Tipos de Arreglos Subsuperficiales

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera TIPOS DE ARREGLOS SUBSUPERFICIALES Y SUPERFICIALES USADOS EN CAMPOS BOLIVIANOS Antes de empezar a describir los tipos de arreglos subsuperficiales es menester aclarar algunas herramientas de producción. Los equipos de producción de pozos gasíferos y petrolíferos se instala una vez que ha concluido la terminación con los siguientes trabajos: - Baleos de formación - Toma de registros de producción - Pruebas de formación Los equipos básicos se agrupan en dos grupos: a) Equipos superficiales que abarca desde el fondo de pozo hasta la base inferior del árbol de navidad, donde esta asegurada a través de los colgadores de tubería. Equipos superficiales que comprende a todas las instalaciones que abarca desde boca de pozo, con el árbol de navidad pasando por las líneas de descargas y de flujo hasta los separadores gas – petróleo. b) Funciones de los equipos Las funciones principales son las siguientes: - Comunicar a la arena productora con el fluido de pozo, controlando las presiones de fondo. - Permitir la circulación de los fluidos de formación desde el fondo de pozo hasta la superficie. - 1 - UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera • Soportar las presiones del flujo de los fluidos. Controlar a través de la tubería las velocidades de circulación. Controlar a través del árbol de navidad los caudales de producción. Controlar con los equipos superficiales los caudales y las presiones de circulación a través de las líneas de flujo y de descarga. Realizar una eficiente separación gas – petróleo – agua en las baterías de separadores. DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS SUBSUPERFICIALES Están constituidos por los siguientes componentes desde el fondo de pozo y base de los árboles de navidad entre los cuales se tienen: )a Tapón ciego o punta de tubería, cuya función es el de proteger a la sarta instalada en toda la longitud del pozo y evitar el ingreso directo de los fluidos al sistema de circulación, va conectado a los filtros a través de un nicle conector y su diámetro esta en correspondencia al diámetro de las tuberías, sus longitudes pueden variar entre 20 y 30 centímetros. )b Filtros, son accesorios tubulares rasurados para facilitar la circulación de los fluidos del fondo de pozo hacia el interior de la columna evitando el ingreso de sólidos de arena gruesa parafinas y otros. Puede instalarse 1,2 o 3 piezas de filtros de acuerdo a la pureza de los fluidos y la altura de la arena productora. Sus dimensiones varían entre 1.5, 2 hasta 3 metros de largo y puede instalarse en el pozo 1, 2 o 3 piezas de filtros. Sus dimensiones en cuanto se refiere a las ranuras varían entre 3 y 10 centímetros de longitud con un número de ranuras que varía entre 20 y 30 ranuras por pié dependiendo de los porcentajes de sólidos que están ingresando al fondo de pozo y sus diámetros están en correspondencia al diámetro de las tuberías. )c Niples, son dos los tipos de nicles que se instalan en el arreglo de fondo, el niple N y el niple sello. El niple sello es denominado también válvula de asiento para controlar las velocidades del flujo de fluidos de abajo hacia arriba, no dejan pasar fluidos de arriba hacia abajo, por tanto sirven también como válvulas de seguridad cuando se presenta interrupciones en el proceso productivo por algún problema en la sarta de. Sus - 2 - UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera diámetros son iguales a las de las tuberías y sus longitudes varían entre 30 a 20 centímetros. )d Camisa deslizable, Es una válvula de circulación que lleva en su cuerpo una ventana lateral que funciona a través de un mecanismo de abertura horizontal que sirve de elemento de comunicación entre el espacio anular y la sarta de producción para dejar pasar fluidos, cuando se tapan los filtros se tapan las válvulas obstruyendo flujo, por tanto es una herramienta de auxilio para desfogar presión y caudal temporalmente. Sus dimensiones varían entre 1 y 1.5 metros de longitud en diámetros coincidentes en la tubería de producción. Se denomina arreglo de fondo a todos los componentes de la sarta que están ubicadas debajo del packer que a la vez delimita el fondo de pozo. La altura y la delimitación del arreglo de fondo esta en función a la altura útil de la arena productora. Entre otros componentes secundarios del arreglo de fondo se tienen los siguientes: - Los niples - Los bastardos - Las juntas de seguridad - Empaquetaduras )e Tubería de producción, es el componente principal de la sarta de producción y se define como un conducto tubular que conecta el arreglo de fondo a partir del packer con el árbol de navidad hasta la superficie y esta colgada en los colgadores del árbol de navidad, que son instalados para diámetros coincidentes con la tubería y su función es el de controlar el flujo de fluidos en el interior del pozo. La programación de las tuberías se efectúa en base al tipo de terminación diseñada para programas específicos considerando los siguientes datos: - Profundidades de las arenas productoras. - Geometría del pozo (o sea, si es pozo vertical, derecho, inclinado, direccional u horizontal). - Las presiones de pozo o sea presión de formación de fondo de pozo, presión Pw (fluyente) y Pbp (surgencia). - Diámetro de la cañería de revestimiento. - Características del fluido de pozo. - Tipo de terminación de pozo (Terminación simple, doble o múltiple). - Volumen de producción de gas, petróleo y agua. - 3 - . presiones de trabajo y son constituidos de acero al carbono de alta resistencia para: . diámetros.