (OIL METER CORRECTION FACTOR).

4.2.12 Gun Barrels

Los tanques de lavado o comúnmente llamados “Gun Barrels”. Estos recipientes usualmente operan con media parte de agua (colchón de agua) y la otra parte lo cubre el petróleo. Su funcionamiento consiste en que la emulsión entra al área de desgasificación, donde se produce la liberación del gas remanente a través del sistema de venteo.

Seguidamente, la fase líquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la zona del agua de lavado a través de un distribuidor, que se encarga de esparcir la emulsión lo más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el agua de lavado y la emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye a través del agua en el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos que permiten incrementar el tiempo de residencia. El petróleo por ser más liviano que la emulsión asciende pasando a formar parte de la zona correspondiente al petróleo deshidratado. Este proceso de deshidratación se ve afectado por altas velocidades de flujo, exceso de gas, descensos en la temperatura del fluido y recuperación de emulsiones envejecidas; por lo tanto, la eficiencia del mismo depende del control total de

estas variables. Tienen un tiempo de residencia entre 3 a 36 horas1.

1 Cuaderno FIRP S853-PP, módulo de enseñanza en fenómenos interfaciales, Deshidratación de crudo, Universidad de los Andes, Facultad de Ingeniería Química.


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Imagen 12. Gun barrel

4.2.13 Tanque de Almacenamiento

Este tanque sirve para almacenar el fluido producido después de pasarlo por el tanque de medida. Generalmente se trabaja con dos tipos de tanques de almacenamiento, unos confinados que puedan ser TANQUES DE ALMACENAMIENTO o FRAC TANKS, que puedan almacenar hasta 500 bbl y otros en forma de piscina no confinados llamados tanques escuadra. Estos se emplean para recolectar cualquier tipo de fluido, por ejemplo cuando se hacen trabajos de acidificación, para recolectar el ácido y no enviarlo a la estación, para recibir salmueras o crudos con pH más bajos, etc. El fluido recibido en los tanques es recogido generalmente por un carro tanque y enviado a la estación ó a una piscina API dependiendo de lo que se esté recibiendo. Debe normalmente dejarse un margen de seguridad mínimo del 10% de la capacidad del tanque.

Imagen 13. Tanques de almacenamiento


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4.2.14 Scrubber

Es un recipiente diseñado para manejar corrientes con una alta relación gas-líquido. El líquido, por lo general, entra como una niebla, disperso en el gas, o arrastrado en la parte inferior de la tubería. Este contenedor posee poca capacidad para retención de líquido.

Esta unidad vertical se presenta en diferentes dimensiones que varían según el volumen construida para limpiar el gas de las teas y ocasionalmente el gas combustible, consta de 2 compartimientos en la parte superior tiene un extractor de niebla y la parte inferior sirve para precipitar los líquidos y condensados

Imagen 14. Scrubber

Figura 10. Fuerzas de Separador vertical

Fuerza de gravedad Fuerza resultante Fuerza de arrastre Fuerza de flotación

4.2.15 Planta Eléctrica.

Es el eje principal de la operación. De esta depende el funcionamiento de los equipos ya que un corte del sistema de energía obligaría a la parálisis de las operaciones, pues la planta o generador eléctrico alimenta la caseta-laboratorio, el


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compresor, la bomba de transferencia, las lámparas de alumbrado (para trabajos nocturnos) y bomba electro sumergibles E.S.P.

Imagen 14. Generadores

4.2.16 Tea

Sirve para quemar el gas que proviene de los separadores y del scrubber, debe tener en la base un atrapa llamas para evitar el regreso de la llama a la operación, importante el sistema de anclaje y el piloto de encendido.

Imagen 15. Tea


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4.3 PROCEDIMIENTO DE LOGÍSTICA

4.3.1 Inicio well testing

La compañía operadora en este caso NIKOIL ENERGY CORP. SUC. COLOMBIA deberá organizar el set de Well Testing con el suficiente tiempo de anticipación a la apertura del pozo (consultar dicho tiempo), para el alistamiento, movilización (equipos y personal) y arme de los equipos. Por normas de seguridad no se harán movilizaciones en horas nocturnas.

4.3.2 Check List

Antes de movilizar los equipos se deberá diligenciar la lista de chequeo para verificar el cargue completo de los equipos, de forma que las personas encargada (ingeniero, operador y personal operativos) verifiquen que el equipo, las herramientas, reactivos de laboratorio y todo lo necesario para la operación estén completos.

NOTA: una vez regrese a la base del Set de Well Testing se deberá realizar nuevamente un

check list a fin de contar con el equipo completo y listo para un próximo trabajo además de

disponer del tiempo necesario para hacer reposición de los elementos faltantes en el set.

4.3.3 Solicitud del Transporte del Equipo

El encargado ó el jefe de operaciones de NIKOIL ENERGY CORP. SUC. COLOMBIA, deberá organizar el alistamiento de los equipos y materiales las fechas de cargue, el transporte y se realiza mediante carro-macho, camas bajas, tracto mulas y camioneta para movilizar el equipo.

