operacion de una plataforma i

1.- Conocimientos Básicos1.- Conocimientos Básicos

Dada la complejidad de este tema, es imprescindible contar con información previa que nos permita conocer más sobre los trabajos que se realizan en las plataformas, las instalaciones y los procesos productivos, así que empezamos por el principio.

1.1 PETRÓLEO1.1 PETRÓLEO


Debido al intenso crecimiento de las necesidades mundiales del petróleo (fuente principal de energía) y a la incesante demanda de productos de la industria petroquímica, es indispensable que comprendamos lo básico de los procesos de generación, cumulacióny conservación del petróleo.

El petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro a la que, por sus compuestos de hidrógeno y carbono, se le denomina hidrocarburo. La composición elemental del petróleo esta comprendida dentro de los siguientes intervalos.


Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo, es relativamente reciente, menos de 200 años.

En 1850 Samuel Kier, un boticario de Pittsburg, Pensilvania (EE.UU), lo comercializo por vez primera bajo el nombre de “aceite de roca” o “Petróleo”.

Por la misma época el químico escocés James Young y el geólogo canadiense Abraham Gesner comprenden su importancia al refinarlo y utilizarlo como combustible para la iluminación. El segundo de los mencionados patentó el proceso bajo el nombre de “Kerosene”.

Pero es al norteamericano William Drake a quien se atribuye el primer hallazgo de petróleo con fines comerciales mediante la perforación de un pozo, hecho que ocurrió en 1859 en Titusville. Pennsylvania (EE.UU). La perforación llego a más de 20 metros de profundidad.

ORIGEN DEL ORIGEN DEL PETRÓLEOPETRÓLEO



Teoría Teoría OrgánicaOrgánica El petróleo se origina de una materia prima formada principalmente

por detritos de organismos vivos acuáticos, vegetales y animales, que vivían en los mares, las lagunas o las desembocaduras de los ríos, o en las cercanías del mar.

Se encuentra únicamente en los medios de origen sedimentario.

La materia orgánica se deposita y se va cubriendo por sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en hidrocarburos, proceso que, según las recientes teorías, es una degradación producida por bacterias aerobias primero y anaerobias después.

Teoría Teoría InorgánicaInorgánica

Esta teoría asumía que el hidrógeno y el carbono, los dos elementos que constituyen los hidrocarburos, fueron unidos por fuerzas naturales (presión, temperatura) en las proporciones necesarias para formar el petróleo.



El petróleo se encuentra en determinadas capas de subsuelo, impregnado en formaciones del tipo arenoso o calcáreo; asume los tres estados de la físicos de la materia, varia su composición según la temperatura y presión a la cual se encuentra.

Condiciones que debe de tener para dar lugar a un yacimiento de petróleo.

• Una roca almacenadora, que debe ser permeable en forma tal que bajo presión, el petróleo escape hacia la superficie.

• Una roca impermeable que evita que el petróleo escape a la superficie sin presión exterior.

• Deben existir rocas generadoras, cuyo contenido orgánico se haya convertido en petróleo por el efecto de la presión y de la temperatura.



El yacimiento mostrado está atrapado entre una capa de roca no porosa y un domo salinífero. Como no tienen espacio para expandirse, el gas y el petróleo crudo están bajo una gran presión, y tienden a brotar de forma violenta por el agujero perforado.

Las rocas almacenadoras en que se han encontrado petróleo son de diversas edades geológicas.

En México las rocas encontradas corresponden al periodo cretácico y jurasico.



El petróleoEl petróleo:: ImportanciaImportancia

La vida sin el petróleo no podría ser como la conocemos. Del crudo obtenemos gasolina y diesel para nuestros autos y autobuses, combustible para barcos y aviones. Lo usamos para generar electricidad, obtener energía calorífica para fábricas, hospitales y oficinas y diversos lubricantes para maquinaria y vehículos.

• La industria petroquímica usa productos derivados de él para hacer plásticos, fibras sintéticas, detergentes, medicinas, conservadores de alimentos, hules y agroquímicos.

• El petróleo ha transformado la vida de las personas y la economía de las naciones. Su descubrimiento creó riqueza, modernidad, pueblos industriales prósperos y nuevos empleos, motivando el crecimiento de las industrias mencionadas.



