CURSO PARA OPERADORES GAS LIFT

7/21/2019 CURSO PARA OPERADORES GAS LIFT

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Cuando un pozo produce por flujo natural, hay suficiente energía almacenada en

el yacimiento para que el líquido llegue hasta la estación de flujo. La presión del

yacimiento y el gas de formación generan esta energía de levantamiento. El pozo

deja de fluir cuando existe un incremento en el porcentaje del corte de agua o por

una declinación de la presión esttica del yacimiento. !or lo tanto, cuando la

energía es muy "aja para que el pozo fluya en forma natural, es necesario recurrir

a un m#todo de levantamiento artificial.

La $igura %, muestra la declinación de la tasa de producción para un pozo que

pertenece a un yacimiento cuyo mecanismo de producción es el Empuje&idrulico, en #ste grfico se o"servan dos tipos de líneas'

El trazo recto que representa la curva de la oferta de producción del yacimiento,

llamada Comportamiento de (fluencia del )acimiento o *!+ *nflo- !erformance

+elationship y las curvas de demanda de producción, que son generadas de

acuerdo a las tasas de producción y del equipo de completación del pozo.

La grfica muestra el efecto que tiene la relación agua / petróleo +(! en la tasa

de producción del pozo y en #sta se aprecia que a pesar de mantenerse constantela presión del yacimiento a trav#s del tiempo, la +(! aumenta, haciendo ms

pesada la columna de fluido y generando una contrapresión que al aumentar hace

que la tasa de producción disminuya hasta llegar al punto en el cual el pozo deja

de producir, lo cual ocurre justo en el momento en el que la columna vertical

resulta ms pesada que la presión fluyente del yacimiento.

La $igura 0, muestra la declinación de la tasa de producción para un pozo que

pertenece a un yacimiento cuyo mecanismo de producción es 1as en 2olución.

En esta figura se aprecia el efecto com"inado del aumento de la relación gas /

líquido +1L y la declinación de la presión esttica del yacimiento. El efecto neto

es la declinación rpida de producción a medida que se agota la presión del

yacimiento3 a pesar de tener el pozo un gradiente fluyente muy liviano, el

Gas Lift para Operadores de Producción Pág. 1



INTRODUCCIÓN

yacimiento no es capaz de soportar la contrapresión generada por la columna de

líquido, por lo que deja de producir.

Figura 1. Declinación de la Tasa de Producción. Empuje hidráulico

El ingeniero de producción de"e predecir cundo un pozo dejar de fluir

naturalmente, de manera que pueda implementar inmediatamente el m#todo de

levantamiento artificial ms adecuado para restaurar la producción. La 4a"la %,

muestra las ventajas que ofrece cada uno de los cuatro m#todos de producción

artificial ms usados en la industria petrolera.

El Bombeo Mecánico es el ms conocido y aplicado, mientras que el

Levantamiento Artificial por 1as L(1 resulta ser el ms económico para drenar

yacimientos de petróleo liviano, que aun mantienen cierta presión esttica. Los

otros dos m#todos, Electrocentrífugo e Hidráulico, sólo son aplicados en casos




INTRODUCCIÓN

particulares, cuando los dos m#todos anteriores resulten poco atractivos

económicamente. La 4a"la 0, muestra las desventajas de #stos cuatros m#todos

de producción.

Figura 2. Declinación de la Tasa de Producción. Gas en Solución

El primer "om"eo mecnico fue instalado en %567 y los m#todos de "om"eo

hidrulico, "om"eo el#ctrico y L(1 se implementaron en los a8os 9:. 2olo a partir

de %7;6 se instaló en Canad la "om"a de cavidad progresiva para drenar yacimientos someros de petróleo pesado con alto contenido de arena, y resultó

ser el <nico m#todo de levantamiento artificial que resulta"a económico.

(dicionalmente, es el sistema que ofrece una mayor eficiencia glo"al de

levantamiento artificial en el orden de 60 = y su consumo de electricidad con




INTRODUCCIÓN

respecto al "om"eo mecnico es aproximadamente del 6: =. La 4a"la 9 muestra

las ventajas y desventajas del m#todo de >.C.! y en la ta"la ? se presenta un

"reve resumen de la historia de los cinco sistemas de levantamiento artificial de

producción, relacionada con las invenciones y aplicaciones de #stos.




TRODUCCIÓN

TABA !" 1

#E!TA$AS DE %S &'T%D%S DE P(%D)**+,! P%( E#A!TA&+E!T% A(T+F+*+A

B%&BE% &E*-!+*%

E / 02

B.&.

B%&BE%EE*T(%*E!T(3F)G%

/B.E.

E / 40

B%&BE%5+D(-)+*%

E / 20 $e6

B.5.

E#A!TA&+E!T% A(T+F+*+A P%( GAS

E / 27 *on6inuo

E / 8 +n6ermi6en6e

AG

%. 2e aplica para todotipo de crudo. Casi el5: = de los m#todosde levantamientoartificial en el mundoson por >.@.

0. @aneja grandesvol<menes de agua.

9. El dise8o del equipoes sencillo.

?. Conocido por elpersonal t#cnico.

6. (plica"le para pozosde "ajo nivel delíquido.

;. +ecomenda"le enreas donde noexisten facilidades deproducción.

%. @aneja grandesvol<menes de líquido.

0. (plica"le en pozossomeros o profundos,mayores de los%0.:::A.

9. Btil para "ajaspresiones de fondo.

%. !ara pozos depetróleopesado.

0. !ara "ajastasas y "ajaspresiones defondo.

9. 1eneralmenteno requieretaladro para elreemplazo dela "om"a.

?. !ara pozos

profundos dems de%?.:::A.

%. 2e aplica para crudos medianos y livianos.0. Costo de instalación y mantenimiento relativamente

"ajo.9. o requiere taladro para cam"iar las vlvulas.?. En el mar, la plataforma puede ser peque8a.6. (plica"le en pozos de alta +1!.;. 2u dise8o es flexi"le, puede operar para diferentes

tasas.D. @uy poco afectado por la producción de arena.5. 2u eficiencia es poco alterada por la desviación del

pozo.7. El L(1 continuo no tiene partes movi"les, por lo que

alarga su vida de servicio.%:. La tu"ería es li"re, por lo que se pueden tomar

presiones, cam"iar zonas y limpiarlo con coildedtu"ing.

%%. 2e puede aplicar en pozos profundos, superiores a los%:.:::A.

%0. (plica"le en completaciones m<ltiples.%9. $cil de instalar en revestidores peque8os.

E9 E:iciencia glo;al del sis6ema ar6i:icial de le<an6amien6o




TRODUCCIÓN

TABA !" 2

DES#E!TA$AS DE %S &'T%D%S DE P(%D)**+,! P%( E#A!TA&+E!T% A(T+F+*+A

B%&BE% &E*-!+*% B%&BE% EE*T(%*E!T(3F)G% B%&BE% 5+D(-)+*% E#A!TA&+E!T%

A(T+F+*+A P%( GAS

%. !ro"lemas operacionalespara profundidadesmayores de los D:::A.

0. (ltos costos porinstalación ymantenimiento.

9. +equiere taladro paraservicio.

?. ecesita en tierra una"ase de cemento y en elLago, una plataformaresistente.

