06 Mp 2002 Vi Control de La Produccion

Manual de Producción – PAE - Argentina

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VI- CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CONTROL EN BOCA DE POZO

El control que se realiza en cada pozo se lleva a cabo por el Equipo de Producción Multifunción, de acuerdo a un programa de recorrido preestablecido según la producción de petróleo. Además de los controles a realizarse en las unidades de bombeo y los motores, ya indicados en el Capítulo de Bombeo Mecánico, deberán inspeccionarse:

1. Vástago pulido.

Debe estar derecho, bien centrado y cubierto por una delgada capa de petróleo, en su defecto pueden presentarse los siguientes casos:

• Vástago seco y mucha temperatura. Puede ser señal de que el pozo no produce.

Confirmar abriendo la válvula de drenaje teniendo un recipiente de manera de asegurar que no se ensucie la cabeza del pozo ni la locación.

• Golpeteo de vástago. Puede ser golpe de fluido, compresión de gas o golpe de

bomba. Asegurarse que tal efecto no provenga de la unidad de bombeo; un golpe suave poco después de iniciar la carrera ascendente es normal y corresponde a la válvula viajera que cierra. Si es golpe de fluido o compresión de gas, ocurrirá en la carrera descendente. Si es golpe de bomba ocurrirá en general al comenzar la carrera ascendente, o comienzo de la descendente si golpea en el punto muerto superior. El mismo se detectará tocando el lateral superior del prensaestopa.

En caso de dudas, parar la unidad de bombeo 15 minutos, si al ponerla en marcha nuevamente no se percibe dicho efecto, será golpe de fluido o compresión de gas. Si el golpe aún persiste con la misma intensidad, el mismo proviene del equipo de bombeo o bien es un golpe de bomba. Si se trata de un golpe de fluido o de gas se reveerá el régimen de bombeo. Si golpea la bomba deberá reespaciarse de inmediato. Es muy importante eliminar estas irregularidades en el bombeo porque producen serios daños en todo el sistema.

2. Válvula de casing.

El casing del pozo debe estar conectado a la línea de producción con su válvula abierta; permanecerá cerrada la válvula que no está conectada a la línea. (válvula opuesta). Salvo que el pozo aporte a un sistema de captación de gas de baja presión, en cuyo caso la situación será inversa. Si las presiones de línea y captación fueran variables y existe la posibilidad de captar por ambas, las mismas pueden estar abiertas, con el correspondiente chequeo de las válvulas de retención para evitar migración de petróleo.

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3. Presión de bombeo

Es un buen dato para saber si el pozo produce normalmente; si la presión difiere de la habitual las causas pueden ser :

• Alta presión. Puede deberse a deposición de parafina en la línea, falta de

desemulsionante o baja temperatura del fluido en la línea (calentador apagado). En casos especiales, con varios manifolds auxiliares en línea, la perdida de carga mandará sobre la excesiva presión.

• Presión baja o sin presión. Las causas pueden ser:

1. Pérdida en línea de conducción entre el pozo y la estación satélite.

2. Pérdida a través de los tubings dentro del pozo.

3. Pérdida de producción: en tal caso deberán probarse tubings y bomba con equipo portátil en superficie para individualizar la falla y luego ensayar el pozo a la brevedad.

4. Pérdida o fuga de fluido a través de la válvula de retención entre el casing y la línea de conducción (flow line), por lo tanto el fluido se encuentra recirculando al casing del pozo, en tal caso, cerrar la válvula manual y verificar si la presión de bombeo sube.

4. Condiciones de bombeo.

La temperatura de la línea puede indicarnos si el pozo está produciendo, especialmente en aquellos de alta producción de fluido. Deberá controlarse si el régimen de bombeo (G.P.M.) es el que corresponde al pozo. Referente al balanceo del equipo, algunas veces puede ayudarnos para el control de la producción; cuando el pozo pierde producción el nivel de fluido sube y en consecuencia el equipo se desbalancea (exceso de contrapeso), no obstante salvo casos evidentes deberá ensayarse el pozo.

POSIBLES CAUSAS DE LA PÉRDIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO MEDIDAS A ADOPTAR.

Hemos tratado de esquematizar en las Figuras 1-VI, 2-VI, 3-VI, 4-VI y 5-VI, tanto las causas como las medidas correctivas a emplearse en el caso de pérdidas de producción. El esquema de la Fig. 1-VI señala las principales causas y los elementos de juicio más inmediatos para detectarlos. Los diagramas dinamométricos se deben verificar con la interpretación electrónica de las cargas en el fondo, desarrollado en el Capítulo II. No nos detendremos a analizarlos individualmente, no obstante debemos señalar dos puntos:

• La declinación natural del pozo no supone en realidad pérdida de producción sino

una caída de la misma debida al agotamiento de la presión de las capas


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petrolíferas. En consecuencia, no puede remediarse mejorando las condiciones de bombeo.

• Se señala el caso de llenado incompleto del barril debido a alguna obstrucción, o compresión de gas, que impide la entrada de fluido en la bomba, porque la carta dinamométrica que se obtiene es similar a la de golpe de fluido por falta de nivel y puede llevar a confusiones.

La diferencia que se observa es que cuando es golpe de fluido por falta de nivel, el

sonolog indicará niveles bajos y el dinamómetro mayor peso de fluido. En cambio cuando se debe a una obstrucción el sonolog indicará niveles altos y el dinamómetro menor peso de fluido.

Con frecuencia los niveles de sonolog no son representativos debido a la formación

de espuma, en consecuencia cuando el dinamómetro indique golpe de fluido y el nivel por sonolog sea alto, para salir de dudas puede efectuarse alguna de las siguientes pruebas: a) Colocar el pozo en ensayo con el gráfico de la descarga de barriles funcionando

correctamente. Después de algunas horas y continuando el pozo en ensayo, agregar fluido al casing del pozo y observar el gráfico.

• Si la descarga de barriles se acelera no hay obstrucción alguna en la bomba

ni en el tubing y el pozo tiene golpe de fluido por falta de nivel. En consecuencia no será necesario tomar ninguna medida correctiva salvo bajar los golpes o cambiar la carrera.

• Si la descarga de barriles permanece constante, quiere decir que el fluido que agregamos por el casing no llega hasta la bomba, en consecuencia la pérdida de producción se debe a que existe una obstrucción en algún punto. Esto ya nos ha ocurrido en algunos pozos y en general la causa fue el ancla obstruída con arena o arcilla (el ancla en esos casos trabaja como packer).

Observaciones: una pérdida leve en la cañería de producción entre la bomba y la boca de pozo puede ser causa de pérdida de producción del pozo; esta falla puede quedar disimulada cuando se le agrega fluido por el espacio anular, ya que al aumentar el nivel disminuye el peso de fluido sobre la bomba, por lo tanto, disminuye la presión diferencial entre el interior del tubing y el espacio anular; en estas condiciones, la falla del tubing (fisura u orificio o pérdida en roscas) puede no producir fuga de fluido. Por lo tanto, en superficie se observa un incremento en la descarga de barriles.

b) Tomar otro dinamómetro, mientras se está agregando fluido por casing:

Si el golpe de fluido desaparece el pozo no tiene nivel.

Si el golpe de fluido no desaparece existe una obstrucción en algún punto. En los siguientes esquemas se indican la secuencia de controles que deben efectuarse para determinar las causas de las pérdidas de producción.


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Figura 1-VI


5-VI

Figura 2-VI


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Figura 3-VI


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Figura 4-VI


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Figura 5-VI


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OTRAS MEDIDAS A APLICAR

1. Golpear y reespaciar la bomba. Una de las causas de pérdida parcial o total de la producción de un pozo es el

bloqueo por gas, para lo cual pueden efectuarse las maniobras de golpear y reespaciar la bomba. Una forma rápida de desbloquear la bomba es reducir el espaciamiento hasta que el "rod coupling" toque el "rod guide" consiguiendo de esta forma que el pistón esté en el extremo inferior de la bomba y la comprensión del gas, eleve la presión, para que abra la válvula viajera (T.V.) (el golpe se siente en el vástago). Si la bomba está bien espaciada deberá golpear aumentando la velocidad de bombeo del equipo (en no más de dos G.P.M.y con motor a explosión), si no ocurre así se debe proceder en la forma que se indica:

a. Parar el bombeador 20 pulgadas antes de terminar la carrera descendente y

luego colocar el soporte del vástago, para evitar que el peso de la sarta actúe en el prensaestopa.

b. Instalar una grampa auxiliar en el vástago a 10" del prensaestopa. c. Accionar el bombeador hasta dejar la columna colgada de la grampa auxiliar y el

estrobo libre. Frenar el equipo. d. Aflojar la grampa del estrobo y subirla de 2" a 4". e. Subir el balancín hasta colgar la columna del estrobo. f. Sacar la grampa auxiliar y poner en bombeo. Si el pozo no golpea repetir toda la operación tantas veces como fuese necesario. Cuando golpee efectuar los pasos (a), (b) y (c), luego aflojar la grampa superior y ubicarla unas 2" más abajo, con esto la operación quedará concluída. Si no se cuenta con suficiente vástago sobre la grampa se puede enroscar un trozo auxiliar de maniobras en la primera intervención de pulling se agregará a la sarta trozos de varillas. En los pozos que tienen instaladas bombas de tubing, "no efectuar la maniobra de golpear la misma". Si la bomba no golpea lo más probable es que no haya continuidad en la columna y el pozo esté en pesca. En el caso de tener instalado un vástago cromado reespaciar la bomba utilizando un camión con pluma a fin de no dañar la superficie cromada. Otra forma de desbloquear la bomba es agregarle fluido al casing del pozo para que el aumento de presión en el barril provoque la apertura de al válvula viajera (T.V.), liberándose el gas. En caso de dudas recurrir a los esquemas de las figuras ya indicadas para seguir con la operación que corresponda.


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2. Prueba de tubing

a. Con manómetro.

Este es un control sencillo que se realiza con el pozo en bombeo.

(1) Se instala un manómetro de 0 a 2000 psi en la válvula de drenaje de la armadura del pozo, se abre la válvula y se lee la presión de bombeo.

(2) Se comienza a cerrar lentamente la válvula de la línea observando con

cuidado la lectura del manómetro. Cuando la presión llegue a 1000 psi debe detenerse la unidad de bombeo. En general el aumento de presión una vez cerrada la válvula podrá corresponder a alguno de los tres casos siguientes :

(2)-1-La presión sube rápidamente: este es el caso de los pozos sin gas donde en

general es conveniente que el control lo realicen dos personas para poder parar a tiempo el equipo de bombeo.

(2)-2-La presión sube muy lentamente: es el caso de pozos con gas, en algunos pozos para llegar a las 1000 psi puede llevar más de media hora.

La presión varía durante el ciclo de bombeo pero prácticamente no sube: suele ocurrir en pozos con gas y con poca producción, en estos casos hay que detener

la unidad de bombeo en el punto que se alcance la máxima presión.

(3) Se controla la presión, si no se mantiene durante 5', hay una pérdida en la instalación.

(3)-1-Si la presión baja rápidamente hasta cero el tubing pierde o bien puede deberse

a que ambas válvulas de la bomba estén en muy malas condiciones.

(3)-2-Si la presión baja lentamente puede haber una pérdida pequeña de tubing o pérdida en el asiento o válvulas de la bomba.

(3)-3-La presión baja pero se estabiliza por encima de la que tiene el pozo cuando

produce normalmente. En este caso puede haber una pequeña pérdida pero que no afecta la producción del pozo.

b. Con equipo de superficie. (motobomba)

En la mayoría de los casos son suficientes para la prueba unos 4 m3 de fluido. Para operar se desconecta el puente de producción y se conecta la bomba de superficie asegurándose que todas las conexiones y el prensaestopa no tengan pérdidas, luego se coloca un manómetro en la válvula de purga de la cabeza del pozo o en la salida de la bomba a continuación de alguna válvula de bloqueo. La operación se efectúa de la forma que se indica :

(1) Bombear el fluido por el tubing hasta que la presión en el manómetro indique

1000 psi y controlar la cantidad de fluido utilizado.


