MANUAL DE OPERACIONESSERTECPET CIA. LTDA. INDICE. CAPITULO I: PRINCIPIOS BASICOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS ORIGEN DEL PETROLEO MADURACION ROCA FUENTE ROCA ALMACENADORA ROCA SELLO TRAMPAS TIPOS DE TRAMPAS TRAMPAS ESTRUCTURALES TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS CONDICIONES PARA QUE SE FORME UN YACIMIENTO DE CRUDO COMPLETACION TIPICA DE UN POZO COMPLETADO PARA PRODUCCION CON BOMBEO HIDRAULICO PRESIONES DEL YACIMIENTO – INDICE DE PRODUCTIVIDAD PROPIEDADES DE LA ROCA INTERFACES MECANISMOS DE EMPUJE CORRELACIONES CAPITULO II: PRINCIPIOS BASICOS DE HIDRAULICA PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ECUACION FUNDAMENTAL DE PRESION PRINCIPIO DE ARQUIMIDES HIDROSTATICA CUERPOS SUMERGIDOS NIVEL DE TANQUES ALTURA DE PIERNA HIDRAULICA DINAMICA DE FLUIDOS ECUACION DE LA CONTINUIDAD VELOCIDAD EN TUBERIAS 2 FLUJOS Y PÉRDIDAS EN TUBERIAS ECUACION DE BERNOULLI EFECTO VENTURI VELOCIDADES EN TUBERIA FLUJO ANULAR CAPITULO III INTRODUCCION AL BOMBEO HIDRAULICO. DEFINICION DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO SISTEMA DE LEVANTAMIENTO HIDRAULICO CON BOMBA JET CLAW COMPLETACION TIPICA DE POZO PARA BOMBEO HIDRAULICO BOMBEO HIDRAULICO CON JET CLAW TEORIA DE FUNCINAMIENTO DE BOMBA JET CLAW NOMENCLATURA DE BOMBA JET CLAW BOMBA JET CLAW REVERSA BOMBA JET CLAW DIRECTA OBSERVACIONES DE OPERACIÓN DE BOMBA JET CLAW DAÑOS MAS FRECUENTES EN LAS BOMAS JET CLAW CAPITULO IV PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES PROCEDIMIENTO PARA REPARACION DE EQUIPOS MEDIDAS Y TOLERANCIAS DE EQUIPOS PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN ASENTAMINETO Y DESASENTAMIENTO DE EMPACADURAS (PACKERS) REPARACION E INSPECCION DE EMPACADURAS ESPECIFICACIONES DE EMPACADURAS TIPOS DE COMPLETACIONES PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN Y PRODUCCION DE POZOS CON BOMBA JET CLAW PROCEDIMIENTO DE CAMBIO DE BOMBA JET CLAW PROCEDIMIENTO DE OPERACIONES DE UNIDADES DE BOMBEO MTU. CARACTERISTICAS TECNICAS 3 DESCRIPCION DE PARTES MOTOR DIESEL SISTEMA DE ADMISION Y ESCAPE SISTEMA DE ALIMENTACION DE COMBUSTIBLE SISTEMA DE LUBRICACION SISTEMA DE ENFRIAMIENTO Y REFRIGERACION SISTEMA DE ENCENDIDO PROGRAMACION DE MANTENIMEINTO DE UNIDADES MTU. ESPECIFICACIONES DE PARTES BOMBA QUINTUPLEX 300 Q-5H REDUCTOR DE VELOCIDADES FLUID END CAJA DE VELOCIDADES SEPARDOR DE PRUEBA BOMBA BUSTER PROCEDIMEINTO DE REPARACION DE FALLAS EN UNIDADES MTU. PROGRAMACION DE MEMORY GAUGES CAPITULO I PRINCIPIOS BASICOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS ORIGEN DEL PETROLEO Contrario a las creencias populares, el petróleo NO PROVIENE de los dinosaurios. Nuevas teorías apuntan a que el petróleo se formó a partir de organismos unicelulares que al morir se depositaron en el fondo de los mares, ríos o lagos. Después de miles y miles de años y con la ayuda de algunas reacciones químicas. a tal punto que pueden tener hasta varios kilómetros de profundidad. que posteriormente se madurarán en petróleo. la capa de sedimentos orgánicos que ha sido enterrada. capas de lodo y sedimentos orgánicos (organismos muertos) se fueron apilando poco a poco en el fondo del océano. sometiéndolas a mayor presión y temperatura. se convierte en roca.4 Hoy en día se cree que el petróleo proviene de organismos unicelulares En realidad fueron necesarias millones y millones de estas criaturas muertas para formar gruesas capas de sedimentos orgánicos. Las capas más recientes fueron enterrando cada vez más a las capas más antiguas. . A esta roca se le llama roca fuente y es de donde proviene el crudo. MADURACION Durante miles de años. ROCA ALMACENADORA El crudo formado en la roca fuente no sirve de nada a menos que se acumule en un sitio. más no almacena el crudo. aproximadamente. y se forma a partir de los depósitos orgánicos enterrados. La roca almacenadora (reservoir rock) es una piedra que contiene poros. mayor es la temperatura. funciona de manera similar a una esponja.100 y 5. Para generar crudo. Para formar la roca se requiere de mucho tiempo. A esta zona donde se genera el crudo se le conoce como ventana de crudo (oil window). que absorbe agua en su interior debido a que contiene poros. . la temperatura de la capa debe estar entre los 65 ºC y 150 ºC. el crudo se convierte en gas natural Este rango de temperaturas se da entre los 2. donde el crudo llega y es almacenado. este se dispersará por la tierra y se perderá irremediablemente. Si la temperatura supera este rango.500 metros de profundidad. La roca almacenadora más común es la piedra arenisca (sandstone) que contiene millones de diminutos poros donde el crudo es atrapado. Entre más profundo esté la capa. Si no se halla algo donde se pueda almacenar el hidrocarburo. presión y temperatura.5 Organismos unicelulares muertos Roca fuente Formación de las capas de sedimentos ROCA FUENTE: La roca fuente más común es la black shale (loza negra). La roca fuente produce. que el crudo no puede pasar a través de ellas. donde el crudo es retenido y forma un yacimiento. Las rocas sellantes con la ayuda de un proceso geológico. Un ejemplo típico de roca sello es la arcilla. las rocas sellantes tienen unos poros tan pequeños. Roca almacenadora ROCA SELLO A diferencia de las rocas almacenadoras. pueden llegar a formar una trampa. Si la roca almacenadora tiene muchos espacios (poros) en su interior. podrá acumular más crudo. A esto se le conoce como porosidad de la roca. Roca sello . Por lo tanto funcionan como barreras al paso del fluido (son impermeables).6 Otro tipo de roca almacenadora es la piedra caliza (limestone). Falla Geológica Se forma por el rompimiento de las capas debido a una falla geológica. sino dentro de rocas sólidas (roca almacenadora) que contienen poros en su interior. pero no en suficientes cantidades como para traerlo a la superficie. TIPOS DE TRAMPAS TRAMPAS ESTRUCTURALES Las trampas formadas por deformación estructural (trampas estructurales).7 TRAMPAS La roca almacenadora acumula crudo. la misma donde se originan los terremotos. es necesario que exista una barrera para detener el crudo y acumularlo en grandes cantidades. A esto se le llama trampa. Las trampas se pueden formar por deformaciones estructurales (movimiento de las capas al interior de la tierra) o por cambios en la estructura de la roca. Es importante anotar que el crudo no se encuentra en enormes cavernas al interior de la tierra. . Para que se forme un yacimiento. Las más importantes son: Anticlinal Cuando las capas planas son empujadas hacia arriba y el crudo queda atrapado entre rocas sellantes (rocas no porosas). se deben al movimiento de la tierra. se deben dar tres cosas: • Debe haber una roca fuente. PRESIONES DEL YACIMIENTO – INDICE DE PRODUCTIVIDAD Presión estática de Fondo (P*) . Por lo tanto. que genere el crudo.un toque de buena suerte. • Una roca de reserva debe atrapar ese crudo generado.además de rigurosos estudios geológicos . CONDICIONES PARA QUE SE FORME UN YACIMINETO DE CRUDO Para que se forme un yacimiento de crudo y/o gas. • La roca de reserva debe quedar atrapada en una trampa. la posibilidad de que estas tres condiciones se cumplan es muy baja. La trampa pinch-out (pinchada) es un tipo de trampa estratigráfica. Una roca que en un lado es arenisca se puede volver arcilla en otro lado.8 TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS Son las trampas formadas por cambios en la estructura de la roca Trampas Estratigráficas (Stratigraphic traps) Se debe a los cambios en la estructura de la roca. encontrar un yacimiento de petróleo requiere . Ahora. no se puede formar un yacimiento de hidrocarburos. estando dentro de la misma capa en el subsuelo. Si alguno de los anteriores procesos llega a faltar. Se define como la cantidad de gas medida a condiciones de superficie. Las unidades son BPD/psi. Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando la producción se ha interrumpido por un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauración de la presión en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido. La presión estática del fluido en un yacimiento es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. los factores que afectan el GOR en el petróleo son: . Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular. Presión de fondo fluyente (Pwf) Es la presión que hace el fluido sobre las paredes del casing. g. también medido a condiciones de superficie. que se disuelven en un barril de petróleo. DD P* Pwf Indice de Productividad (IP) Es una relación entre el caudal y el DD que indica la capacidad de un pozo para producir. denominada solubilidad del gas en petróleo. la presión del yacimiento es la presión que existe en condiciones de equilibrio antes o después de que se hayan establecido las operaciones de producción. Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona petrolífera. IP Caudal DD Presión de Burbuja (Pb. la gravedad específica del petróleo. razón de gas disuelto y relación de gas petróleo. psi) Es aquella condición de presión y temperatura a la cual se forma la primera burbuja de gas. Se mide en frente de las perforaciones (donde se cañoneó). SCF/STB. psi) Se denota como Pb. A partir de este punto se hace significativa la producción de gas en un pozo productor. RGP (en Ingles GOR). Draw Down (DD) Es la resta entre la presión estática de fondo y la presión de fondo fluyendo. La presión del punto de burbuja se determina en función de la temperatura. la gravedad específica del gas. También es llamada presión de saturación.9 Es la presión que ejercen las rocas en el yacimiento. y la cantidad de gas disuelto en el crudo Gas en solución GOR. o. Por consiguiente. Presión del punto de burbuja (Pb. Se denota como Rs. La temperatura. indica la cantidad de petróleo que puede almacenar la roca. Al aumentar. aumenta el GOR.10 La presión. En otras palabras. al aumentar la presión. disminuye el GOR. El grado API. al aumentar la temperatura. aumenta el GOR. ESQUEMA DE PRESIONES EN LA FORMACION P* Pwf PROPIEDADES DE LA ROCA POROSIDAD (Ф) La porosidad indica el porcentaje de la roca de reserva que es hueco. . debido a los poros. respecto a su tamaño. POROSIDAD CARACTERISTICAS DE LA ROCA 0–5% Despreciable 5 – 10 % Pobre 10 – 15 % Regular 15 – 20 % Buena Más de 20% Excelente Poros Roc a Si un yacimiento de petróleo tiene muy baja porosidad. más fácil fluye el crudo. el volumen de petróleo no es factible desde el punto de vista económico. La permeabilidad es la facilidad que tiene el crudo para fluir a través de la roca almacenadora. La permeabilidad se mide en milidarcies (md). Entre más milidarcies tenga la roca almacenadora. PERMEABILIDAD (K). PERMEABILIDAD CARACTERISTICAS DE LA ROCA 1 – 10 md Aceptable 10 – 100 md Buena Más de 100 md Excelente .11 Una porosidad del 20% indica que el 20% del volumen de la roca contiene fluidos y el 80% restante es roca sólida. Generalmente se encuentran tres productos dentro de ella: gas. crudo y agua. Hay varios tipos de empuje. se forman dos interfases o zonas de contacto: • Gas .Crudo Crudo .Agua MECANISMOS DE EMPUJE El mecanismo de empuje es un tipo de energía natural que presuriza el hidrocarburo en el yacimiento.Crudo Crudo Crudo . Gas Rocas sellantes (impermeables) Gas .Agua Agua Roca almacenadora (porosa) Yacimiento Con esto. en la parte superior se acumula el gas.12 INTERFASES La roca almacenadora no retiene crudo únicamente. . Debido a la diferencia de densidades. pero aquí veremos solamente el empuje hidráulico y el de gas. lo que facilita su extracción. en la del centro el crudo y en la parte más baja se deposita el agua. En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas NAPO: U. . por el cambio de presión. T.13 Empuje hidráulico El agua por debajo del crudo ejerce un empuje vertical. Empuje de Gas en Solución Un tipo de sistema de empuje de reservorio en la que la energía para el transporte y la producción de fluidos en los yacimientos se deriva del gas disuelto en el líquido. esto causa la ruptura del gas en solución y crea un flujo consolidado de gas y líquido que ayuda a la producción. el gas se comienza a expandir y empuja el crudo hacia abajo. Cuando los fluidos del yacimiento entran en el pozo. T. En el oriente Ecuatoriano se produce con este mecanismo de empuje la zona HOLLIN Empuje de Gas A medida que el crudo es extraído del yacimiento. U. En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas NAPO. desplazándolo y ocupando su lugar. el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada.425 pcn/BF API 16.5 a 63.8 % a una presión de 106 psi. Alguno de los gases contenía Dióxido de Carbono en cantidades insignificantes. Parámetro Rango Pb 130 a 7000 psi TF 100 a 258 °F Rsb 20 a 1. En general.59 a 0. El promedio de error de la correlación fue aplicado a los datos usados para desarrollar el método y resultó ser 4. Correlación de Standing: Fue obtenida en 105 experimentos. en el Software Claw.14 PROPIEDADES PVT Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo. para los diferentes tipos de crudos producidos en diferentes países con pozos en Producción con bomba Jet Claw.95 Presión de burbuja Solubilidad (GOR) Factor Volumétrico del petróleo (βo) . CORRELACIONES A continuación se presentan las correlaciones más usadas para el calculo del IPR. Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen esta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por estas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o correlaciones empíricas que permitan determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. Los gases involucrados en el desarrollo del método no contenían Hidrógeno ni Sulfuro de Hidrógeno.8 γg 0. La correlación podrá aplicarse a otros petróleos teniendo en cuenta que las características de los petróleos y el gas sean similares a las usadas para desarrollar el método. volumen y temperatura. utilizando petróleos de California. agua o gas) que relacionan presión. Fuera de éste rango se incurre en un margen de error. 15 …Para reservorios Saturados …Para reservorios Subsaturados Correlación de Vasquez & Beggs: Es una correlación generalmente aplicada.68E-04 C2 = 1.1870 23.0362 1.0937 25.75E-05 C3 = -1.67E-04 C2 = 1. Factor Volumétrico del petróleo (βo) API ≤ 30 C1 = 4.18 Presión de burbuja C1 C2 C3 ºAPI<=30 0. Factor volumétrico del petróleo y Compresibilidad del petróleo. C2 y C3 son los mismos utilizados en Pb.81E-08 API > 30 C1 = 4.7240 ºAPI>30 0. Fue desarrollada a partir de 600 análisis PVT de crudos de todo el mundo. contiene ecuaciones para GOR. La exactitud de la correlación es mayor si se divide en rangos de gravedad específica del petróleo (API>30 o API<30) Parámetro Rango Pb 50 a 5250 psi TF 70 a 295 °F Rsb 20 a 2070 pcn/BF API 16 a 50 γg 0.10E-05 C3 = 1.9310 Solubilidad (GOR) Los coeficientes C1. Un total de 6004 datos medidos.34E-09 …Para reservorios subsaturados .56 a 1.0178 1. 6 0. El autor afirma que las correlaciones deberían ser válidas para todos los tipos de mezclas de gas-petróleo que comparten propiedades similares a los utilizados en la derivación.03%. Error promedio relativo 0. de Crudos de Arabia Saudita.752 a 1.367 Presión de burbuja Solubilidad (GOR) Factor Volumétrico del petróleo (βo) Correlación de Petrosky – Farshad: Esta correlación contiene ecuaciones para estimar la Presión de burbuja. el promedio de los errores y las desviaciones estándar fueron menores con la correlación de Al-Marhoun que con las correlaciones de Standing y Glaso para los crudos de Arabia Saudita. . Pb TF Rsb API γg 139 a 3513 psi 74 a 240 °F 20 a 1602 pcn/BF 14. GOR y Factor volumétrico del petróleo para Crudos de Arabia Saudita. Factor volumétrico del petróleo y compresibilidad del petróleo para Crudos del Golfo de México. La correlación fue desarrollada con ejemplos de fluidos tomados de pozos offshore de Texas y Louisiana.16 Correlación de Al-Marhoun: Contiene ecuaciones para estimar la Presión de burbuja. Se utilizó 75 análisis PVT de muestras de fondo de 62 yacimientos. GOR.3 A 44. Según el autor. Para reservorios Saturados ………….852 Presión de burbuja Solubilidad (GOR) Factor Volumétrico del petróleo (βo) …. Glaso y Al-Marhoun.3 – 45 0.578 a 0.17 Los autores afirman que estas correlaciones proporcionar mejores resultados que otras correlaciones para el Golfo de México.. incluidos los publicados por Standing. Pb TF Rsb API γg 1574 a 6523 psi 114 a 288 °F 217 a 1406 pcn/BF 16. Vásquez & Beggs.Para reservorios Subsaturados Compresibilidad del petróleo (co) …Para reservorios Saturados . La mecánica de fluidos estudia los fluidos tanto en estado de equilibrio (hidrostática). Los fluidos se clasifican en líquidos y gases. Propiedades de los Fluidos: Un fluido es una sustancia que se mueve o desplaza cuando recibe fuerzas de corte. ya que miles de procesos los involucran constantemente. como en movimiento (hidrodinámica). Líquido Gas Fluido que consta de partículas en movimiento que chocan entre sí y tratan de dispersarse de tal manera que No tienen forma ni volumen definido y llenará completamente cualquier recipiente en el que se coloque. Líquido Fluido sometido a fuerzas intermoleculares que lo mantienen unido de tal manera que su volumen es definido pero su forma no. son de vital importancia en el desarrollo de procesos relacionados con la industria petrolera. Los fluidos desempeñan un interés excepcional en la ingeniería. Los gases son compresibles y su densidad varia con temperatura y presión. . Ligeramente compresible y su densidad no varia casi con temperatura y la presión.Para reservorios Subsaturados CAPITULO II CONCEPTOS BASICOS DE HIDRAULICA El conocimiento de los principios fundamentales que rigen y describen el comportamiento de los diversos fluidos en su estado estático o en movimiento.18 …. 