Para los separadores es aconsejable enviar los equipos en cama bajas con apoyo de un macho o grúa ph, que los cargue y descargue.


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Para el transporte y movilización del personal el Gerente de operaciones les indica el punto de encuentro donde serán recogidos por el transporte brindado por la operadora y se encargara de llevarlos hasta el pozo donde realizarán las operaciones, luego de haber terminado el turno los dejará en el mismo punto para que se desplacen hasta el sitio de descanso.

4.3.4 Movilización

El cargue de los equipos en la base (separador, caseta, choke manifold, canasta de tubería, gauge tank y demás accesorios) deberá estar supervisada por el coordinador de la bodega y será revisada la entrega por el supervisor del campo en el turno de día para verificar el estado, notificar anomalías si se presentan y aceptar la remisión.

Toda movilización deberá ir acompañada del formato de remisión de materiales, dejándose una copia al salir, a demás del check list.

Nunca se podrán violar las normas de seguridad establecidas por el Instituto Nacional de Tránsito y Transporte (carga larga ancha y alta) y los límites máximos de velocidad en cada área:

80 km/H en carretera nacional 40 km/h en carretera municipal, a los campos 30 km/h en carretera entre pozos

4.3.5 Elaboración del Permiso de Trabajo

La operadora posee un formato preestablecido para el permiso de trabajo, el cual se debe diligenciar por parte del ingeniero encargado ó el supervisor de campo. En él se deberán especificar el tipo de Testing (post ácido, post Frac, pruebas iniciales levantamientos de N2, Marraneo, etc.), condiciones de seguridad y demás datos requeridos. Adicionalmente se deberá diligenciar a mano el formato de Análisis de Seguridad en el trabajo (AST) o su equivalente en cada compañía y adjuntarlo al permiso de trabajo.

4.3.6 Recibo de Locación y Charla de Seguridad

Antes de comenzar cualquier trabajo se deberá se realizará un panorama de riesgos y AST donde se describirán las condiciones de seguridad operativas existentes previas al trabajo a realizar y que deben ser difundidas a todo el personal en charla preoperacional.


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Si por algún motivo el ingeniero o supervisor de turno considera que no están dadas las condiciones operativas o de seguridad requerida para comenzar el descargue y rig up de los equipos, deberá informarlo al gerente de operaciones. Si es necesario se debe dejar constancia escrita de dichas condiciones, y no se iniciaran operaciones hasta tanto se cumplan.

Los equipos se descargan en el sitio preestablecido por el encargado del pozo (compañía operadora o equipo de workover), cumpliendo con las normas de distancias seguras, siempre y cuando lo permita el tamaño de la locación y disposición de equipos de otras compañías (taladro, coiled, tubing, fracturas, etc.).

Figura. Distancia mínimas entre equipos


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Figura. Layout de Facilidades de Well Testing

El descargue de los equipos está a cargo del personal de transporte con la supervisión del ingeniero y operador del turno.

Terminando el descargue se deberá hacer la charla de seguridad, con la participación de todo el personal de la operadora y de otras compañías presentes cuando se estén haciendo trabajos simultáneos en la locación.

4.3.7 Solicitud del Programa de Trabajo

Antes de movilizar el equipo de Well Testing a pozo se debe solicitar al encargado de la operadora el programa a seguir durante la operación, recalcando la siguiente información:

• Presión de formación y/o presión estimada en cabeza

• Tipo y objetivo de la prueba

• Sistema de levantamiento y control del pozo

• Hora de apertura del pozo

• Condiciones iniciales (choque, caudal de inyección de gas, etc)

• Volumen a recuperar o tiempo de prueba


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• Profundidad de las perforaciones (estado mecánico)

• Datos de la última prueba o condiciones actuales de producción (BFPD,BSW, Gas deformación, gas de inyección y cloruros)

Esta información debe ser recibida por escrito para, en base a ella, poder dejar listo el equipo de acuerdo a las necesidades que la operación implica.

4.3.8 Reporte el Resultado de la Prueba

La información de los datos de presión de cabeza de pozo, (THP, CHP, Presión estática, HW), los datos del separador (presión, temperatura y HW), la medida del tanque (producción) y

los análisis de laboratorio (BSW, API, CL-, pH) se registran cada hora en la tabla del reporte (o según lo requiera el cliente), en donde además se proyecta la producción diaria y acumulada de fluidos (totales, crudo, agua, y fluido de tratamiento).

A las 12:00 p.m se realiza la liquidación diaria (hora que puede variar según los requerimientos del cliente), la cual deberá hacerse por secciones de tiempo, si hay cambios de choque, o cierres de pozo.

El informe además contiene la secuencia de eventos de lo ocurrido durante todo el día (o cualquier cambio en las condiciones de operación).

El reporte deberá estar en las oficinas de la operadora antes de las 7:00 a.m. si por alguna causa mayor no se puede cumplir, se debe dar aviso oportunamente al encargado del pozo.

Por ningún motivo se deben dar datos inherentes a la operación a personal ajeno, a las pruebas, ya que estos pertenecen únicamente al cliente y son parte de la información confidencial del mismo.