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Método de producción que se aplicará en el pozo sea flujo natural o flujo artificial. de acuerdo al grado podemos obtener tuberías de mayor o menor presión de trabajo. )k Bajada de la tubería al pozo junto al arreglo de fondo. 2 ½. 4 ½‘‘. 3 .Longitudes variables entre 8. • DISEÑO DE PROGRAMAS DE TUBERÍA - La programación y preparación de la tubería necesaria para instalar y cubrir la profundidad del pozo señalando el diámetro y grados de las piezas o trozos de tubería se efectúa de la siguiente manera: )f Selección de la cantidad de tubería necesaria en función a la profundidad. Los grados de las tuberías especifican las presiones de trabajo por tanto.Diámetros variables entre 2. 2 7/8.Presiones de trabajo variables entre 2000 a 25000 psi. )g Inspección tubular de cada trozo de tubería.Los grados de tuberías son los siguientes H40. 2 3/8. )j Armado de la tubería en tiros de tubería y su apilamiento en la plataforma de perforación. )i Medida e identificación de cada trozo de tubería y registro en la planilla de control de tubería. El packer es también el elemento que delimita la altura de fondo de pozo que abarca desde el nivel inferior de la arena productora hasta la altura de anclaje del packer. 11 metros. N80 y P110. cada tiro de tubería esta constituida por tres trozos. 9. .4 . )h Limpieza y lubricación de roscas de tubería. 3 1/2 . 8. Las especificaciones de las tuberías están señaladas comúnmente por las normas API que proporcionan datos sobre grados. J55.4 - .5. . capacidades. • PACKER DE PRODUCCIÓN Es una herramienta de fondo denominado obturador de pozo que se instala como parte del tubing para aislar el espacio anular entre la tubería y el casing con el objeto de evitar el flujo de fluidos del fondo de pozo a la base del árbol de navidad por la entre columna. . . .Presiones fluyentes (Pw). doble (TD) o múltiple (TM). o sea. a) Diámetro de las cañerías y diámetro de las tuberías.Presión de fondo de pozo (PFp).UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Objetivos de su instalación a) Delimitar el fondo de pozo. . se es flujo natural o flujo artificial. • se denominan packers para COMPONENTES PRINCIPLAES DEL PACKER . f) Tipo de intervención programada para el pozo. e) Método de producción programado. f) Facilitar trabajos de intervención de pozos tales como las reparaciones. o sea: .Temperaturas del espacio anular y altura total de fondo de pozo. .Cementaciones forzadas con packer de alta presión para cementación forzada . c) S d) ervir como elemento de sostén y de protección de la tubería y la cañería. b) Aislar niveles productores seleccionados para su explotación. e) Aislar niveles donde se han presentado reventamientos en la cañería de revestimiento durante el proceso productivo.5 - . Estos tipos de packers operaciones especiales. si es terminación simple (TS). los reacondicionamientos y las estimulaciones. o sea. c) . b) .Temperaturas de fondo de pozo.Acidificación de formaciones con packer para la acidificación .Fracturamiento hidráulico con packer para fracturamiento. d) Tipo de terminación programado para el pozo.Presión hidrostática en el espacio anular. Criterios de selección de packers Los siguientes criterios técnicos se aplican para seleccionar los packers que se adecuen al trabajo de los pozos.Presiones de formación (PFo). Otro caso: PK – RH – OTIS: 2 7/8’’ x 2 3/8’’ x 2’’ x 9 5/8’’. 10 – 15000 psi. otro elemento de aislamiento en el espacio anular y en conjunto puede aguantar presiones de trabajo desde 1000 hasta 25000 psi. 5 – 1000 psi. tubería de 2 3/8’’. d) Dispositivo de anclaje. c) Válvula de circulación. 3 – 5000 psi. es el mecanismo o conducto por donde circula el fluido de pozo en el interior del packer.6 - . packer. b) Uñas. para terminación doble. Este dispositivo puede ser de funcionamiento mecánico o hidráulico y cuando el packer esta anclado se diámetro se hace igual al diámetro interno de la cañería y cuando esta desanclado su diámetro se hace igual al diámetro de la tubería. Otro caso: PK – D – BAKER: 2 3/8’’ x 2’’ x 7’’. son unos elementos mecánicos que son accionados sobre la cañería al cual se adhiere para originar junto con el elemento sellante. esta constituido por los pistones de accionamiento que empujan a las uñas y al elemento sellante hacia la pared de la cañería para su anclaje. e) Junta de Seguridad. PK – OTIS – RH: 2 3/8’’ x 7’’. es un accesorio que conecta la parte superior del packer con el primer trozo de tubería. • CLASIFICACIÓN DE PACKERS Se clasifican en dos tipos: . en una terminación simple. Las especificaciones de un packer cuando esta anclado en el pozo se efectúa por ejemplo de la siguiente manera. para terminación simple (TS). para terminación triple. son los cilindros de caucho altamente resistentes que forman parte del mecanismo de accionamiento del sistema de anclaje y están prendidos a las u8ñas del. O sea el packer debe ser anclado en un pozo con cañería de 7’’.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Son los siguientes: a) Elemento sellante. El objetivo de su uso es el de facilitar la recuperación de toda la columna de producción ubicada en una del packer hasta la superficie en casos en que se presente problemas de descontrol de pozo por derrumbes con aprisionamiento de fondo. los packers recuperables son aquellos que se anclan y desanclan en cualquier etapa de trabajo de acuerdo al tipo de operación. tensión y compresión. abandonos de pozo. g) Packers permanentes. • CÁLCULO DE CARGAS QUE ACTÚAN SOBRE EL PACKER . Por tanto su uso es temporal y pueden ser utilizados en operaciones normales de producción. estimulaciones y otros. en trabajos de recuperación de pozos. pozos profundos.