c- catalogo flowback_overview

© 2010 Weatherford. All rights reserved. 1

Equipos de Flow Back – Well testing Well Testing & Production Services

Presentado por: Kenny Colina

Mayo 2012

© 2010 Weatherford. All rights reserved.

2

Típica Instalación de Flow Back y Well Testing


Equipos de Flow Back

SISTEMA SSV

• Estaciones de cierre de emergencia remotamente activadas. • Válvula de compuerta sencilla “a prueba de fallos – cerrada”, con sello metal-metal . • La unidad SSV está montada en patín con estructura metálica.

SEPARADOR DE ARENA

• Configuración y flexibilidad en los componentes internos, permite el uso de una boquilla superior de mayor diámetro para inspección visual interna. • Conexiones bridadas y cuerpos de bloques API para 10000 y 15000 psig, • Múltiples boquillas bridadas en la vasija que permiten la instalación de instrumentación y sistemas de protección. • Construcción de acuerdo a estándares NACE para trabajos en ambientes amargos (H2S / CO2). • Patín estructural en L,

TRASH CATCHER

• Máxima flexibilidad y control, por tener cuerpo (barril) de tamaño considerable (7-1/16”) y camisa ranurada de diámetros variados de acuerdo al tamaño de los sólidos mayores esperados. Conexiones bridadas y cuerpos de bloques API para 10000 y 15000 psig • Configuración con recolector doble o sencillo, válvulas de compuerta y by pass. • Sellos metal – metal de bajo torque en todas las válvulas de compuerta, • Patín equipado con cuatro puntos de carga y eslingas certificadas.


Equipos de Flow Back

CHOKE MANIFOLD

• Configuración y flexibilidad en los componentes internos, permite el uso de una boquilla superior de mayor diámetro para inspección visual interna. • Conexiones bridadas y cuerpos de bloques API para 10000 y 15000 psig, • Múltiples boquillas bridadas en la vasija que permiten la instalación de instrumentación y sistemas de protección. • Construcción de acuerdo a estándares NACE para trabajos en ambientes amargos (H2S / CO2). • Patín estructural en L,

SEPARADOR DE PRUEBA TRIFASICO

• 2000 PSI – Tres fases – 36” x 10’ Puntos de muestreo y toma de datos varios en la línea de entrada y las de salida de las diferentes fases. • Válvula cheque a la entrada del recipiente. • Sistema de iluminación eléctrico anti explosión en las unidades para trabajo marino o en tierra con estructura tipo techo. • Medidos de flujo NuFlo™ permiten el registro análogo o digital de datos. • Múltiples boquillas en la vasija que permiten la instalación de instrumentación y sistemas de alarmas por presión, nivel y cierre del pozo. • Construcción de acuerdo a estándares NACE para trabajos en ambientes amargos (H2S / CO2)

FLARE STACK

• Quemador vertical portátil montado en remolque. • Equipado con sistema de encendido por ignición eléctrica. • Construcción robusta para trabajo pesado


5

Equipos de 10K & 15K

Estragulador de presion de 3” Valvula de Seguridad de 3”


6


TRASH CATCHER Separador de Arena


7


Purga Hidraulica Choke Adjustable tipo HXE G3


8


TUBERIAS DE 2” & 3” Calentador Indirecto de 1 MMBTU/HR


9

Centro de Comandos Hidráulicos

Cabina Externa Centro de Comandos

• Valvula de seguridad

• Trash catcher

• Separador de Arena

• Estrangulador de Presion


10

Equipos de Prueba

Separador de 2000 Psi • 3 Fases, 20 MMSCFD y 7000 BPD

Sistema de Adquisicion • Para equipos de superficie, inalambricos.


11

Equipos de Prueba

Tanque Presurizado de 50 psi. Quemador Vertical de gas • Para un caudal max. de 50MMSCFD


12

Ejemplo de una Instalación


Rio Horn, Canada • 7 pozos con 7 separadores (1440#) en locación •Tasas de flujo de gas de 35 MMCFD, múltiples fracs hasta 16 intervalos por pozos •Presiones de frac de 63 MPa (9100 psi), • Presión fluyendo en un rango de 5000 a 6000 psi

Groundbirch, Montney Shale •5 pozos, con 5 separadores (1440#) en locación •Tasas de gas de 10 MMSCFD, multiples fracs, hasta 7 intervalos •Presiones en frac de 63 MPa (9100 psi), •Presión fluyendo 5000 psi.

Experiencias Shale Gas en Norteamérica

Eagle Ford, TX • Inicio: Agosto 2010 • 12 trabajos por mes promedio • Actividad en aprox 200 pozos a la fecha • Mantenemos 6 trabajos simultaneos todo el tiempo • Caudales: 25.0 MMSCFD / 50 -800 BPD • Presion fluyendo; 7500psi


• Piceance Field, CO

• 6 – 7 Pads por mes desde 2009

• 3 – 10 well pads, 04 separadores (1440 psi) en locación.

• Caudal de gas de 3 MMCFD por pozo, Caudal de líquido de 300 BPD por pozo.

• Presión fluyendo de 2000 psi

• Pinedale, WY

• Período 2006 – 2010, actividad en 5 Pads en Multi Flow Back.

• 3 – 6 well pads, 04 separadores (1440 psi) en locación.

• Caudal de gas de 10 MMCFD por pozo, Caudal de líquido 5000 BPD por pozo.

• Presión fluyendo de 7500 psi

Experiencias Shale Gas en Norteamérica

c- catalogo flowback_overview

Documents