4.3.9 Entrega de Locación-Cierre del Permiso de Trabajo

Terminado el desarme se procederá a hacer el mantenimiento y aseo de los equipos, haciendo énfasis en evitar la contaminación y dejar la locación limpia, las barandas del contrapozo puestas etc.

Para la entrega formal se diligencia el formato de entrega que tiene la operadora y se cierra el permiso de trabajo (si aplica).

Es muy importante que el encargado del pozo o la cuadrilla de producción que realizó la desconexión del pozo, verifique que todas las válvulas queden abiertas y las condiciones sean normales produciendo a la estación.


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4.3.10 Desmovilización de Equipos y Personal

Terminada toda labor y en caso de tener que mover el equipo a otro pozo o a la base, se deberá repetir la solicitud de transporte y movilización, haciendo énfasis en que está prohibido movilizar los equipos en horas nocturnas.

La descarga de los equipos en la base deberá ser supervisada por el coordinador de la bodega, quien deberá firmar la entrada de materiales para verificar que el equipo llega completo y en buen estado.

4.4 PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS GENERALES

Las operaciones de Well Testing pueden variar dependiendo del campo en que se trabaje, los requerimientos de la compañía operadora y del tipo de prueba de pozo. Sin embargo, hay ciertas tareas inherentes al trabajo que se realizan de una forma constante con pocas variaciones. Estas se describen a continuación.

4.4.1 Procedimiento de Armado (Rig Up)

El procedimiento el armado de un set típico de Well Testing es el siguiente:

1. Estudiar las condiciones de la locación para reconocer el estado del terreno,

equipos de otras empresas u obstáculos que puedan estorbar o dificultar el proceso de ensamble del set, reconocer el espacio con el que se cuenta y referenciar las líneas de alta presión, antes de tender las líneas de superficie.

2. Realizar la charla de seguridad con base al estudio de la locación (panorama de

riesgos) para planear la ubicación de las líneas, equipo y caseta. Recordar que los cables de conexión siempre deben ir por debajo de la tubería y no se deben tender líneas por encima de las líneas de alta presión.

3. Ubicar el choque manifold a 15 ft de distancia aproximadamente de la cabeza del

pozo con orientación correcta (chokes aguas arriba)

4. El separador y el gauge tank deben ubicarse a 25 pies de distancia como mínimo del pozo y a 25* pies del gauge tank.

5. El tanque de recolección debe estar a una distancia mínima de 25 pies* del gauge tank.

NOTA: Estas distancias dependen de los requerimientos y del espacio disponible. En locaciones pequeñas, con equipos de múltiples compañías, las distancias pueden ser menores, pero estrictamente mayores a 25 pies.

6. Ubicar la bomba de transferencia y el compresor por fuera de las zonas de

riesgo clasificadas si son equipos independientes físicamente de otros. (lo contrario si están empotrados y con sistema antiexplosión, en el separador y gauge tank respectivamente).


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7. Ubicar la planta de energía lo más alejada posible del set para evitar la exposición al ruido.

8. Si se va a tender la línea a tea, se recomienda colocar lo más alejada posible del set teniendo en cuenta la dirección del viento y anclarla a tierra. Dependiendo el caudal de gas a quemar se debe hacer el cálculo de que diámetro de tubería debe usarse y la altura de la misma.

9. Las distancias pueden ser menores en caso de que no se cuente con el espacio

suficiente para la ubicación reglamentaria, sin embargo se deben conservar siempre las proporciones entre si y guardar la ubicación relativa correcta de los equipos. (mínimo 7 metros de distancia entre sí.)

10. Se recomienda planear con otras empresas la ubicación de equipos con el fin

de no entorpecer las operaciones entre unos y otros.

11. Ubicar un extintor al lado de la caseta, uno al lado de la planta de energía, compresor y bomba de transferencia, verificando que estén cargados y actualizados.

12. Una vez ubicados correctamente los equipos, conectarse al pozo. Estas

conexiones pueden ser de tuberías de 2” o 3” SCH 160 rosca pin EUE (a la cual se debe roscar media unión figura 1502/602), flanges con brida soldada o roscada con uniones de golpe u otras.

13. Conectar la tubería SCH 160 figura 1502/602 de la cabeza del pozo hasta

el choke manifold y colocar una “flauta” antes de la entrada al choke manifold, la cual debe tener un toma-muestras, y conexiones habilitadas para manómetros, si el proceso lo requiere y un cliente lo exige un punto de inyección de química, un sensor de temperatura. No olvidar que las uniones usadas son de golpe y se debe utilizar un macho de bronce para evitar chispas de esquirlas. Además, es muy importante verificar cuando se utiliza este tipo de tubería de alta presión, el buen estado de los empaques (O-ring) de las uniones de golpe antes de comenzar a realizar las conexiones, con el fin de evitar filtraciones, derrames de fluido o emanaciones de gas.

14. Conectar la salida del choke manifold a la línea de entrada al separador con

tubería 3” SCH 40 y uniones de golpe figura 200.