6. La "om"a es sensi"le a laproducción de arena.

;. !oco eficiente en pozosde alta producción de gas.

D. o es recomendado enpozos desviados.

%. o recomenda"le en pozos de alta+1!.

0. ecesita corriente de ??: voltioscontinuos y su tensión el#ctrica de"eser muy esta"le.

9. +equiere personal calificado.

?. Fise8o relativamente complicado.

6. o es recomenda"le para pozos de"aja producción. 2in em"argo, puedeser la solución para campos de pocaproducción de gas.

;. 2u vida <til es aproximadamente de una8o.

%. El personal de campode"e esforzarse almximo para mantener la"om"a en operación.

0. !resenta altacontaminación en lalocalización.

9. Los componentes delsistema son sofisticados,no así, para la "om"a jetque no tiene partesmovi"les.

?. (ltos costos de

instalación.6. +equiere un sistema

superficial de líquido dealta potencia.

;. o es aplica"le en pozosde alta +1!.

%. ecesita una fuente degas y requierefacilidades decompresión.

0. El personal t#cnicode"e ser calificado.

9. @ayor riesgo de"ido ala alta presión del gas.

?. o es económico enpozos distantes.

6. 2i el gas de L(1 escorrosivo, de"e ser

tratado.;. El casing de

producción de"e estaren "uenas condiciones.




TRODUCCIÓN

TABA !" 4

#E!TA$AS = DES#E!TA$AS DE A B%&BA DE *A#+DAD P(%G(ES+#A /B.*.P.

E / >4 #E!TA$AS DES#E!TA$AS

%. Costo inicial es %G9 del costo de un "alancín y

su mantenimiento puede ser hasta ? veces menor.

0. Capacidad para producir petróleo viscoso 5 a

0% H(!* y con alta concentración de arena.

9. Fe los sistemas de levantamiento, es el ms

eficiente y opera en forma óptima para tasas de 9:

a 06: >GF. !uede manejar una +1L de hasta %:::

!CG>, y como no posee partes reciprocantes, no

se tra"a por gas o I1aslocJK.

?. Con respecto al "om"eo mecnico3 no requiere

"ase de cemento, opera a "ajo nivel de ruido, su

instalación superficial es simple en el propio

ca"ezal del pozo, elimina el pro"lema de

flota"ilidad de las ca"illas y reduce la formación de

emulsiones por funcionar su parte interna con

menor efecto cortante so"re el líquido.

%. El elastómero es la parte ms sensi"le del equipo y falla generalmente

por hinchamiento de su material gomoso.

0. Fe"ido a la falta de información y experiencia, siempre es recomenda"le

efectuar prue"as pilotos, antes de implementar una instalación masiva de

las >C!. Esto evitar fallas de dise8o y falsas expectativas con respecto

al desempe8o esperado de las "om"as.

9. o aplicada para petróleos aromticos, ya que hinchan y degradan el

material del elastómero.

?. Las temperaturas superiores a los 0;: H$ acortan considera"lemente la

vida de la "om"a.

6. La rotación de las ca"illas no facilita la remoción de la parafina. Los

raspadores tra"ajan con movimiento reciprocante y no por rotación.

;. (lto desgaste del tu"ing y ca"illas en pozos direccionales u horizontales.

D. !ara altas rotaciones, es necesario anclar el tu"ing e instalar

centralizadores en las ca"illas para evitar las excesivas vi"raciones del

equipo de fondo.




TRODUCCIÓN

TABA !" ?

5+ST%(+A DE %S E@)+P%S DE E#A!TA&+E!T% A(T+F+*+A

B%&BE% &E*-!+*% B%&BE%EE*T(%*E!T(3F)G%

B%&BE%5+D(-)+*%

E#A!TA&+E!T% A(T+F+*+A

P%( GAS

B%&BA DE*A#+DAD

P(%G(ES+#A

%. En %567 el CoronelFraJe instaló a 9 metros de

profundidad la primera"om"a para producir mezclade petróleoagua.

0. En %5;: se inventaronlas ca"illas de madera y en%55: las de metal.

9. En %706, .C. 4rout deLufJin, 4exas introdujo elcontrapeso y caja detransmisión.

?. ( finales de %7;:, 2.1.1i""s ela"oró la ecuaciónde transmisión de ondas enlas ca"illas, resultando degran aporte para eldiagnóstico de fallas de la"om"a de fondo.

6. En %7D: aparece laca"illa de fi"ras de vidriocon conector de acero. Lasventajas con respecto a lasde acero es que son mslivianas y con un menor módulo de elasticidad.

;. 4am"i#n en los a8os D:aparece la ca"illa continua,ideal para pozos desviados.

%. En %7%D, (. (rutunoff instaló la primera

"om"a en +usia.0. En %705, $. !hillips y (rutunoff iniciaron lainstalación de esta"om"a en el Campode >artlesville,MJlahoma.

9. En la d#cada de%76: se mejoraronlos materialesaislantes, ca"leel#ctrico, y el hierroniquel reemplazó al"ronce.

?. Furante %7D: sedesarrollaron losmodeloscomputarizados.

%. . $.@c@ahon

instaló aprincipio de%79: laprimera"om"a.

0. Fesde el a8ode %560 seencuentranreferenciast#cnicas de la"om"ahidrulica tipoNet.

9. En %7D: sehace mspopularde"ido almejoramiento de suscomponentesy a losmodelosmatemticoscomputarizados

%. %D7D. 2e levantó agua con aire.

0. %5?;. 2e levantó petróleo con aire.9. %7::%707. !or L(1 se alcanzaron 60D.:::

>GF en la Costa del 1olfo.

?. %7:5. N. @cEvoy fa"ricó la primera vlvulacali"rada por presión.

6. %706. En California se utilizó el gas recicladoen vez del aire.

;. 2e implementó y generalizó este m#todo en lad#cada de %79:.

D. En %7?:, .+. Oing inventó la vlvula denitrógeno, permitiendo controlar la inyecciónde gas y variar automticamente laprofundidad de inyección, de acuerdo a lascaracterísticas del yacimiento.

5. En %76%, &. @c 1oven y &.&. @ooreinventaron el mandril de "olsillo. 2ereemplazan las vlvulas con guaya.

7. Fesde %766, el Fr. &. inJler ha pu"licadogran n<mero de artículos t#cnicos con la mejor calida.

%:. En %7;D, el Fr. Oermit >ro-n pu"licó su primer tratado, titulado I4eoría y !rcticas del L(1K.

%%. En %77;, el Fr. 2chmidt inventó la vlvulaova de orificio tipo v#nturi.

%. En %790, fuepatentada por

+en# @oineau0. En %7?: seinstaló en elsu"suelo conca"illas paralevantar líquid

9. En %7;6 seinstaló en Canpara "om"earpetróleo viscocon arena.

?. En %75: suaplicación eracom<n enCanad.

6. En %759,@arav#n instasu primera"om"a.

6. En %77? semejorónota"lementecalidad de losmateriales delelastómero.




INTRODUCCIÓN

( continuación se presentan algunos puntos generales relacionados con el L(1 y

que se considera importante resaltar'

Cuando se produce petróleo pesado, de ! a " #A$%&

• 2i el nivel esttico est cerca de la superficie y la presión de L(1 es "aja,

se de"e efectuar un dise8o intermitente con solo dos o tres vlvulas de

asiento de PK, o vlvulas piloto y se de"e utilizar un regulador de ciclaje en

la superficie.