79 Tolueno 0. masa ρ volumen La unidad de medida en el Sistema Internacional es kg/m3. La presión de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones.83 Gasolina 0. agua= 62.0 Glicerina 1.26 Agua de mar 1.01-1.37 Lb masa/ft3 Sustancia Densidad (g/cm3) Sustancia Densidad (g/cm3) Aceite 0.03 Mercurio 13.12 Ácido sulfúrico 1.55 Alcohol etílico 0. . También se utiliza en g/cm3 y Lb masa/ft3 para el sistema Inglés.72 Agua 1.9 Bromo 3.19 Gas Densidad (ρ): La densidad de una sustancia se define como el cociente de su masa entre el volumen que ocupa.866 Presión (P): Se define como un esfuerzo por unidad de área.8-0.68-0. Recuerde que gramos o Kilogramos son MASA.E o ) es un número adimensional que expresa la relación del peso del cuerpo al peso de un volumen igual de una sustancia que se toma como referencia. La unidad de medida en el Sistema Internacional son los grados centígrados (°C).7 psi de presión y 60ºF de temperatura.E Masa de la sustancia en un volumen Masa del agua en el mismo volumen . Sus unidades son Libras por pie cúbico [Lb/ft3]. El peso específico es la relación entre peso y volumen.E.. El sistema inglés usa el PSI (Lbs/pulg2) Temperatura (T): La temperatura es una medida de la energía térmica o grado de calor que posee un cuerpo.E Volumen Gravedad Específica (γ): La densidad relativa o Gravedad especifica (G. no peso Peso sustancia P.0 G. Para líquidos tomamos como referencia el agua y para gases tomamos al aire a 14. P fuerza F área A La unidad de medida en el Sistema Internacional es el Pascal (Pa). El sistema americano utiliza los grados Fahrenheit (°F). IMPORTANTE. G. Temperatura estándar = 60 °F 0 9 F * 0C 32 5 Peso Específico (P.La densidad es la relación entre masa y volumen.20 Fuerzas actuando sobre cuerpo sumergido y sobre paredes del recipiente.): Es una relación entre el peso de una sustancia y el volumen que ocupa (no confundir peso con masa).E agua= 1. . [m2/seg] (Sistema Internacional).E 1 0. temperatura y presión. La Viscosidad disminuye al aumentar la temperatura pero no se ve afectada apreciablemente con el cambio de presión. pero si la molécula está en la superficie sufre la acción de un conjunto de fuerzas de cohesión superficial llamada tensión superficial. 1 m2/seg = 1’000.79 1.26 13. Sus unidades son: [N*Seg/m2] (Sistema Internacional)). Un zancudo puede pararse en el agua debido a que su presión no vence la tensión superficial.0 Centipoise a 60 °F µ kerosene= 6.21 Sustancia Agua Aceite Alcohol Glicerina Mercurio Densidad (kg/m3) 1000 900 790 1260 13550 G.5 Centipoise a 100 °F Ecuación Fundamental: La estática de los fluidos afirma que la presión depende únicamente de la profundidad.000 cSt µ agua= 1. 1 N*Seg/m2 = 1000 Cp • Viscosidad Cinemática (): Expresa el cociente entre viscosidad absoluta y densidad del fluido. Viscosidad: Es la medida de la resistencia de una sustancia a fluir. Cualquier aumento de presión en la superficie se propaga por todo el fluido. • Viscosidad Absoluta o dinámica (µ) : Expresa el grado de resistencia al flujo.55 Tensión Superficial: Una molécula en el interior de un liquido esta sometida a la acción de fuerzas atractivas en todas las direcciones siendo la resultante nula. CentiPoises (Cp) (API). Depende del tipo de fluido. a mayor viscosidad es más difícil que fluya. = Viscosidad absoluta/Densidad del fluido.9 0. CentiStokes (cSt) (API). La tensión superficial en una gota de agua es la que mantiene su forma. 22 P F A Variación de presión con profundidad: Considerando una porción de fluido y teniendo en cuenta que se encuentra en equilibrio debido a: • El peso. El mercurio ascendió hasta una altura h=0. Si el punto está a una profundidad h. • La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara superiorr.76 m al nivel del mar. Torricelli empleó un tubo largo cerrado por uno de sus extremos. que es igual al producto de la densidad del fluido. por su volumen y por la intensidad de la gravedad • La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara inferior.81*0.55 g/cm3 ó 13550 kg/m3 la presión atmosférica es: Patm= rgh= 13550*9. y sabiendo la densidad del mercurio es 13. Tenemos: P P0 gh Donde: [Kg/m3] P[Pascal] g [m/Seg2] h [m] Presión Atmosférica: Para medir la presión atmosférica. Dado que el extremo cerrado del tubo se encuentra casi al vacío Po=0. Po es la presión en la superficie del fluido (la presión atmosférica) y p la presión a la profundidad h. lo llenó de mercurio y le dio la vuelta sobre una vasija de mercurio.76 = 101023 Pa . 8 m/Seg2] h [m] P [Pascal] .7 Psi en unidades Petroleras (API). La explicación del principio de Arquímedes consta de dos partes como se indica en las figuras El estudio de las fuerzas sobre una porción de fluido en equilibrio con el resto del fluido. Es un estado en el cual cada partícula fluida permanece en reposo o no tiene movimiento relativo respecto a las otras partículas. P0=0 h Principio de Arquímedes: El principio de Arquímedes afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta un empuje vertical y hacia arriba igual al peso del fluido desalojado. La presión estática es: P P0 gh [Kg/m3] g [9.23 Patm= 14. La sustitución de dicha porción de fluido por un cuerpo sólido de la misma forma y dimensiones. Empuje fliudo *Vdesalojado* g Donde: [Kg/m3] g [m/Seg2] V [m3] Empuje [N] Hidrostática: Estudio de las condiciones de equilibrio de los líquidos y las presiones que estos ejercen. 24 En unidades petroleras y reemplazando la densidad por la gravedad específica del fluido tenemos: P P0 0,433 * G.E fluido * h Po [psia] h [pies] P [psia] También podemos determinar la G.E del crudo en relación de su gravedad API: API 141,5 131,5 G.Ecrudo Y podemos determinar la gravedad especifica de una mezcla dependiendo del porcentaje de cada fluido. Para una mezcla de las sustancias A (agua) y B (crudo) en cierto porcentaje tenemos: A: 20% B: 80% G.EA: 1.0 G.EB: 0.88 Po = P. Atmosférica G.EMezcla= G.EA*0.2 + G.EB*0.8 G.Emezcla= 1.0*0.2+0.88*0.8 G.Emezcla= 0.904 CRUDO AGUA Es importante recordar que la presión hidrostática depende de la altura de la columna del fluido y no del área o del diámetro del recipiente que lo contenga. (G.Ecrudo=0.88 G.Eagua=1.0) En el punto C: Pc= Po= Patmosferica = 14.7 Psi En el punto B: PB= Pc+ presión de la columna de crudo PB= Patmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudo PB= 14.7 + 0.433*0.88*5 = 14.7 + 1.9 = 16.6 Psi En el punto A: PA= Pc+ presión de la columna de crudo + presión columna de agua. PA= Patmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudo + 0.433* G.Eagua*hagua PA= 14.7 + 0.433*0.88*5 + 0.433*1.0*8 = 20.1 Psi 25 La presión total que actúa sobre el punto A es la suma de todas las presiones correspondientes a cada una de las columnas de fluidos mas la presión ejercida por la atmósfera debido a que es un recipiente abierto. Po = P. Atmosférica Punto C Crudo = 5 FT. Punto B Agua = 8 FT. Punto A Cuerpos sumergidos: Como describe el principio de Arquímedes todo cuerpo sumergido experimentará una fuerza de empuje vertical ascendente igual al peso del fluido desalojado. En el siguiente ejemplo se observa la variación del peso de un objeto al sumergirse en un fluido. EJEMPLO: El peso de un objeto sumergido (largo=40cm, ancho=20cm, alto=20cm) en agua es 50 N, ¿cuánto pesará en el aire? Volumen del cuerpo = 0,2m*0,2m*0,4m = 0,016m3. Volumen de fluido desalojado = 0,016m3. Densidad del fluido(agua) = 1000 Kg/m3. Masa desalojada = Densidad*Volumen= 1000*0,016 = 16 Kg Fuerza de empuje (Fe)= m*g = 16*9,8 = 157 N. Como el bloque se encuentra en equilibrio se cumple que: Tensión + Fuerza de empuje (Fe) = W(peso) 50 N + 157 N = W W(peso) = 207 N. Es decir que el objeto realmente pesa 207 N pero al sumergirlo en agua pesa solo 50 N. Niveles en tanques: Si analizamos la presión ejercida sobre la línea roja observamos que la presión que ejerce la columna de fluidos dentro del tanque (agua y crudo) debe ser igual a la presión ejercida por la columna de agua en la parte externa del tanque (pierna de agua). 26 Aplicando las leyes de la Hidrostática y teniendo en cuenta que las dos columnas se encuentran en equilibrio decimos que: Para un crudo 29,4 API. G.Eagua = 1,0 G.Ecrudo = 0,88 10´ H 28´ h agua crudo H pierna 0,433*G.Ecrudo*hcrudo + 0,433* G.Eagua*hagua = 0,433*G.Eagua*hpierna 0,433*[G.Ecrudo*hcrudo + G.Eagua*hagua] = 0,433*[G.Eagua*hpierna] hpierna = [G.Ecrudo*hcrudo + G.Eagua*hagua]/ G.Eagua Reemplazando para este caso: hpierna = [0,88*10 + 1,0*28]/1,0 hpierna = 36,8 pies. Dinámica de fluidos: La dinámica estudia el movimiento de los fluidos. Se basan generalmente en la mecánica de fluidos, leyes de conservación de la masa y ley de conservación de la energía. Dos recipientes de áreas A1 y A2 están comunicados por un tubo de sección S inicialmente cerrado. Si las alturas iniciales de fluido en los recipientes h1 y h2 son distintas, al abrir el tubo de comunicación, el fluido pasa de un recipiente al otro hasta que las alturas del fluido se igualan. es decir la masa que atraviesa cualquier sección de una corriente de fluido por unidad de tiempo es constante. el área de entrada de la tubería es el doble que la de salida pero la velocidad del fluido en la salida dos veces mayor que en la entrada. Como en una tubería todo el líquido que entra debe salir (Caudal constante) la ecuación de continuidad establece que: A1 *V1 A2 *V2 Q A [ft2] V [ft/Seg] Q [ft3/Seg] En la figura.27 Movimiento de fluido mediante vaso comunicante Ecuación de continuidad: Esta ecuación es consecuencia del principio de conservación de la masa. El Caudal (Q) se define como Área transversal por velocidad: Q A *V Las unidades del caudal son m3/seg (Sistema Internacional) y ft3/seg (API). Velocidades en tuberías: . la velocidad del fluido será: V 0. erosión. de lo contrario es turbulento. Se debe evitar el flujo turbulento porque incrementa los efectos de desgaste. y muchos otros factores. a medida que la velocidad aumenta el flujo cambia de laminar a turbulento. lbs. Re *V * D Las unidades deben ser API (ft. Dependiendo del tipo de flujo.01192 * Q d2 Q d S Q [BPD] d [pulg] Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo.). sobre