15. Conectar la línea de salida de gas del separador (línea naranja) a la línea de producción general o tender línea al quemadero (TEA) según sea el caso. En cualquiera de los dos casos anteriores, los separadores que maneja anikoil energy corp. Suc. colombia, poseen a la salida de la línea de gas, un cheque antes de conectarse a la línea de producción general o que va a quemadero, de tal manera que impida el paso de fluido, desde la línea


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de producción general hacia el separador. En caso de que la salida de gas del separador vaya hacia el quemadero, se debe tender la línea lo más alejada posible del set. Como ya se dijo anteriormente, teniendo en cuenta la dirección del viento y anclándola a tierra.

16. Colocar el flotador de la válvula de control de nivel y asegurar de forma

correcta las bridas y conectar la señal de instrumentación.

Nota: no golpear la tubería con el macho cuando se tengan puesto los manómetros en las líneas.

17. Conectar el compresor al scrubber del separador y tender el cordón de

suministro de energía siempre por debajo de las líneas de superficie, lo mismo debe hacerse con el cable de la bomba de transferencia.

18. Conectar la salida de crudo del separador (línea gris plata), hacia el gum

barrel de 500 bbls, gauge tank de 1000 bbls o directamente a los tanques horizontales de almacenamiento de 500 bbls, con tubería SCH 40 Fig. 200 y/o en algunos casos con tubería 3” SCH 40 bridada. Una vez el crudo y el agua este con las especificaciones correctas para ser despachados (el agua para su disposición final y el crudo para ventas), la salida de los tanques de almacenamiento deberán estar conectados a la succión de la bomba centrífuga de 7.5 HP/10 HP y la descarga deberá estar conectada al cargadero portátil con el fin de cargar las mulas o dobletroques que transportarán los fluidos hacia su disposición final.

19. Dentro de las facilidades y dependiendo de las características de cada pozo

(alta cantidad de agua, arena, emulsión difícil de romper, etc), y con el fin de convertir las facilidades en los más funcional posible se instalarán líneas de drenajes, líneas de recirculación entre tanques, líneas de reciclo de crudo etc.

20. El aterrizaje de los equipos para las facilidades provisionales o de Well

Testing, consta de la conexión de todos y cada uno de los equipos (separador, choke manifold, bombas, gauge tank, gum barrel, tanques de almacenamiento, etc) con cable desnudo que por lo general es de calibre 1-0 (un cero) hacia las varillas copperweld las cuales van enterradas afuera del dique de producción.

4.4.2 Inspección Pre-operacional de Equipos

1. Revisar el nivel de aceite del generador, encenderlo y chequear que el medidor

de frecuencia este marcando entre 60 y 65 Hz y el voltímetro 220V-440V. en caso de que no se registren estos valores o presenten


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inestabilidad, se debe emplear una planta de energía de emergencia, que debe tenerse siempre disponible en base. Se recomienda siempre colocar el generador procurando nivelarlo a fin de evitar posibles daños a futuro.

2. Conectar y encender el compresor, verificar que este regulando la presión

entre 60 psi (encendido) y 100 psi (apagado). Dejar el compresor cargado y listo para empezar la prueba.

3. Conectar y encender la bomba de transferencia y chequear que este girando en

el sentido correcto para transferir la descarga, en caso de que este girando en sentido opuesto, verifíquese la polaridad de las conexiones.

4. Revisar el choke manifold, chequeando que las válvulas abran y cierren

fácilmente, verificando el correcto estado y calibración del choke ajustable, los choques fijos, que las cillas no estén arenadas y que los chokes ajusten perfectamente.

5. Chequear todas las válvulas de bypass del separador y del gauge tank, probando

que abran y cierren correctamente y que todas tengan sus respectivas manijas. Dejar las válvulas listas para empezar la prueba, abiertas o cerradas según sea el caso.

6. Revisar que la presión de aire de instrumentación desde el scrubber sea de 80

psi.

7. Abrir la válvula de paso del scrubber para suministrar aire a los instrumentos y calibrar las válvulas neumáticas, verificando que abran y cierren normalmente. La válvula de control de líquido debe abrir con 15 psi y cerrar con 3 psi, mientras que la válvula de control de presión debe cerrar con 15 psi y permanecer abierta con 3 psi.

8. Revisar que los visores tanto del separador como de los tanques estén

completamente limpios. En caso de que no sea así limpiar con varsol y no olvidar dejar las válvulas comunicantes abiertas. Asegurarse que las válvulas de seguridad de los visores se encuentren abiertas y las de drenaje de los visores cerradas.

9. Acoplar el medidor bárton en el separador y conectar los liners teniendo cuidado

de hacerlo correctamente, es decir la línea de alta presión (que se encuentra aguas arriba o antes de la platina del Daniel) con la entrada de alta presión y la línea de baja presión, (aguas abajo) con su respectiva entrada. Las entradas están marcadas en el manifold del

bárton (HP para alta presión y LP para baja presión), dar cuerda al bárton y chequear que este corriendo el reloj. Deben asegurarse que el registrador de presión se encuentre calibrado, observar que las dos plumillas arranquen de cero. Si están por fuera de ese valor, calibrar antes de iniciar.