• 2i el nivel esttico est cerca de la superficie y la presión de L(1 es muy

alta de 0::: a 9::: lpc y el yacimiento es profundo, se podr inyectar en

forma continua cerca de la empacadura. @s a<n, si el gas de L(1 es

h<medo, el pozo podr producir a una tasa superior a la tasa inicial con la

cual producía por flujo natural. En pozos profundos y con "uenas tasas de

líquido, la temperatura del flujo se mantiene alta, conservando "aja la

viscosidad, lo que favorece el L(1.

• 2i el nivel esttico es poco profundo, se de"e instalar dise8o intermitente.

2i se instalan vlvulas de asientos peque8os el pozo solo circular gas de

L(1.

• 2i el nivel esttico est por de"ajo de los 9:::A, ser muy difícil o"tener producción comercial del pozo.

En muc'os dise(os de LA), el ingeniero no considera el caudal de gas *ue

puede pasar a trav+s de las válvulas, lo *ue conduce generalmente a la

instalación de asientos demasiados grandes Esto trae como consecuencia

*ue a pesar de in-ectar la tasa óptima de gas, la válvula de operación cierra en

forma alterna - el pozo produce con muc'a intermitencia, perdiendo así

producción de petróleo




INTRODUCCIÓN

%nstalación de la empacadura de fondo&

• !ara el L(1 intermitente es imprescindi"le su instalación para ahorrar gas

de inyección, ya que sin empacadura, la +1L de inyección aumenta de

06: !CG>G%:::A a ms de %::: !CG>G%:::A.

• !ara el L(1 continuo, una instalación sin empacadura necesita

aproximadamente un 0: = de gas excedente para eliminar la inesta"ilidad

del flujo de líquido.

Cuando el petróleo es liviano - el -acimiento es de ba.a presión, el LA)

intermitente puede ser aplicado eficientemente para pozos someros /i el

pozo es profundo, ma-or de "0001, el dise(o deberá ser continuo con válvulas

de asientos pe*ue(os, -a *ue se obtendrá ma-or producción in-ectando en

forma continua por deba.o de los "0001 *ue en forma intermitente

La 4a"la 6 muestra las ventajas y desventajas de la aplicación del L(1, en forma

intermitente y continua. Con el fin de determinar cul de estas dos formas es la

mejor para producir3 en la 4a"la ; se muestran algunos parmetros. 2in em"argo,

cada pozo de"e ser analizado de una manera particular y seleccionar un dise8oflexi"le, con el fin de poder producir el pozo de manera eficiente para diferentes

tasas de líquido o a trav#s de su vida <til.




INTRODUCCIÓN

TABA 0

AP+*A*+,! #E!TA$AS = DES#E!TA$AS DE AG

AP+*A*+,! DE AG

*%!T+!)%

AP+*A*+,! DE

AG +!TE(&+TE!TE

#E!TA$AS = DES#E!TA$AS

E!T(E A&B%S S+STE&AS DE

AG%. (ltas tasas de

producción.

0. >ajas o altas +1L deyacimiento.

9. (lta producción deagua.

?. @aneja "ien laproducción de arena.

6. (lta presión de fondo.

;. Qtiliza tam"i#n el gasde yacimiento.

%. >ajas tasas deproducción.

0. >aja +1L deyacimiento.

9. >aja presión deyacimiento.

?. >ajo índice deproductividad.

6. !ozo sinproducción dearena.

%. La principal desventajas del L(1continuo radica en la necesidadde tener una presión deyacimiento y de gas de inyecciónaltas en el fondo del pozo.

0. El L(1 continuo se adapta ms alos yacimientos con empuje

hidrulico.9. El L(1 intermitente no utiliza la

energía del yacimiento.

?. El pozo de L(1 intermitenteu"icado cerca de la estación deflujo necesita un separador dealto caudal.

6. La alta demanda instantnea delgas de inyección, puedeperjudicar otros pozos de L(1




INTRODUCCIÓN

TABA 1.>

PA(-&ET(%S GE!E(AES PA(A E AG *%!T+!)% E +!TE(&+TE!TE

*%!D+*+%!ES AG *%!T+!)% AG +!TE(&+TE!TE

4asa de producción, >GF %:: a D6.::: flujoanular

&asta ?::, dependiendo del índice deproductividad, profundidad deinyección y tama8o del tu"ing.

1radiente de presiónesttica.

@ayor que .9:lpcGpie R

@enor de .9: lpcGpie.

1radiente o presión

fluyente.

@ayor de .:5 lpcGpie

R

%6: lpc o mayor.

4asa de inyección de gaspor cada %:::A

6: a 06: !CG> 06: a 96: !CG>.

!resión de inyección de gaspor cada %:::A

@s de %:: lpc @enos de %:: lpc.

R Salores menores para muy "ajas tasas o para flujo anular con alta +1L total.




La presión es el resultado de una fuerza aplicada de manera uniforme so"re una

superficie y su unidad de medida es li"ras por pulgada cuadrada la cual se a"reviacomo Ilpc K.

La presión atmosf#rica es generada por la masa de la capa de gas que es atraída

por la gravedad terrestre. En otras pala"ras, es el peso del aire so"re la superficie

terrestre. El valor de #sta se encuentra en el orden de %?.D lpc.

Medición de la presión&

Qn manómetro es un dispositivo que mide la intensidad de una fuerza aplicada

presión a un líquido o gas. Los manómetros pueden ser de dos clases'

%. Los que equili"ran la presión desconocida con otra que se conoce. ( este tipo

pertenece el manómetro de vidrio en Q, en el que la presión se determina

midiendo la diferencia en el nivel del líquido de las dos ramas.

0. En los que la presión desconocida act<a so"re un material elstico que produce

el movimiento utilizado para poder medir la presión. ( este tipo de manómetropertenece el manómetro de tu"o de >ourdon, el cual consiste de una cartula

cali"rada en unidades y una aguja indicadora conectada a trav#s de una

articulación a un tu"o curvado de metal flexi"le llamado tu"o de >ourdon parte

principal del manómetro.

El tu"o de >ourdon se encuentra conectado a la presión del sistema y conforme

se eleva la presión, #ste tiende a enderezarse de"ido a la diferencia en reas

entre sus dimetros interior y exterior. Esta acción ocasiona que la aguja semueva e indique la presión apropiada en la cartula. En la figura 9 del (nexo !, se

puede apreciar este dispositivo.

.




PRESIÓN Y GRADIENTES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA

)radientes de $resión - 2emperatura&

El gradiente de presión es la relación que existe entre la variación de presión con

la profundidad. El gradiente de presión del agua es de :,?99 lpcGpie o :,%: OgGm.

El gas en el espacio anular del pozo, por tener masa, tam"i#n genera un gradiente

de presión el cual es función de su densidad y presión superficial3 y tiene un valor

que varía entre :,:0 a :,:? lpcGpie.

El gradiente de temperatura es el cam"io de temperatura por unidad de longitud.




CONTROL DE LA INYECCIÓN Y MEDICIÓN DEL GAS

Los equipos principales para efectuar la medición de gas son' el carrete de

medición con la placa de orificio y el medidor de gas tipo fuelle, los cuales sepresentan en las $iguras ? y 6 del (nexo !.