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera f) Packers recuperables. Las características principales de los packers permanentes consiste para ser extraído del pozo son triturados una vez que cumple su función y su astilla son extraídos del pozo mediante el uso de imanes magnéticos. Los packers permanentes se utilizan generalmente para aislar formaciones de alta presión. que son aquellos que se anclan aplicando presión hidráulica desde superficie con el fluido de terminación y se desanclan tensionando la tubería. en reacondicionamientos. son aquellos que permanecen fijos en forma permanente en el pozo. o sea aplicando peso de la herramienta combinado con rotación.Packer de anclaje hidráulico. son aquellos que se anclan y desanclan mediante manipulación mecánica de la tubería. y en operaciones de cementación a alta presión. Los packers recuperables se clasifican en: .7 - .Packer de anclaje mecánico. Se anclan generalmente mediante una combinación de rotación y tensión existente también modelo con sistema de anclaje eléctrico. . ésta una vez anclada no puede recuperarse ni por efecto mecánico no por el hidráulico. Por ejemplo: En un pozo de 6200 pies de profundidad el packer esta anclado a 6000 pies de profundidad. ↑( + ) P2 ⇒ Presión hidrostática del fluido de terminación en el espacio anular que ejerce de arriba hacia abajo.25 lb/pie Cálculos .5' ' 2 OD Tb = 2 3 ' ' = 2. ↓( − ) Luego las cargas totales a la que esta sometida el packer anclado se calcula con la siguiente ecuación: WTo ( PK ) = [ P1 ( Aic − AiTb ) − W( Tb ) − P2 ( Aic − AeTb ) ] Donde: P1 : Presión de formación desde fondo de pozo a la base del packer en psi.87' ' ID Tb = 2. Aic : Area interna de la cañería en plg2.8 - . actúan sobre él. las siguientes presiones de trabajo: P1 ⇒ Presión de fondo de pozo de abajo hacia arriba.25 lb/pie * 6000 pie = 19500 lb.P2 = PH = Gfluido * h = 0. .60 psi/pie P1 ó presión Fp = 2800 psi Peso de la tubería = 3. calcular las cargas que actúan sobre el packer para los siguientes datos de pozo. OD cañ = 5 1 ' ' = 5. AeTb : Area externa del tubing en plg2.Cálculo de áreas .17' ' Gradiente de fluido de terminación en EA = 0. WTb : Peso de la tubería que actúa sobre ekl packer. AiTb : Area interna del tubing en plg2.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Cuando el packer esta anclado. ↓( − ) W(Tb) ⇒ Peso de la tubería que actúa sobre el packer de arriba hacia abajo.Peso total de la tubería = 3. P2 : Presión hidrostática del fluido en el espacio anular en psi.60 psi/pie * 6000 pie = 3600 psi .37' ' 8 ID cañ = 4. Para aumentar el factor de seguridad se tiene que aumentar el grado de la tubería. seguridad del 50%.9 - .7 − 3.87 2 = = 18. Las terminaciones simples pueden ser instalados en pozos petrolíferos por flujo natural o flujo artificial y en todos los casos de pozos gasíferos.7 − 4.17 2 = = 3.14 ⋅ 4. • MÉTODO DE TERMINACIÓN DE POZOS Los métodos de terminación de pozos que se utilizan para ponerlos en producción se clasifican en los siguientes tipos: TERMINACIONES SIMPLES Se aplica en pozos con un solo nivel productor donde se instala una sola columna de tubería de producción.69 p lg 2 4 3. o sea: 13184 ⋅ 100% = 31% 42028 * Por normas.14 ⋅ 2.7 p lg 2 4 4 3.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Aic = AiTb AeTb π ⋅ d 2 3. o sea: 42028-28844 = 13184 psi Por esta razón el packer no se desanclará durante el trabajo de producción porque se tiene un factor de seguridad de 31% con la carga de arriba hacia abajo.43) ] WTo ( PK ) = −28844lb Lo que significa que actúa una presión de arriba debajo de -28844 psi o sea 13184 psi + mas que la que actúa de abajo hacia arriba. TERMINACIONES DOBLES .14 ⋅ 2. mediana y alta presión.37 2 = = 4.69 ) − 19500 − 3600(18. con un packer para terminación simple y un árbol de navidad para terminación simple que puede ser de baja.43 p lg 2 4 Reemplazando datos en ecuación: WTo ( PK ) = [ 2800(18. El arreglo doble estándar tiene la ventaja de que puede ser utilizada para flujo artificial combinado con flujo natural. En las terminaciones dobles pueden presentarse las siguientes variantes de arreglos: • Instalación de dos sartas de tubería paralelas Para explotar individualmente dos arenas productoras se denomina también arreglo doble estándar con un árbol de navidad para terminación doble equipado con dos colgadores de tubería utilizadas uno para la línea corta (LC).UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Algunos arreglos dobles se los clasifica en el grupo de las terminaciones múltiples aunque sus características varían en el número de líneas y el árbol de navidad. un packer inferior de terminación simple y un packer superior de terminación doble. para producir por esta la arena inferior que puede ser petrolífera o gasífera y por el espacio anular la arena superior que esta limitada a una arena petrolífera de baja presión.10 - . • Terminación doble concéntricas con la instalación de tuberías . un nivel petrolífero y un nivel gasífero. Se caracterizan por la instalación de dos columnas de tubería para producir simultáneamente dos niveles productores que pueden ser ambos petrolíferos. por ejemplo gas lift o bombeo mecánico para la línea corta (LC) y flujo natural en la línea larga (LL) • Terminación doble con una sola sarta de producción Se caracteriza porque lleva instalada una sola sarta de producción. Este arreglo tiene la ventaja de controlar individualmente el comportamiento el flujo de cada nivel productor con el uso de dos packers . En este caso se utiliza un solo packer de terminación simple y un árbol de navidad para terminación doble. y un cortador para la línea larga (LL). ambos gasíferos o en yacimientos combinados. Este es un tipo de arreglo que en algunos casos se utiliza para producir simultáneamente dos niveles gasíferos de alta presión. no es recomendable en pozos petrolíferos. donde se instala una tubería o línea larga hasta el límite superior de la arena inferior. En terminaciones triples se instala un árbol de navidad con tres colgadores de tubería para asegurar una línea corta. En la práctica para perforar e instalar estos tipos de terminaciones se programa desde un principio y antes de la perforación las columnas de cañerías y sus respectivas cementaciones para resistir las presiones de trabajo de todos los niveles donde se instale columnas de tuberías. para anclar en su interior tuberías de 2’’ o 2½’’ para alta presión. una línea intermedia una línea larga. Se anclan packer de fondo para terminación simple.