Son miles los compuestos químicos que constituyen el petróleo, y, entre muchas otras propiedades, estos compuestos se diferencian por su volatilidad (dependiendo de la temperatura de ebullición). Al calentarse el petróleo, se evaporan preferentemente los compuestos ligeros (de estructura química sencilla y bajo peso molecular), de tal manera que conforme aumenta la temperatura, los componentes más pesados van incorporándose al vapor.

El petróleo. Tipos El petróleo. Tipos de Petróleode Petróleo

• Las curvas de destilación TBP (del inglés “true boiling point”, temperatura de ebullición real) distinguen a los diferentes tipos de petróleo y definen los rendimientos que se pueden obtener de los productos por separación directa. Por ejemplo, mientras que en el crudo Istmo se obtiene un rendimiento directo de 26% volumétrico de gasolina, en el Maya sólo se obtiene 15.7%.



La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia las calidades del crudo).

Aceite Crudo

Densidad (g/cm3)

Densidad grados API

Extrapesado >1.0 10.0

Pesado 1.0 – 0.90 21.0 – 22.3

Mediano 0.92 – 0.87 22.3 – 31.1

Ligero 0.87 – 0.83 31.1 – 39.0

Superligero < 0.83 > 39.0



Para exportación, en México se preparan tres variedades de petróleo crudo:

Istmo. Ligero con densidad de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso.

Maya. Pesado con densidad de 22 grados API y 3.3% de azufre en peso.

Olmeca. Superligero con densidad de 39.3 grados API y 0.8% de azufre en peso.



PRINCIPALES ZONAS DE PRODUCCIÓN DE CRUDO Y GAS



63% aceite ligero

37% aceite pesado

60% aceite ligero

40% aceite pesado

55% aceite ligero

25% gas húmedo

37% aceite ligero

63% gas húmedo

72% gas húmedo

10% aceite ligero82% aceite ligero

18% gas húmedo

Coatzacoalcos

Litoral de Tabasco

Golfo de México “B”

Campeche

Poniente

(Mesozoico)

Campeche

Poniente

Terciario

Integral

Chuc

Campeche Poniente

18% otros

20% otros

63% aceite ligero

37% aceite pesado

60% aceite ligero

40% aceite pesado

55% aceite ligero

25% gas húmedo

37% aceite ligero

63% gas húmedo

72% gas húmedo

10% aceite ligero82% aceite ligero

18% gas húmedo

Coatzacoalcos

Litoral de Tabasco

Golfo de México “B”

Campeche

Poniente

(Mesozoico)

Campeche

Poniente

Terciario

Integral

Chuc

Campeche Poniente

18% otros

20% otros



• • PRODUCCION

Evaluación del

Potencial Incorporación de

ReservasDESCUBRI

MIENTO

Caracterización Inicial

Produccióndel desarrollo

Límiteeconómico

Abandono

Límitetécnico

Batan

Pol

Chuc

Och-Uech-Kax

Caan

Taratunich Abkatun

Kanaab

Crudo Ligero MarinoAyin-AluxYaxcheIxtal-ManikGas del terciario

Litoral de Tabasco Marino

Declinación

Golfo de México B

Desarrollo

Coatzacoalcos

Delimitación

Estudiospre-

inversión

Acceso

Terciario

Campeche Poniente

Mesozoico

Campeche PonienteIntegral Chuc



Características de aceites crudos base

PROPIEDADES MAYA LIGERO RECONSTITUIDO MAR F.O. PAPALAOPAN ARENQUE TAMAULIPAS PANUCO MURO ALAMO NARANJOS ISTMO

Peso Esp. a 60/60 ºF 0.9229 0.8580 0.8580 0.9133 0.7838 0.8644 0.9478 0.9871 0.9568 0.8957 0.8674

Gravedad ºAPI 21.32 33.42 34.00 23.43 49.03 32.20 17.79 11.85 16.39 26.48 31.63

Azufre total, % peso 3.64 1.40 1.47 3.40 1.70 2.51 5.50 5.40 3.63 2.80 1.87

Factor de Caracterización KUOP 11.76 11.98 13.13 11.79 12.40 12.00 11.63 11.40 11.70 11.80 11.90

Presión de Vapor Raid, Lb/in2 4.70 6.00 8.00 6.50 8.40 11.60 3.70 2.30 6.90 5.80 6.00

Viscosidad Cinemática, CST a: 15.6 ºC 367.5 12.11 13.89 287 2.35 22.80 3200 34652 14564 72.63 14.52