!ara calcular el caudal de gas que pasa a trav#s del orificio se utiliza la siguiente

fórmula'

l Diferencia Pek Placalade Factor GadeCa!dal ×××= donde,

Pe "Presión estática #$so%uta

k " &onstante

El factor de la placa de orificio se o"tiene de ta"las.

La constante IJK, se o"tiene al multiplicar valores que estn en función de la

característica del gas, parmetros "ase y la forma y dimensiones físicas del

carrete y de la placa de medición.

En la $igura D del (nexo! se presenta el disco de inyección de gas, y en las

$iguras 5 y 7 los nomogramas de gas de inyección y de gas total,

respectivamente.

Ejemplo'

Feterminar la inyección de gas, con la siguiente información'

• +ango del medidor' %::K de agua por %::: lpc. 3 !laca de 6G5K en línea de 0K.

• !luma (zul T 7:3 !luma +oja T 6: Escala normal de : a %::.

• 1ravedad del gas de .;6 y 4emperatura de %:: H$.

• El estrangulador ajusta"le es de %%.6G;?K y la presión del anular de D:: lpc.

Calcular tam"i#n el pase de gas a trav#s del estrangulador ajusta"le, y

comparar las medidas.





!ara la inyección continua de gas, el estrangulador ajusta"le mostrado en la

$igura %: del (nexo ! es uno de los ms utilizados en la industria petrolera.

Las $iguras %, %%, %0 y %9 presentadas en el (nexo !, estn relacionadas con el

estrangulador ajusta"le y pase de gas, y su aplicación se aprecia en los siguientes

ejercicios'

Ejercicio !" 19

&acer el "alance de gas a nivel del pozo, "asndose en los siguientes datos'

!resión del 2istema T ;D6 lpc

!resión del casing T 666 lpc

4emperatura 2uperficial T 56 H$.

1ravedad del 1as T :.;6

Estrangulador @erla graduado a T %G9 de vuelta

Slvula de operación T ;::: U

(siento T 9G%;K

!resión 4u"ing T 66: lpc a ;:::A

4emp. 4u"ing T %D6 H$ a ;:::A

Solución:

A. Gas de +nCección9

2eg<n la $ig.%%, un tercio de vuelta es equivalente a un %:G;? pulgadas

2eg<n 4hornhillCraver $ig. %0........................................................07 @@!C

Corrección por 1ravedad y 4emperatura

2eg<n la $ig. %9, Cgt T %.:06

!or Corrección' .07G%.:06...............................................................05 @@!C





B. Pase de Gas por la #ál<ula de AG

2eg<n la $ig. %0..............................................................................9? @@!C

2eg<n la $ig. %9VVVVVVVVVVVVVVVVVVVVV.Cgt T %.%:6

!or Corrección' .9?G%.%:6VVVV..............................................9% @@!C

%;ser<aciones9

El pase de gas a trav#s del estrangulador ajusta"le %:G;?K es similar al pase por

la vlvula de operación %0G;?K, lo que indica que todo el gas de inyección est

pasando por la vlvula, a ;:::A.

2e o"serva que para un mismo pase de gas, se requiere mayor asiento de fondo

que en superficie, y esto se de"e a lo siguiente'

Las mol#culas se dilatan al calentarse y requieren un rea de flujo mayor. 2i

se mantiene constante el rea, la velocidad del gas sería mayor, y por

consiguiente aumentaría la fricción.

!ara este caso particular, la diferencial de presión de fondo es menor que en

superficie, 5: lpc vs. %0: lpc., y a menor diferencial se necesita mayor rea de

flujo.

Pro;lema !" 29

Cul ser el tama8o del asiento de una vlvula de L(1, si se tiene la siguiente

información'

!% T !resión de Casing T %6:: lpc.

!0 T !resión de tu"ing T %0:: lpc

1ravedad del 1as T :.56

4emperatura de la Slvula T 0%: H$





W inyección T %.0: @@!CF

2e corrige el gas por 4emperatura y gravedad, Ctg T %.9:

1as corregido para ser utilizado en la $ig. %9.

%.0: @@!CF x %.9: T %.6; @@!CF

Con !% y !0, se o"tiene un asiento de %6.6G;?K.

2e recomienda utilizar una vlvula con asiento de XK %;G;?K.




(ntes de efectuar el arranque de un pozo por L(1, es muy importante la

instalación de un registro de 0 presiones Y23o $en 4ecord C'art Y el cual mide lapresión del tu"ing y del casing simultneamente.

Este instrumento registrar posteriormente el arranque e indicar grficamente el

momento preciso cuando el gas en el casing alcanza la primera vlvula de L(1,

luego mostrar la operación sucesiva de las vlvulas de descarga pozo a"ajo,

hasta determinar cual ser la vlvula de operación3 una vez esta"ilizado el pozo

como productor normal del yacimiento.

2i existen algunos pro"lemas durante el arranque del pozo, #stos sern fcilmente

detectados y por lo general son solucionados, ya que su origen puede ser

determinado mediante un simple anlisis de la grfica de presiones.

( continuación se detallan las medidas y pasos a seguir durante el arranque de un

pozo que produce por gas'

% *nstalar el registrador de 0 presiones.

0 *nstalar el medidor de flujo de gas.

3' 2i la línea de alta presión es nueva, #sta de"e ser soplada a la atmósfera para

remover cualquier resto de soldadura o costra, que eventualmente podría

taponar las vlvulas de L(1.

4' Serificar y detectar cualquier anomalía en las instalaciones superficiales.

5' 2i la formación productora es nueva y existe posi"ilidad de que el pozo fluya

despu#s de ha"er sido arrancado por L(1, se recomienda la instalación de un




NORMAS OPERACIONALES EN EL ARRAN"UE DE UN PO#O POR LAG

estrangulador de flujo en el ca"ezal y el montaje de la vlvula de seguridad en

el "razo del pozo que conecta a la línea de flujo3 para evitar posi"le pro"lemas

de manejo de producción en la estación de flujo.

6' *nyectar gas poco a poco en el casing, mediante el estrangulador ajusta"le

instalado en la línea de alta presión de gas, graduado en un ?G;?Y. Controlar la

inyección de gas de tal forma que la presión del ca"ezal del pozo no exceda en

6:= a la presión del separador. La presión del casing no de"e aumentar ms

de 6: *pc por cada %: minutos, hasta llegar a 9:: *pc. Luego el aumento

puede ser de %:: *pc cada %: minutos.

Nota: 2i la presión del ca"ezal es mayor al 6:= de la presión del separador,existe el riesgo de que el líquido del espacio anular al pasar a trav#s de las

vlvulas, erosione los asientos de las mismas. Estas vlvulas son dise8adas

para el paso de gas, no para flujo de líquido de alto caudal.

7' Qna vez que el gas en el espacio anular alcanza la primera vlvula de L(1,

pasar por el tu"ing a trav#s de #sta. En su carrera ascendente el gas se

acelerar y por ser expandi"le alcanzar en la superficie una alta presión, la

cual en algunos casos es similar a la presión superficial del casing.