10. Revisar el empaque del Daniel, el cual debe estar en perfecto estado, verificar el buen funcionamiento de las manivelas del carrier, las válvulas de alivio, de igualación y del espejo. Además que el carrier esté en la


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cámara superior y los orificios a la mano.

11. En la caseta-laboratorio debe estar el equipo de datos listo para ingresar los mimos, el equipo de laboratorio listo para operar con todos los reactivos necesarios y revisadas sus respectivas fechas de vencimiento y su hoja de seguridad a la vista el layout del equipo, permiso de trabajo debidamente diligenciado, AST y medevac.

Nota: por ningún motivo se debe empezar la operación sin hacer esta inspección

pre-operacional y se debe exigir al cliente el tiempo necesario para llevarla a

cabo.

4.4.3 Prueba de Presión

Su objetivo es realizar una prueba de presión a todo el sistema que verifique la integridad de la tubería empleada en el arme. Se debe realizar una prueba a baja presión – 25% de la presión máxima más un factor de seguridad dependiendo de los requerimientos de la operación. Esta prueba debe realizarse con agua limpia empleando un camión de vacío equipado con bomba triplex, alguna bomba que se encuentre disponible en locación, o generalmente con la bomba del equipo de completamiento.

Sin embargo, en trabajos donde se manejen bajas presiones, y sistemas con alto porcentaje de gas seco, se puede emplear el mismo pozo para realizar la prueba. Este se abre lentamente para probar el sistema y verificar que no haya fugas en ninguna de las líneas ni en el separador. En caso de que se presente alguna filtración, se debe cerrar inmediatamente el pozo desde la cabeza para corregir la falla.

4.4.4 Procedimiento para Calibración Choke Ajustable

1. Aflojar y retirar choke ajustable. Retirar silla y revisar que se encuentre en buen estado.

2. Introducir silla y choke ajustable y apretar la tapa. Con choke totalmente cerrado ubicar el tambor indicador en posición “0”.

3. Bloquear tambor con tornillo (llave halen)

4. Abrir totalmente el choke

5. Cierre nuevamente hasta tope y verifique el “0”

6. Si no coincide, repetir operación.

4.4.5 Procedimientos Para Cambiar un Choke Fijo

1. Graduar el choke ajustable a la apertura deseada y luego abrir las válvulas de

bypass para permitir el paso del fluido.

2. Cerrar las válvulas de bypass de la línea del choke fijo y sacar el líquido a través de la válvula de drenaje.


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3. Aflojar y retirar la tapa, y sacar el choke fijo con la llave especial que tiene para

remover choques.

4. Limpiar el asiento si esta obstruido con arena y ajustar el nuevo choque (que debe concordar con el mismo diámetro de apertura del choke ajustable).

5. Colocar y asegurar la tapa del choque nuevamente y cerrar la válvula de

drenaje.

6. Abrir nuevamente las válvulas de bypass del choque fijo y una vez hecho esto, cerrar las válvulas de la línea del choque ajustable.

7. Revisar en los manómetros que las presiones se hayan ajustado correctamente al

cambio del choque, es decir, que si se ha colocado un choke de mayor diámetro, la presión que registra el manómetro de la flauta debe disminuir y el de la salida del choque debe aumentar o viceversa.

4.4.6 Procedimiento de Operación de un Separador

Para el flujo inicial:

1. Verificar que el separador este vacío, todas las válvulas de drenaje cerradas, manómetros instalados, platina de orificio retirada, instrumentación del medidor de gas aislada, medidores de crudo (si se tienen) aislados, válvulas de los visores abiertas.

2. Setear presión según últimas pruebas realizadas o según requerimientos del cliente o

la operación.

3. El nivel debe mantenerse bajo, generalmente entre 20% y 50%, como margen de seguridad especialmente cuando se tiene quemadero.

4. La posición de las válvulas debe ser: línea de gas OPEN, línea de aceite OPEN, línea de

entrada al separador OPEN, bypass CLOSE, (esto depende de los fluidos que aporte el pozo en el momento).

Durante la prueba:

1. Establecer presión mínima que permita el funcionamiento del separador

(observar requerimientos de presión aguas abajo del separador).

2. Establecer nivel al 50% (depende del GOR).

3. Hacer una estimación del caudal del pozo, entonces seleccionar el medidor.

4. Confirmar presencia de agua libre. Si el separador es trifásico, mantener nivel. Si es bifásico, drenar agua regularmente.

Finalización:


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1. Bypasear instrumentación, retirar orificio, bajar totalmente niveles, barrer líneas de aceite y agua con gas, bypasear separador y drenar presión remanente.

2. Durante un cierre de pozo en fondo, se debe tener cuidado al finalizar la prueba, y

hacerlo siempre unos minutos después de este.

4.4.7 Cambio de Orificio en el Daniel

A continuación se enumeran los pasos que se deben seguir para realizar un cambio de orificio de manera correcta en el Daniel. Debe tenerse especial cuidado, ya que aunque aparentemente en una operación sencilla no lo es. Por lo tanto se debe estar seguro de realizar correctamente los pasos, de no omitir ninguno ya que esto puede ocasionar graves accidentes. Tenga mucho cuidado con el manejo de presiones.