todo si el fluido arrastra partículas abrasivas como arenas y sólidos en suspensión. temperatura. existen tablas para determinar las perdidas por fricción cuando el fluido se encuentra en movimiento. propiedades del fluido. aplicando Q=V*S y pasando a unidades usadas en el campo tenemos: V V [pies/seg] 0. etc. Ecuación de Bernoulli: . bombas y accesorios. caudal. y deterioro de tuberías. Si un pozo produce 1000 BPD (barriles por día) de fluido por medio de una tubería de 3 pulgadas. Re) si el valor es menor a 2100 el flujo es laminar.324 pies / seg 32 Laminar Turbulento Flujos y pérdidas de fricción en tuberías: El flujo (laminar o turbulento) lo determina principalmente la velocidad del fluido y el tamaño del conducto o tubería. rugosidad del material.. Se calcula un indicador adimensional (número de Reynolds. tipo de fluido. diámetro de tubería.01192 *1000 1.28 Conociendo el flujo (Q) en Barriles por día y el diámetro de la tubería (d). y [ft] Efecto Venturi (Medida de flujo): Por medio de diferentes leyes se desarrolla este dispositivo que relaciona la diferencia de presión medida en cada extremo de la tubería y basado en esta diferencia calcula la velocidad del fluido y por consiguiente el flujo o caudal. Balance de energía de Bernoulli 1 1 P1 gy1 V12 P2 gy2 V22 2 2 Donde: P [psi]. El fluido experimenta cambios de altura (energía potencial). cuando se desplaza a lo largo de la tubería. g [ft/seg2] . cambios de velocidad debido al cambio en el diámetro de la tubería (energía cinética). [LBU/ft3] . También se cumple que la masa que entra es igual a la que sale (conservación de la masa). Asumiendo un fluido incompresible y que las perdidas de energía por fricción son despreciables podemos realizar el balance de energía y masa. se señala la situación inicial y se compara la situación final después de un tiempo Dt. En la figura. Velocidad menor Velocidad mayor .29 En la gráfica se observan los cambios energéticos que ocurren en la porción de fluido señalada en color amarillo. V [ft/seg] . 1248 m3/seg 0. en el Area 1 hay más presión pero menos velocidad.2)2 = 0. Efecto Venturi (Medida de flujo): Se tiene un flujo de agua a través de una tubería de 40 cm de diámetro que luego reduce a 10 cm de diámetro. Determinar las velocidades del fluido en cada diámetro y calcular el caudal (Q) en BPD. Q A1 A2 2( P1 P2 ) ( A12 A22 ) Q = 0.1248 x 53247 Factor de cambio de unidades Q = 6837 BPD Velocidades en tuberías (flujo anular): . Todo el caudal que entra es el mismo que sale.05)2 = 0. Cuando pasa un fluido.0078 m2 agua = 1000 kg/m3. A1 = 3.1416 * (0. La diferencia de presión es de 1275 Pa (P2-P1).30 Presión mayor Presión menor Q A1 A2 P [Pa] 2( P1 P2 ) ( A12 A22 ) [kg/m3] A [m2] Q [m3/seg] El venturi es un tubo con un Área de entrada mayor al de salida.1416 * (0. La diferencia de presiones es proporcional a la velocidad y al caudal.1256 m2 A2 = 3. En el Area 2 ocurre lo contrario. podemos calcular la velocidad del fluido. Si un pozo produce 3000 BPD(barriles por día) de fluido por el espacio anular existente entre una tubería(casing) de 7’’ y una tubería de 3 pulgadas.40 * d1 d 2 * h tiempominutos QInyeccion 2 .89 pies seg Formula para calcular el tiempo de llenado de fluido que falta por llenarse en el pozo: 1. Para este caso el área transversal efectiva de flujo es el área de la tubería exterior menos el área de la tubería interior.31 Se habla de flujo anular cuando el fluido es conducido por el espacio existente entre las dos tuberías. la velocidad del fluido será: V flujo V flujo 0.01192 * 3000 pies 0.01192 * Q d12 d 22 0. espacio que se observa en la figura en color amarillo. aplicando Q=V*S y pasando a unidades usadas en el campo.01192 * Q d12 d 22 Q [BPD] d [pulg] Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo.89 2 2 7 3 seg Velocidad del fluido en el anular 0. Tubería externa Q Tubería interna d1 d2 Flujo anular V flujo V [pies/seg] 0. Conociendo el flujo(Q) en Barriles por día y el diámetro de las tuberías (d1 y d2). Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo natural se debe evaluar las facilidades de producción y fondo para poner en producción el pozo con el sistema de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet Claw. A continuación se detalla BHA de prueba para producción por bombeo hidráulico. a cada porción del fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”. d 2= OD. SISTEMA DE LEVEANTAMINETO HIDRAULICO CON BOMBA JET CLAW. COMPLETACION TIPICA DE UN POZO PETROLERO PARA BOMBEO HIDRAULICO . con igual intensidad. La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un equipo de bombeo centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido. hasta cualquier número de pozos petroleros. El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se transmite. La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba Jet Claw tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes. CAPITULO III DEFINICION DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO. Tubing pulg.32 Donde: Q = Caudal de Inyección BFPD d 1= ID anular PULG. .33 CASING TUBING CAMISA BOMBA JET FORMACIÓN jetJET LLET EMPACADURA DESCRIPCION DE PARTES DEL ESQUEMA: TUBING.Tubería de revestimiento que en este tipo de levantamiento nos puede servir como tubería de producción o inyección de fluido motriz.Tubería que en este sistema de levantamiento artificial permite la inyección de fluido motriz o es utilizada como tubería de producción. dependiendo del tipo de bomba Jet Claw a utilizarse que puede ser convencional (directa) o reversa.. CASING. . dependiendo igual del tipo de bomba Jet a utilizarse. no emplea partes móviles. . su principio de funcionamiento se basa en la transferencia de energía entre el fluido de inyección y fluido producido. cuando el fluido inyectado atraviesa el nozzle en el fondo del pozo. BOMBAJET.. por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP.En el medio se la conoce como camisa de circulación Sliding Sleeve tipo “L”.. frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las bombas de pistón...34 CAMISA. La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes. que permite el aislamiento de la zona de producción. de acuerdo a la posición del clousing sleeve cerrado abierto permite realizar diferentes operaciones en el fondo del pozo y en la bajada de los BHA de prueba. así como también en pozos con presencia de escala.Zona productora de petróleo BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET TEORÍA GENERAL Es un tipo especial de bombas de subsuelo hidráulica.Es conocida también con el nombre de packer de prueba. Otra ventaja de las bombas jet es la solidez de la sección de trabajo.Bomba Jet Claw que permite la producción del pozo. EMPACADURA DE PRUEBA. FORMACION. Diferentes configuraciones geométricas (áreas internas de nozzle y garganta) permiten manejar diferentes caudales de inyección y producción. se produce la transformación de energía potencial en energía cinética (principio de venturi) lo que finalmente causa la producción del fluido del pozo. producción de gas y presencia de arena. que hace que pueda adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo. TEORÍA DEL FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan mediante una configuración de nozzle y garganta “venturi “. es utilizada como alojamiento de la bomba Jet Claw. mas adelante en este documento se ampliara su definición. NOMENCLATURA DE BOMBA JET. Cuando los fluidos mezclados llegan al final de esta sección constante. Las partes importantes de la bomba jet es el nozzle y la garganta y sus correspondientes áreas internas de trabajo correspondientes (AN). donde llega al nozzle con una presión total que se designa como (P1). El volumen de fluido motriz utilizando será proporcional al tamaño de la boquilla. En fig # 01 se muestra la nomenclatura de la bomba jet. Entonces el fluido motriz arrastra al fluido del pozo por efectos de la alta velocidad. a través del nozzle. El valor de la relación de estas áreas AN/AT deberá estar comprendido entre el 25 @ 30% de esta relación adimensional..35 El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en el subsuelo.La nomenclatura utilizada para la identificación del tamaño y capacidad de cada una de las bombas esta en base al siguiente criterio: . al iniciar el cambio de áreas en el difusor tenemos que la velocidad va disminuyendo a medida que aumenta el área y la presión se incrementa. (AT). Esta alta presión de descarga (P2) debe ser suficiente para levantar la mezcla de fluido de inyección (Q1) y producción (Q2) hasta la superficie. lo que hace que la corriente de fluido tenga alta velocidad y baja presión. Este fluido a presión alta se dirige. estos dos fluidos llegan hasta la sección de área constante en donde se mezclan. entonces. en este punto se mantiene la velocidad y la presión constante. El área en la bomba debe dar paso al caudal de producción en el espacio anular entre la boquilla y la garganta. Las características de la bomba en cuanto a la cavitación responden sensiblemente a esta área. La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del pozo entren en la bomba y se descargan por el casing el caudal de producción deseado (Q3). El área interna de cada una de ellas determina el rendimiento de la bomba. 