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(2) Para el bombeo, cerrar la válvula del tubing o de la bomba dependiendo de

donde se encuentre colocado el manómetro y observar la evolución de la presión :

(2)-1-Si la presión se mantiene constante el tubing no pierde. Para verificar el funcionamiento de la bomba de profundidad se baja la presión hasta la presión normal de bombeo del pozo y se pone en marcha el equipo. Si el pozo no levanta presión el problema está en la bomba o en las varillas.

(2)-2-Si la presión no llega a 1000 psi o si ésta baja rapidamente indica una pérdida

grande de tubing o bomba. En los casos que no se verifica incremento de presión, existe una pérdida muy grande en el tubing (probable pesca).

(2)-3-Si la presión baja lentamente y llega al valor cero en aproximadamente 10

minutos existe una pequeña pérdida en el tubing o en la bomba.

Si la presión baja: desconectar la boca de pozo de la bomba del equipo y verificar que la pérdida no sea a través de alguna válvula de superficie o a través de la bomba del equipo portátil.

Es común efectuar pruebas en superficie con la unidad de petróleo caliente en operaciones combinadas de circular pozo por inversa y luego probar tubing y bomba, o viceversa.

Cuando se efectúa la prueba de tubing y bomba posterior a la circulación del pozo, es necesario tener en cuenta que el pozo se encuentra lleno, de manera que la presión hidrostática diferencial (interior y exterior del tubing) en el fondo o a la profundidad de la bomba es cero, por lo tanto para simular la presión de trabajo en condiciones normales, es decir con el nivel de fluido en la bomba, se deberá aplicar en superficie una presión mayor sin sobrepasar el límite de las instalaciones de superficie.

En condiciones normales la presión en la salida de la bomba y primer tubing está compuesta por:

PESO DE FLUIDO (COLUMNA HIDROSTÁTICA) + PRESIÓN BOCA DE POZO

El peso de fluido es medido desde el nivel dentro del espacio anular hasta superficie, independientemente de la profundidad de la bomba, por lo tanto el peso de fluido será máximo cuando el nivel de líquido se encuentra en la bomba, y mínimo (cero) cuando se encuentre en superficie (pozo lleno), por ejemplo, posterior a haber circulado con la unidad de petróleo caliente.


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Ejemplo:

Fluido = agua Bomba a 2.000 mts.

Nivel de fluido anular 2000 m. 1000 m. 0 m.

Presión hidrostática (psi) ± 2940 ± 1470 0

Presión aplicada en superficie 1000 1000 1000

Presión diferencial en la bomba (psi)

± 3940 ± 2470 1000

IMPORTANTE:

Las pérdidas leves en la cañería de producción, entre la bomba y la superficie, las fugas a través de las válvulas de la bomba o el escurrimiento entre el pistón y el barril, o fugas entre el asiento y el anclaje, pueden NO DETECTARSE cuando se agrega fluido al espacio anular, esto es, como ya se explicó, debido a que disminuye la presión hidrostática DIFERENCIAL ya que disminuye el PESO DE FLUIDO. Cuando se llena el pozo por espacio anular, la presión diferencial sobre la bomba es prácticamente cero (0); en estas condiciones las pérdidas pequeñas NO SE MANIFIESTAN y se puede observar en superficie que el pozo produce o que incrementa la frecuencia de descarga de barriles cuando se ensaya luego de agregar fluido.

Si se efectúa un control continuo del pozo, se observa que pasado un cierto tiempo, nuevamente el pozo deja de producir o pierde parcialmente la producción, esto ocurre cuando la bomba extrae el fluido agregado y baja el nivel en el espacio anular, y nuevamente se manifiesta la falla en el sistema de producción.

Es necesario efectuar un análisis completo de los "síntomas" y las medidas adoptadas para determinar la VERDADERA causa de la pérdida de producción, con el fin de evitar operaciones costosas, como un cambio de bomba innecesario. 3. Cambio de bomba. Los criterios a adoptar para decidir el cambio de una bomba se resumen en la guía práctica que indicamos en el Capítulo de Intervenciones de Pozos.

Antes de cambiar una bomba por pérdida de producción se debe tratar de compensar dicha pérdida con el aumento de la velocidad de bombeo (G.P.M.). De considerarse conveniente cambiar el número de golpes, deberá consultarse con el Supervisor del Area.


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PROGRAMA DE ENSAYOS

Por lo general las estaciones están equipadas con separadores de ensayo bifásicos, algún trifásico y tanques de ensayo convencionales o separadores de agua libre. Para una buena distribución, en lo posible, se derivará a cada separador / tanque igual número de pozos que en conjunto tengan similar producción de petróleo. Una vez efectuada esta distribución se confeccionará el programa de ensayos, cuyo formulario se indica en la Fig. 6-VI y de acuerdo a la siguiente descripción : a. Se distribuirán los pozos en turnos de ensayos mensuales. b. La ubicación de cada pozo en su turno correspondiente se efectuará en orden

decreciente de acuerdo al valor de producción de petróleo. Referente a este punto, a continuación se indica en forma general la cantidad mínima de ensayos que normalmente debe efectuarse a los pozos.

Producción de petróleo entre 1m3 y 19 m3 una vez por mes. Producción de petróleo mayor de 20 m3 dos veces por mes. Producción de petróleo de pozos nuevos según su evolución y requerimientos de

Ingeniería para su correspondiente completación.( idem para pozos reactivados o reparados).

c. Se distribuirán los pozos en la lista de turnos de ensayos de tal forma que los pozos

de mayor producción se repitan a intervalos regulares. Para llenar el formulario del programa de ensayos de la Fig. 6-VI, tomaremos valores

y pozos imaginarios.

Pozo Petróleo Pozo Petróleo Pozo Petróleo

PX 312 = 70 m3 PX 403 = 19 m3 PX 321 = 8 m3

PX 427 = 7 m3 PX 500 = 15 m3 PX 550 = 5 m3

PX 289 = 25 m3 PX 370 = 60 m3 PX 211 = 12 m3

PX 307 = 2 m3 PX 491 = 32 m3 PX 525 = 58 m3


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Figura 6-VI


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Como la cantidad de pozos con sus repeticiones superan los turnos (más pozos que días del mes) se podrán ensayar en conjunto, aquellos de escasa producción. Si la producción total fueran menor que la normal se ensayarán individualmente. Es usual la necesidad de ensayos fuera del programa (intervenciones, pozos nuevos, disminución de producción, cambio de golpes, etc.) para tal fin en dicho formulario hay un casillero donde se indicará el pozo y el día de ensayo. Tanto el control del separador de ensayos (calibración) como cualquier cambio en el programa, se deberá anotar en "Observaciones". Las estaciones que cuenten con Tanques Separadores de agua libre para ensayo de pozos con alto porcentaje de agua, pueden considerar su utilización, para pozos con bajo porcentaje, con ayuda de un colchón de agua auxiliar. Para los ensayos a tanque se confeccionará un programa teniendo en cuenta :

1. Producción de petróleo de cada pozo.

2. Porcentaje de agua de los pozos.

3. Capacidad de tanque. Los programas deberán prepararse teniendo en cuenta :

1. Cantidad de separadores/tanques disponibles en la Estación.

2. Cantidad de pozos.

3. Prioridad de ensayo por :

a. producción de petróleo

b. pozos afectados a proyectos de waterflood

c. pozos reparados o nuevos completados

FORMA DE REALIZAR EL ENSAYO - NORMAS GENERALES (1) Al colocar un pozo en ensayo se deberá revisar cuidadosamente que en el manifold

no haya ninguna otra válvula abierta a ese separador. Se recomienda comenzar el ensayo en horas de la mañana.

(2) Mientras se estabiliza el pozo en ensayo se deberá controlar la carrera y (G.P.M.) de

la unidad de bombeo y se tomarán lecturas de presión del tubing y casing. Prestar atención a cualquier anormalidad que pudiera surgir a fin de estar seguros de que el ensayo sea representativo.

(3) En todos los casos se tomarán 20 litros de muestra del fluido en boca de pozo para

determinar posteriormente el porcentaje de agua libre en probetas, "a excepción de aquellos pozos que se ensayen a tanque y en los que se determina el contenido de agua libre por medición directa con pilón y pasta reactiva, o pozos que se ensayan en tanques separadores y de agua libre".


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(4) El tiempo de duración del ensayo debe ser el mayor posible, preferentemente 24 horas. Si por alguna razón no se realiza el ensayo de 24 horas se deberá evitar en lo posible las fracciones de hora. Avisar a la cuadrilla de mantenimiento mecánico cuál pozo estará en ensayo.

(5) Controlar durante un tiempo prudencial que el funcionamiento de todos los elementos

del separador sea el correcto. Cualquier anormalidad que se detecte en el ensayo o funcionamiento del separador deberá ser solucionada a fines de no perder el ensayo del día.

(6) En cada separador debe colocarse el formulario "Programa de Ensayos" con los

pozos en orden correspondiente y en el cual se indicará la fecha en que se realiza cada ensayo. También será necesario anotar la fecha y el resultado de cada calibración del separador (cada tres meses). Anotando en "Observaciones" del formulario original, cualquier tipo de novedad que sirva para informar la situación presente de ese separador.

(7) Se utilizará un registrador de barriles y en la carta se anotarán los datos obtenidos en

el control de la boca de pozo. Una vez finalizado el ensayo, con la carta de registro de barriles y el porcentaje de agua, se procesará el mismo en el sistema a través del programa INFOPROD. En pozos nuevos, reparados o afectados a recuperación secundaria, se enviará el registro de barriles y el formulario impreso al Departamento de Ingeniería, luego de volcar los datos en el sistema (Infoprod) y a la Carpeta de ensayos correspondiente. (Ver Fig. 7-VI y 7-a-VI).(Esto, mientras el pozo no es completado).

(8) Cuando se efectúen mediciones de gas, las mismas se llevarán a cabo de acuerdo a

un programa preparado por el Departamento de Ingeniería. (9) Es responsabilidad de los supervisores de campo registrar diariamente los datos en

el sistema(Infoprod) y en la carpeta de ensayos, a fin de detectar posibles errores o disminución de la producción que deba tener inmediata intervención.

(10) Una vez al mes el departamento de ingeniería y estadísticas tomará el registro de

todos los ensayos del período, realizados en los Distritos, y así poder emitir los correspondientes Una vez al mes, el Departamento de Ingeniería y Estadísticas tomará el registro de reportes de producción, cerrar el capitulo cuarto, y definir los factores de planta que mostraran los porcentajes de eficiencia logrados .


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Figura 7-VI


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Figura 7-a-VI


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ENSAYOS DE POZOS A TANQUE Estos ensayos se efectúan a aquellos pozos cuya producción de fluido es de alto porcentaje de agua, en especial a pozos afectados a recuperación secundaria, a fin de determinar con mayor aproximación la producción de los mismos. Los tanques utilizados son los comunes de ensayo y los tanques de ensayo separadores de agua libre ya descriptos en el capítulo correspondiente a estaciones satélites. Los ensayos consisten en determinar el contenido del producto del tanque mediante mediciones que se efectúan al iniciar y finalizar cada ensayo. Estas mediciones, como veremos más adelante pueden realizarse aplicando el método de medición de altura o el método de medición de vacío. 1. TANQUES COMUNES DE ENSAYO En los esquemas de la Fig. 8-VI se muestra la forma de medir el volumen de petróleo y agua contenidos en el tanque por el método de vacío. En dichos esquemas se indican: el punto de referencia y la altura del tanque (sondaje); la forma de efectuar las medidas del petróleo y el agua libre en el tanque y los elementos de medición utilizados a tal fin. "El punto de referencia", es una marca efectuada sobre un punto de apoyo inamovible con respecto al fondo del tanque, fácilmente accesible y ubicado en la boca de medición desde la cual son tomadas todas las medidas. "La altura del tanque" (sondaje), es la distancia exacta comprendida desde el fondo del tanque hasta el punto de referencia sobre la boca de medición. Algunos tanques cuentan con un tubo de sondeo para efectuar todas las mediciones a través de él, simplificándose la operación, ya que evita la formación de espuma y el movimiento de la superficie líquida en el espacio a medir. "La primera y segunda medida", son respectivamente los registros de las medidas de petróleo y agua libre contenidos en el tanque al iniciar y finalizar el ensayo. "El corte", es la línea o señal dejada por el petróleo o el agua en el pilón o varilla durante la medición. Los elementos de medición que se utilizan son : Cinta métrica, de acero milimetrada con portacinta que facilita su manejo y cuya argolla de sostén corresponda al cero de la cinta (mediciones de vacío) o que corresponda a un valor de medida tal que el cero esté en la parte inferior del pilón (mediciones de altura).