Temperatura de Escurrimiento, ºC -30 -42 -33 -24 -45 -21 -6 -3 -6 -27 -33

Poder Calorífico Bruto, BTU/Lb 18870 19520 19550 19054 19982 19476 18740 18396 18648 19208 19452

Poder Calorífico Neto, BTU/Lb 17820 18330 18345 17934 18695 18290 17678 17405 17614 18070 18268

Insolubles en C5, % peso 14.47 3.21 2.94 4.90 2.80 3.60 15.90 21.00 13.50 3.70

Insolubles en C7, % peso 11.22 1.89 1.32 2.50 1.50 1.90 12.90 15.90 11.10 3.10

Carbón Conradson, % peso 11.76 4.15 4.68 11.95 3.90 5.82 13.30 13.60 14.42 7.82 4.61

Carbón Rambsbotton, % peso 11.35 3.83 4.15 11.14 3.60 5.60 12.70 12.58 13.89 7.62 4.49

Nitrógeno básico, ppm 1169 382 265 814 287 355 285 275 948 517 217

Nitrógeno total, ppm 3378 1192 912 2525 958 1176 2565 3387 2850 1559 716

Nº de Neutralización, mg KOH/g 1.16 0.44 0.08 1.94 1.08 0.92 1.97 2.15 0.37 0.92 0.25

Agua por destilación, % vol. 0.40 0.05 0.05 0.40 0.05 0.05 0.20 0.40 0.05 0.05 0.05

Agua y Sedimento, % vol. 0.20 0.10 0.05 0.40 0.05 0.20 0.40 0.42 0.20 0.05 0.05

Sedimento por Extracción, % peso 0.22 0.25 0.14 0.03 0.01 0.02 0.02 0.60 0.05 0.01 0.03

Metales, ppm

Fe

Cu

Ni

V

0.80

0.70

53.80

271.30

0.50

0.20

9.20

43.80

3.20

0.05

10.40

52.90

1.00

0.10

43.00

208

0.01

0.03

15.10

28.10

2.40

0.20

12.60

67

0.80

0.60

41.30

229

2.30

1.00

62.40

320

7.50

1.90

61.53

314

0.90

0.20

22.40

111

5.20

0.50

14.30

46.30

Sal, Lb/1 000 Bls. 65.75 12.50 0.45 30.50 1.75 3.23 87 150 111.7 16.8 19.5

Acido Sulfhidríco, ppm 130 140 12 11 40 12 24 37 647 10 1.00

Mercaptanos, ppm 151 107 71 56 312 48 145 183 52.40 34 1.00



Localización de los

Yacimientos

Paradójicamente, los lugares donde hay petróleo están, por lo general, situados a bastante distancia de las zonas de consumo. Los oleoductos son muy numerosos y el trafico marítimo muy denso.

Las tres zonas con mayor producción mundial son Oriente Medio, La antigua URSS y Estados Unidos, que producen el 70% del crudo en el mundo. Oriente Medio, es el primer productor mundial de petróleo con más del 30 % de la producción.

En esta zona se dan las condiciones óptimas para la explotación, por la abundancia de anticlinales, fallas y domos salinos que crean grandes bolsas de petróleo, además su situación costera y en pleno desierto, facilita construcción de oleoductos (éstos pueden ir perfectamente en línea recta durante miles de kilómetros), y puertos para desalojar el crudo. Arabia Saudita es el país de mayor producción en esta zona con el 26 % de la producción total. Estados Unidos, aunque tiene una producción muy alta, no es suficiente para satisfacer su consumo interno, por lo que se ve obligado a importar.



El ciclo del petróleo

La tarea de exploración y prospección debe iniciarse por la búsqueda de una roca cuya formación se haya realizado en medio propicio, dicha roca debe ser lo suficientemente porosa para almacenar una cantidad rentable de liquido, la localización de las trampas que hayan permitido la concentración de petróleo en puntos determinados de ella.

Los procedimientos de investigación se inician con el estudio de bibliografía y cartografía del sector, seguido luego por los sondeos geológicos.

Para obtener productos de características precisas y utilizar de la manera más rentable posible las diversas fracciones presentes en el petróleo es necesario efectuar una serie de operaciones de tratamiento y transformación que, en conjunto, constituyen el proceso refinación de petróleos crudos.