36 El nozzle se lo denominara con un Número (# 10) La garganta se la denominara con una letra ( J ) 6 7 8 9 10 11 0.0526 0.0175 0. el fluido motriz es inyectado por el espacio anular.0359 0. para que inmediatamente se obtenga el fluido de formación.0464 0.0774 10 J DESCRIPCION DE PARTES Y PIEZAS BOMBA JET CLAW ® REVERSA: La bomba Jet Claw® Reversa se utiliza frecuentemente para la obtención de los datos del yacimiento en forma instantánea. y la producción más la inyección retornan por el tubing.0310 BOMBA F G H I J K 0.0159 0.0278 0. En este tipo de levantamiento artificial. .0086 0. es desplazada y recuperada hidráulicamente a través del tubing.0144 0.0111 0. por cuanto es necesario solamente desplazar los fluidos que se encuentran en el tubing.0215 0. Esta bomba se aloja en una camisa deslizable. Igualmente en los tratamientos de limpieza con ácidos. minimizando el tiempo y costo de las operaciones. Tiene la versatilidad de poder instalar en su interior los memory gauges. Su recuperación se puede hacer con la misma presión hidráulica o con una unidad de slick line. las cuales son requeridas para realizar pruebas de PVT. Las operaciones con este sistema no requieren presiones mayores a 2500 PSI. que se produzcan la acumulación de sólidos sobre la empacadura. se evita que estos tengan contacto con el casing. Su mayor aplicación se da en pozos con amplia producción de arena. para realizar build-up o para ensamblar en la misma los muestreadores para el análisis PVT. .37 En la evaluación de pozos es muy utilizada cuando se aplica el sistema TCP o DST. donde los sólidos son evacuados a través del tubing evitando así. Se puede manipular las presiones desde la superficie generando diferenciales de las mismas. 38 DISCHARGE BODY HOUSING NOZZLE OUTER TUBE UPPER PACKING MANDRELL ADAPTER EXTENSION FISHING NECK BOTTON PLUG NOZZLE CHEVRON PACKING END Y CENTER ADAPTER HOUSING TROHAT NOZZLE RETAINER DIFUSOR GARGANTA BOMBA JET CLAW ® DIRECTA O CONVENCIONAL: La bomba Jet Claw® Convencional se utiliza comúnmente para la producción continua de los pozos y. para pruebas de producción. en algunos casos. . en este caso. también se pueden alojar en el interior los memory gauges para realizar build-up. En este tipo de bomba. debido a que la prisión de retorno por el espacio anular es baja. el fluido motriz a alta presión es inyectado por la tubería de producción y el aporte del pozo mas la inyección retornar por el espacio anular hasta la superficie. se aloja igual que la reversa en una camisa deslizable o en una cavidad de existirla. o los muestreadores para realizar los análisis de PVT. UPPER PACKING MANDRELL HOUSING NOZZLE EXTENSION ADAPTER DISCHARGE BODY FISHING NECK BOTTOM PLUG NOZZLE RETAINER CHEVRON PACKING END Y CENTER ADAPTER HOUSING TROHAT DIFUSOR OBSERVACIONES IMPORTANTES EN LA OPERACIÓN DE BOMBAS JET OUTER TUBE CLAW PRUEBA DE INYECTIVIDAD Antes de desplazar la bomba jet se debe realizar prueba de inyectividad con la finalidad de comprobar que exista permeabilidad en la zona productora DESPLAZAMIENTO DE BOMBA JET .39 Se desplaza y se recupera hidráulicamente. reduciendo los tiempos y minimizando el costo. En pozos con el casing deteriorado es recomendable utilizar solamente este tipo de bomba. incluyendo el bombeo hidráulico tipo jet. DAÑOS MÁS FRECUENTES EN EL BOMBEO JET CAVITACIÓN La cavitación es el desgaste producido por la implosión de las burbujas de gas o vapor al sufrir un cambio de presión (cambio de estado. TAPONAMIENTO DE NOZZLE. COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS EN BOMBA JET CLAW La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos.Debido a la presencia de sólidos en el fluido motriz se tapona el área del nozzle.. es obtenida por medio de medición de cinta. es obtenida del registro de survey de un pozo. Este comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para entregar sus fluidos. cuando se está subiendo o bajando la tubería. realizar limpieza e inspección del área del nozzle. incrementándose inmediatamente la presión de operación. de variar el tamaño no se puede desplazar hidráulicamente. . PROFUNDIDAD DE LA BOMBA La profundidad de la bomba depende de la profundidad de las formaciones productoras. de vapor o gas a líquido). se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la presión de descarga de la bomba JET CLAW). verificar que no exista picaduras que ocasionarían distorsión del sentido de flujo y ocasionan el desgaste abrasivo en la garganta.40 La bomba debe desplazarse siempre y cuando el tubing este lleno y sea del mismo diámetro interior hasta el alojamiento de la bomba. La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros sobre la profundidad de los punzados TVD PROFUNDIDAD VERTICAL Es la profundidad vertical verdadera de la tubería. se debe recomendar asentar la bomba con slick line. se utiliza para el cálculo de las perdidas de presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la bomba JET CLAW. debiéndose reversar la bomba a superficie. Para todos los métodos de levantamiento artificial. el sistema de bombeo tiene que diseñarse para proporcionar la energía adicional requerida para levantar la producción hasta la superficie. Este dato debe ser aplicado en el software en el icono de profundidad de bomba MD MEASUREMET DEPTH ( TUBERIA MEDIDA) Es la profundidad medida en la tubería. provocando cargas puntuales en las paredes de la garganta (presión de vapor). de mantenerse las mismas condiciones informar al personal de la operadora y reversar la bomba jet para comprobar su diseño CAPITULO IV PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES SERTECPET PROCEDIMIENTO PARA REPARACION DE EQUIPOS Se deben seguir los siguientes pasos: 1.. presión de operación. En caso de requerir demasiado troqué para aflojar las juntas se deberá golpear en las juntas con un martillo de bronce sobre los soportes de madera y proceder a aflojar las juntas una vez sueltas las piezas. de encontrarse sólidos entregar al cliente INCREMENTO DE BARRILES DE INYECCION. barriles de inyección.Se debe evidenciar que los parámetros de medición y control de la producción en superficie estén bien calibrados antes de reversar la bomba jet.. las prensas de fricción y en lo posible no utilizar llaves inglesas ni prensa de muelas. disminuyendo considerablemente la presión de operación FALTA DE APORTACION. inspeccionar visualmente. 5.41 PERDIDA DE PRODUCCION.. una de las causas mas comunes para la perdida de producción son: Taponamiento con sólidos de discharge body Taponamiento con sólidos de garganta Cavitación de garganta Desgaste abrasivo de garganta Para lo cual se debe reversar bomba. evidenciar el no incremento de nivel en los tanques ni incremento de altura en el separador de prueba. secar y ubicar en su respectivo orden en las mesas. 2. 4. El coordinador de taller recibe el equipo a reparar y realiza el requerimiento del cliente y designará al personal para dicha actividad. El personal se encargará de identificar los equipos: Serie/número. estén de acuerdo al diseño de la bomba jet utilizada. lavar. se ocasiona por la rotura del nozzle o rotura del tubing. Si se esta operando con presión de operación que permitan el incremento hasta 3500 PSI. 3. cliente. Ubicar las partes en la tina de lavado. Para desarmar los equipos deberá utilizar las llaves de fricción. .Verificar si los instrumentos de medición de superficie están en buenas condiciones de operación. guías de remisión y luego procederán a desarmarlos.Se deben verificar los parámetros de operación de superficie. Se debe incrementar la presión máximo a la segunda hora de comprobación de la no aportación del pozo. pozo. para las camisas se debe dejar una tolerancia entre clousing sleeve y housing de 0. esta actividad se realizará en presencia del cliente.003” a 0. Se debe realizar el calculo del costo de reparación del equipo que no deberá pasar del 60% del costo total de la pieza nueva. Con la hoja de inspección y reparación se elaborará la solicitud de materiales y se retira los materiales de bodega. o Seguir la secuencia de ensamble guiándose en los diagramas de los equipos que se encuentran a disposición en el taller. 10.003”. o En el caso de camisas. Etiquetar los equipos tomando en cuenta lo siguiente: o Tarjeta verde: para equipos en buen estado de funcionamiento o Tarjeta amarilla para equipos incompletos o Tarjeta roja para equipos dados de baja o chatarra. El departamento de materiales realizará el respectivo ticket por los materiales utilizados y por el servicio prestado en la reparación. o Unir las partes roscadas manualmente. ejemplo.42 6.004” y en los standing valve se deberá medir las partes críticas como el retaining nut que no debe tener un desgaste mayor a 0. 8. en caso de ser mayor se debe solicitar al cliente autorización para su reparación. Se procede ensamblar los equipos. 14. Realizar la respectiva calibración de las partes tomando como guía las tablas de medidas y tolerancia de los equipos. En caso de equipos domésticos se entregará directamente al departamento de materiales. 12. Entregar los equipos al cliente realizando la respectiva guía de remisión. rayaduras. realizar prueba de apertura y cierre del clousing el cual debe ser entre 3 y 5 golpes del martillo mecánico. teniendo en cuenta lo siguiente: o Utilizar en las roscas grasa anti seize. De no existir diagrama de algún equipo solicitarlo al coordinador de taller. utilizar llave de fricción para el ajuste de las juntas. fisuras. 