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Figura 8-VI


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• Pilón, de bronce, rectangular y 240 mm de largo, con lectura en milímetros

desde 80 a 240 usado para mediciones de vacío. En su extremo superior tiene una presilla para enganchar la cinta y un tornillo de regulación que permite regular con precisión la distancia entre el cero de la cinta y 80 mm del pilón. En las mediciones de altura se utiliza un pilón de bronce terminado en punta y 160 mm de largo. En este caso el cero de la cinta se inicia en la punta del pilón.

• Varilla para medición de agua, de bronce, milimetrada, de 500 mm de longitud

mínima y sección circular o cuadrada. • Sacamuestras, consisten en botellas metálicas de un litro de capacidad con

una abertura de boca que permita la extracción del producto y que al llegar a la superficie no lleguen enteramente llenos.

• Pasta reactiva, soluble en agua, es un producto que se extiende sobre la

varilla para la medición de agua libre a fin de hacer visible el corte.

MÉTODOS DE MEDICIÓN Para la determinación del contenido de producto en un tanque pueden utilizarse dos métodos: medición de altura y medición de vacío (Normas Iram - API A 65-2). En nuestra operación utilizamos el método de medición por vacío por ser más confiable ante problemas que pueden ocurrir con el método de altura debido a que el pilón no asiente correctamente en el fondo o que algo obstaculice al mismo; no obstante para conocimiento general describiremos ambos métodos. a. Medición de altura del líquido. Corresponde a la determinación de la distancia desde el fondo del tanque hasta la superficie del líquido. Esta medida da la altura del producto contenido en el tanque. Procedimiento: en la boca de medición se localiza el punto de referencia y se baja la cinta hasta que el pilón toque ligeramente el fondo del tanque. Se mantiene en sentido vertical la cinta en el lugar indicado por el punto de referencia, cerciorándose de que la lectura de la cinta concuerde con el sondaje del tanque. Se levanta la cinta y se lee al milímetro la medida indicada por el corte en la misma. Si la medida no fuera perfectamente clara o mereciese dudas, se repite cuantas veces sea necesario. Por razones de seguridad, al subir o bajar la cinta de medición, ésta debe estar en contacto con el borde de la boca de medición para evitar la posible formación de corriente estática. b. Medición de vacío. Corresponde a la distancia entre la superficie del líquido y el punto de referencia. La medida de la altura del producto se obtiene por diferencia entre la altura del tanque (sondaje) y el espacio medido.


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Procedimiento: en la boca de medición se localiza la marca del "punto de referencia". Se baja la cinta a través de la boca de medición hasta que el pilón toque la superficie del líquido. Se esperan unos segundos hasta que el líquido permanezca inmóvil y se baja lentamente la cinta hasta que la cifra de los centímetros más próxima se encuentre exactamente en la marca del punto de referencia. Se mantiene vertical la cinta y se toma la lectura de ésta. Se levanta la cinta y se anota tanto la lectura observada sobre el punto de referencia como la lectura de la marca del producto en el pilón. Ambas lecturas deben hacerse al milímetro. Si alguna de ambas medidas no fuese perfectamente clara, introduciendo la cinta uno a dos centímetros más. La medida es correcta si el resultado es el mismo en ambas mediciones. c. Medición del agua (interfase) y toma de muestras. La varilla de bronce milimetrada, previamente recubierta por una capa delgada y uniforme de pasta soluble en agua, se introduce en el tanque hasta donde suponemos está la interfase. Cuando estemos buscando el corte o interfase en la primera medida y se utilice un tanque de 80 a 160 m3, normalmente no tendremos más de 30 o 40 cm de fluido en el tanque, lo que nos permitirá ubicar el corte haciendo que la varilla toque prácticamente el fondo. En la segunda medida y si estamos ensayando pozos con 80% o más de agua, nunca tendremos más de 30 o 40 cm de petróleo. Es una buena práctica cuando hacemos la medición de interfase, introducir la varilla hasta cubrirla con fluido. En caso de no ubicarla en el primer intento, se repetirá la medición 10 o 20 cm más abajo y así sucesivamente hasta ubicarla. El tiempo de espera hasta que la pasta actúe es variable según el tipo de pasta que se utilice y la temperatura del fluido. La pasta de importación "Weil" actúa prácticamente al instante. La pasta de origen nacional "Ameroid" tiene un tiempo de espera variable según la temperatura del fluido, generalmente es de 3 a 10 minutos. Finalmente una vez ubicado el corte de agua se procede a tomar la muestra. Se baja la botella al tanque sostenida con una soga, uno de cuyos extremos amarra también el tapón que se deja colocado. En el punto a partir del cual se desea tomar la muestra se da un tirón a la soga para desprender el tapón. Cuando se saquen muestras de corrida se deberá prever que el ingreso de fluido a la botella sea representativo y proporcional al volumen total contenido en el tanque. Para ello debe elevarse la botella a una velocidad constante de manera que la misma no llegue a la superficie completamente llena. d. Normas Generales

(1) Antes de efectuar las mediciones, verificar que la superficie del fluido esté quieta y libre de espuma.

El sondaje del tanque debe controlarse periódicamente; en los tanques que no

tienen tubo de sondeo se deberá observar si al caminar sobre el mismo se produce algún hundimiento en proximidades de la boca de medición, si ello ocurriera se colocará una pasarela sobre el techo para evitar tal movimiento.


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(2) Antes de efectuar cualquier medición se deberá dejar el contenido del tanque en

reposo el tiempo suficiente para que se separe el agua libre y podamos determinar fácilmente el corte.

(3) Tomar la precaución de que todos los elementos de medición estén bien limpios

antes de comenzar a medir. (4) Para obtener una buena separación de agua dosificar adecuadamente el fluido

con el producto químico correspondiente. (5) Al igual que lo indicado para los ensayos de pozos en el equipo separador, todos

los ensayos a tanque deberán ser registrados en el programa de computadora, completando el formulario (pantalla) donde el cálculo de producción es automático de acuerdo a los datos ingresados. A requerimiento del Departamento de Ingeniería se podrá enviar el formulario impreso.

2. TANQUES DE ENSAYO SEPARADORES DE AGUA LIBRE

Este tanque, a diferencia de los tanques comunes de ensayo, está diseñado para sacar las muestras y efectuar la medición de petróleo a través de un conjunto de tomamuestras ubicado en la zona calibrada superior del mismo (Fig. 9-VI). La medición del fluido que ingresa al tanque se realiza en la zona calibrada inferior que cuenta con un timer que es activado por un par de flotantes ubicados en los extremos de dicha zona.

El conjunto tomamuestras está constituído por un recipiente cilíndrico totalmente comunicado con el tanque y un tubo de muestreo. El tubo se introduce en dicho recipiente y se enrosca por su extremo inferior a una válvula de purga.


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Figura 9-VI


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Normas Generales. 1. Cada ensayo debe comenzar con el tanque vacío. Para ello, una vez finalizado un

ensayo se abrirá la válvula de drenaje de la zona de medición para desalojar el petróleo y luego se abrirá la válvula de drenaje inferior del tanque completando el drenaje del fluido.

Se pueden realizar ensayos con el tanque lleno de fluido, ya sea agua o bien fluido correspondiente a un ensayo anterior de otro pozo, pero en este caso es necesario determinar con precisión la cantidad exacta de petróleo ya contenida en el tanque a fines de efectuar un correcto cálculo(normalmente en estos casos se utilizan pozos con alto porcentaje de agua, de los cuales se aprovecha el agua para llenar el tanque y así acortar considerablemente los tiempos de ensayo.

2. El vertedero se dejará regulado en una posición fija para evitar posibles

inconvenientes en la medición. Esto sucedería si el nivel de interfase alcanza la zona del tanque donde existen accesorios internos, en el cual no es válida la calibración del mismo. Para ello se debe regular dicho vertedero de manera tal que el máximo volumen esperado de petróleo no alcance dicha zona, la que coincide con el nivel de la válvula de purga del tubo tomamuestras.

3. Para obtener una buena separación del agua deberá dosificarse el fluido con el

producto químico correspondiente. 4. Una vez transcurrido el tiempo necesario de ensayo para acumular petróleo en la

zona calibrada superior, el tubo se debe introducir lentamente para minimizar la turbulencia y posible error en el muestreo. Finalizada esta operación se tomará la muestra del contenido total del tubo.

Nota: el agregado de una cantidad medida de kerosene al interior del tubo ayuda a la extracción de la muestra.

5. Una vez obtenidos los datos de laboratorio de la muestra analizada, se registrará el

ensayo en la computadora completando el formulario (Fig. 10-VI). Al igual que los ensayos a separador y a tanque común, la computadora calcula la producción automáticamente en base al siguiente proceso: (Fig. 10a y 10b-VI) a) La muestra obtenida en el tanque se envía a laboratorio para su análisis, en el

cual se determina CANTIDAD DE PETROLEO en la muestra (en cm3). b) Se ingresa este dato en el formulario y se incluye el dato de "kerosene" agregado

para ser tenido en cuenta en el cálculo. c) El programa relaciona los cm3 de petróleo de la muestra dividiendo por el factor

volumétrico del tubo tomamuestras. d) El resultado obtenido, que representa altura en centímetros de petróleo dentro

del tubo y fuera de él, se multiplica por el factor volumétrico del tanque en la zona calibrada, el resultado final es "cantidad de petróleo en el tanque".

Para determinar la producción diaria de fluido se relaciona la distancia conocida de la zona calibrada inferior del tanque (L) en cm. con el factor del tanque (F) en m3/cm y el tiempo registrado por el timer (T) en horas, como se indica:


26-VI

Producción fluido =

L x F x 24T

constante x 24T

(m 3 / día )=

Finalmente se calcula la producción diaria de agua y su correspondiente porcentaje de fluido.

Otra forma común de medir el fluido producido por el pozo en ensayo es circular previamente a través de un separador de test, el cual descarga al tanque de ensayo para acumular y luego medir el petróleo producido.

Figura 10-VI


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ENSAYOS DE POZOS A TRAVES DE MEDIDORES MÁSICOS. En algunas estaciones satélites del yacimiento la experiencia de ensayos de pozos con Medidores Masicos ha sido exitosa. Si bien todavía no se ha generalizado y se sigue experimentando también con algunas otras alternativas es importante desarrollar en este capítulo lo que tenemos hasta ahora La medición a través de esta metodología, es alternativa y debido a sus características, brinda precisión, confiabilidad, rapidez y fundamentalmente optimización del tiempo de los integrantes del Equipo de Producción. La selección correcta de los pozos a ensayar, como en el caso de los ensayos a tanque separador, es prioritario para resultados altamente satisfactorios. La relación gas / petróleo en estos casos es determinante. Se deberán elegir aquellos pozos en que este factor sea mínimo y que a través de las instalaciones correspondientes, el remanente que quede sea eliminado en su totalidad. El instrumento instalado con mejor perfomance en el Micro Motion modelo DS 300 de 3”de diámetro. La descripción del mismo esta incluída en el Capitulo de Estaciones Satélites, cuando hablamos de la medición de la producción a la salida de las mismas. (Cap. V ). La capacidad de memoria del instrumento, NOC, permite tener almacenados datos de varios pozos a la vez y de esta forma optimizar su utilización (densidades agua / petróleo). En la instalación del instrumento es imprescindible respetar parámetros que se detallan a continuación: (Observar esquema de instalación tipo en la Figura 11-VI). Un tanque previo(20 m3) calefaccionado y sobreelevado ( 80 cmts. mínimo ) en referencia a los tanques de producción de la estación satélite, eliminará el remanente de gas asociado, si lo hubiera.