Primeramente se realiza un análisis en laboratorio del petróleo a refinar – puesto que no todos los petroleros son iguales , ni de todos pueden extraerse las mismas sustancias – a continuación se realizan una serie de refinaciones “piloto” donde se realizan a pequeña escala todas la operaciones de refinación. Después de estudiar convenientemente los pasos a realizar, se inicia el proceso.

Los productos derivados del petróleo alimentan no solo a otras industrias, si no sobre todo a los consumidores industriales o privados (butano, gas para calefacciones, aceites para motores, gasolina y gasoleó, etc). Las operaciones de almacenamiento, venta y reparto requieren, pues una potente organización técnica y comercial.

Al principio resultaba más económico situar las refinerías junto a las explotaciones petrolíferas mientras, que ahora, los progresos realizados en la técnica de los oleoductos han dado lugar a una evolución que conduce a instalar las refinerías cerca de los grandes centros de consumo.



Pero no es hasta la segunda guerra mundial que el petróleo comienza a ser realmente a ser imprescindible en la economía mundial, por el aumento de las necesidades energéticas derivado de una casi constante expansión económica, la importancia del sector automovilístico, y años más tarde del sector petroquímico.

Así el petróleo cubría en 1958 el 38 % de las necesidades energéticas de mundiales y el 45 % en 1976.

Hasta comienzos de la década de los setenta, el abastecimiento del petróleo no pareció constituir un problema, ya que la demanda crecía más o menos paralelamente al descubrimiento de nuevos pozos, y los precios se mantenían bajos.

Pero en esa época, sin embargo, comenzó una lenta pero firme subida de los mismos, que se pasó a ser brusca en 1973-1974, volvió a ser suave y se disparo, nuevamente en 1979.



En estos momentos existe el problema del agotamiento de las reservas de petróleo, pues al ritmo actual de consumo las reservas mundiales conocidas se agotarían en menos de 40 años. Por ello los países desarrollados buscan nuevas formas de energía más barata y renovable como la energía solar, eólica, hidroeléctrica.

Mientras que los países productores del petróleo presionan para que se siga utilizando el petróleo pues sino sus economías se hundirían.

Aún así, a mediano plazo, la situación no parece tan alarmante pues hay que tener en cuenta que los pozos no descubiertos son sustancialmente más numerosos que los conocidos, en zonas no exploradas como el mar de China, Arafura, Mar de Bering, o la plataforma continental Argentina podrían encontrarse grandes reservas.



La OPEP organización de países exportadores de petróleo fue creada en 1960, con sede en Viena. Nació como productor, de unas reuniones en Bagdad entre los países árabes productores y exportadores y Venezuela para intentar hacer frente a las maniobras de baja de los precios, producidos por los grandes trusts.

Posteriormente han ingresado Argelia, Nigeria, Emiratos Árabes unidos, Ecuador y Gabón , con lo que está organización controla el 90% de la exportación mundial de petróleo.

Un dato muy importante en lo relativo a las explotaciones de petróleo es la recuperación del petróleo. Cuando se descubre un nuevo yacimiento, no todo el petróleo que existe se puede extraer. Esto se debe a que el petróleo tiene una alta viscosidad y parte de él se queda “pegado” a los poros de las rocas.

El hombre desde que empezó a explotar el petróleo ha ido aumentando su capacidad de explotación debido al avance tecnológico.



Impacto de la Actividad Petrolera

Desde el inicio de la actividad petrolera, el medio en el que ésta se ha desarrollado se ha visto afectado por numerosas intervenciones que han dañado severamente al ambiente circundante. Las huellas más evidentes las cuales podamos encontrar en todos los lugares del planeta donde se ha explotado el petróleo, frecuentemente han sido ocasionadas por accidentes en tanques de almacenamiento o en oleoductos. Sin embargo los accidentes, aun siendo los acontecimientos que suelen alcanzar mayor notoriedad ante la opinión pública, no son las únicas fuentes de contaminación o degradación del medio, ni siquiera las más importantes.

Gran parte de los ecosistemas afectados por la exploración y explotación de hidrocarburos cuentan con formas de vida muy diversas y de gran complejidad, a la vez que son los últimos rincones donde habitan especies animales y vegetales amenazadas de extinción, o desconocidos por la ciencia. A pesar de este hecho, la expansión petrolera muy a menudo se enfoca en dichos ecosistemas, bajo el amparo del gobierno que ven en ella una posibilidad a corto plazo de acabar con la naturaleza que azota sus territorios. No obstante el explotación del petróleo en la mayoría de las ocasiones trae consigo mayor pobreza y deuda externa a los países que lleva a cabo.