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Es una variante de las terminaciones dobles. Los árboles HT Horizontales son convenientes en .11 - . con un packer simple para producir la arena superior. Para este tipo de arreglos se utiliza generalmente tubería para línea larga de 3½’’ o 4’’ de diámetro. HT Árboles De Navidad Horizontales Generalmente existe una designación específica para cada aplicación. para producir simultáneamente tres o mas niveles productores que pueden estar combinados entre gasíferos y petrolíferos en unos casos o puro gasíferos o petrolíferos en otros casos. un packer intermedio para terminación doble y un packer superior para terminación triple. TERMINCACIONES MÚLTIPLES Se considera como terminación múltiple a los arreglos constituidos por tres o mas sartas de tuberías paralelas. introduciendo luego otra tubería de diámetro menor para ser anclada en el interior de la tubería de mayor diámetro con el objeto de producir el nivel superior que esta aislada por otro packer para terminación simple. 12 - . El pozo es producido desde el sitio del colgador tubing/cabeza del colgador y flujo horizontalmente por la válvula maestra. para campos de gas con Alta Presión Alta Temperatura (HPHT) con aplicaciones de bombas de presión baja para mecanismo de flujo natural. También. Una producción con árbol de navidad horizontal permite acceso completo al pozo sin sacar el árbol de navidad. Ver Figura CAMERON Cabezal de Pozo & Árbol de Navidad Geotérmico Cabezal de Pozo & Árbol de Navidad Geotérmico Cameron proporciona el control total del fluido debido a una planta de poder para los tipos de reserervorio geotérmico los cuales han sido encontrados en rocas duras o sobre presurizadas y a altas temperaturas. Los árboles HT Horizontales son ideales en pozos donde frecuentemente recuperaciones de completaciones tubing / parte profunda del pozo son anticipadas.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera cada tipo de condición de reservorio. Cameron ha diseñado un . pueden entregar beneficios económicos para pozos de flujo natural cuando un trabajo de intervención no es requerido. ideales para aplicaciones de onshore y offshore. UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera especial diseño de arreglo de Cabezales de Pozo y válvulas para cada tipo de aplicación geotérmica. Arbol de Navidad para terminación doble Árbol de Navidad para terminación doble Arbol de Navidad para terminación dual .13 - . para soportar la siguiente sarta de revestimiento. tener un diámetro interno mínimo de aproximadamente 1/32 de pulgada . Un choque o restricción se conecta después de la válvula lateral para controlar y regular el flujo. • Cabezas de Revestimiento Cabeza del revestimiento.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Componentes Básicos de un árbol de navidad Arbol de Navidad para terminación doble Siempre el conjunto del árbol de navidad debe ser probado con presión de trabajo y verificar el diámetro interno antes de ser instalado. de acuerdo a las necesidades. Casi siempre todo yacimiento al comienzo de su vida productiva presenta producción por flujo natural. Está compuesta de una concavidad para colocar el “casing hanqer” del siguiente revestimiento. y da también sello al espacio anular entre los dos revestimientos. Todos los componentes de una cabeza de pozo deben. superficial es una unidad conectada al tope del revestimiento de superficie. posteriormente pera colocar la cabeza del revestimiento intermedio o una cabeza de “tubing”. el cual puede ser fijo o ajustable. un su parte superior termina son colocados los preventores mientras se continúa con la perforación. que puede ser el revestimiento de producci6n o el intermedio.14 - . . son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de la misma. c) Te de Flujo (cruz) Se usa para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo. mientras continua la producción por la línea de flujo. retirando esta brida se tiene acceso al tubing.15 - . tuberías continuas (coil tubing) y reparación. aunque dos pulgadas es normalmente adecuado. d) Estrangulador Permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce. • Válvulas Los tamaños de estos implementos varían desde 2 a 4 pulgadas. las presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden con manómetros. Entre las válvulas mas utilizadas tenemos: a) Válvula de Pistoneo (corona) Se utiliza para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje. b) Válvula Lateral Se utiliza para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina. • Manómetro Estos indicadores de presión permiten controlar las presiones del pozo. • Brida de Medición (tapa) La brida de medición sella la parte superior del árbol y esta adaptada para la instalación de un manómetro.