Un filtro de protección del medidor, de sólidos y / o impurezas, también previo al medidor y posterior a la salida del tanque.

Una válvula de contrapresion inmediata, después del medidor (es parte del instrumento). Que permitirá mantener el flujo y velocidad de descarga constante.

Revestimiento térmico o calefacción, para mantener temperaturas constantes en época invernal.

Inyección de desemulsionante sobre la línea de flujo, previa al medidor si fuera necesario. En la mayoría de los casos una pequeña cantidad dosificada durante el ensayo ha mejorado la calidad de los mismos. La posibilidad de pasar previamente, el pozo en ensayo, por un separador de los que cuenta la estación, podrá favorecer la medición, aunque no es imprescindible.


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Figura 11-VI


30-VI

CONTROL DE LA PRODUCCION - ESTADÍSTICAS

El control estadístico de la producción representa un aspecto muy importante que complementa el trabajo de campo, ya que permite observar gráficamente todo tipo de variaciones en los valores de producción de los pozos, tanto en forma individual como en conjunto. El Líder y su Equipo de Producción tienen la posibilidad de graficar la producción diaria, semanal o mensual de cada uno de los pozos , de las estaciones satélites, del Equipo y de esta manera visualizar variaciones como por ejemplo declinación natural, pérdidas de producción por fallas en los procesos de bombeo, pulling, mantenimiento, influencia de proyectos de recuperación secundaria, pozos nuevos, etc. La estadística, no solo significa CONTROL sino que es una herramienta muy importante que permite prever y solucionar problemas operativos. Dentro de esas herramientas, la incorporación del CHOKE MODEL, permitió a los Equipos medirse permanentemente contra sus propias metas y las de la Compañía, observando su índice de efectividad y vincularlo rápidamente a las oportunidades de mejora desarrolladas por ellos mismos. La producción de petróleo es el OBJETIVO BASICO y principal del supervisor de campo, por lo tanto el gráfico estadístico se convierte en una herramienta de ayuda para un buen control. En las siguientes páginas se pueden observar distintos gráficos correspondientes a las estadísticas de un Equipo de Producción, donde se registran valores de:

• Producción de Petróleo • Pérdidas operativas

• Metas

• Otros.

La revisión periódica de todos estos indicadores hace al seguimiento permanente de los resultados y a los cambios de planes de acción, que harán exitosa la perfomance de los equipos y les mostrará a su vez el esfuerzo realizado.


31-VI


32-VI


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37-VI

PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE GAS

El método más usual para el control de la producción y consumo de gas es el de medición con placa orificio. En nuestra operación utilizamos dos tipos de medidores de orificio:

• Medidor con registrador de presión

diferencial y presión estática.

• Medidor con registrador de presión estática (well tester),o con el correspondiente puente de medición, back-presure, y registrador diferencial.

• Medidor con turbina. En la compra a

Camuzzi en yacimiento Cerro Dragón.

MEDIDOR CON REGISTRADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL Y PRESIÓN ESTÁTICA. Es el método que usamos en el control de la producción de las estaciones satélites, separadores de ensayo, pozos productores de gas, sistema de captación de baja presión y para la medición del consumo en el sistema de distribución. El mismo consiste en intercalar en el conducto una placa orificio para provocar una caída de presión en el flujo de gas y registrar en una carta los valores de presión diferencial y presión estática (Fig. 12-VI). La presión diferencial es la diferencia de los valores de presión medidos en ambos lados de la placa orificio (P1 - P2) normalmente en pulgadas de agua, y la presión estática corresponde al valor medido aguas abajo de la placa (P2) en psi.

• Actualmente en el yacimiento de Cerro Dragón calculamos el balance de caudal de gas en forma electrónica , midiendo sobre la placa orificio la presión diferencial y manométrica, y a 60cm. aguas debajo de la misma, la temperatura de la vena de fluido. (En todos los casos con transmisores electrónicos con salida en lazo de 4 a 20 ma). Estas señales son colectadas en la unidad terminal remota(RTU) y esta a través de su CPU calcula el caudal de gas según la norma que impone el AGA3. Este caudal de gas se transmite luego a la central del sistema S.C.A.D.A (System Control


38-VI

And Data Adquisicion) ubicado en el campamento Cerro Dragón cada 10 min. Graficándose en el Software existente para su Visualización (FIX-DYNAMICS). Lo particular de este sistema de Transmisión y en función a la superficie del yacimiento Cerro Dragón, es que permite actualizar a distancia (en forma remota) las dimensiones de la placa orificio sobre el algoritmo de calculo existente en la R.T.U , ya que periódicamente el supervisor de producción modifica dichas dimensiones (diámetro de la placa orificio) en función de las condiciones operativas del momento.

COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN. 1. Placa orificio. Se fabrican en distintos diámetros y dimensiones generales de acuerdo

a las especificaciones AGA, N° 3. La Norma establece que el borde aguas arriba del orificio debe ser construido en ángulo recto, sin contornos redondeados. Además indica los valores de espesor que deben tener las placas para los distintos diámetros de tubería y el espesor del borde aguas arriba del orificio. Este último no deberá exceder de: 1/50 del diámetro de la tubería (D) y 1/8 del diámetro del orificio (d), adoptándose el menor espesor que resulte de ambos requerimientos. Por tal motivo es que algunas placas cuyo espesor supera el espesor requerido para el borde del orificio, son biseladas o rebajadas para lograr reducir el borde al valor establecido en la Norma.

• Haga el Análisis de su tarea antes de su Ejecución.

• Ejecute los Permisos de Trabajo.


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Figura 12-VI


40-VI

Otra especificación importante de AGA, para minimizar los errores en la medición es que la relación entre el diámetro del orificio y el diámetro interior del tubo medidor no debe superar los límites de 0.15 y 0.70. Esta relación de diámetros (d/D) se denomina Factor Beta. En la Tabla I-VI se indican los valores calculados de la relación Beta que cumplen con la condición impuesta por los límites 0.15 - 0.70. Así por ejemplo los diámetros de orificio mínimo y máximo que podemos utilizar en un puente de tubería de 3" son respectivamente 1/2" y 2-1/8".

TABLA I-VI -VALORES DE LA RELACION ββ: 0.15 A 0.70

(Medidas en pulgadas) * diámetro nominal ** diámetro interior

DIAMETRO DIAMETROS DE TUBERIA PESO STANDARD

DE * 2 3 4 6

ORIFICIO ** 2.067 3.068 4.026 6.065

3/8 0.375 0.181 1/2 0.500 0.242 0.163 5/8 0.625 0.302 0.204 0.155 3/4 0.750 0.363 0.244 0.186 7/8 0.875 0.423 0.285 0.217

1 1.000 0.484 0.326 0.248 0.165 1-1/8 1.125 0.544 0.366 0.279 0.185 1-1/4 1.250 0.605 0.407 0.310 0.206 1-3/8 1.375 0.665 0.448 0.341 0.227 1-1/2 1.500 0.489 0.372 0.247 1-5/8 1.625 0.529 0.403 0.268 1-3/4 1.750 0.570 0.434 0.288 1-7/8 1.875 0.611 0.465 0.309

2 2.000 0.652 0.496 0.330 2-1/8 2.125 0.693 0.527 0.350 2-1/4 2.250 0.558 0.371 2-3/8 2.375 0.589 0.391 2-1/2 2.500 0.620 0.412 2-5/8 2.625 0.652 0.433 2-3/4 2.750 0.683 0.453 2-7/8 2.875 0.474

3 3.000 0.494 3-1/4 3.250 0.536 3-3/8 3.375 0.556 3-1/2 3.500 0.577 3-5/8 3.625 0.597 3-3/4 3.750 0.618 3-7/8 3.875 0.638

4 4.000 0.659 4-1/4 4.250 0.700


41-VI

2. Porta-orificios. En nuestra operación utilizamos dos tipos: el de bridas (Fig. 13-VI) y el porta-orificios "Daniel Senior" (Fig. 14-VI). La ventaja de este último es que permite reemplazar la placa orificio sin interrumpir el flujo, eliminándose así el uso de by-pass. La brida porta-orificios tiene dos agujeros roscados diametralmente opuestos; de acuerdo a la posición que ilustra la Fig. 13-VI los dos de la parte superior se utilizan para conectar el registrador de presiones (Foxboro) y los inferiores para purgar el tubo medidor.

Los agujeros del tubo medidor para las conexiones de presión deben ser de 1/2" para tubos de 4" o mayores, de 3/8" para tubos de 3" y de 1/4" para tubos de 2". Al instalar las placas orificio deberá observarse la posición: normalmente vienen marcadas en una de sus caras "inlet" (entrada), en este caso colóquese con dicha cara aguas arriba. Si la placa no tuviera marca de posición y una de sus caras tiene el orificio biselado o con un rebaje de espesor, debe instalarse con esta cara del lado de aguas abajo.

La función del porta-orificios es mantener la placa en el centro del conducto, normalmente las placas se corresponden con sus bridas por lo que el centrado de las mismas es inmediato (al ajustar las bridas apretar los espárragos en forma uniforme para evitar deformar la placa). En la Fig. 14-VI se describen las partes componentes del porta-orificios "Daniel" utilizado en nuestras operaciones en los separadores de ensayo y en puentes para la medición de las producciones y consumos. La operación del mismo se efectúa de acuerdo a lo que se indica:


42-VI

BRIDAS PORTA ORIFICIO

Figura 13-VI


43-VI

PORTA ORIFICIO DANIEL “SENIOR”

Figura 14-VI


44-VI

Extracción de placa orificio. a. Abrir la válvula ecualizadora de presiones (9), máximo dos vueltas. b. Abrir la válvula de compuerta (8), comunica a ambas caras. c. Girar el eje del piñón inferior (7), levanta la placa primer tramo. d. Girar el eje del piñón superior (6), levanta la placa segundo tramo. e. Cerrar la válvula de compuerta (8). f. Cerrar la válvula ecualizadora de presiones (9). g. Abrir la válvula de venteo (5), queda sin presión la cámara superior. h. Lubricar con la grasera (10), lubrica la guía. i. Aflojar los pernos de fijación (1), sin sacar la placa de fijación (2). j. Girar el eje del piñón superior (6), la placa orificio al ascender suelta el conjunto

empaquetadura y tapa (3, 4). k. Sacar la pieza de fijación (2) y el conjunto (3, 4).

Instalación de la placa orificio. a. Cerrar la válvula de venteo (5). b. Colocar la placa orificio y girar el piñón superior (6) hasta que la placa apoye

suavemente en la válvula de compuerta (8). c. Colocar el conjunto (3, 4), la placa de fijación (2) y ajustar los pernos (1). d. Abrir la válvula ecualizadora de presiones (9). e. Abrir la válvula de compuerta (8). f. Girar el piñón superior (6). g. Girar el piñón inferior (7), asienta la placa orificio en su posición de trabajo. h. Cerrar la válvula de compuerta (8). i. Cerrar la válvula ecualizadora de presiones (9). j. Abrir la válvula de venteo (5).


45-VI

k. Lubricar la guía. l. Cerrar la válvula de venteo (5).