9. en cada uno de los sitios de sellado o áreas de incidencia en la operación. 11. 7. MEDIDAS Y TOLERANCIAS DE EQUIPOS . 13. En algún caso se realizará inspección por medio de ensayos no destructivos. Inspeccionar las partes: observar presencia de corrosión. y en los o-ring grasa normal para alta temperatura. erosión. en el departamento de control de calidad. o Realizar la prueba de presión con 3500PSI. Se elaborará la respectiva hoja de inspección y reparación de cada uno de los equipos donde constarán las partes en mal estado que deberán ser reemplazadas. 43 . TAPONES RECUPERABLES. COMPRESSIÒN PACKER) .44 PROCEDIMIENTOS DE EMPACADURAS RECUPERABLES (PACKERS. Una vez ajustadas las herramientas se debe verificar el funcionamiento del sistema de anclaje y coordinar la bajada del BHA.45 Objetivo: Estos procedimientos tienen como objetivo el de guiar a un operador de packers en un desenvolvimiento práctico. cross-over necesarios. . tapón (ESKIMO. RBP). El Superintendente o Supervisor de operaciones. gire la tubería una vuelta a la derecha (sentido a las agujas del reloj) (según la jota de anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) y del peso que tiene colgada la tubería. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. en el vehículo asignado tomando en cuenta que no haya desgaste de gomas. ASENTAR Y DESASENTAR LOS PACKERS (PHD – HD – RH – R-3 – Retrievamatic) Para asentar los Packers: arme el BHA y baje hasta profundidad deseada. colocando una contra llave. y cuñas. debiéndose colocar sobre madera y asegurar con faja de ajuste. Luego proceder a descargar los equipos en la locación coordinando con personal del Rig. compresión packer) Casing = (diámetro y peso en Libras /pie) Trabajo = (Especificación del trabajo ha realizarse) Tiempo = (Hora de solicitud de trabajo y hora de inicio de operaciones) El Técnico designado luego de verificar el requerimiento del cliente coordina con el Supervisor y solicita a bodega las herramientas de prueba (PACKER) llenando el formulario de Solicitud de Materiales El Técnico embarca las empacaduras. observar y apuntar peso de la sarta colgada. El Técnico al llegar al pozo debe ponerse en contacto con el Company Man para coordinar el programa de operaciones. número y localización) Empacaduras = (Tipo de packer (PHD. sellos. seguro y adecuada operación de las herramientas de prueba. bar-catcher. Una vez iniciadas las operaciones al armar el BHA. baje toda la tubería hasta que el elevador del taladro tope en la mesa de trabajo para asegurarse que esté libre y no haya obstrucción. receptan el requerimiento del Cliente. suba la tubería (el movimiento que se le da a la tubería en superficie se le está transfiriendo a la empacadura en el fondo del pozo) mas o menos 3 pies del nivel de la mesa de trabajo. ajustar cada una de las empacaduras y accesorios del BHA con la llave hidráulica del taladro. RETRIVAMATIC) . Toda empacadura se bajará dentro del pozo una vez que el pozo este lleno de fluido. solicitando la siguiente información por trabajo a realizarse: Pozo = (nombre. coloque de 7000 a 10000 LBU. aplicar el troqué en base al tipo de conexión y tamaño de tubing. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. luego subir 20 pies en este momento el RBP estaría libre. bajar de nuevo y pasar de la marca de pintura líquida para asegurarse que el RBP esta enganchado. luego desenganchar el pescante (running tool) girando a la izquierda y al mismo tiempo subir la tubería (no debe agarrar tensión) ponga presión en el casing W/800 pis. observar y apuntar peso de la sarta colgada.46 Para desasentar los Packers. bajar hasta profundidad deseada. esperar 5 minutos para que esto se logre. coloque el peso que puso al asentarlo. subir 10 pies. baje la tubería a peso muerto. subir 10 pies. observar y apuntar peso de la sarta colgada. ASENTAR Y DESASENTAR LOS TAPONES (RBP – ESKIMO) Para asentar el tapón RBP: acoplar el pescante con el RBP y maniobrar en superficie para enganchar y desenganchar el pescante y el RBP. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. Para desasentar el tapón ESKIMO: baje con el pescante (running tool) hasta la marca. coloque el peso que puso al asentarlo. bajar de . girar la tubería a la derecha (sentido a las agujas del reloj) e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira. suba la tubería con esta operación el ESKIMO estaría libre. sacar tubería. girar 2 vueltas a la izquierda. hasta que agarre peso coloque de 7000 a 10000 LBU. Para que haya hermeticidad. igualar esas presiones y levantar 5 pies la tubería hasta abrir el by-pass del packer y que se nivelen columnas y el sistema de anclaje se coloque en su sitio. (según la jota de anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) subir 2 pies más y luego bajar para asegurarse que se colocó el candado del sistema de anclaje y la herramienta está libre. Coloque una marca de pintura líquida para saber donde queda asentado el RBP. la tensión que tenía se perderá. con esto esta abriendo la válvula del (P Válve) espere 5 minutos para ecualizar presiones suba la tubería hasta que agarre 4000 LBU. bajar 5 pies de la profundidad deseada. suba 3 pies con esto está abriendo la válvula superior del RBP para ecualizar presiones esperar 5 minutos. Coloque una marca de pintura líquida para saber donde queda asentado el ESKIMO. Para asentar el tapón ESKIMO: acoplar el pescante con el ESKIMO y maniobrar en superficie para enganchar y desenganchar el pescante y el ESKIMO. Para desasentar el tapón RBP: baje con el pescante (over-shot) hasta la marca. gire la tubería 10 vueltas a la derecha. luego baje los 3 pies con esto abre la válvula de abajo del RBP y esperar 5 minutos. Sacar tubería. De tensión. bajar hasta profundidad deseada. De tensión con esto se liberaría el ESKIMO. Para que haya hermeticidad. hasta que agarre peso coloque de 7000 a 10000 LBU. caso contrario si agarra tención coloque 35000 LBU. luego desenganchar el pescante (over-shot) girando a la izquierda y al mismo tiempo subir la tubería (no debe agarrar tensión) ponga presión en el casing W/800 pis. girar la tubería a la izquierda (en contra del sentido a las agujas del reloj) e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira. bajar 5 pies de la profundidad deseada. se debe calcular las presiones hidrostáticas tanto en el anular como dentro del tubing. coloque tensión la misma cantidad que puso para asentarlo. nunca lo hagan solos. Colocarse el cinturón de seguridad y exigir que los acompañantes también lo hagan. Poner la faja de ajuste para evitar que estas se muevan en el trayecto. Packer y el Packer). DESARMADO E INSPECCIÓN DE EMPACADURAS Cada una de las Herramientas (Packers) tienen sus propios procedimientos para el armado y desarmado. utilice siempre una faja para agarrar los Packers. su desplazamiento para asentar es solo longitudinal. Colocar las empacaduras sobre tacos de madera o cauchos para evitar que se dañen las comas. sellos y cuñas de las mismas. En esta actividad nosotros lo que debemos tener en cuenta es una exhaustiva inspección y control de : . Adopte una actitud educada. utilice los espejos retrovisores y también mire por detrás de su hombro. y ayúdense también de un montacargas o wuinche. sacar tubería. ASENTAR Y DESASENTAR LOS COMPRESIÓN PACKERS (AR-1) Para asentar los Compression Packers: bajar siempre en conjunto con un packer hasta profundidad deseada (calcular espaciamiento entre Com. el tiempo y estado de la carretera Respetar las leyes de transito tanto en ciudad como en carretera. al mismo tiempo que está asentando el packer se está asentando el Compression Packer también.47 nuevo y pasar de la marca de pintura líquida para asegurarse que el ESKIMO esta libre. cordial y positiva según los eventos que se vayan presentando (seda el paso). TRASLADANDO LOS PACKERS EN LOS VEHÍCULOS Las siguientes recomendaciones le servirán para que mientras se movilicen las empacaduras se las realice de forma segura: Al subir o bajar las empacaduras o Packers a o de los vehículos hacerlo con ayuda de otras personas o compañeros. Utilice siempre los EPP (elementos de protección personal). Analizar y evaluar el trayecto que será recorrido. Para desasentar los Compression Packers: quitar el peso que se colocó para asentarlo y estaría libre para maniobrarlo. Nunca llevar objetos sueltos en la cabina del vehículo. Cuando de en reversa hágalo con la ayuda de otra persona que le guíe. ARMADO. Las camisas donde van las gomas deben estar en buenas condiciones libre de picaduras y corrosión. PHD PACKER 4 RETRIEVAMATIC 1 R-3 PACKER 1 RH PACKER 3 HD PACKER 3 COM.408 4.778 4.778 4.835 4.456 6.681 8. PACKER 6 RBP TAPON 3 ESKIMO TAPON 2 RETRIEVAMATIC 1 RBP TAPON 1 PHD PACKER 1 ESKIMO TAPON 1 COM.950 4. 