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7/21/2019 CURSO PARA OPERADORES GAS LIFT
http://slidepdf.com/reader/full/curso-para-operadores-gas-lift 1/47
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
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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
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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
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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.
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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. $cil de instalar en revestidores peque8os.
E9 E:iciencia glo;al del sis6ema ar6i:icial de le<an6amien6o
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TRODUCCIÓN
TABA !" 2
DES#E!TA$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.
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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.
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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.
%. . $.@c@ahon
instaló aprincipio de%79: laprimera"om"a.
0. Fesde el a8ode %560 seencuentranreferenciast#cnicas de la"om"ahidrulica tipoNet.
9. En %7D: sehace mspopularde"ido almejoramiento de suscomponentesy a losmodelosmatemticoscomputarizados
%. %D7D. 2e levantó agua con aire.
0. %5?;. 2e levantó petróleo con aire.9. %7::%707. !or L(1 se alcanzaron 60D.:::
>GF en la Costa del 1olfo.
?. %7:5. N. @cEvoy fa"ricó la primera vlvulacali"rada por presión.
6. %706. En California se utilizó el gas recicladoen vez del aire.
;. 2e implementó y generalizó este m#todo en lad#cada de %79:.
D. En %7?:, .+. Oing inventó la vlvula denitrógeno, permitiendo controlar la inyecciónde gas y variar automticamente laprofundidad de inyección, de acuerdo a lascaracterísticas del yacimiento.
5. En %76%, &. @c 1oven y &.&. @ooreinventaron el mandril de "olsillo. 2ereemplazan las vlvulas con guaya.
7. Fesde %766, el Fr. &. inJler ha pu"licadogran n<mero de artículos t#cnicos con la mejor calida.
%:. En %7;D, el Fr. Oermit >ro-n pu"licó su primer tratado, titulado I4eoría y !rcticas del L(1K.
%%. En %77;, el Fr. 2chmidt inventó la vlvulaova de orificio tipo v#nturi.
%. En %790, fuepatentada por
+en# @oineau0. En %7?: seinstaló en elsu"suelo conca"illas paralevantar líquid
9. En %7;6 seinstaló en Canpara "om"earpetróleo viscocon arena.
?. En %75: suaplicación eracom<n enCanad.
6. En %759,@arav#n instasu primera"om"a.
6. En %77? semejorónota"lementecalidad de losmateriales delelastómero.
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INTRODUCCIÓN
( continuación se presentan algunos puntos generales relacionados con el L(1 y
que se considera importante resaltar'
Cuando se produce petróleo pesado, de ! a " #A$%&
• 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
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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.
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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
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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.
Gas Lift para Operadores de Producción Pág. 12
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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.
.
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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.
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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.
Gas Lift para Operadores de Producción Pág. 15
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CONTROL DE LA INYECCIÓN Y MEDICIÓN DEL GAS
!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
Gas Lift para Operadores de Producción Pág. 16
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CONTROL DE LA INYECCIÓN Y MEDICIÓN DEL GAS
B. Pase de Gas por la #ál<ula de AG
2eg<n la $ig. %0..............................................................................9? @@!C
2eg<n la $ig. %9VVVVVVVVVVVVVVVVVVVVV.Cgt T %.%:6
!or Corrección' .9?G%.%:6VVVV..............................................9% @@!C
%;ser<aciones9
El pase de gas a trav#s del estrangulador ajusta"le %:G;?K es similar al pase por
la vlvula de operación %0G;?K, lo que indica que todo el gas de inyección est
pasando por la vlvula, a ;:::A.
2e o"serva que para un mismo pase de gas, se requiere mayor asiento de fondo
que en superficie, y esto se de"e a lo siguiente'
Las mol#culas se dilatan al calentarse y requieren un rea de flujo mayor. 2i
se mantiene constante el rea, la velocidad del gas sería mayor, y por
consiguiente aumentaría la fricción.
!ara este caso particular, la diferencial de presión de fondo es menor que en
superficie, 5: lpc vs. %0: lpc., y a menor diferencial se necesita mayor rea de
flujo.
Pro;lema !" 29
Cul ser el tama8o del asiento de una vlvula de L(1, si se tiene la siguiente
información'
!% T !resión de Casing T %6:: lpc.
!0 T !resión de tu"ing T %0:: lpc
1ravedad del 1as T :.56
4emperatura de la Slvula T 0%: H$
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CONTROL DE LA INYECCIÓN Y MEDICIÓN DEL GAS
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.
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(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
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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.
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NORMAS OPERACIONALES EN EL ARRAN"UE DE UN PO#O POR LAG
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.
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NORMAS OPERACIONALES EN EL ARRAN"UE DE UN PO#O POR LAG
( 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.
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NORMAS OPERACIONALES EN EL ARRAN"UE DE UN PO#O POR LAG
Figura 4. Grá:ica del Arranue. Fase +nicial
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NORMAS OPERACIONALES EN EL ARRAN"UE DE UN PO#O POR LAG
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NORMAS OPERACIONALES EN EL ARRAN"UE DE UN PO#O POR LAG
Figura ?. Grá:ica del Arranue. Fase +n6ermedia
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NORMAS OPERACIONALES EN EL ARRAN"UE DE UN PO#O POR LAG
Figura 0. Grá:ica del Arranue. Fase Final C Poo en Producción
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NORMAS OPERACIONALES EN EL ARRAN"UE DE UN PO#O POR LAG
Figura >. +ns6alaciones Super:iciales Disco de Dos Presiones duran6e el arranue
Diagrama del Poo C Gradien6es de Presiones
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NORMAS OPERACIONALES EN EL ARRAN"UE DE UN PO#O POR LAG
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
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!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.
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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.
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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
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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
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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.
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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.
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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,
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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
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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NORMAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL APLICADAS A LAS OPERACIONES DE PRODUCCIÓN EN LAS ESTACIONES RECOLECTORAS
%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.
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NORMAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL APLICADAS A LAS OPERACIONES DE PRODUCCIÓN EN LAS ESTACIONES RECOLECTORAS
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.
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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.
?. $ormación inesperada de espuma y emulsión en el separador o
tanque.
6. Mperación lenta o defectuosa de una vlvula automtica.
;. Sariación fuera de lo com<n de cualquier parmetro adicional de la
estación, como' presión de succión a los compresores, presión del sistemade levantamiento artificial por gas, nivel de la laguna de agua salada,
temperatura de los motores, golpeteo de las "om"as de transferencia,
filtraciones y derrames, etc.
El personal t#cnico que requiere este reporte, desea realmente estar informado de
manera o"jetiva y oportuna, lo cual no siempre ocurre. El informe de"e hacerse
de una manera clara y concisa. En un reporte no se de"en utilizar'
Mraciones largas.
!ala"ras poco comunes.
@ala ortografía por efectuar el reporte con rapidez.
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INFORMES T$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.