8' Qna vez o"tenida la circulación de gas por el tu"ing, se podr aumentar la

inyección de gas, pues existe una cmara de gas en el anular que permite

alternativamente el escape de presión del casing a trav#s de la primera vlvula

ya descu"ierta de líquido.

Furante este proceso todas las vlvulas cu"iertas por el líquido del espacio

anular estn en posición a"iertas y permiten el flujo del líquido del casing al

tu"ing. El nivel de líquido del casing continuar "ajando paulatinamente hasta

alcanzar la vlvula de operación, la cual ser la responsa"le de controlar el

pase de gas durante la producción esta"ilizada del pozo.





En aquellos casos donde el separador es muy peque8o y es incapaz de

manejar la alta tasa instantnea de gas durante la operación de descarga, se

recomienda instalar un estrangulador de flujo en el ca"ezal del pozo. !ero para

manejar el arranque del pozo en estas condiciones, es preferi"le instalar el

estrangulador en la propia estación. Esto permitir que la línea de flujo tra"aje

como una cmara instantnea de almacenamiento, durante la producción por

ca"ezadas de los líquidos de descarga del pozo.

(dems de los pasos ya descritos, se recomienda'

Eliminar los codos y conexiones innecesarias entre el tu"ing y la línea de flujo,para evitar contrapresión en el ca"ezal del pozo.

@antener la línea de flujo lo ms limpia posi"le y operar el separador de

producción a la menor presión de tra"ajo permitido.

La línea de flujo de"e ser de mayor tama8o que el tu"ing.

Qna vez efectuado el arranque del pozo, inyectar un 0:= de gas adicional, al

calculado teóricamente, y despu#s del cómputo de las prue"as de producción,

ajustar la inyección de gas para o"tener una +1L total similar a la óptima.

Furante la descarga de un pozo intermitente se recomienda ciclos rpidos de

gas de %: a 0: minutos, e inyección de 0 a ? minutos.

En las $iguras 9, ? y 6 presentan en forma detallada, la operación completa del

arranque de un pozo de L(1, con inyección intermitente. En #stas se presenta el

diagrama del pozo con los niveles de líquido tanto en el espacio anular como en el

tu"ing, y la posición de las vlvulas de L(1 si estn cerradas o a"iertas.





( la derecha de cada diagrama de pozo, se o"servan dos líneas, las cuales

indican las presiones contra profundidad, dentro del tu"ing así como en el espacio

anular.

La $igura ; presenta un esquema de la instalación superficial y de fondo de un

pozo que se arranca en forma intermitente por L(1. En la parte superior de la

figura, se muestra la proyección ortogonal del disco de 0 presiones, donde se

o"serva que a medida que el gas que circula por el anular alcanza una vlvula

ms profunda3 la presión de cierre en el casing disminuye con respecto a la

vlvula superior y la pluma del tu"ing indica una alta su"ida de presión de"ido al

gran tapón de líquido que levanta.

La $igura D muestra el disco de arranque cuando la inyección de gas es continua.

La intermitencia de presiones se de"e a que el pozo fue arrancado en forma

correcta3 es decir, con el estrangulador ajusta"le graduado en un ?G;?Y, siendo el

pase del gas de inyección menor al pase de gas a trav#s del asiento de la vlvula.

La vlvula a"re y cierra en forma cíclica y a esto se de"e la variación de presión

de las dos plumas. ( medida que el gas que circula por el anular, alcanza una

vlvula ms profunda, la presión del casing disminuye y la presión del tu"ing

muestra un salto. El salto o aumento "rusco de la presión del tu"ing se de"e a

que el gas, al pasar por primera vez por la vlvula, tiene que levantar un tapón de

líquido el cual mantiene una presión hidrosttica so"re el gas durante su ascenso

hasta la superficie.

Esta alta presión de gas es la que se manifiesta al llegar al medidor.





Figura 4. Grá:ica del Arranue. Fase +nicial









Figura ?. Grá:ica del Arranue. Fase +n6ermedia





Figura 0. Grá:ica del Arranue. Fase Final C Poo en Producción





Figura >. +ns6alaciones Super:iciales Disco de Dos Presiones duran6e el arranue

Diagrama del Poo C Gradien6es de Presiones





Figura . Disco de Dos Presiones duran6e el arranue del poo por AG con

inCección con6inua C aper6ura C cierre al6erno de <ál<ulas

/ El gas llega por primera <e a la super:icie




!ara efectuar un anlisis del comportamiento de un pozo de L(1, determinando

su vlvula de operación y si la inyección de gas es la óptima, es esencial cumplir con las siguientes condiciones'

+ecolectar toda la información de archivos, como dise8o actual de vlvulas,

guaya fina, prue"as de producción y datos de yacimiento.

M"tener apoyo del personal de campo y efectuar las mediciones del equipo

superficial del pozo con aparatos "ien cali"rados.

Fisponer de un soft-are adecuado para realizar simulaciones.

El ingeniero de producción de"e conocer los equipos de control y medición

superficial del pozo, así como el equipo de fondo. Fe igual manera, de"e tener

experiencia en el diagnóstico de fallas de vlvulas de L(1.

0.1. !%(&AS PA(A E A!-+S+S DE D+S*% DE D%S P(ES+%!ES

La información que aporta el disco de dos presiones, adems de ser una toma de

data muy económica, es de gran utilidad para diagnosticar el comportamiento de

un pozo de L(1.

0.1.1. Flujo *on6inuo

%. En condiciones normales, el disco muestra la presión del tu"ing y revestidor

relativamente constante.




DIAGNÓSTICO

0. 2i la presión del tu"ing disminuye, y aumenta la del revestidor, lo ms pro"a"le

es que se ha da8ado la vlvula de operación, y se est# inyectando por la

vlvula inmediatamente superior. En este caso se pierde producción.

9. 2i la pluma del tu"ing muestra ca"eceo, puede ser de"ido a'

( El asiento de la vlvula es muy grande,

> $alta inyectar ms gas o

C El pozo ha disminuido su caudal.

?. 2i la pluma del revestidor muestra ondulaciones, significa que la vlvula a"re y

cierra en forma alterna. El pase de gas a trav#s del estrangulador ajusta"le ensuperficie es menor que el pase por la vlvula de operación.

6. Qna alta presión del tu"ing indica contra presión en la línea de flujo, la cual se

puede de"er a'

( Línea muy larga o de dimetro peque8o para la tasa del pozo,

> Línea o"struida de"ido a deposición de parafina o silicato, vlvula de la

línea semicerrada o codos o"struidos por arena, estrangulador del "razo no

removido o

C Excesiva inyección de gas.

;. Qna "aja presión del revestidor puede indicar'

( Slvula fuera de su "olsillo.

> Comunicación a trav#s del colgador del r"ol de navidad. 2e o"serva

enfriamiento en la "rida del r"ol.

C !#rdida de presión de nitrógeno en la cmara de la vlvula.

F &ueco en el tu"ing.

E Empacadura de fondo desasentada.

$ &ueco en el revestidor. !arte del gas de inyección no llega a la estación de

flujo.




DIAGNÓSTICO

D. La "aja presión del tu"ing puede indicar'

(. Caída de presión del sistema de L(1.

>. Caída de la inyección de gas al revestidor de"ido a taponamiento del

estrangulador ajusta"le por congelamiento.