6. PACKER 1 RH PACKER 1 ESKIMO TAPON 1 4.276 6.5-15 Lbs/Ft 11. ESPICIFICACIONES DE EMPACADURAS TEMPORALES PARA PRUEBAS DE PRODUCCION QUE DISPONE SERTECPET DESCRIPCION CANT.456 6.560 .48 Absolutamente todas las roscas deben estar en buenas condiciones y el enrosque y desenrosque en su mayoría se la debe hacer con las manos. MAX.456 6.276 6.456 6.778 4. Al colocar los sellos.456 6. Una vez armado se lo debe rociar con un líquido contra la humedad.5-20 Lbs/Ft 15. Al armar los Packers se los debe hacer con grasa en las roscas y en las partes móviles.456 6.950 4. En todo lado donde se realiza sello se lo debe inspeccionar bien y debe estar libre de picaduras.276 6.560 DIAMETRO 7” 7” 7” 7” 7” 7” 7” 7” 9–5/8” 9-5/8” 5-1/2” 5-1/2” 5-1/2” 5” 5” PESO 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 40-47 Lbs/Ft 40-47 Lbs/Ft 15.456 8.5-20 Lbs/Ft 11.456 6. roja o amarilla según el caso y llenar los datos solicitados para saber la condición que se encuentra ésta. nunca fuerce una rosca con una herramienta mientras no haya enroscado por lo menos 4 hilos.5-20 Lbs/Ft 15.681 4. gomas y O’Rings se lo debe realizar con mucho cuidado y evitar siempre que al colocar se piquen o se rompan.276 6.950 4.276 6.276 8.5-15 LBU/Ft CASING MIN.276 6.835 8.408 6. Todos los canales donde van alojado O’Rings deben estar libres de toda suciedad e impureza.276 6. Colocar la etiqueta verde. 49 . 50 PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN Y PRODUCCIÓN CON BOMBA JET CLAW . responsable del trabajo y supervisor de seguridad de la empresa operadora). Tener mayor precaución de esta operación en pozos con valores altos de GOR.9 1.18 1. El Ingeniero responsable del grupo debe presentarse ante el company man o Ingeniería de Campo de la Cia. de ser necesario mantener comunicación directa con el responsable del trabajo en la compañía que solicita el servicio. Estabilizar la presión de operación según requerimiento del cliente. el tamaño del tubing y especificaciones técnicas especiales o particulares del trabajo a realizarse. verificando que las roscas estén limpias y que no exista obstrucción en la tubería.3 1.4 1. frenos y herramientas) El personal debe trasladarse a la locación sin exceder los límites de velocidad establecidos por Sertecpet y Políticas de la Cia operadora. Con el jefe de pozo se coordina la ubicación de la unidad en el lugar mas apropiado.8 1.16 1.1 1. Realizara la solicitud de salida de materiales con el equipo necesario en base al requerimiento solicitado. API. Antes de iniciar la evaluación realizar una charla de seguridad con todo el personal existente en la locación.17 1. Todo el personal asignado al trabajo participa en la construcción del cubeto como también en el armado de líneas.12 1. Realizar pruebas de laboratorio (BSW.2 1. estado de las llantas y emergencia.7 1. Realizar la inspección de la locación y llenar el formato de entrega recepción de locación. Realizar una inspección del vehiculo designado para transporte del personal (fecha del ultimo mantenimiento.15 1. Operadora para coordinar el trabajo. durante cinco minutos.19 1. En el caso de evaluación con MTU antes de su traslado se debe verificar el funcionamiento de la unidad. chequear si existe liqueo en las válvulas y estado del separador. Coordinar con el cliente la entrega de reportes.10 1. SALINIDAD) El Ingeniero o Técnico debe reportarse con el Supervisor de Operaciones.14 1. (en las empresas operadoras sacar permiso de trabajo el mismo que debe estar firmado por el company man.51 1. Operadora y Supervisor de Operaciones Sertecpet . El Ingeniero arma la bomba Jet Claw con la geometría seleccionada y realiza el apriete apropiado en todas sus partes. Cuando se inicia la evaluación antes de desplazar la bomba Jet Claw y se quemara Gas en la Locación.13 1.20 El Ingeniero de Operaciones o Técnico de Campo luego de recibir el Requerimiento del Cliente del Superintendente o Supervisor de Operaciones. El Ingeniero debe diseñar la geometría según los datos proporcionados por el cliente. El Ingeniero debe verificar que exista suficiente tubería como también accesorios. durante toda la prueba cada hora de trabajo de existir problemas en la operación comunicar permanentemente al representante de Cia. Realizar una prueba a línea de Inyección con 3500 PSI. luces.6 1.5 1. Antes de soltar la bomba se debe colocar grasa en los chevron packing para evitar fricción o daño de los mismos.11 1. se debe verificar la instalación del arrestallamas y luego encender el mechero a una distancia prudencial verificando la no existencia de Gas disuelto en el área circundante. debiéndose verificar los equipos y herramientas que se necesitaran para la prueba. 25 Al terminar el trabajo solicitar al Company Man o Ingeniería de Campo de la Operadora.22 1. 2.La unidad (MTU) proporciona el fluido motriz de inyección. luego retornar a Base Coca. El Ingeniero debe realizar los ticket y llevarlos firmados por el Company Man o representante de la empresa. ticket de servicio y repuestos utilizados. 2.. comprobar la prueba de producción. desarmar e inspeccionar todas sus partes especialmente nozzle y garganta. DEFINICON. elaborar los ticket de servicios y repuestos.. El Ingeniero verificara que la locación se encuentre sin contaminación y debe llenar el formato de entrega recepción. Operadora para el cambio respectivo y análisis de la causa del daño.9 Luego de verificar el asentamiento de la bomba estabilizar en las condiciones de operación adecuadas.2 Cierra la válvula master.1 El Ingeniero o Técnico previa coordinación con el Company Man o ingeniería suspende el bombeo y despresuriza la línea de inyección.Movil Testing Unit. informar al representante de Cia.4 Coloca el lubricador. Se debe verificar que la unidad como también la tubería se encuentre asegurada para que no exista problemas en el transporte hacia la base coca. 2.8 Se repara y luego se desplaza la bomba Jet Claw. necesario para el adecuado funcionamiento de la bomba jet Claw PARTES QUE LO CONFORMAN: 1. el mismo que debe ser firmado por el representante del cliente..23 1..3 Saca el tapón del cabezal. El Ingeniero al retornar a la base entregara el reporte de la evaluación. 2. 2.Motor de combustión interna Caterpillar 3406 2. (MTU) Unidad móvil de prueba.24 1. la copia del requerimiento del cliente. Vacuum para succionar el crudo del separador y limpiar líneas para evitar contaminación.5 Alinea las válvulas para reversar la bomba (cabezal y maniful de la unidad MTU). es un equipo utilizado para la evaluación y producción de pozos por medio de levantamiento artificial hidráulico FUNCIONAMIENTO. 2. SECUENCIA DE PASOS A SEGUIR EN UN CAMBIO DE BOMBA. 2. registro de evaluación del servicio.Caja de velocidades Fuller 5 velocidades 3.Reductor de velocidades . PROCEDIMIENTO DE OPERACINES UNIDES DE BOMBEO MTU. de presentar daños como picaduras en el nozzle por presencia de sólidos en suspensión en el fluido motriz o cavitación de la garganta.7 Cuando la bomba llega a superficie.6 Inyecta fluido por el casing presurizando máximo hasta 1200 PSI según las características del casing.. registro de entrega-recepción de locación.52 1. verificar el estado de la bomba para identificación de daños superficiales. 2. 2.21 1. Plataforma de transportación CARACTERISTICAS TECNICAS: 1. .Motor de 6 cilindros en linea.Plataforma de 13 mts.PLATAFORMA DE MOVILIZACION. ANSI 150 y 300. con tanque de combustible de 500 BLS.Conjunto de válvulas de 2” fig.. Petróleo...Separador trifásico (agua-petróleo-gas) con capacidad estatica de 26 @ 46 BLS.MOTOR DIESEL CATERPILLAR 3406.Caja con 5 velocidades 3.Bombeo de desplazamiento positivo 300Q-5H 5. 6. A 2000 RPM.Modulo de Separador Trifásico (Agua.Manifold de Inyección 6. de largo por 3. con potencia de 425 HP.076 BLS.REDUCTOR DE VELOCIDAES NATIONAL OILWELL... Gas) 7. de ancho..38:1 4.........Relación de trasmisión 4.MANIFOLD DE INYECCION. 7..MODULO DE SEPARADOR.Bomba quintupex (5 cilindros en línea) con una capacidad de bombeo de 0. 2.CAJA DE VELOCIDADES EATON O FULLER.. OILWELL 300Q-5H.25 mts. Por cada carrera de pistón 5..53 4. que permiten operar con facilidad las líneas de inyección y retorno de fluidos utilizados para la producción e inyección conectadas al cabezal del pozo sin tener que desmontar las conexiones y solo cambiar el sentido de flujo con el abrir y cerrar de estas válvulas.BOMBA DE DESPLAZAMIENTO POSOTIVO. con ocho ruedas 12000 R20.. 