Para colocar un orificio, síganse los siguientes pasos.

1. Seleccionar una platina de orificio de tamaño adecuado para que la tasa de flujo genere diferenciales dentro del rango de lectura adecuado (entre 20% y 80% del rango del elemento generalmente de 0 -100 in H2O).

2. Instalar la platina en el carriel de la siguiente manera: los orificios traen una cara

“principal” donde viene grabada, la dimensión del diámetro interno en bajo relieve, el orificio interno tiene un bisel en una misma cara. La platina, por lo tanto, debe insertarse en un empaque que bordea su diámetro externo y luego se coloca dentro del carrier con su cara principal aguas abajo. Nótese que el carrier también tiene una cara principal “de entada” que también se orienta aguas abajo.

3. Chequear que la válvula de cortina y la válvula igualadora estén cerradas y la

válvula de alivio de la cámara superior, abierta.

4. Aflojar los tornillos de la parte superior y remover la barra del sello y el empaque por la parte superior del Daniel. Es Importante no pararse en la ranura de salida de la barra del sello ni colocar la cara de frente a los tornillos durante esta operación, ya que la presión de la cámara superior puede causar una eyección de la barra o de los tornillos.

5. Instalar el carrier en el tope de la apertura y mover suavemente la manivela hasta

engranar con el piñón y proceder a bajar hasta el espejo, teniendo cuidado de no golpearlo.

6. Inspeccionar el empaque de la barra de sello, si no está en buen estado, usar

uno nuevo.

7. Colocar la barra y apretar todos los tornillos empezando por los del centro y terminando por los laterales.

8. Cerrar la válvula de alivio de la cámara superior.


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9. Abrir la válvula igualadora para permitir que la cámara superior adquiera la misma presión de la línea de flujo, de lo contrario la apertura de la compuerta se haría muy difícil por la diferencia de presiones.

10. Abrir el espejo.

11. Mover la manivela hasta que se engrane con el piñón inferior.

12. Después de que se logre el engranaje, mover la manivela inferior hasta dejar

totalmente abajo del orificio.

13. Cerrar el espejo.

14. Cerrar la válvula igualadora y abrir la válvula de alivio para liberar la presión en la cámara superior y una vez liberada la presión, cerrar nuevamente la válvula de alivio ya que puede haber fuga de gas a través del espejo, causando concentraciones de gas explosivo o de H2S (Si el gas no es dulce)

Ahora para extraer un orificio del Daniel, se deben seguir los siguientes pasos:

• Chequear que la válvula de alivio esté cerrada.

• Abrir la válvula igualadora de presión

• Abrir el espejo • Mover la manivela inferior para subir el carrier hasta que engrane con el

piñón superior • Mover la manivela superior hasta que el carrier toque el tope de la

cámara superior • Cerrar el espejo

• Cerrar la válvula igualadora

• Abrir la válvula de alivio y dejar despresurizar la cámara superior • Aflojar los tornillos de la barra de sello. SIN REMOVERLA DE SU

POSICION EN ESTE PASO. • Mover la manivela superior para empujar la barra de sello y el

empaque hacia arriba. Esta operación aliviará cualquier presión remanente en la cámara superior.

• Remover la barra y el empaque, teniendo cuidado de no dañar este último

• Mover la manivela superior para sacar el carrier hasta que se desengrane del piñón

• Finalmente, remover el orificio del carrier y luego del empaque.

4.4.8 Medición De Flujo

4.4.8.1 Medición De Fluidos Líquidos

La medición de fluidos líquidos se realiza por medio de un gauge tank (se realiza en el gun barrel o tanques de almacenamiento), el cual esta aforado con una constante en barriles/ centímetro (bbl/cm). Está conformado por dos compartimientos que permiten la medición continua durante la operación. Con la diferencia de niveles, la constante del tanque, la temperatura del fluido, y el API @ Temperatura observada (T obs) se puede

calcular el volumen producido por unidad de tiempo @ 60° f, de la siguiente manera:


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En este caso, el cálculo de fluidos sería, si Fsrhk es calculado a 60°F:

Dónde:

V Net oil: Volumen de Aceite neto a 14.7 psi y 60°F V gross oil: Volumen de aceite medido por la turbina a la presión y temperatura del separador BSW: Fracción de agua y sedimento total Fsrhk: Factor shrkinkage o encogimiento en función de API, Presión y

Temperatura OMCF: Factor de corrección del medidor de aceite VCF: Factor de corrección por temperatura

Si adicional a la turbina de aceite, se tiene una turbina para medición de agua, el cálculo de los fluidos será de la siguiente forma

Dónde:

V Net Water: Volumen de agua neta a 14.7 psi y 60° F V Gross Water: Volumen de agua medida por turbina a presión y temperatura del

separador V Gross Oil: Volumen de aceite medida por turbina a presión y

Temperatura del separador BSW: Fracción de agua y sedimentos

WMCF: Factor de corrección de medición del agua VCF: Factor de corrección por temperatura