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera mayor que el diámetro “drift” (diámetro para correr una herramienta) del tubo sobre el cual dicha cabeza es usada. puede ser circulado a través del b-p-v y el empaque del fondo asentado. • Válvula de Casing Permite el acceso al espacio anular entre el tubing y el casing. • Casing Es una columna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación de una zona a otra. cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el árbol de producción. Una vez desplazado el tubing y asentado el empaque con un lubricador instalado sobre el árbol se retira el BOP y el pozo se pone en producción. e1 tubing“. • Colgador de Tubing La canasta colgadora sostiene la columna de tubing. • Colgador de Casing La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la tubería de revestimiento dentro del carretel colgador.16 - . en especial la válvula maestra inferior. f) Válvula de Contrapresión (b-p-v) Es una válvula choque instalada para sellar el tubing mientras se quitan los preventores y luego se coloca el árbol de navidad o las válvulas de control. Después de puesto el árbol navidad.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera e) Válvulas Maestras Son las válvulas principales de cierre . . • Tubing Se trata de una columna de cañería que sostiene y permite el flujo del fluido que produce la formación. se encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizan lo menos posible. CC. De acuerdo a estos parámetros se tiene los diferentes ejemplos de árbol de navidad en los diferentes campos petrolíferos o gasíferos de Bolivia. características. CAMPO VUELTA GRANDE Características: Modelo: API SPEC 6A País de Origen: China Marca: PRIME Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero Clase de Material: AA.17 - . ventajas y otros que nos pueden ofrecer. BB.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera MODELOS DE ÁRBOL DE NAVIDAD EN LOS CAMPOS PRODUCTORES DE BOLIVA Los modelos de árbol de navidad varían en función a su procedencia. EEFF • Presiones de trabajo: de 2000 a 20000 psi • • • Rango de temperatura: -20oF hasta 250°F. Sellos Anulares: LS o capa de metal(MEC) Colgadores de tubería: De tipo simple . DD. Colgadores de tubería: De tipo simple .18 - .UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Características: Modelo: 55-3-336-8-1650 Serie: 196594-1 País de Origen: China Marca: PECO Tipo de Pozo: Gasifero Caudal: 2000 BPD • Presiones de trabajo: de 2000 a • • 20000 psi Rango de temperatura: -20oF hasta 200°F. SG2. SRE. Doble T. Simple T.19 - . Doble P Simple P. SGD Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B. Colgadores de tubería: De tipo simple Valvulas: SG. NX metal(MEC) Sellos Anulares: LS o capa de Colgadores de tubería: De tipo simple CAMPO KANATA Características: País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero • Presiones de trabajo: de 2000 a 10000 psi • • • • • • Rango de temperatura: -50oF hasta 250°F. C Tamaño de Colgador:4”1/2 – 9”5/8 Tamano del Casing: 9”5/8 .UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Características: Marca: CAMERON • Tamaño: 7-1/16 hasta 20-3/4 • • • • • Presiones de trabajo: 10000 psi Rango de temperatura: -20oF hasta 250°F. Sellos Secundarios: Bushing. 20 - .UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Características: País de Origen: China Marca: ANSON . SGD Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B. Colgadores de tubería: De tipo simple Válvulas: SG.21 - . C Tamano de Colgador:4”1/2 – 9”5/8 Tamano del Casing: 10 ”3/4 Características: País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero • Presiones de trabajo: De 2000 hasta 15000 psi • • • • Rango de temperatura: -50oF hasta 250°F. SGD. Colgadores de tubería: De tipo simple Válvulas: SG.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera • • • • • • • Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero Presiones de trabajo: Hasta 15000 psi Rango de temperatura: -50oF hasta 250°F. SGHS and SGPS Tamano de Colgador: 5 ”1/2– 7” . SG 2. SRE. UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera • • Tamano del Casing: 7” Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B. C CAMPO RIO GRANDE .22 - . RSE. Colgadores de tubería: De tipo simple Válvulas: SG. SGD. C CAMPO SAN ROQUE Características: País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasifero Modelo: KY65-21 Tamanos: 1”1/13 – 3”1/16 • Presiones de trabajo: De 2000 hasta 15000 psi • • • • Rango de temperatura: -50oF hasta 250°F. SGHS and SGPS Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B. UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Características: País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero Modelo: KY65-35 • Presiones de trabajo: De 3000 hasta 5000 psi • • Rango de temperatura: -20oF hasta 180°F. Colgadores de tubería: De tipo simple Características: País de Origen: China .23 - . 24 - . Colgadores de tubería: De tipo simple Tamano de Colgador: 5 ”1/2– 7” 1/16 Tamaño del Casing: 7”1/16 Presiones de Trabajo Los requerimientos de la presión varían y están relacionados con la profundidad y las características geológicas del pozo y de cada yacimiento petrolífero o .UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Marca: BIGTEX Tipo de Pozo: Petrolífero Modelo: KR65-21(KR THERMAL RECOVERY) • Presiones de trabajo: hasta 3000 psi • • • • Rango de temperatura: hasta 250°F. Colgadores de tubería: De tipo simple Tamano de Colgador: 5 ”1/2– 7” Tamaño del Casing: 7” Características: País de Origen: China Marca: BIGTEX Tipo de Pozo: Gasifero Modelo:KQ65-70 / KQ 78-70 • Presiones de trabajo: De3000 hasta 10000 psi • • • • Rango de temperatura: De -20 hasta 250°F. también están relacionadas con los tipos de petróleo y de gas existentes Hasta ahora los requerimientos de presión en el mercado son del rango de 5000 a 10000 libras por pulgada cuadrada (PSI).000 15000 22500 600 900 1500 2900 Serie Equivalente 1440 2000 3000 5000 10000 15000 Los principales tipos de árboles de navidad adquiridos para la producción de los pozos petrolíferos y gasíferos en Bolivia utilizan tubería de producción o tubing de 2 3/8 pulgadas de diámetro. En el cuadro siguiente se muestran algunos precios unitarios típicos de árboles de navidad: CUADRO DE PRECIOS DE ÁRBOLES DE NAVIDAD VENDIDOS EN BOLIVIA Arbol Navidad de RIO GRANDE Tipo de terminación Simple Presion de trabajo 5000psi . El Programa de Tuberías de 13 3/8 pulgadas x 9 7/8 pulgadas x 7 pulgadas.