1502. al que hace girar.Un motor diesel funciona mediante la inyección del combustible al ser inyectado en una cámara de combustión que contiene aire a una temperatura de auto combustión. fue inventado y patentado por Rudolf Diesel en 1892. La temperatura que inicia la combustión procede de la elevación de la presión que se procede en el segundo tiempo motor. Fue diseñado inicialmente y presentado en la feria internacional de 1900 en Paris como el primer motor para “bio combustible” PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO. El combustible se inyecta en la parte superior de la cámara de comprensión a gran presión. Que se recibe la denominación de gasóleo. de forma que se atomiza y se mezcla con el aire a alta temperatura y presión. ACEITE: 15W40 . CPACIDAD DEL CARTER: 9 GLS. impulsando el piston hacia abajo. sin necesidad de chispa. en el cual el encendido se logra por la temperatura elevada que produce la comprensión del aire en el interior del cilindro.54 DESCRIPCION Y ESPECIFICACION TECNICA DE LOS EQUIPOS MOTOR DIESEL. del cual se deriva su nombre. Esta combustión ocasiona que el gas contenido en la cámara se expanda. @ 2000 RPM. Para que se produzca la auto inflamación es necesario calentar el aceite-combustible o emplear combustibles más pesados que los empleados en el motor de gasolina. Como resultado de la mezcla se quema muy rápidamente. empleándose la fracción de destilación del petróleo comprendida entre los 220 y 350ºC. la compresión. El motor diesel es un motor térmico de combustión interna. ESPECIFICACIONES TECNICAS: MARCA: CATERPILLAR MODELO: 3406 SERIE: 3 ER 06760 A 3ER 1012 ARREGLO: 124-7563 POTENCIA: 425 HP. transformando el movimiento lineal del pistón en movimiento de rotación. La biela transmite este movimiento al cigüeñal. ..Filtro de combustible e...Tubo alimentador c.Post enfriador de aire e.Solenoide de parada f..Múltiple del silenciador de escape SISTEMA DE ALIMENTACION DE COMBUSTIBLE: Conforman las siguientes partes: a..Bomba de transferencia d..Ventilador positivo del carter f..Bomba de inyección g..Filtro de aire b.Regulador o governor de combustible .Tubo de admisión de aire d...Tanque de reservorio de combustible b.Pre filtro o filtro RACORD c...55 SISTEMA DE ADMISION Y ESCAPE: Conforman las siguientes partes: a. Tubo de succión d.Solenoide de parada f...Conductos internos del motor .Carter de aceite b..56 h....Filtro de aceite e.Bomba de aceite c..Inyectores o toberas de combustible SISTEMA DE LUBRICACION: Conforman las siguientes partes: a. Radiador b.Termostato o regulador de temperatura d.Bomba de agua c.Mangueras y conductos internos para dirigir el refrigerante por el motor SISTEMA DE ENCENDIDO: Conforman las siguientes partes: ...57 SISTEMA DE ENFRIAMIENTO Y REFRIGERACION: Conforman las siguientes partes: a... .Interruptor de arranque d.Cables de batería e.Amperímetro A continuación se detallan problemas que se podrán detectar por el color del humo y sus posibles causas: ..Batería b.Alternador c....58 a. BOMBA QUINTUPLEX 300 Q-5H ESPECIFICACIONES TECNICAS: MARCA: MODELO: RATE MAXIMUN PUT: RATE MAXIMUN OUTPUT: DIAMETRO DEL PLUNGER: STROKE CARRERA: GPM. RATED RPM: MAXIMUN RATED PSI: NATIONAL OILWELL 300Q-5H 300 HP / AT: 400 RPM 270 HP / AT: 400 RPM 1 7/8” 5” 120 3800 .59 PROGRAMACION DE MANTENIMIENTO DE UNIDADES MTU. ..5 GLS. fluid end 2. MEROPA 320 REDUCTOR DE VELOCIDADES ESPECIFICACIONES TECNICAS: RATING: GEAR RATIO (RELACION DE TRANSMICION): CAPACIDAD DE ACEITE: ACITE : 300 HP.60 CAPACIDAD DE ACEITE: ACEITE: 12 GLS.Resorte 6...38:1 3.Sello de válvula .Cilindro de fluido. 4. esta conformada por los siguientes elementos: 1..Tuerca de tapa de cilindro 4.Canastilla 5. MEROPA 320 FLUID END NATIONAL OILWELL Es el lugar donde se produce el cambio de baja a alta presión de descarga. SAE 90 SEPARADOR DE PRUEBA TRIFASICO TEMPERATURA DE DISEÑO: PRESION DE DISEÑO: PRESION DE PRUEBA: PESO VACIO: 150ºF 250 PSI. CORROSION: CAPACIDAD: DIAMETRO: LONGITUD: 0. . 3349 Kg.Retenedor 8 y 10.Sthufing box 24..Prensa estopa CAJA DE VELOCIDADES MARCA: MODELO: RADIO: CAPACIDAD DE ACEITE: ACEITE: EATON FULLER T905 A 5 GLS.Asiento y bola 16. 375 PSI....063” 8000 BPD 60” 10 FT..Plunger roscado o grapado de 1 7/8” 25.61 7. 5” CUERPO: CODE: ASME SEC VII DIV.1-JULIO-2001 BOMBA BUSTER MARCA: SERIE: SIZE: DIAMETRO SUCCION: DIAMETRRO DESCARGA: DIAMETRO DEL IMPULSOR: GRISWOLD GA-G34210 811-M-4 X 3 X 10 4” 3” 10” SA 516Gr70 .62 MATERIAL CABEZA: 0. Cambie el sello mecánico. para evitar contaminación 5. Drene el fluido de la succión de la bomba. Pare el motor y desacople la banda de la polea del motor 3. Retire la bomba evitando la contaminación del piso de la plataforma 9. y vuelva a armar la bomba siguiendo los pasos en orden contrario.63 FALLAS MAS COMUNES QUE SE ORIGINAN EN LAS MTU EN EL CAMPO Y PROCEDIMIENTO PARA SU REPARACION 1. Retire la tapa del sello mecánico. Aislé la bomba cerrando las válvulas de 4 y 3” 4. Retire el sello mecánico aflojando los prisioneros con una llave hexagonal de 1/8” 12. de la bomba ubicados debajo de la polea de la misma con una llave ¾” 6. Retire los pernos de la base de soporte. siga los siguientes pasos: 2. Con una llave de tubo # 12 trabe el eje de la polea y afloje el impeler 10. Si empieza a liquear fluido por el sello. Retire los 8 pernos de la carcaza de la bomba con una llave 15/16” 7. FUGA DE FLUIDO POR SELLO DE BOMBA BOOSTER 1. Desconecte la cañería de lubricación del sello mecánico 8. . aflojando las dos tuercas de sujeción a la carcaza con una llave de ½” 11. reajuste los 4 pernos del alojamiento del sello con una llave de ¾” en cruz. si no se corrige de esta manera. Con un dedo magnético retire la bola 7. Retire el retenedor del stuffing box 6. Apague el motor y despresurice el sistema antes de aflojar cualquier tuerca. teniendo la precaución de no lastimarse las manos 7. según la falla que se haya presentado en el equipo 8. 3. Con el extractor de canastillas retire la misma 8. falta de fluido. ni principio de corte de fluido 12. 2 canastillas. canastillas y resortes del fluid end. 2 resortes y 1 retenedor. 2. Retire el stufing box. Una vez sacado el stuffing box . proceda a cambiar los prensa estopas. . etc. plungers o los oring´s (# 333 y 342). 2 bolas. Retire el resorte 6. Con una llave de pico # 24 afloje las 5 tapas superiores del fluid end 4. 3. Afloje y retire la tuerca de ajuste de los prensa estopas 5. Vuelva a armar las partes tomando en cuenta que por cada cilindro van 3 sellos. siga los siguientes pasos para realizar el cambio de asientos. Limpie completamente el cilindro para inspeccionar que no haya rayaduras .. Con dos llaves de tubo # 36 desconecte el plunger de 1 7/8” del embolo intermedio que conecta al pistón del power end. Es importante recalcar en la manera de poner los prensa estopas. Retire el sello de las canastillas 10. CAMBIO DE ASIENTOS Y BOLAS POR CAIDA DE PRESION EN LA INYECCION 1. Apague el motor y despresurice el sistema . ( si los plungers son roscados). 2 asientos. Con el dedo magnético retire el asiento 9. los cuales deben ir en posiciones de 120º cada prensa estopa.64 2. 4. tubería de completacion. si los plungers son grapados desconectar la grapa retirando los 2 pernos con una llave ¾” 3. bolas. Si la bomba quintuplex no incrementa presión y después de descartar posibles causas de daño en la bomba jet. FUGA DE FLUIDO MOTRIZ EN BOMBA QUINTUPLEX Este problema puede presentarse por las siguientes causas: Prensa estopas resecos o cristalizados Plunger con excesivo desgaste o rayadura Daño en los oring´s del stuffing box Para su reparación siga los siguientes pasos: 1. Con un dado 2 3/16” afloje las 4 tuercas del retenedor del stuffing box. tanto en el lado de alta como de baja presión. Siga el mismo procedimiento para retirar la otra canastilla 11. Retire el retenedor de las canastillas 5. evitando contaminar la plataforma 2. Descarga el trabajo y exhibe la información sobre la pantalla del gráfico. Esta pantalla exhibe la información de la herramienta incluyendo el tipo de la herramienta y cualquier trabajo que estén actualmente en la herramienta. Para esta opción se desplegará una .Icono en el cual todos los trabajos en la herramienta serán borrados. Una vez que se haya descargado un trabajo. Vuelva a armar el equipo siguiendo la secuencia contraria al desarmado. Exportación Info: (Export Info). y la lista de los trabajos realizados con la herramienta. el tamaño exacto y la información relacionada se incluyen en el listado de trabajo. Es importante observar que el listado de trabajo exhibe solamente un tamaño aproximado del mismo. Conecte La Herramienta (Connect Tool). Transferencia directa (Download). y que la pueden resolver los operadores y técnicos de unidades.. Borre Todos los Trabajos (Erase All Jobs). Permite que el usuario guarde la información exhibida en un archivo extensión txt. Esto puede ser útil si la información llega a ser perdida.. PROGRAMACIÓN DE MEMORYS GAUGES PROGRAMA CANADA TECH – TOOL BOX v 1. El ajuste de las tuercas que sostiene al stuffing box deben ser torqueadas a 500 +. Comienza la comunicación con la memoria. en la cual se despliega el número de serie de la herramienta. Estas son las tres fallas más comunes que se dan en el campo.50 lb.474 PARA REGISTRAR INFORMACIÓN DE DATOS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA EN POZOS DE PETROLEO DESCRIPCION BREVE DEL PROGRAMA TOOL BOX I ICONO Información de la herramienta (tool info).65 9. 10. Las medidas del máximo y del mínimo se exhiben en los respectivos ejes tanto de presión como de temperatura. Los datos de presión de fondo fluyente como de reservorio son de criterio del técnico memorista.66 ventana siguiente aparecerá: Fije la fecha y el tiempo que corresponde a el de la fecha del comienzo del trabajo y el tiempo. entonces la información descargada será de buena confiabilidad Este archivo será un archivo de texto y se puede leer como cualquier otro archivo de texto de ASCII II ICONO Esta pantalla que exhibe el programa es la programación de la herramienta de acuerdo a intervalos número de las horas que el cliente así lo requiera. . V SAMPLING Esta opción permite tener una seguridad en superficie de que la herramienta esta correctamente programada. III CONFIGURACIÓN Este icono permite conocer la información descargada de la información sea este en tiempo real o a su vez en horas. IV GRAFICO Gráfico: Exhibe un gráfico básico del archivo descargado. en si de que la batería de la memoria esta en buen funcionamiento. por lo general se detalla la información en tiempo real.