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4.4.8.2 Medición De Gas

La medición del gas producido y que fluye a través del separador de prueba se realiza por medio de un medidor de orificio (Daniel) en el cual se introduce una platina del diámetro de la tubería, con un orificio concéntrico de tamaño conocido. Este disminuye el área de flujo en ese punto lo que genera un diferencial de presión aguas arriba-aguas abajo que se mide generalmente con un bárton en pulgadas de agua. Con este dato de diferencial, la presión del separador, la temperatura del fluido, la gravedad específica del gas y datos de composición (contaminantes), se puede calcular el flujo de gas con gran exactitud así (a presión y temperatura del separador):

Dónde:

Gas 1= Gas medido a presión y temperatura del separador, MMSCFD Gas 2= Gas liberado desde presión y temperatura del separador a presión

atmosférica, MMSCFD Gor 1= Relación Gas aceite a condiciones de separación, scf/bbl Gor 2= Relación Gas aceite a condiciones atmosféricas (depende del

shrkinkage), scf/bbl P Est = Presión en el separador, in H2O H W = Presión Diferencial, in H2O K = constante de orificio que está dada por la siguiente ecuación:


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Sabiendo que:

Fb = Factor de orificio (dato tabulado en la literatura) Fpb= Factor de presión base= 14.7/pb Fg = Factor de gravedad específica= SQRT (1/GE) Ftf= Factor de temperatura de flujo = SQRT (520/(460+Tf) Fr= Factor de número de Reynolds (dato tabulado en la literatura) Y= Factor de expansión (dato tabulado en la literatura) Fpr= Factor de supercompresibilidad = (l/z) ^ 0.5 Fm= Factor por manómetro (dato tabulado en la literatura) Ft= Factor por localización del medidor (dato tabulado en la literatura) Fa= Factor de contracción – expansión del orificio (puede considera despreciable)

4.4.9 Análisis De Laboratorio

En toda operación de Well testing se deben determinar las características fisicoquímicas de los fluidos del pozo, entre las cuales podemos citar:

• Gravedad API

• BSW por centrifugación

• Determinación de Cl- • Determinación del pH

Este seguimiento se realiza generalmente cada ½ ó 1 hora dependiendo de las exigencias del cliente.

4.4.9.1 Procedimiento Para La Determinación De La Gravedad API Del Crudo Y Productos Del Petróleo (Según Norma ASTM-D 287-92).

El procedimiento paso a paso es el siguiente:

a) tome una muestra de aceite, la cual debe estar libre de agua y residuos sólidos, en

una probeta de 1000 ml vierta este volumen en la muestra de aceite, evitando salpicadura para que no se formen burbujas de aire y reducir la evaporación del compuesto.

b) La probeta debe estar ubicada en un lugar exento de corrientes de aire para evitar

los cambios en la temperatura.

c) Introduzca el termo-hidrómetro suavemente en la mezcla hasta donde este se sostenga por flotación. Cuando el termo-hidrómetro este en reposo y la


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Temperatura de la muestra, sea constante, leer gravedad API en el nivel marcado por el fluido en el termo-hidrómetro y a este mismo tiempo lea la temperatura del fluido.

d) Con el valor de temperatura y gravedad API leído anteriormente vaya a las tablas de

corrección por temperatura y obtenga la gravedad API del fluido a 60°F, o haga uso de programas creados para tal fin.

e) En el caso de no disponer de un termohidrómetro se usa un hidrómetro y un

termómetro como dos instrumentos diferentes.

f) Una vez obtenida la gravedad API a 60 °F, puede calcularse la gravedad específica del fluido a 60°F por medio de la siguiente ecuación:

�(60°F/60°F)=141.5/ (API+131.5)

4.4.9.2 Procedimiento Para Determinar El Contenido De Agua Y Sedimentos En Crudo Por El Método De La Centrífuga (Según Norma ASTM-D 96-88).

a) Se toma una muestra homogénea y representativa del fluido, en una zanahoria

de 100 ml, se vierten 50 ml de la muestra y se adiciona 50 ml de un solvente (xileno, tolueno, varsol) a la zanahoria. (*Para pruebas realizadas por MONTASERPET LTDA, Si el crudo es poco viscoso de alto API, se puede obviar el solvente y dejar muestra 100%).

b) Agregar 0.2 ml desemulsificante a la zanahoria y agitar vigorosamente para que el

desemulsificante actué y mejore la separación de la mezcla.

c) Llevar la zanahoria a las copas de la centrífuga y ubicarla en forma opuesta con otra zanahoria con 100 ml de solvente para que la centrifuga quede balanceada.

d) Se centrifuga durante 10 min la muestra y se lee en la interface agua-aceite el

volumen de agua y sedimentos, se multiplica por dos esta lectura y se reporta el resultado como el contenido de agua y de sedimentos del fluido muestreado. Si la muestra es del 100%, se lee directamente el valor de la zanahoria.