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera gasífero en particular. es la presión a la cual debe probar el fabricante en celdas especiales.25 - . CUADRO DE PRESIÓN DE TRABAJO Presión de Trabajo(Psi) Presión de Prueba Hidrostática. Las presiones de trabajo utilizadas son de 3000 a 5000 libras por pulgada cuadrada (PSI). (Psi) 400 4000 6000 10. La presión de trabajo debe aplicarse a temperatura igual o menor de 2500F. Nunca se debe sobrepasar la presión de trabajo. La presión de prueba hidrostática. Formaciones productoras: Roboré I y II.3 MMPCD Agua: 395 BPD .UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera RGD 18 18 LC a la izda.26 - . Petaca y Yantata. Producción promedio actual: Petróleo: 126 BPD Gas: 11. 18 LL a la decha CAMPO CARRASCO La profundidad media es de 4500 m. correspondiendo el ejemplo a un separador vertical bifásico. citadas a título de ejemplo. que circulan en contracorriente con el gas natural. El separador está constituido por un cuerpo cilíndrico horizontal o vertical. cuando se utiliza en plantas de tratamiento este equipo se emplea para separar el glicol. Son pozos inyectores de Gas: CRC-6. Son inyectores de agua el CRC-2W y CRC-12W. que se usa como deshidratante del gas natural. petróleo y gas.27 - . los separadores se emplean para eliminar los componentes ácidos. 1 . o. (Figura 1) Fig. diseñado especialmente para que por su interior circulen los fluidos que han de separarse. de las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción. CRC-8 y CRC-9. SEPARADORES EN ALGUNOS CAMPOS DE BOLIVIA Un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos. como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono que se absorben en la solución. cuando se refiere al uso de las aminas.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Gasolina: 52 BPD GLP: 25 MCD Actualmente producen los pozos CRC-7 y CRC-11. el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua. Otras veces. y la distribución de las conexiones de entrada y salidas. equipado con una serie de elementos y dispositivos que favorecen dicha separación. En la Figura 1 se puede observar un esquema de este tipo de equipos. Adicionalmente. Cada equipo debe tener la placa de construcción donde. figura: Presión nominal: Es la máxima presión a la que puede trabajar el equipo. sobre éste valor deberían estar calibradas las válvulas de alivio o venteo de seguridad.5 y 7 metros y la presión de trabajo pueden ser de aproximadamente 30 PSI (baja presión) a los de alta presión. permiten que al ingreso de los fluidos se origine una importante caída en la presión de los mismos y una dispersión del flujo altamente pulverizado.28 - . las alturas tienen gran variedad. Presión de trabajo: Es la presión recomendada por el fabricante para una operación normal. entre otros datos. entre 1. como así también en verticales u horizontales según sus características constructivas. equipos que pueden trabajar con más de 3000 PSI. los separadores más usados en la industria se pueden clasificar en bifásicos o trifásicos según el tipo de separación. Figura 2 . El diseño del cuerpo y de los accesorios que están en su interior. según los caudales a tratar y las presiones de trabajo. Los diámetros más frecuentes son de 18 a 60 pulgadas.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Como ya se ha comenzado a describir. Temperatura de trabajo: Es la temperatura recomendada por el fabricante para una operación normal. (ver figuras 2 y 3). Los equipos varían en tamaño y espesor de pared. se diseñan deflectores de turbulencia.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Fig. las que al aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo. esta corriente de gas impacta contra una superficie de choque. que se colocan en el interior de un separador. Si el caudal que recibe el separador es alto. por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada presión. deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo. como los extractores de nieblas. y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior. el flujo pierde velocidad. normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo.29 - . «cortando» el arrastre de partículas. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación. Además. la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas. . circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido. Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas. Estos dispositivos. y que al ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más amplia. 2 PROCESO DE SEPARACION Los fluidos ingresan al separador por su sector medio. 4. líquida y gaseosa. 2. 3. que colaboran con la eficiencia del mismo: Sección Primaria: A la entrada. dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo. el difusor o el distribuidor ciclónico. cuatro zonas internas de un separador. compuesta por las placas deflectoras. En la Figura 4 se observa un equipo separador con detalles de diversos accesorios internos que favorecen la separación de ambas fases. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Fig.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo. 3 El proceso será entonces: 1. donde se realiza la retención de espuma. tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla. en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos. Sección Secundaria: En el intermedio del cuerpo del equipo. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque. se realiza la separación de las gotas de líquido y la rectificación de flujo mediante placas paralelas horizontales en la fase gas . Figura 4 Se pueden determinar.30 - . Acumulación de Líquidos: La parte inferior del separador y la/s descarga/s de líquido/s del equipo. se escaparía sin restricciones por la parte superior.4 . Por lo tanto. es necesario que la salida de gas del separador sea controlada y regulada. pero debido a que el gas tiene una alta movilidad. En las Figuras 5 y 6 se aprecia las mencionadas zonas y los elementos que componen el equipo: El proceso de separación descrito anteriormente se desarrolla en el interior del separador. para evitar justamente la salida irrestricta del mismo. donde se encuentra el retenedor o atrapador de niebla. También la salida de líquidos debe ser regulada convenientemente. lo que rompería el equilibrio producido en la interfase y evitaría la separación del fluido que vaya ingresando.31 - . Sección Aglutinadora: A la salida de la fase gas. y rompeolas en la fase líquido.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera ((coalescedor o atrapador de gotas). que es muy superior a la del petróleo. Fig. UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Fig.6 .32 - .5 Fig. instrumentos y válvulas de regulación para: 1) Por un lado. como por ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provoca elevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera del equipo. puede ser que esté ingresando más líquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de carga por bajo diámetro en la cañería de descarga).UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Por lo tanto es necesario equipar el equipo con diversos elementos. o sea que ingrese a un gasoducto. Esto se logra con un instrumento controlador del nivel. Para obtener una buena operación de un separador. deben cuidarse dos aspectos fundamentales: la eficiencia y la capacidad de separación. sin humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga. temperatura excesiva (se producen muchos livianos). . lo que puede deberse a varios factores tales como: alta velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar). la que se mantiene a un valor adecuado que permita que el gas captado pueda ser distribuido al consumo. retenedor de niebla roto o tapado (no retienen las partículas de líquidos) etc. el gas captado será limpio. no es eficiente la separación. que actúa enviando una señal sobre una válvula motora de descarga ubicada a la salida de los líquidos. 2) Por otro lado es necesario mantener una presión de trabajo en el interior del separador. El equipamiento externo se completa con una serie de accesorios y válvulas de control y de seguridad y con instrumentos y sistemas de medición de los caudales del gas y de los líquidos separados. que provoque el desplazamiento de los líquidos por la parte inferior del separador.33 - . (“presión de operación” o “contrapresión”). Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado momento se produce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas. EFICIENCIA DE UN SEPARADOR Si el separador es eficiente en su operación. o que alguno de los parámetros no están bien regulados. En caso contrario. si el gas sale sucio. de manera de abrir la salida de líquidos cuando aumente el nivel y cerrarla cuando disminuye. hasta los tanques y que sea conveniente para tener una separación eficiente. controlar el nivel de la interfase y mantenerlo constante. para las que el equipo no fue diseñado y no puede responder eficientemente.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Es decir que un separador que estaba trabajando bien. CAPACIDAD DE UN SEPARADOR Se entiende por «capacidad de un separador» a la cantidad de fluidos. ya que la capacidad puede verse limitada en un alto grado debido a condiciones de trabajo inadecuadas. en muchos casos son determinantes. se pueden mencionar las siguientes: . por causas ajenas al mismo puede pasar a disminuir tanto su eficiencia que no separe adecuadamente ambas fases. de las características de los fluidos para los que fue diseñado y de las condiciones de operación. es de suma importancia realizar un diagnóstico adecuado a fin de encontrar la solución correcta al problema. entre los que se deben contar la falta de gas durante el tiempo en que el equipo esté fuera de servicio y las dificultades para realizar la limpieza de todo el sistema de líneas y de control neumático que hayan quedado contaminados con petróleo.) · Relación gas-petróleo a la entrada. · Diámetro y distribución de las partículas líquidas en el gas antes del extractor de niebla. Esta situación traería aparejado muchos problemas operativos. el nivel del mismo dentro del equipo aumente hasta ingresar petróleo a la salida de gas. líquidos y gaseosos. debido a un impedimento o restricción en la salida de los líquidos. · Presión y temperatura de operación. Estas ultimas. · Diseño y distribución de los dispositivos internos. Pero como se ve. · Condiciones de fluencia a la entrada (temperatura.34 - . · Características físicas de los fluidos (densidad. Los valores de capacidad dependen del tamaño del recipiente. Por ejemplo una situación que se puede dar sería que. Se puede decir que la capacidad de los separadores es función de los siguientes factores: · Diámetro y longitud del recipiente (tamaño del mismo). Entre las condiciones operativas que disminuyen la capacidad de un separador. velocidad. · Nivel del líquido que mantiene el separador. · Tendencia a la formación de espumas y parafinas. que puede