Entre los daños al ambiente podemos identificar como principales los siguientes:

Aunque la contaminación por residuos tóxicos es desde la fase de exploración, en el momento que se establece la explotación los efectos se vuelven permanentes.

En las perforaciones se producen lodos con metales pesados y tóxicos como cadmio, cobre, arsénico, mercurio y plomo. Éstos tóxicos pueden ir al agua mezclados con otros contaminantes y terminar en el mar.

Lluvias ácidasContaminación acústicaEnfermedades en las personasDesaparición de extensas áreas de bosque y/o deforestaciónAfectaciones irreversibles de manglares y ecosistemas marinos-costeros Contaminación de la cadena alimenticiaImpactos al sueloImpactos en la atmósfera



1. 2 EXTRACCION DEL CRUDO1. 2 EXTRACCION DEL CRUDO

El crudo se encuentra en la naturaleza en campos o estratos en volúmenes muy variables, no suele hallarse en la misma zona en que se formó hace millones de años, sino que al ser más ligero que el agua, ha ido migrando hacia la superficie a través de estructuras porosas hasta encontrar capas impermeables que impidieron su progresión, evitando a su vez que hubiesen escapado a la atmósfera.

Allí quedó atrapado segregándose por densidades, de manera que la capa más baja está ocupada por agua salada que en general contiene cloruro de sodio y otras sales, la intermedia por crudo y la superior por gas.

En todos los yacimientos coexisten el petróleo y el gas natural, aunque predomine uno de ellos. Esta relación entre el crudo y el gas es uno de los datos clave de todo yacimiento, se denomina GOR (Gas Oil Ratio), es determinante en el proceso de separación del crudo y en la presión misma del campo.


Son múltiples las variables a considerar en los campos de producción. Están conformados por varios pozos, los cuales suelen tener diferentes composiciones. La composición también puede variar entre zona y zona de una determinada formación, al igual que cambia la composición de la corriente en la medida que declina la presión del yacimiento.

Para que el crudo pueda llegar a la superficie ha de vencer la presión hidráulica de la columna de líquido que tiene varios miles de metros, del orden de 4000 – 5000 m.

Normalmente, al principio la propia presión del yacimiento suele ser suficiente para que el petróleo fluya a la superficie, pero con el tiempo esa presión irá disminuyendo y salvo en el caso de los campos con un GOR muy alto, en los que tarda mucho tiempo en descender será necesario un medio adicional para su extracción.

Dentro de los métodos de extracción asistida o secundaria el procedimiento más utilizado actualmente es la inyección de agua bajo la capa de crudo para mantener su presión e ir empujando el crudo hacia los pozos de extracción.



La densidad de la columna depende de varios factores: al ir decayendo la presión a lo largo del tubo de extracción, el gas disuelto se separa y eso hace disminuir la densidad de la mezcla, pero si aumenta la proporción de agua, aumenta también la densidad media. La inyección continua de agua puede llevar en muchos casos a un gran aumento de la relación agua – crudo (WOR). Para reducir la densidad de la columna y facilitar la ascensión del crudo, es muy común reinyectar una corriente de gas, que puede ser dióxido de carbono, nitrógeno o el propio gas de producción, en el fondo del tubo de extracción (lifting).

También es posible inyectar parte del gas separado del crudo para ayudar a mantener la presión y en algunos casos, en especial para crudos muy viscosos se inyecta vapor de agua.

Con la presión propia del yacimiento no se suele poder extraer más de un tercio del crudo existente, pero con los procedimientos de mantenimiento de presión mencionados se puede doblar esta recuperación.



Predecir el perfil de comportamiento del pozo no es tarea fácil, debido a la heterogeneidad y desconocimiento de la geometría del yacimiento, se hace necesario aprovechar la experiencia de las compañías de explotación las cuales tienen establecidos parámetros para estimar la producción inicial y final del pozo en función del tiempo y en términos de cambios de presión y caudal de recuperación de crudo.

Estos estimativos son fundamentales a la hora de emprender el diseño de los equipos, incluyendo la selección de recipientes, tamaños de líneas y potencias de bombeo y compresión.

Por la naturaleza de la formación el agua asociada arrastra consigo sólidos tales como arena, lodo, sales susceptibles a formar depósitos (bicarbonatos), sólidos disueltos y sólidos libres.