3. Tubo medidor. Lo constituye la parte recta del puente de medición ubicado a ambos lados de la placa orificio. Es importante que el flujo de gas circule por el tubo medidor con la menor perturbación posible a fin de obtener mayor exactitud en la medición. Para esto se requiere una longitud recta mínima sin restricciones a ambos lados de la placa orificio. Estas longitudes se expresan generalmente en diámetros de la tubería de medición y dependen del tipo y disposición de los elementos que forman el puente de medición (codos, reducciones, válvulas, etc.) y de la relación Beta .

En la publicación N° 3 de AGA se indican distintos esquemas de instalación con sus respectivas acotaciones de distancias mínimas, las que para Beta= 0,70 van de 12 a 39 diámetros de tubería para el tramo de aguas arriba de la placa orificio y de 5 diámetros de tubería para el tramo de aguas abajo. En caso que se requiera la construcción de un puente de medición o que exista la duda sobre una instalación realizada, deberá consultarse con el Departamento de Ingeniería

4. Accesorio para registro de temperatura. Deberá ser instalado aguas abajo de la placa

orificio a continuación de la distancia mínima requerida y no más de 20 diámetros de tubería desde la placa (AGA N° 3).

5. Registrador de presiones. En nuestra operación utilizamos el registrador de presiones

diferencial y estática, en sus dos modelos de caja circular y rectangular. Los registros de presión se efectúan con dos plumas sobre una carta circular impulsada por un reloj. La pluma que registra la presión diferencial recibe el movimiento de un medidor de diafragmas y la de presión estática de un tubo bourdon.

Las cartas que utilizamos están impresas en períodos de tiempo de 24 horas ó 7 días y en escala de presiones normalmente de : 0-100 pulgadas de agua para presión diferencial y 0-150 psi para presión estática. El medidor de presión diferencial del instrumento es del tipo de diafragmas (modelo 37) fabricado por Foxboro, en la 15-VI se muestra un esquema del mismo con la indicación de sus partes. El sistema constituído por los diafragmas, el pasaje entre ellos y el cuerpo central está lleno de líquido. Un compensador de temperaturas bimetálico ajusta la capacidad de dicho sistema a la variación de volumen que experimenta el liquido por cambios en la temperatura ambiente.

Al actuar la presión aguas arriba de la placa orificio (Pl) el diafragma compensador se

comprime desalojando parte del líquido que expande al diafragma de rango. La deformación de este diafragma es resistido por la presión aguas abajo de la placa (P2) y la tensión del resorte, cuya característica determina el rango del instrumento. Como resultado tendremos un movimiento lineal del diafragma compensador que es proporcional a los cambios de presión diferencial (Pl-P2); dicho movimiento es transmitido al mecanismo de registro por el conjunto: brazo de vinculación y palanca impulsora.


46-VI

Este medidor tiene además un tornillo de regulación para amortiguar excesivas fluctuaciones de la presión diferencial, el mismo está ubicado en la parte superior del medidor (Fig 16-VI). En caso de requerirse, debe quitarse la tapita protectora y girar el tornillo en la dirección que corresponda para obtener el grado deseado de amortiguación. El medidor de presión estática como se mencionó al principio, está constituido por un tubo bourdon en forma de espiral que se conecta aguas abajo de la placa orificio. Por efecto de la presión, el bourdon se deforma y este movimiento es transmitido por un brazo al mecanismo de registro.

FORMA DE OPERAR EL REGISTRADOR DE PRESIONES

Al comenzar el registro.

a. Las válvulas de paso (1, 2) y de venteo (3) deben estar abiertas. Las válvulas de paso (4 y 5) deben permanecer cerradas. (Fig. 15-VI).

b. Dar cuerda al reloj y ajustarlo al intervalo deseado.

c. Colocar la carta de registro y controlar el estado de las plumas.

d. Ajustar la pluma de presión estática al cero de la carta. Para ello regular el tornillo del brazo de la pluma (Fig. 16a-VI).

e. Ajustar la pluma de presión diferencial al cero de la carta, para lo cual se cierra la válvula de venteo (3) y se abre la válvula de paso (4); como la válvula (5) está cerrada y las válvulas (1 y 2) están abiertas, la presión (P1) actuará sobre ambos diafragmas. En esta condición ajustar la pluma al cero de la carta con el correspondiente tornillo de regulación (Fig 16a-VI).

f. Abrir la válvula de paso (5) y cerrar lentamente la válvula (1), observando si la pluma de presión diferencial se ubica en proximidades del punto medio de la escala de la carta (en lo posible el registro debe estar entre 40 y 60 pulgadas de agua).


47-VI

ESQUEMA DEL REGISTRADOR DE PRESIONES Y SUS CONEXIONES AL PUENTE DE MEDICIÓN.

Figura 15-VI


48-VI

Figura 16-VI


49-VI

Si en esta operación la pluma se aleja mucho en más o menos del punto medio

de la escala, habrá que cambiar la placa orificio por otra de distinto diámetro (más adelante se explicará como seleccionar el diámetro de orificio más conveniente).

Para cambiar la placa, las válvulas (1 y 2) deben estar abiertas, se cierran las válvulas (4 y 5), a continuación se abre la válvula de venteo (3) y una vez instalada la nueva placa orificio se continua con los pasos ya indicados.

g. Una vez logrado el paso (f) se cierra la válvula (2) y se comienza el registro.

Al finalizar el registro.

a. Abrir las válvulas (1, 2).

b. Cerrar las válvulas (4, 5).

c. Abrir la válvula de venteo (3).

Nota: Es importante que la trayectoria de la pluma correspondiente a la presión diferencial siga el arco de carta y a que el programa de cálculo por sistema de "digitalizado" toma el largo del brazo con una longitud fija. Si se varía el largo del brazo la lectura será errónea.

SELECCION DEL DIÁMETRO DE ORIFICIO Y ESTIMACIÓN DEL CAUDAL DE GAS. 1. Selección del diámetro del orificio. Con la regla Daniel (Fig. 17-VI), podemos

seleccionar el diámetro de orificio que nos permita obtener un registro de presión diferencial en un rango determinado, de esta manera evitamos probar con distintos orificios hasta encontrar el que nos de el valor de presión diferencial que deseamos. Para ello debemos conocer los siguientes datos : - caudal estimado de gas a medir, en pie3/hora. - diámetro del tubo medidor, en pulgadas. - presión manométrica del sistema, en psi. - temperatura estimada del gas (podemos adoptar un valor promedio de 60°F). - gravedad específica del gas (0,6 valor promedio en nuestro yacimiento).


50-VI


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Procedimiento. Para nuestro ejemplo supongamos los siguientes datos

- caudal estimado = 17.000m3 / d *1

0,6825.000pie3 / hora=

- diámetro tubo medidor = 4"

- presión del sistema = 30 psi

- temperatura estimada = 60 °F

- valor de presión diferencial deseado: 50" de agua

(1) Ver Fig. 17-VI; desplazamos la regla superior (1) y hacemos coincidir el valor de 25.000 pie3/hora (flow rate) con el valor de la presión diferencial (50"), que está indicado en la escala fija superior. (2) Desplazamos la regla intermedia (2) hasta hacer coincidir el valor de la presión del sistema 30 psi (gauge pressure) con el diámetro del tubo medidor 4", que esta indicado en la regla superior . (3) Desplazamos la regla inferior (3) y hacemos coincidir el valor de la gravedad específica del gas 0,6 con el valor de la temperatura 60 °F, que está indicada en la regla intermedia (4) Con la regla (1) en esa posición leemos el valor de la relación β en la escala superior de la misma: 0,35. Finalmente buscando en la Tabla 1-VI para un tubo medidor de 4" de diámetro nominal, el valor de β más aproximado es (0,341) y encontramos el orificio a utilizar : 1-3/8" de diámetro.

2. Estimación del caudal de gas. Para estimar el caudal de gas con la regla "Daniel"

procedemos en forma inversa a lo explicado para seleccionar el diámetro de la placa orificio.

Supongamos el siguiente ejemplo donde en la carta de registro de presiones, como lectura promedio, tenemos:

presión diferencial: 60" agua

presión estática: 50 psi

diámetro placa orificio: 4”

diámetro placa orificio: 2”

temperatura promedio gas: 60 °F


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gravedad específica gas: 0.6

Procedimiento. De la Tabla 1-VI buscamos la relación β = 0.496.

(1) En la regla "Daniel", desplazamos la regla inferior hasta hacer coincidir 0.50 (0.496) con la flecha indicativa correspondiente a orificios con bridas. (2) Desplazamos luego la regla intermedia hasta hacer coincidir el valor de la

temperatura del gas 60 °F con el valor de la gravedad específica (0.6), que está indicado en la regla inferior.

(3) Manteniendo la regla intermedia en esa posición desplazamos la regla superior

hasta hacer coincidir el diámetro del tubo medidor 4" con el valor de la presión estática 50 psi que está indicado en la regla intermedia.

(4) Buscamos en la escala fija superior el valor de la presión diferencial 60" y en

correspondencia con éste leemos en la regla (1) el caudal de gas: 70.000 pie3/hora.

Finalmente para calcular el caudal de gas en m3/d multiplicamos por 0.68 (70.000 pie3/hora x 0.68= 47.600 m3/d)

Observaciones: la regla de cálculo Daniel se utiliza solamente cuando se desea estimar el caudal de gas ï n-situ"y donde no se requiere exactitud. Para obtener un cálculo más preciso se utiliza un programa de computadora (llamado calculo de gas), con el cual se calcula el caudal de gas en base a los datos suministrados. Se pueden ingresar a la computadora los valores promedio de presiones y temperatura o bien "digitalizar" la carta que se obtiene con el registrador de campo. Este sistema tiene la ventaja de simplificar y acelerar el cálculo, y elimina las diferencias de interpretación de lecturas de cada usuario, que genera la regla Daniel. También se utiliza para la estimación del orificio a utilizar en una nueva instalación, simulando datos de presión diferencial deseada, caudal aproximado a medir y presión estática del sistema. Jugando con estos valores podemos rápidamente hacer una estimación del orificio a instalar.

OPERACIÓN DEL PROGRAMA

Para el modo de calculo con los valores promedio se ingresan los datos de : diámetro interior del tramo medidor, diámetro del orificio, gravedad especifica del gas, y los valores de presión estática y diferencial leídos en la carta y la temperatura del gas. Luego el programa nos da el valor de caudal correspondiente.

Para el modo de calculo con digitalizador se procede de igual modo hasta el punto donde el programa nos pide el ingreso de los parámetros del equipo medidor(FOXBORO), para luego digitalizar la carta. El programa nos va indicando los pasos a seguir.


53-VI

MODO 1

MODO 2


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NORMAS GENERALES. (1) Al instalar las placas orificio deberá verificarse su posición y limpieza. Las placas

que se guardan o transportan deberán ser protegidas para evitar que se dañe el borde del orificio.

(2) Verificar que el movimiento de las plumas siga exactamente los arcos de las

respectivas escalas de la carta de registro, así no fuera reemplazarla por otra con el brazo apropiado.

(3) El registro de presión diferencial deberá efectuarse en color rojo y el de presión

estática en color azul. (4) En todos los registros que se efectúen se indicará en la carta los siguientes

datos: • N° de pozo (gas de tubing/casing) estación, sistema al cual corresponde la

medición.

• Fecha y hora de comienzo y final de la medición.

• Registrar el cero en ambas escalas de presión. Diámetro del tubo medidor.

• Rangos de presión diferencial y estática del instrumento.

• Temperatura promedio del gas.