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4.4.9.3 Procedimiento Para Estimar El Contenido De Cloruros De Una Solución Acuosa En Partes Por Millón (Ppm)

a) Se toma un mililitro de agua libre resultante de la muestra centrifugada y se vierte en

un crisol.

b) agregar 3 gotas de indicador de (K2CrO4 Dicromato de potasio).

c) titular con una solución de nitrato de plata AgNO3 de concentración de 0,282 ó

0,0282 normal (1000 ó 10000 ppm respectivamente) hasta que la muestra cambie de color amarillo a café rojizo, anotar el volumen del nitrato de plata empleado para usar en cálculos posteriores.

d) Calcular la concentración de cloruros en partes por millón como ppm de Cl- en la muestra aplicando la siguiente formula.

Ppm Cl-= (35450*Va*Na)/Vm

Dónde:

Va= Volumen del AgNO3 utilizado en la titulación, ml Na= concentración normal de la solución de AgNO3 usada en la titulación, N Vm= volumen de agua tomada como muestra para la titulación, ml.

4.4.10 Desarme Del Set (Rig Down)

1. Cerrar la válvula lateral del pozo y esperar entre cinco y 10 minutos para que haya

segregación de fluidos (si se tiene gas lift).

2. Presurizar el separador y abrir completamente la válvula Fisher de control de nivel para separar el crudo del separador.

3. Cerrar la válvula de entrada al separador y la válvula de salida de crudo.

4. Cerrar la válvula de salida de gas del separador y abrir la válvula de bypass a la

estación.

5. Manteniendo abiertas todas las válvulas del choke manifold, abrir la válvula lateral del pozo y drenar toda la línea. Dejar entrar cierta cantidad de gas hasta completar 100 psi en el separador para descargar el nivel de líquido remanente en el comportamiento de agua. Una vez completadas 100 psi de presión, cerrar inmediatamente la válvula de entrada del separador.

6. Drenar agua a través de la línea de salida de agua hacia el tanque de recolección o el gauge tank (Cash tank).

7. Cerrar válvula de bloqueo de pozo y la válvula lateral del pozo al mismo

tiempo.

8. Drenar la presión de las líneas a través de la válvula de alivio de la válvula de cheque.


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9. Retirar manómetros, termómetro, desajustar bárton, y sacar flotador del

separador.

4.5 FACTORES A TENER EN CUENTA SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO DEL POZO.

El tipo de levantamiento en los pozos donde se realizan las pruebas influye notoriamente en su desarrollo y resultados. Los principales son:

a) GAS LIFT: es uno de los más comunes. Cuando trabajamos en un pozo con gas lift se

deben tener en cuenta las condiciones de inyección de gas y el setting de las válvulas del gas lift, se debe tener en cuenta que la producción en estos pozos debe ser relativamente estable, y el gas generalmente es recirculado a estación.

b) PCP: es un sistema de bombeo mecánico por medio de tornillo el cual genera un flujo

constante de producción del fluido con muy poco gas. La recepción de los fluidos generalmente no necesita separador.

c) ESP: el sistema de bombeo electro sumergible consiste en la disposición de una bomba

centrífuga y motores en fondo los cuales son alimentados desde la superficie a través de un cable que va zunchado a la tubería de producción. Cuando se realizan pruebas de producción en pozos con este sistema de levantamiento, se debe tener en cuenta los altos caudales producidos, la formación de espuma y el performance de la bomba, que permita controlar el pozo chocándolo. Además debe tenerse la posibilidad de apagar la bomba por emergencia en cualquier momento de la operación.

d) Flujo Natural: cuando se realicen pruebas en pozos con flujo natural debe tenerse

en cuenta los datos de presiones de fondo, superficie y caudales. Las operaciones son de especial cuidado cuando la presión de cierre supera la capacidad de los equipos aguas abajo del choke manifold. Entonces debe usarse un sistema de shut down, y la operación es de mucho más cuidado.

5. REGLAMENTACION O INFORMACIÓN DE REFERENCIA Ver Matriz de requisitos legales.

6. HISTORIAL DE CAMBIOS

CONTROL DE CAMBIOS DEL DOCUMENTO

VERSIÓN FECHA MODIFICACIÓN

01 18/02/2015 Primera emisión del documento dentro del SIG teniendo en cuenta las directrices establecidas en el procedimiento de control de documentos y registros.

02 01/05/2017 Se actualiza el ítem 6 con las nuevas referencias y normativas.

7. REGISTROS.


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VERSIÓN 02

FECHA 01/05/2017

� Todos los relacionados en las carpetas de Documentos y Formatos del SIG área de operaciones relacionados en

el siguiente link: http://www.omegaenergy.co/dfsignkl/FORMATOS/OPERACIONES/

� Todos los establecidos contractualmente por el cliente.

Elaboró/Reviso: ÁREA: OPERACIONES FECHA: 18/02/2015

Aprobó: ÁREA: GERENCIA DE PRODUCCION FECHA: 18/02/2015

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MNL-OP-01 MANUAL DE OPERACIONES NK...MANUAL DE OPERACIONES CÓDIGO MNL -OP -01 VERSIÓN 02 FECHA 01/05/2017 • Atender lo referente a las relaciones públicas. • Pasar a la dependencia