C. Feclinación de la producción.

F. Línea de flujo rota.

E. Frstica caída de producción de"ido a cam"io de zona o taponamiento del

tu"ing por arena.

0.1.2. Flujo +n6ermi6en6e

La parte ms importante de la grfica es la forma del pico de la pluma roja, la cual

indica la presión del tu"ing. 2e o"serva si el pico es corto, largo o ancho. El disco

de dos presiones adems de resultar muy <til para el diagnóstico, resulta

indispensa"le para optimar la inyección de gas, es decir, graduar el tiempo de

inyección y los ciclos diarios.

El disco puede interpretarse por lo general, de la siguiente manera'

Presión de Tu;ing Presión de (e<es6idor

%. Qn pico alto y delgado indica una

"uena operación de vlvula, con gran

tapón de líquido y poco gas de cola.

0. Qn pico corto indica poco aporte delíquido. 2i el pico es muy corto y

ancho, puede indicar "aja producción

de petróleo emulsionado. 2i en vez de

%. Qna rpida caída de presión indica

"uena operación de la vlvula de

fondo, o sea, la transferencia de gas

del revestidor al tu"ing es alta.

0. Qn suave decrecimiento de presión

cada vez que a"re la vlvula de L(1

puede de"erse a'

(. Feficiente acción de la vlvulaPresión de Tu;ing Presión de (e<es6idor




DIAGNÓSTICO

un pico se o"serva solo un mínimo

aumento sostenido de presión, se

estaría circulando solo gas de L(1.

9. El pico alto y ancho puede indicar'

(. +estricciones en la línea de

flujo. tu"ing instalado, parafina,

car"onatos, codos taponados, etc.

>. !odría indicar tam"i#n, alta

producción de líquido con mucho gas

de cola.C. 4am"i#n se puede o"servar

un pico ancho cuando la vlvula de

L(1 es operada por la carga del

líquido, y la vlvula se mantiene

a"ierta de"ido a restricciones en la

línea de flujo.

de"ido a taponamiento parcial del

asiento.

>. Slvula de asiento muy peque8a.

C. >aja presión diferencial a nivel de

la vlvula de operación.

F. +evestidor muy grande,

comparado con el dimetro del tu"ing.

0 9G5K en 7 6G5K

9. Furante la apertura del controlador

superficial de inyección de gas, lapresión del revestidor de"e aumentar

rpidamente, si no es así, se de"e a'

(. Línea de gas de L(1 peque8a.

(. !resión diferencial "aja entre la

línea de L(1 y el revestidor del pozo.

?. Con el controlador cerrado'

(. 2i la presión del revestidor aumenta,

filtra el controlador.

>. 2i la presión del revestidor

disminuye, hay filtración en el

equipo de su"suelo.

0.2. P(%BE&AS DE *%&)!+*A*+,!

Comunicación Entre Revestidor de Superficie y de Producción

Esta comunicación se presenta cuando las presiones entre am"os revestidores

resultan iguales y mayor que cero. 2e recomienda purgar la presión del revestidor

superficial y o"servar con manómetro su restauración. 2i la presión es mayor que




DIAGNÓSTICO

la presión del sistema de L(1, la filtración proviene de alg<n yacimiento de fondo

y el revestidor de producción no filtra.

Comunicación entre Revestidor de Producción y el Tubing

Furante la operación normal de la inyección de gas, se o"serva que la presión del

revestidor es inferior a las presiones de cierre de las vlvulas. !ara verificar qu#

tipo de comunicación tiene el pozo, se cierra el "razo y se inyecta por el revestidor

toda la presión del L(1 hasta que el revestidor y el tu"ing alcancen la misma

presión del sistema de L(1. Luego se descarga la presión del revestidor, en cuyo

caso se pueden o"servar dos situaciones'

%. La presión del tu"ing "aja rpidamente, junto con la del revestidor. Esto

significa que existe tam"i#n comunicación del tu"ing al revestidor, de"ido a'

( Slvula fuera de su "olsillo,

> &ueco o cuello del tu"ing filtrando o

C Camisa de circulación a"ierta o empacadura desasentada.

0. La presión del tu"ing se mantiene alta o puede "ajar unas 0: lpc de"ido al

enfriamiento del anular al purgar el gas. Como no existe comunicación del

tu"ing al revestidor, y la comunicación sola es del revestidor al tu"ing, esto

indica que una vlvula perdió la presión de nitrógeno y que su vlvula de

retención opera "ien, evitando que el gas pase del tu"ing al revestidor.

Comunicación entre Revestidor de Producción y la Formación

En este caso existe un hueco en el revestidor de producción, el cual se puede

detectar de la siguiente manera'

%. Con el pozo en L(1, se cierra el "razo del pozo y se o"serva si hay consumo

de gas.




DIAGNÓSTICO

0. Cerrar el tu"ing y el revestidor, y o"servar si la presión del revestidor cae por

de"ajo de las presiones de cierre de las vlvulas de L(1.

9. Comparar el gas total en la estación de flujo con respecto al gas inyectado,

ms el estimado del yacimiento.

0.4. P%S+BES FAAS (AH%!ES = S%)*+%!ES

Nota' La instalación del disco de dos presiones es necesaria antes de iniciar el

arranque del pozo por L(1.

1 Po!o "ue no recibe gas y "ue no produce l#"uido despu$s del arran"ueinicial

(aones' %. !rimera vlvula taponada y el gas no puede alcanzar la vlvula 0.

0. Slvulas mal dise8adas. !resión de cali"ración demasiada alta,

vlvula % muy profunda o no corregida por temperatura.

9. !aro de la planta compresora que causa "aja presión del sistema

L(1.

?. !ro"lemas de o"strucción en el equipo superficial del pozo.Estrangulador ajusta"le taponado, vlvula del "razo cerrada, etc.

Acción'

Acción'

%. Cam"iar manómetros y determinar exactamente la presión disponi"le

en el sistema de L(1 y en el revestidor del pozo.

0. (umentar de ser posi"le la presión de L(1, cerrando pozos vecinos

y aumentando las revoluciones del compresor o la presión de

succión.

9. !ro"ar si la formación es capaz de reci"ir líquido, cerrando el "razo

del pozo y presionando el tu"ing con el gas de L(1, intentando "ajar

el nivel de líquido. Luego a"rir rpidamente el pozo a la estación de

flujo. +epetir esta operación varias veces para tratar que el gas

alcance la segunda vlvula.




DIAGNÓSTICO

?. +evisar el dise8o de L(1.

6. 4omar registro ac<stico en el revestidor y tu"ing.

;. !resionar y descargar varias veces el revestidor para a"rir y cerrar la

vlvula, y tratar que dicha acción, en el caso que el asiento est#

atascado, pueda romper la o"strucción.

D. Circular petróleo liviano del revestidor al tu"ing para limpiar el asiento

de la primera vlvula y a la vez reducir el gradiente de presión de

líquido en el revestidor.

% Po!o "ue circula gas de &'(

(aones' %. &ay una vlvula superficial desasentada o un mandril sin vlvula.

0. El pozo no tiene líquido y se circula con presión de revestidor

suficiente para a"rir la <ltima vlvula de L(1.

9. El pozo no tiene líquido y se circula gas a "aja presión a trav#s del

orificio de fondo, camisa de circulación a"ierta o por la empacadura

desasentada.