MEDIDOR CON REGISTRADOR DE PRESIÓN ESTÁTICA (WELL TESTER). Este tipo de medidor de orificio está especialmente diseñado para medir bajos caudales de gas a bajas presiones. El medidor consiste en un niple con conexión en un extremo para roscarlo al tramo de cañería del pozo, en el otro extremo se enrosca el portaorificios y en el cuerpo tiene una conexión para tomar la presión del flujo de gas. El medidor de orificio "Well Tester" que utilizamos en nuestra operación es marca "Merla" de 2" de diámetro; el juego de orificios que se emplea normalmente tienen los siguientes diámetros: 1/8"; 1/4"; 3/8"; 1/2"; 3/4"; 1,0"; 1-1/4". Merla fabrica también medidores well tester de otras dimensiones. En la tabla siguiente se indican las características de cada uno de ellos.

Diámetro Longitud Capacidad de Medición Orificio (pulgadas)

2" 6-1/2" 1 MM pié3/d = 28.320 m3/d 1/8; 1/4; 3/8; 1/2; 3/4; 1; 1-1/4

3" 24" 3 MM pié3/d = 84.960 m3/d 3/4; 1; 1-1/4; 1-1/2; 2

4" 32" 3 MM pié3/d = 84.960 m3/d 1; 1-1/4; 1-1/2; 1-3/4; 2; 2-1/4; 2-1/2; 2-3/4; 3


55-VI

El instrumento registrador de presión estática, normalmente de marca Foxboro, puede registrar dicha presión en pulgadas de agua, en pulgadas de mercurio o en psi. En nuestra operación contamos con los tres tipos indicados. El registrador de presión se conecta en la conexión que tiene el "well tester", próximo a la tapa portaorificio. La instalación del medidor de orificio "well tester" en la cabeza del pozo o al sistema de ensayo, se efectúa intercalando un tramo de cañería de igual diámetro que el medidor y de un largo mínimo sin restricciones de 5 diámetros de cañería. PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO. En esta sección se incluyen las tablas de capacidad (Tablas II-VI; III-VI y IV-VI; con presiones en pulgadas de agua, pulgadas de mercurio y en psi) y las tablas de los factores de corrección por temperatura y gravedad específica del gas (Tablas V-VI y VI-VI) utilizadas para el cálculo de los caudales de gas cuando se usa un medidor "well tester" de 2" de diámetro. (1)- Con el diámetro del medidor, diámetro de orificio y presión del registro se busca en

las tablas de capacidad el caudal de gas que está expresado en miles de pie3/día. (2)- Se buscan los factores de corrección por temperatura y gravedad específica del gas

en las Tablas. (3)- El caudal de gas real se calcula, es el resultado de : caudal de tablas de capacidad x

factor por temperatura x factor de gravedad específica. Ejemplo: Medidor well tester 2".

Diámetro de orificio : 1"

presión registrada: 18" de agua. De las tablas de capacidad, encontramos Q gas = 110.000 pie3/día. Los valores indicados en las tablas de capacidad son para las condiciones de gravedad específica gas: 0,6 y 60 °F de temperatura. Si en nuestro ejemplo el gas tiene una gravedad específica de 0,72 y una temperatura de registro igual a 70 °F, tendremos:

De tablas factor de corrección por temperatura = 0.9905

factor de corrección por gravedad específica = 0.9129


56-VI

En consecuencia, el caudal de gas reas es:

Q = 110000 pie3/día x 0.9905 x 0.9129 = 99465 pie3/día Para expresar este valor en m3/día, multiplicar por 0.0283.

99465 x 0.0283 = 2814.8 m3/día (4)- Para determinar la relación gas-petróleo "GOR", se mide en tanque el petróleo

producido por el pozo. Si en nuestro ejemplo la producción es 10 m3/día, entonces:

GORm día

m díam gasm oil

= =2814 8 3

10 3281 48

3

3

. ( / )

( / ).


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TABLA II-VI

Medidor "Well Tester 2" - caudal: Mpie3/día

Basado en: 14.65 psi, 60°F - Gr.Esp: 0.60

DIAMETRO ORIFICIO (Pulg.) Pulg.agua 1/16" 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)

1.0 .168 .528 1.68 3.56 6.27 14.2 25.8 43.9 69.6 1.2 .184 .578 1.85 3.91 6.87 15.5 28.3 48.0 76.2 1.4 .199 .625 1.99 4.22 7.42 16.8 30.6 51.9 82.3 1.6 .213 .669 2.13 4.52 7.94 17.9 32.7 55.5 88.0 1.8 .226 .709 2.26 4.79 8.43 19.0 34.6 58.9 93.3

2.0 .238 .747 2.37 5.05 8.87 20.0 36.5 62.0 98.5 2.2 .250 .784 2.49 5.29 9.31 21.0 38.3 65.1 103. 2.4 .261 .818 2.61 5.52 9.72 21.9 40.0 67.9 108. 2.6 .272 .852 2.71 5.76 10.1 22.9 41.6 70.7 112. 2.8 .282 .884 2.81 5.98 10.5 23.8 43.2 73.3 116.

3.0 .292 .915 2.92 6.18 10.9 24.5 44.7 76.0 121. 3.2 .302 .945 3.01 6.39 11.2 25.3 46.2 78.5 124. 3.4 .311 .975 3.11 6.58 11.6 26.1 47.6 80.9 128. 3.6 .319 1.00 3.19 6.78 11.9 26.9 48.9 83.3 132. 3.8 .329 1.03 3.28 6.96 12.2 27.6 50.3 85.5 136.

4.0 .338 1.06 3.37 7.14 12.5 28.3 51.6 87.8 139. 4.5 .357 1.12 3.58 7.58 13.3 30.1 54.7 93.1 148. 5.0 .377 1.18 3.71 7.98 14.1 31.6 57.7 98.1 156. 5.5 .396 1.24 3.95 8.37 14.7 33.2 60.5 103. 163. 6.0 .412 1.29 4.12 8.74 15.4 34.7 63.3 107. 170.

6.5 .428 1.34 4.30 9.10 16.0 36.1 65.8 112. 177. 7.0 .444 1.39 4.45 9.45 16.7 37.4 68.3 116. 184. 8.0 .479 1.50 4.76 10.1 17.2 40.0 73.1 124. 197. 9.0 .507 1.59 5.05 10.7 18.8 42.5 77.5 132. 209.

10.0 .533 1.67 5.32 11.3 19.9 44.8 81.6 138. 220.

11.0 .558 1.75 5.60 11.9 20.9 47.2 85.9 145. 231. 12.0 .584 1.83 5.86 12.4 21.9 49.3 89.8 152. 241. 13.0 .610 1.91 6.10 12.9 22.8 51.4 93.6 158. 251. 14.0 .632 1.98 6.33 13.4 23.7 53.3 97.3 164. 260. 15.0 .654 2.05 6.55 13.9 24.5 55.2 101. 170. 270.

16.0 2.11 6.72 14.2 25.1 56.8 103. 176. 278. 17.0 2.18 6.93 14.7 25.8 58.5 106. 181. 287. 18.0 2.24 7.12 15.1 26.6 60.2 110. 186. 295. 19.0 2.30 7.32 15.5 27.3 61.9 113. 191. 303. 20.0 2.36 7.51 15.9 28.0 63.5 115. 196. 311.

(*) Nota: Orificio de 1-1/2" para usar únicamente cuando orificios de menor diámetro no

permiten una correcta medición. Orificio de 1/16" no recomendado.


58-VI

TABLA II-VI (Cont.) Medidor "Well Tester 2" - caudal: Mpie3/día

Basado en: 14.65 psi, 60°F - Gr.Esp: 0.60 Presión DIAMETRO ORIFICIO (Pulg.)

Pulg.agua 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 22.0 2.48 7.88 16.7 29.4 66.6 121. 206. 326. 24.0 2.59 8.22 17.4 30.7 69.5 126. 215. 341. 26.0 2.69 8.56 18.1 31.9 72.4 132. 224. 355. 28.0 2.79 8.89 18.8 33.2 75.1 137. 233. 368. 30.0 2.89 9.20 19.5 34.3 77.8 141. 241. 381.

32.0 2.99 9.50 20.1 35.5 80.3 146. 248. 394. 34.0 3.08 9.79 20.8 36.5 82.8 151. 256. 406. 36.0 3.17 10.1 21.3 37.6 85.2 155. 264. 418. 38.0 3.25 10.4 21.9 38.6 87.5 159. 271. 429. 40.0 3.34 10.6 22.5 39.6 89.8 163. 278. 440.

42.0 3.42 10.9 23.1 40.7 92.0 167. 285. 451. 44.0 3.50 11.1 23.6 41.6 94.1 171. 291. 462. 46.0 3.58 11.4 24.1 42.5 96.3 175. 298. 473. 48.0 3.66 11.6 24.7 43.4 98.4 179. 304. 482. 50.0 3.73 11.9 25.2 44.3 100. 183. 311. 493.

52.0 3.81 12.1 25.7 45.2 102. 186. 317. 502. 54.0 3.88 12.3 26.2 46.1 104. 190. 323. 511. 56.0 3.95 12.6 26.6 46.9 106. 193. 329. 521. 58.0 4.02 12.8 27.1 47.8 108. 197. 335. 530. 60.0 4.09 13.0 27.6 48.6 110. 200. 340. 539.

62.0 4.16 13.2 28.0 49.4 112. 203. 346. 549. 64.0 4.23 13.4 28.5 50.2 114. 207. 352. 557. 66.0 1.28 13.6 28.9 50.9 115. 210. 357. 565. 68.0 4.35 13.9 29.4 51.7 117. 213. 362. 575 70.0 4.42 14.1 29.8 52.4 119. 216. 368. 583.

72.0 4.48 14.3 30.2 53.2 120. 219. 373. 74.0 4.54 14.4 30.6 53.9 122. 222. 378. 76.0 4.60 14.6 31.0 54.7 123. 225. 383. 78.0 4.66 14.8 31.4 55.3 125. 228. 388. 80.0 4.72 15.0 31.8 56.1 127. 231. 393.

82.0 4.78 15.2 32.2 56.8 128. 233. 398. 84.0 4.84 15.4 32.6 57.4 130. 236. 403. 86.0 4.90 15.5 33.0 58.1 131. 239. 407. 88.0 4.96 15.7 33.4 58.8 133. 242. 412. 90.0 5.01 15.9 33.8 59.5 134. 244. 417.

92.0 5.06 16.1 34.1 60.1 136. 247. 422. 94.0 5.12 16.3 34.5 60.8 137. 250. 426. 96.0 5.17 16.4 34.9 61.5 139. 253. 431. 98.0 5.23 16.6 35.2 62.1 140. 255. 435. 100.0 5.28 16.8 35.6 62.7 142. 258. 439.


permiten una correcta medición.


59-VI

TABLA III-VI



Pulg.Mercurio 1/16" 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)

1.0 .595 1.91 6.23 13.2 23.1 52. 96. 162. 258. 1.1 .626 2.01 6.53 13.8 24.2 55. 100. 170. 271. 1.2 .657 2.11 6.83 14.5 25.2 58. 105. 178. 283. 1.3 .682 2.19 7.14 15.1 26.3 60. 109. 185. 295. 1.4 .704 2.26 7.37 15.6 27.4 62. 113. 192. 306.

1.5 .735 2.36 7.67 16.3 28.4 64. 117. 199. 317. 1.6 .754 2.42 7.89 16.7 29.5 67. 12. 206. 328. 1.7 .779 2.50 8.11 17.2 30.5 69. 125. 12. 338. 1.8 .807 2.59 8.41 17.9 31.6 71. 129. 219. 348. 1.9 .825 2.65 8.63 18.3 32.6 73. 132. 225. 358.

2.0 .850 2.73 8.86 18.8 33.7 75. 136. 231. 367. 2.2 .891 2.86 9.31 19.8 34.7 78. 143. 242. 386. 2.4 .928 2.98 9.69 20.5 35.8 82. 149. 253. 403. 2.6 .972 3.12 10.1 21.5 37.9 85. 155. 264. 420. 2.8 1.006 3.23 10.5 22.3 38.9 89. 161. 274. 445.