procesar eficientemente a separarlos a cada uno en sus fases. viscosidad. presión) · Impurezas contenidas en los fluidos del pozo. que produzca mucha restricción al pasaje o que no abra lo suficientemente rápido como para responder a una variación importante del caudal de entrada. . disminuye la facilidad para descargar hacia los tanques. o tener en cuenta la necesidad de enfriar a la salida del separador para recuperar los componentes livianos que salieron con el gas separado. En las baterías es común ver separadores verticales que trabajan a baja presión. Hay que recordar que elevar la temperatura de los fluidos que ingresan. disminuyendo de esta manera la eficiencia de la separación. Esto se podría lograr con un precalentamiento de los fluidos antes del ingreso al separador. tiene la ventaja de disminuir la viscosidad del petróleo y por lo tanto facilitar la descarga del equipo. Son fáciles de limpiar cuando presentan arenas. Por lo tanto es necesario lograr un equilibrio entre ambos efectos al seleccionar la temperatura de trabajo. Son perfectamente ubicables en los lugares donde se carece de suficiente espacio. 2. por lo se utilizan generalmente para valores medianos a bajos de relación gas-líquido.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera 1. por lo que muchas veces conviene sobredimensionar estos diámetros. sin ser gases.35 - . aumenta también la cantidad de componentes livianos que se separan de la corriente líquida y que. Pero también hay que tener en cuenta que un aumento de la temperatura. dado que estas líneas de descarga son de recorrido relativamente cortos hasta los tanques de recepción. por lo que es necesario tener en cuenta estos efectos al seleccionar el valor de la presión de operación. Por trabajar con una presión interior insuficiente como para movilizar los líquidos hasta los tanques. Por montar una línea de salida de diámetro reducido. pero también se debe recordar que elevar la presión de operación es disminuir la separación de ambas fases. lo que aumenta mucho la viscosidad del petróleo y consecuentemente. Su capacidad de separación es menor que un horizontal. Por instalar una válvula de drenaje de líquidos inadecuada. 4. Por trabajar a muy baja temperatura. parafinas o resinas y pueden ser equipados con dispositivos de evacuación de sólidos. son arrastrados hacia la salida de los gases. como en plataformas marinas o predios privados reducidos. 3. De serie 1864 Número de trabajo 34723 Tipo de recipiente Separador Dimensiones 42in OD * 10 ft Separador horizontal 3 Marca Maloney Crayford Max. que actuará frente a la contingencia que el nivel de líquidos aumente por arriba del rango de operación normal. Presión de trabajo 1440 PSIA a 100ºF permitido No. Presión de trabajo 500PSI a 180ºF permitido No. CLASES DE SEPARADORES USADOS EN LOS CAMPOS BOLIVIANOS SAN ROQUE Separadores Horizontales Separador horizontal 1 Marca Max. Este segundo controlador de nivel deberá accionar la apertura de una válvula de descarga.OA Presión de prueba 2166 psi Construido 1988 Item 36 OD * 20 * Horz 30 ep . Presión de trabajo permitido Temperatura mínima de diseño No. a fin de asegurar estar libre en todo momento ya que actuará como una descarga de seguridad para evitar que el líquido salga por la línea de gas. tal como un controlador de muy alto nivel de la interfase por arriba del operativo.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Algunas de las eventualidades operativas descriptas anteriormente se suelen prevenir con la instalación de elementos de control y de seguridad.01 12-89 A – 88230 E89 – 567 Separador horizontal 2 LTV Max. De serie 88w – 169 . que tendrá que estar ubicada en una cañería a tanque independiente de la línea de descarga normal de operación.36 - . De serie Construido Número de diseño File NTC 500 PSIA a 650ºF -20 ºF a 500 psia ELIX 58361. 37 - . de serie No.4 MMSCFD 600 Bbl/dia 125psi a 100ºF 188 psi 22794 BS&b INC. de serie Separador vertical 3 Marca Dimensiones Capacidad de gas Capacidad de petroleo Presión de trabajo Presión de prueba No. de serie Separador vertical 2 Marca Tamaño Capacidad de gas Capacidad de petroleo Presión de trabajo Presión de prueba No. de serie Dimensiones Presión de trabajo Presión de prueba C.037. de serie Separador vertical 4 Marca No. 30 in * 10 ft 6000 HCFD 6000 Bbl/dia 125psi a 100ºF 180 psi 18606 BS&b INC. De patente Tipo No. De diseño Máxima temperatura de trabajo Año de construcción File SEPARADORES VERTICALES Separador vertical 1 Marca Tipo Capacidad de gas Capacidad de petroleo Presión de trabajo Presión de prueba No.ENATCO T – 1A10001. S – 221 3. 30 in * 9ft 6 MMscfd 6000 Bbl/dia 125psi a 100ºF 188 psi K021194 PACKERSBURG 2.426 10.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Separador horizontal 5 Marca No.012 H – 72018 130 ºf 3 – 81 81 – 1465 OIL & gas de separador BS&B INC.22 H – 10854 24 in * 5 ft * 125 125 ft 187 psi . 17 – 22 HD TK 1. 8524049 – 17 022 Dia. Gasómetro Foxboro W/ 061. 36 ID SH TK 2” Max Allow worwing pressure Max Test press Dessing temp Corrosion Allowance Weight empty Serial No Tubo 2” Daniels PCV Fisher LCV pet.22 PO No.UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA Producción Petrolera I (PET-208) Ingeniería Petrolera Dato de fabricación VUELTA GRANDE Separador de prueba de alta 17.38 - . Gasómetro Foxboro Separador de prueba de alta 17.22(profabinc) PO No.8503 mm 1650 psi 2475 psi 200 ºF . 17 – 22 HD TK 0. 36 ID SH TK 2” Max Allow worwing pressure Max Test press Dessing temp Corrosion Allowance Weight empty Serial No Tubo 2” Daniels PCV Fisher LCV pet.8.125 12000 172 – 86 Fisher LCV agua fisher Item No.125 4400 173 – 86 Kimray LCV agua Fisher .58 Item No.6545 mm 600 psi 900 psi 200 ºF . 8524049 – 17 022 Dia.