?. Qna de las vlvulas superiores filtra o ha perdido su presión de

cali"ración, lo que reduce la presión del revestidor e impide laapertura de las dems vlvulas. o es posi"le realizar la

transferencia de gas pozo a"ajo.

6. Los sellos superficiales del colgador filtran. Esta situación se detecta

fcilmente con el disco de dos presiones durante el arranque inicial

del pozo.

Acción'

Acción'

%. 2i hay "aja presión del revestidor, determinar si existe tam"i#n la

comunicación de tu"ing a revestidor. 2i no la hay, entonces el

pro"lema podría de ser de vlvulas de L(1.

0. 2i es una vlvula que filtra, presionar y descargar varias veces en

forma alterna el revestidor, para tratar de limpiar el asiento. +epetir

la operación cerrando y a"riendo el tu"ing. 2i no resulta exitoso,




DIAGNÓSTICO

reemplazar la vlvula mediante tra"ajo con guaya fina.

9. Efectuar un registro ac<stico por el revestidor y tu"ing. Este indicar

el nivel de líquido en el revestidor y los mandriles li"res de líquido.

?. Serificar con guaya fina si el tu"ing tiene líquido, est arenado o

todas las mangas de circulación estn cerradas.

6. Correr registro fluyente de presión y temperatura y determinar el

punto de circulación de gas.

) Po!o capa! de recibir gas con el tubing cerrado

(aones' %. Existe un hueco en el revestidor generalmente no muy profundo

que permite el pase de gas hacia una formación permea"le, como un

acuífero somero.

0. !odría ha"er una zona de "aja presión esttica completada

conjuntamente con los dems intervalos productores.

Acción' %. &acer registro ac<stico en el revestidor. El nivel de líquido podría

indicar la profundidad del hueco.

2. 2i la comunicación es muy grave, estudiar la posi"ilidad de producir

el pozo con coiledtu"ing tu"ería fina dentro del tu"ing para lainyección de gas o reparar el revestidor con taladro.

* Po!os "ue reciben gas y no producen satisfactoriamente

(aones'

(aones'

%. Cam"io en el caudal de inyección de gas.

0. (umento de presión en la línea de flujo.

9. Fise8o de L(1 inadecuado o no flexi"le para diferentes parmetros

del yacimiento, como aumento del corte de agua, petróleo

emulsionado y reducción del índice de productividad.

?. 4u"ing arenado.

6. Slvula operadora da8ada en posición cerrada, lo que o"liga a que la




DIAGNÓSTICO

inyección se efect<e a trav#s de la vlvula inmediatamente superior.

;. @al funcionamiento de los aparatos de control y de medición del

equipo superficial del pozo.

Acción' %. Serificar la cali"ración de los aparatos de medición y del equipo de

control, como son las vlvulas superficiales y el estrangulador

ajusta"le. !urgar de agua del medidor de gas para que la diferencial

indique la lectura correcta. Con toda la información recolectada,

hacer el diagnóstico de fallas.

0. Feterminar si hu"o cam"io en los parmetros actuales como'

( (umento del corte de agua,

> Cam"io de la zona productora,

C !resiones del tu"ing y revestidor y

F (pertura del estrangulador ajusta"le.

9. 2i el porcentaje de agua ha aumentado, ha"r menor producción de

gas de yacimiento por lo que se necesitar incrementar el gas de

inyección.

?. 2i el diagnóstico de fallas resulta incongruente, y el pozo es "uen

productor, se recomienda correr un registro de presión y temperatura

fluyente.6. +eemplazar la vlvula da8ada o redise8ar todas las vlvulas de

acuerdo a las nuevas condiciones del pozo.

0.?. F%(&A*+,! DE 5+D(AT%S

Cuando un gas sufre una rpida disminución de presión sin existir transferencia de

temperatura o realización de tra"ajo Expansión con Entalpía Constante, ocurre

una reducción de temperatura, llamada el efecto Noule 4homson.

Este enfriamiento del gas corriente a"ajo puede originar la formación de hidratos.

Los hidratos son físicamente similares a la nieve y estn formados por la

com"inación de una mol#cula de hidrocar"uro con varias de agua3 la consistencia






DIAGNÓSTICO

• !resión (nular del !ozo ( T %0:: lpcm

• !resión (nular del !ozo > T ;:: lpcm

2e desea determinar si existe la posi"ilidad de taponamiento en losestranguladores ajusta"les de"ido a la formación o no de hidratos.

C,lculos:

a 5eterminación de la temperatura del gas dentro del m6ltiple de distribución de

gas

2eg<n la $ig. %? del (nexo !) con una caída de presión de ;:: lpc y presión de

entrada al m<ltiple de 0::: lpc, se o"tiene una caída de temperatura de 06 H$.

2eg<n la $ig. %6 del (nexo !, no hay formación de hidratos dentro del m<ltiple.

b $ozo A

!resión T %?:: lpcm, Caída de !resión T 0:: lpc y seg<n la $ig. %?, la caída de

4emperatura T 7 H$

2eg<n la $ig. %6, la 4emperatura de &idratos T ;;.6 para %0:: lpcm.

Como la temperatura real del gas es superior a la de formación de hidratos, no

existir taponamiento y la inyección del gas ser continua.

c $ozo B

!resión T %?:: lpcm, Caída de presión T 5:: lpc y 2eg<n la $ig. %?, la caída de4emperatura T 95 H$

4emp. 1as despu#s del estrangulador T 5: 95 T ?0 H$

2eg<n la $ig. %6, la temperatura de hidratos T 6D H$ para ;:: lpcm.






DIAGNÓSTICO

taponan con hidratos, ya que reci"en pase de gas que las mantienen frías. Las

líneas que se "loquean completamente resultan menos frías en su parte exterior, y

#stas se taponan generalmente de"ido a que reci"en mayor producción de agua o

su estrangulador est graduado en una apertura demasiado peque8a.




En las operaciones de producción de crudo realizadas en las Estaciones

+ecolectoras existen diversos riesgos potenciales de"ido principalmente a3 altas

presiones y temperaturas, inflama"ilidad de los fluidos manejados, peligrosidad de

los productos químicos utilizados, equipos el#ctricos pocos protegidos o u"icados

a la intemperie, sitios de accesos no tan seguros de"ido a la corrosión, entre otros.

El operario de producción de"e conocer las normas de seguridad y cumplirlas para

así, minimizar los riesgos de sufrir accidentes durante sus operaciones rutinarias.

!or consiguiente, este punto a tratar tiene el propósito primordial de inculcar y

crear conciencia de la importancia y alto "eneficio que representa el la"orar "ajo

condiciones sanas de higiene y seguridad industrial.

- Recomendaciones de Seguridad en .peraciones de Tierra y &ago

.

Las operaciones dentro de la industria petrolera se realizan tanto en tierra como

en el Lago, lo cual hace necesario esta"lecer ciertos requisitos mínimos que

de"en llenar los nuevos empleados como el sa"er nadar o conducir vehículos.Fentro de estas reas de operaciones est incluido el personal de producción y

oleoductos.

>.1. %PE(A*+%!ES E! E AG%

( pesar de que los capitanes o patrones de lanchas son responsa"les de la

seguridad de su em"arcación, de los pasajeros y de la tripulación a "ordo, los

operarios de producción de"en tomar en cuenta las siguientes recomendaciones'

%. Serificar que el equipo y herramientas de tra"ajo se encuentren en "uenas

condiciones.




NORMAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL APLICADAS A LAS OPERACIONES DE PRODUCCIÓN EN LAS ESTACIONES RECOLECTORAS

0. Colocar el material dentro de la em"arcación en forma segura, de tal manera

que no se mueva durante el viaje.

9. @antener su chaleco salvavidas de tra"ajo en "uenas condiciones, cuando es

requerido por el tipo de tra"ajo.

?. !ermanecer sentado durante la navegación.

6. Cuando la lancha se acerque a una estación de flujo o pozo, se le de"e pedir

al capitn si #ste no lo hace, que de una vuelta de inspección para detectar

alguna posi"le fuga de petróleo o gas.

;. (ntes de pasar hacia la planchada de la estación o del pozo, inspeccione

visualmente su estado3 si la nota en condiciones inseguras, notifique lo mas pronto

posi"le a su supervisor.

D. (ntes de iniciar su tra"ajo en la instalación, realice una rpida inspección para

detectar cualquier situación anormal.

5. Furante las guardias nocturnas, las estaciones de flujo de"en estar "ien

iluminadas. 2i nota alguna deficiencia, comuníquelo al supervisor.

7. o trate de realizar reparaciones o limpiezas en equipos rotativos mientras

#stos se encuentren en movimiento.

%:. o opere ning<n equipo para el cual no est# autorizado.

%%. o trate de pasar de la em"arcación hacia la planchada de una instalación, si

tiene las dos manos ocupadas.





%0. @ant#ngase siempre informado so"re la toxicidad y propiedades explosivas de

los productos químicos que de"e manipular o que est#n relacionados con su

tra"ajo.

%9. En las estaciones donde se maneje crudo con &02, se de"e mantener al

mximo las normas y procedimientos de seguridad exigidos.

%?. Cuando sea necesario el uso de herramientas de impacto en una instalación

donde se maneje petróleo o alguno de sus derivados, se usarn martillos o

mandarrias de "ronce para evitar cualquier chispa.

6.2. %PE(A*+%!ES E! T+E((A

El hecho de que las operaciones en tierra se consideren menos peligrosas que las

del Lago, no significa que sea un sitio li"re de riesgos al momento de tra"ajar. Fe

hecho uno de los principales factores que cada día co"ra ms vidas humanas, en

este tipo de operaciones, es el trnsito automotor.

(unque sería muy larga la lista de causales de accidentes en tierra, se aconseja al

personal de producción y oleoductos cumplir las siguientes recomendaciones'

%. Evitar su"ir solo a un tanque de almacenamiento de crudo, cuando note una

alta concentración de gas. 2e de"e tener especial cuidado con los tanques de

techo flotante.

0. Cuando sea necesario a"rir una "oca de aforo de un tanque de crudo o de

químico, retírese a una distancia prudencial para permitir que escapen los gases

acumulados. Cuando est acompa8ado, cerciórese de que su compa8ero est en

un sitio seguro y no reci"a estos gases.





9. 4enga cuidado de no pararse cerca del "orde de un tanque.

?. (ntes de levantar la tapa de aforo o de visita o antes de introducir la cinta de

medir al tanque, toque cualquier parte del tanque con la mano desnuda para

eliminar el riesgo de una chispa causada por la electricidad esttica.

6. o use zapatos con clavos, placas o esquinas de hierro cuando tra"aje en

tanques o estaciones de flujo en los que se maneje petróleo o derivados de este.

;. unca se de"e su"ir a un tanque que contenga petróleo o alguno de sus

derivados cuando se avecina una tormenta o durante ella.

D. unca lleve o"jetos de hierro, fósforos o encendedores a la parte alta de un

tanque.

5. Las linternas y "om"illos que se usan en los tanques, estaciones de "om"eo y

de flujo de"en ser a prue"a de explosión o tener protección contra ello.

7. o use ni trate de reparar ca"les el#ctricos, circuitos o toma corrientes que

luzcan defectuosos. En estos casos avise inmediatamente al supervisor o llame al

departamento de electricidad.

%:. El >enzol y el 4olueno son tóxicos, por lo tanto no inhale sus vapores ni deje

que hagan contacto con la piel.

%%. !ara el lavado de los equipos se usar gasoil, Oerosene o varsol, nunca

gasolina.




La presentación de un peque8o informe relacionado al comportamiento anormal

de un pozo en prue"a, es una tarea regular que de"e desempe8ar el operador de

producción e involucra una responsa"ilidad que consiste en hacer una exposición

conveniente de la información, de manera que satisfaga a los niveles de

supervisión o a quienes la requieran.

Qn informe tiene que lograr el o"jetivo com<n de transmitir de manera clara una

serie de datos, informaciones y recomendaciones prcticas "ien definidas3 tales

como'

%. Sariación inexplica"le de tasa de producción.

0. Cam"io "rusco del corte de agua.

9. Estrangulador erosionado o taponado en pozos de flujo natural.

?. $ormación inesperada de espuma y emulsión en el separador o

tanque.

6. Mperación lenta o defectuosa de una vlvula automtica.

;. Sariación fuera de lo com<n de cualquier parmetro adicional de la

estación, como' presión de succión a los compresores, presión del sistemade levantamiento artificial por gas, nivel de la laguna de agua salada,

temperatura de los motores, golpeteo de las "om"as de transferencia,

filtraciones y derrames, etc.

El personal t#cnico que requiere este reporte, desea realmente estar informado de

manera o"jetiva y oportuna, lo cual no siempre ocurre. El informe de"e hacerse

de una manera clara y concisa. En un reporte no se de"en utilizar'

Mraciones largas.

!ala"ras poco comunes.

@ala ortografía por efectuar el reporte con rapidez.




INFORMES T$CNICOS

La ha"ilidad para escri"ir "uenos informes, es una gran ventaja para el operario,

ya que un informe claro transmite las ideas y es entendido con facilidad,

permitiendo así que las medidas a tomar sean ms oportunas.

(lgunas sugerencias que pueden ayudar al operador a mejorar su ha"ilidad para

redactar los informes son las siguientes'

%. 4ener las ideas claras en su mente, antes de escri"ir.

0. Qn pensamiento confuso hace que plasme muchas explicaciones, en lugar de

exponer el pro"lema de forma directa.

9. 2ea "reve, el tiempo vale dinero.?. En una comunicación a"arque sólo el asunto principal. 2i tiene ms de un tema

que tratar, de"e escri"ir dos reportes.

6. Qse pala"ras sencillas, de las utilizadas a diario en sus la"ores.

;. Qse pala"ras específicas en lugar de generales.

D. 4rate de escri"ir de manera clara y sencilla para que lo entiendan.

5. El uso de a"reviaturas es vlido, siempre y cuando sean "ien conocidas.

7. Comprue"e todas las cifras para cerciorarse que est#n correctas y siempre

que sea posi"le hgalo en forma de ta"las.

%:.(seg<rese de indicar la fecha en cada informe.

El informe de un operador de estación de flujo de"e contener la información

específica y #sta de"e ser llenada seg<n el formato adecuado que utiliza cada

compa8ía en particular.

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CURSO PARA OPERADORES GAS LIFT