3.0 1.044 3.35 10.9 23.1 40.0 92. 167. 284. 451. 3.2 1.081 3.47 11.3 23.9 43.1 95. 173. 293. 467. 3.4 1.115 3.58 11.6 24.7 44.2 98. 179. 303. 482. 3.6 1.146 3.68 11.9 25.3 45.2 101. 184. 312. 497. 3.8 1.180 3.79 12.3 26.2 46.3 104. 189. 321. 510.

4.0 1.212 3.89 12.6 26.8 47.4 107. 194. 330. 524. 4.5 1.290 4.14 13.4 28.5 50.5 113. 206. 350. 558. 5.0 1.361 4.37 14.2 30.1 52.6 120. 218. 370. 589. 5.5 1.433 4.60 14.9 31.7 56.8 126. 229. 389. 619. 6.0 1.495 4.80 15.6 33.2 59.0 132. 240. 407. 648.

6.5 1.561 5.01 16.3 34.6 61.0 137. 251. 425. 676. 7.0 1.626 5.22 17.0 36.0 63.5 143. 261. 442. 704. 8.0 1.741 5.59 18.3 38.6 68.1 154. 280. 475. 756. 9.0 1.853 5.95 19.3 41.2 72.8 164. 298. 506. 806.

10.0 1.971 6.33 20.5 43.8 77.4 173. 316. 536. 854.

11.0 2.071 6.65 21.6 45.9 80.9 183. 333. 565. 899. 12.0 2.181 7.00 22.7 48.3 85.5 192. 349. 593. 944. 13.0 2.271 7.29 23.6 50.4 89.0 200. 365. 620. 986. 14.0 2.374 7.62 24.8 52.7 93.6 209. 381. 646. 1025. 15.0 2.470 7.93 25.8 54.7 97.0 217. 396. 672. 1068.

16.0 8.22 26.8 56.8 100.0 225. 411. 691. 1110. 17.0 8.49 27.6 58.6 104. 233. 425. 721. 1148. 18.0 8.80 28.7 60.8 107. 241. 439. 746. 1185. 19.0 9.08 29.5 62.7 110. 249 453. 769. 1223. 20.0 9.36 30.5 64.6 115. 256. 467. 793. 1262.


permiten una correcta medición. Orificio de 1/16" no recomendado.


60-VI

TABLA III-VI (Cont.) Medidor "Well Tester 2" - caudal: Mpie3/día


Pulg.Mercurio 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 21.0 9.60 31.2 66.4 118. 264. 481. 816. 1296. 22.0 9.89 32.1 68.4 120. 271. 494 838. 1333. 23.0 10.1 32.9 70.0 123. 278. 507 861. 1370. 24.0 10.4 33.9 71.9 127. 285. 520 883. 1404. 25.0 10.6 34.6 73.6 131. 292. 533. 905. 1440.

26.0 10.9 35.5 75.4 133. 300. 546. 927. 1474. 27.0 11.2 36.4 77.2 136. 306. 559. 948. 1508. 28.0 11.5 37.2 78.9 140. 313. 571. 969. 1540. 29.0 11.7 37.9 80.5 142. 320. 583. 990. 1576. 30.0 11.9 38.7 82.2 145. 327. 596. 1011. 1608.

31.0 12.2 39.6 84.0 150. 334. 608. 1032. 1640. 32.0 12.4 40.5 86.0 152. 340. 620. 1052. 1673. 33.0 12.6 41.2 87.4 155. 347. 632. 1073. 1709. 34.0 12.9 42.0 89.0 157. 353. 644. 1093. 1740. 35.0 13.2 42.7 90.6 160. 360. 656. 1113. 1771.

36.0 13.4 43.5 92.2 164. 366. 668. 1133. 1802. 37.0 13.6 44.2 93.9 167. 373. 679. 1153. 1835. 38.0 13.8 45.0 95.5 169. 379. 691. 1173. 1866. 39.0 14.1 45.7 97.0 172. 386. 703. 1193. 1896. 40.0 14.3 46.4 98.7 175. 392. 714. 1212. 1928.

41.0 14.7 47.5 101. 178. 400. 729. 1240. 1957. 42.0 14.9 48.2 102. 180. 406. 740. 1250. 1990. 43.0 15.1 48.9 104. 184. 413. 752. 1270. 2019. 44.0 15.3 49.6 105. 187. 418. 763. 1300. 2052.

45/0 15.5 50.3 107. 189. 426. 775. 1320. 2080.

46.0 15.7 51.2 108. 191. 431. 787. 1337. 2112. 47.0 15.9 51.9 109. 193. 437. 798. 1348. 2145. 48.0 16.3 52.6 112. 198. 442. 809. 1369. 2172. 49.0 16.5 53.3 113. 200. 450. 819. 1390. 2203. 50.0 16.7 54.1 115. 202. 455. 830. 1411. 2230.

51.0 16.9 54.7 116. 205. 461. 841. 1422. 2260. 52.0 17.1 55.4 118. 207. 466. 853. 1441. 2293. 53.0 17.3 56.3 119. 211. 473. 865. 1463. 2320. 54.0 17.6 57.0 121. 213. 480. 877. 1485. 2350. 55.0 17.8 57.7 122. 216. 487. 887. 1506. 2380.

56.0 18.0 58.3 124. 219. 492. 897. 1527. 2410. 57.0 18.2 59.0 125. 222. 497. 907. 1538. 2440. 58.0 18.4 59.7 126. 224. 504. 918. 1559. 2470. 59.0 18.6 60.4 129. 226. 509. 929. 1578. 2500. 60.0 18.8 61.1 130. 229. 515. 940. 1590. 2530.




61-VI

TABLA III-VI (Cont.) Medidor "Well Tester 2" - caudal: Mpie3/día


Pulg.Mercurio 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 61.0 19.0 61.8 132. 231. 521. 950. 1610. 2555. 62.0 19.2 62.5 133. 235. 526. 962. 1632. 2585. 63.0 19.4 63.1 134. 237. 533. 971. 1653. 2615. 64.0 19.6 63.9 136. 240. 538. 985. 1664. 2640. 65.0 19.9 64.5 137. 242. 545. 993. 1686. 2670.

66.0 20.1 65.3 139. 245. 552. 1000. 1706. 2700. 67.0 20.3 66.0 140. 247. 557. 1010. 1727. 2730. 68.0 20.5 66.7 141. 250. 563. 1020. 1738. 2760. 69.0 20.7 67.4 143. 253. 568. 1040. 1759. 2785. 70.0 20.9 68.0 144. 255. 573. 1050. 1780. 2810.

71.0 21.1 68.8 146. 259. 579. 1055. 1790. 2845. 72.0 21.3 69.4 148. 261. 585. 1062. 1812. 2870. 73.0 21.6 70.1 149. 263. 591. 1072. 1832. 2900. 74.0 21.8 70.7 151. 266. 595. 1083. 1843. 2930. 75.0 22.0 71.6 152. 269. 603. 1094. 1864. 2955.

76.0 22.2 72.2 154. 272. 609. 1104. 1885. 77.0 22.4 72.8 155. 274. 615. 1115. 1907. 78.0 22.5 73.4 156. 276. 619. 1126. 1917. 79.0 22.8 74.1 158. 278. 624. 1136. 1939. 80.0 23.0 75.0 159. 280. 632. 1147. 1959.

81.0 23.3 75.5 160. 284. 636. 1157. 1970. 82.0 23.4 76.0 162. 286. 642. 1168. 1991. 83.0 23.7 77.0 163. 289. 650. 1179. 2011. 84.0 23.9 77.5 165. 291. 654. 1188. 2025. 85.0 24.0 78.1 167. 294. 658. 1198. 2045.

86.0 24.3 79.0 168. 297. 665. 1210. 2065. 87.0 24.4 79.6 169. 299. 670. 1220. 2073. 88.0 24.6 80.2 171. 302. 676. 1230. 2093. 89.0 24.9 81.0 172. 305. 683. 1241. 2116. 90.0 25.1 81.4 173. 307. 687. 1251. 2127.

91.0 25.3 82.3 175. 309. 693. 1262. 2148. 92.0 25.5 82.9 176. 312. 700. 1273. 2170. 93.0 25.7 83.5 177. 313. 704. 1284. 2180. 94.0 25.9 84.3 179. 316. 710. 1294. 2200. 95.0 26.1 84.9 180. 318. 715. 1305. 2222.

96.0 26.3 85.7 183. 321. 722. 1314. 2232. 97.0 26.5 86.3 184. 324. 727. 1325. 2255. 98.0 26.8 87.0 186. 326. 734. 1335. 2275. 99.0 27.0 87.5 187. 329. 739. 1346. 2286. 100.0 27.2 88.3 188. 331. 744. 1357. 2306.




62-VI

TABLA IV-VI



Psig 1/16" 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)

1.0 .867 2.76 8.95 19.0 33.9 76. 137. 233. 371. 1.5 1.065 3.39 11.02 23.3 41.0 93. 169. 287. 456. 2.0 1.231 3.92 12.7 27.0 47.7 108. 195. 332. 527. 2.5 1.389 4.42 14.3 31.4 53.4 121. 220. 374. 595. 3.0 1.520 4.84 15.7 33.5 59.2 133. 242. 411. 654.

3.5 1.652 5.26 17.1 36.3 64.0 144. 263. 445. 709. 4.0 1.772 5.64 18.5 39.0 68.8 156. 283. 480. 764. 4.6 1.888 6.01 19.5 41.6 73.6 166. 301. 511. 814. 5.0 2.007 6.39 20.7 44.2 78.1 175. 319. 542. 863. 5.5 2.111 6.72 21.8 46.4 81.8 185. 336. 571. 908.

6.0 2.218 7.06 22.9 48.8 86.3 194. 353. 599. 953. 6.5 2.315 7.37 23.9 51.0 90.1 202. 369. 626. 995. 7.0 2.419 7.70 25.0 53.2 94.5 211. 385. 653. 1036. 7.5 2.516 8.01 26.1 55.3 97.8 219. 400. 677. 1080. 8.0 2.608 8.30 27.0 57.3 101. 227. 415. 700. 1123.

8.5 2.699 8.59 28.0 59.3 105. 236. 429. 729. 1160. 9.0 2.793 8.89 29.0 61.4 108. 245. 442. 754. 1198. 9.5 2.884 9.18 29.9 63.4 112. 251. 458. 777. 1237.

10.0 2.969 9.45 30.8 65.3 116. 259. 472. 802. 1274. 11.0 3.142 10.0 32.4 69.4 121. 274. 499. 847. 1348.

12.0 3.299 10.5 34.0 72.6 129. 288. 526. 893. 1420. 13.0 3.456 11.0 35.9 76.3 134. 303. 552. 937. 1490. 14.0 3.644 11.6 37.6 79.7 141. 317. 577. 980. 1559. 15.0 3.801 12.1 39.2 83.2 147. 331. 603. 1023. 1626. 16.0 12.5 40.9 86.8 153. 344. 627. 1064. 1694.

17.0 13.1 42.4 90.0 159. 357. 652. 1105. 1760. 18.0 13.5 43.9 93.3 166. 370. 687. 1146. 1824. 19.0 14.0 45.5 97.2 171. 384. 699. 1187. 1887. 20.0 14.6 47.1 100. 177. 398. 725. 1233. 1949. 21.0 15.1 48.7 104. 183. 411. 749. 1270. 2012.

22.0 15.5 50.2 107. 189. 424. 773. 1316. 2075. 23.0 15.9 51.8 109. 193. 436. 796. 1346. 2140. 24.0 16.5 53.2 113. 200. 449. 817. 1388 2200. 25.0 16.9 54.7 116. 205. 461. 840. 1421. 2258. 26.0 17.3 56.3 119. 211. 473. 965. 1462. 2319.

27.0 17.8 57.7 122. 216. 487. 887. 1506. 2380. 28.0 18.2 59.0 125. 222. 497. 907. 1539. 2441. 29.0 18.6 60.4 129. 226. 510. 930. 1579. 2503. 30.0 19.0 61.9 132. 231. 522. 951. 1612. 2558. 31.0 19.4 63.2 134. 237. 534. 973. 1656. 2619.

- Orificio de 1/16" no recomendado.


63-VI

TABLA IV-VI (Cont.)



Psig 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 32.0 19.9 64.6 137.0 243.0 546.0 994.0 1690. 2675. 33.0 20.3 66.2 140.0 248.0 558.0 1012. 1729. 2737. 34.0 20.7 67.5 143.0 253.0 569.0 1043. 1764. 2798. 35.0 21.2 69.0 147.0 260.0 581.0 1057. 1797. 2858. 36.0 21.7 70.3 150.0 265.0 594.0 1076. 1836. 2916.

37.0 22.1 71.8 153.0 270.0 605.0 1098. 1872. 2976. 38.0 22.5 73.0 155.0 275.0 617.0 1120. 1911. 3036. 39.0 22.9 74.4 158.0 279.0 628.0 1141. 1948. 3095. 40.0 23.3 75.8 161.0 285.0 639.0 1162. 1980. 3155. 41.0 23.8 77.3 164.0 290.0 652.0 1184. 2028. 3215.

42.0 24.2 78.6 168.0 296.0 662.0 1205. 2056. 3274. 43.0 24.5 80.0 170.0 301.0 674.0 1226. 2085. 3334. 44.0 25.0 81.2 173.0 306.0 685.0 1247. 2122. 3394. 45.0 25.4 82.7 176.0 311.0 697.0 1269. 2163. 3454. 46.0 25.8 83.9 178.0 315.0 708.0 1291. 2194. 3513.

47.0 26.2 85.5 182.0 320.0 720.0 1312. 2229. 3573. 48.0 26.8 86.8 185.0 326.0 732.0 1333. 2271. 3633. 49.0 27.2 88.3 188.0 331.0 744.0 1357. 2306. 3692. 50.0 27.6 89.7 191.0 337.0 756.0 1379. 2341. 3752. 51.0 28.0 91.1 193.0 342.0 767.0 1401. 2377. 3811.

52.0 28.5 92.5 196.0 347.0 779.0 1422. 2413. 3871. 53.0 28.9 93.9 199.0 352.0 790.0 1444. 2449. 3931. 54.0 29.3 95.3 202.0 357.0 802.0 1466. 2485. 3991. 55.0 29.7 96.7 205.0 362.0 814.0 1488. 2522. 4051. 56.0 30.2 98.1 208.0 367.0 825.0 1509. 2558. 4110.

57.0 30.6 99.5 211.0 373.0 837.0 1531. 2594. 4170. 58.0 31.0 100.9 214.0 378.0 848.0 1553. 2630. 4230. 59.0 31.5 102.3 217.0 383.0 860.0 1573. 2666. 4289. 60.0 31.9 103.6 220.0 388.0 872.0 1596. 2702. 4349. 61.0 32.3 105.0 223.0 393.0 883.0 1618. 2738. 4409.

62.0 32.8 106.4 226.0 398.0 895.0 1639. 2774. 4468. 63.0 33.2 107.8 229.0 403.0 906.0 1661. 2810 4528. 64.0 33.6 109.2 232.0 409.0 918.0 1683. 2846. 4588. 65.0 34.0 110.6 235.0 414.0 930.0 1705. 2883. 4647. 66.0 34.5 112.0 238.0 419.0 941.0 1726. 2919. 4707.

67.0 34.9 113.4 241.0 424.0 953.0 1748. 2955. 4767. 68.0 35.3 114.8 244.0 429.0 965.0 1770. 2991. 4827. 69.0 35.8 116.2 247.0 434.0 976.0 1791. 3027. 4886. 70.0 36.2 117.5 250.0 440.0 988.0 1813. 3063. 4946. 71.0 36.6 118.9 252.0 445.0 999.0 1835. 3099. 5006.


64-VI

TABLA IV-VI (Cont.)



Psig 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 72.0 37.1 120.3 255. 450. 1011. 1856. 3135. 5065. 73.0 37.5 121.7 258. 455. 1023. 1878. 3171. 5125. 74.0 37.9 123.1 261. 460. 1034. 1900. 3207. 5185. 75.0 38.3 124.5 264. 465. 1046. 1922. 3244. 5245. 76.0 38.8 125.9 267. 470. 1057. 1943. 3280. 5304.

77.0 39.2 127.3 270. 476. 1069. 1965. 3316. 5364. 78.0 39.6 128.7 273. 481. 1081. 1987. 3352. 5424. 79.0 40.1 130.1 276. 486. 1092. 2008. 3388. 5483. 80.0 40.5 131.4 279. 491. 1104. 2030. 3424. 5543. 81.0 40.9 132.8 282. 496. 1115. 2052. 3460. 5603.

82.0 41.4 134.2 285. 501. 1127. 2073. 3496. 5662. 83.0 41.8 135.6 288. 506. 1139. 2095. 3532. 5722. 84.0 42.2 137.0 291. 512. 1150. 2117. 3568. 5782. 85.0 42.7 138.4 294. 517. 1162. 2139. 3605. 5842. 86.0 43.1 139.8 297. 522. 1174. 2161. 3641. 5901.

87.0 43.5 141.2 300. 527. 1185. 2182. 3677. 5961. 88.0 43.9 142.6 303. 532. 1197. 2204. 3713. 6021. 89.0 44.4 144.0 306. 537. 1208. 2225. 3749. 6080. 90.0 44.8 145.3 309. 543. 1220. 2247. 3786. 6140. 91.0 45.2 146.7 312. 548. 1232. 2269. 3821. 6200.

92.0 45.7 148.1 314. 553. 1243. 2290. 3857. 6259. 93.0 46.1 149.5 317. 558. 1255. 2312. 3893. 6319. 94.0 46.5 150.9 320. 563. 1266. 2334. 3929. 6379. 95.0 47.0 152.3 323. 568. 1278. 2356. 3966. 6439. 96.0 47.4 153.7 326. 573. 1290. 2377. 4002. 6498.

97.0 47.8 155.1 329. 579. 1301. 2399. 4038. 6558. 98.0 48.2 156.5 332. 584. 1313. 2421. 4074. 6618. 99.0 48.7 157.9 335. 589. 1324. 2442. 4110. 6677. 100.0 49.1 159.2 338. 594. 1336. 2464. 4146. 6737.


65-VI

TABLA V-VI FACTOR CORRECCION TEMPERATURA

FACTOR = T+º460

520

Temp °F Factor Temp °F Factor Temp °F Factor Temp °F Factor

20 1.0408 65 0.9952 110 0.9551 155 0.9195 21 1.0398 66 0.9943 111 0.9543 156 0.9187 22 1.0387 67 0.9933 112 0.9534 157 0.9180 23 1.0376 68 0.9924 113 0.9526 158 0.9173 24 1.0365 69 0.9915 114 0.9518 159 0.9165 25 1.0355 70 0.9905 115 0.9510 160 0.9158 26 1.0344 71 0.9896 116 0.9501 161 0.9150 27 1.0333 72 0.9887 117 0.9493 162 0.9143 28 1.0323 73 0.9877 118 0.9485 163 0.9135 29 1.0312 74 0.9868 119 0.9477 164 0.9128 30 1.0302 75 0.9859 120 0.9469 165 0.9121 31 1.0291 76 0.9850 121 0.9460 166 0.9112 32 1.0281 77 0.9840 122 0.9452 167 0.9106 33 1.0270 78 0.9831 123 0.9444 168 0.9099 34 1.0260 79 0.9822 124 0.9436 169 0.9092 35 1.0249 80 0.9813 125 0.9428 170 0.9085 36 1.0239 81 0.9804 126 0.9420 171 0.9077 37 1.0229 82 0.9795 127 0.9412 172 0.9069 38 1.0219 83 0.9786 128 0.9404 173 0.9063 39 1.0208 84 0.9777 129 0.9396 174 0.9055 40 1.0198 85 0.9766 130 0.9388 175 0.9048 41 1.0188 86 0.9759 131 0.9380 176 0.9042 42 1.0178 87 0.9750 132 0.9372 177 0.9035 43 1.0168 88 0.9741 133 0.9364 178 0.9028 44 1.0157 89 0.9732 134 0.9356 179 0.9020 45 1.0147 90 0.9723 135 0.9348 180 0.9014 46 1.0137 91 0.9715 136 0.9341 181 0.9007 47 1.0127 92 0.9706 137 0.9333 182 0.9000 48 1.0117 93 0.9697 138 0.9325 183 0.8992 49 1.0107 94 0.9688 139 0.9317 184 0.9885 50 1.0098 95 0.9680 140 0.9309 185 0.8979 51 1.0088 96 0.9671 141 0.9301 186 0.8972 52 1.0078 97 0.9662 142 0.9293 187 0.8965 53 1.0068 98 0.9653 143 0.9284 188 0.8958 54 1.0058 99 0.9645 144 0.9279 189 0.8951 55 1.0048 100 0.9636 145 0.9271 190 0.8944 56 1.0039 101 0.9627 146 0.9263 191 0.8937 57 1.0029 102 0.9618 147 0.9255 192 0.8931 58 1.0019 103 0.9610 148 0.9247 193 0.8923 59 1.0010 104 0.9602 149 0.9240 194 0.8916 60 1.0000 105 0.9592 150 0.9233 195 0.8910 61 0.9990 106 0.9585 151 0.9225 196 0.8903 62 0.9981 107 0.8576 152 0.9217 197 0.8896 63 0.9971 108 0.8568 153 0.9210 198 0.8889 64 0.9962 109 0.9559 154 0.9202 199 0.8882 200 0.8876


66-VI

TABLA VI-VI

FACTOR CORRECCION GRAVEDAD ESPECIFICA

FACTOR = EspGr.60.0

Temp °F Factor Temp °F Factor 0.500 1.0954 0.725 0.9097 0.505 1.0900 0.730 0.9066 0.510 1.0847 0.735 0.9035 0.515 1.0794 0.740 0.9005 0.520 1.0742 0.745 0.8974 0.525 1.0690 0.750 0.8944 0.530 1.0640 0.755 0.8914 0.535 1.0590 0.760 0.8885 0.540 1.0541 0.765 0.8856 0.545 1.0492 0.770 0.8827 0.550 1.0445 0.775 0.8793 0.555 1.0398 0.780 0.8771 0.560 1.0351 0.785 0.8743 0.565 1.0304 0.790 0.8715 0.570 1.0260 0.795 0.8687 0.575 1.0215 0.800 0.8660 0.580 1.0171 0.805 0.8635 0.585 1.0127 0.810 0.8607 0.590 1.0084 0.815 0.8580 0.595 1.0041 0.820 0.8554 0.600 1.0000 0.825 0.8528 0.605 0.9958 0.830 0.8502 0.610 0.9918 0.835 0.8476 0.615 0.9877 0.840 0.8452 0.620 0.9837 0.860 0.8353 0.625 0.9798 0.880 0.8257 0.630 0.9759 0.900 0.8165 0.635 0.9721 0.920 0.8076 0.640 0.9682 0.940 0.7989 0.645 0.9645 0.960 0.7906 0.650 0.9608 0.980 0.7825 0.655 0.9571 1.000 0.7746 0.660 0.9535 1.020 0.7669 0.665 0.9498 1.040 0.7595 0.670 0.9463 1.060 0.7523 0.675 0.9427 1.080 0.7543 0.680 0.9393 1.100 0.7385 0.685 0.9359 1.120 0.7319 0.690 0.9325 1.140 0.7255 0.695 0.9292 1.160 0.7192 0.700 0.9258 1.180 0.7131 0.705 0.9225 1.200 0.7071 0.710 0.9193 1.220 0.7013 0.715 0.9161 1.240 0.6956 0.720 0.9129 1.260 0.6901

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