Una vez terminada la perforación del pozo y comprobado que es productivo, se retira el equipo de perforación y se introduce un tubo de revestimiento de unas diez pulgadas. La cámara que queda entre la pared exterior de este tubo y la interior de la perforación se recubre de cemento. A continuación se introduce por el interior de este tubo otro de unas tres pulgadas, que llega hasta la capa de petróleo y que es el destinado a conducirlo hasta la superficie.



Como el tubo de revestimiento es cerrado, es necesario hacerle una abertura en la zona de extracción, esta abertura se consigue utilizando varios procedimientos entre los cuales está el de emplear una carga explosiva que se cuelga en el interior del tubo y se activa al llegar al punto deseado.

Luego se bloquea por encima de la abertura con una empaquetadura especial, para que el crudo pueda fluir por el tubo interior.

Cuando se presentan varias capas productoras, se instalan varios tubos en paralelo dentro del mismo tubo de revestimiento. Una vez completada la colocación de los elementos internos, se instalan varias válvulas en la cabeza del pozo, para permitir la regulación y el bloqueo de los distintos conductos. Este conjunto de válvulas se conoce como “árbol de navidad”. Para la inyección de agua y gas se perforan diferentes pozos a los de producción.



Los pozos de cada campo se agrupan en puntos de recogida denominados satélites, en los cuales se ensaya periódicamente la producción de cada uno de los pozos. Para realizar estas pruebas se puede instalar un depósito de prueba, que es un separador trifásico, al cual se dirige la producción del pozo durante un tiempo para luego calcular los volúmenes respectivos de crudo, gas y agua.

Esta información es imprescindible para decidir como y cuando usar medidas de recuperación secundaria.

Las líneas colectoras hacen su recorrido hasta la unidad de separación siguiendo los accidentes del terreno, por lo tanto, ha pasado por puntos bajos donde puede haber acumulación de depósitos corrosivos y agua salada; debido a esto, periódicamente se deben hacer limpiezas con rascadores internos y adición de productos inhibidores de la corrosión.



1. 3 COMPOSICION DE UN POZO PETROLERO1. 3 COMPOSICION DE UN POZO PETROLERO

Se denomina árbol de válvulas al equipo instalado sobre el cabezal de la tubería de revestimiento superficial, éste equipo, sostiene a las demás tuberías de revestimiento, impide la comunicación entre ellas y permiten control de producción del pozo, los árboles de válvulas son seleccionados de acuerdo a las presiones máximas que puedan existir en la cabeza del pozo.

Se conoce como medio árbol de válvulas a la parte del equipo conectado sobre el cabezal dónde va colgado el aparejo de producción, en el medio árbol están contenidas la válvula maestra que puede impedir el flujo de los hidrocarburos.

En la región marina comúnmente se utilizan árboles de los fabricantes Cameron, EPN, FIP, y algunos otros.

Árbol de Válvulas (de

Navidad)


Partes Partes integrantes de integrantes de

un árbolun árbol

Podemos mencionar que se puede considerar el árbol de válvulas en los pozos marinos desde el primer colgador sobre la tubería de revestimiento de 13 3/8 con sus dos válvulas laterales de comunicación a la superficie, sobre ésta se colocará el colgador de la T.R. de 9 5/8 “también con sus dos válvulas laterales sobre ésta se instala lo que se conoce como medio árbol o sea el colgador de la tubería de producción para 4 ½” .

Sobre la anterior se instala el resto del árbol con las siguientes partes.

Válvula Maestra

Válvula de Seguridad Superficial

Cruceta

Válvulas Laterales

Estranguladores



El activo Cantarell esta integrado por 7 centros de proceso, 28 plataformas de perforación y 1 plataforma de inyección de nitrógeno. Encontrándose operando 213 pozos (6 pozos inyectores de nitrógeno y 207 pozos productores de aceite).

La producción de estos pozos, la cual mediante un proceso físico de separación, se transfiere un flujo promedio de 1 900 000 Barriles.

El giro operativo del activo es la producción de aceite crudo pesado tipo maya de 21° API y el gas asociado. la extracción proviene principalmente de 213 pozos productores.

Por requerimientos operativos y de seguridad para el personal y las instalaciones, es necesaria la fabricación e instalación de líneas de escurrimiento (bajantes) con juntas giratorias, con la finalidad de canalizar los fluidos (líquidos y gaseosos) de los pozos de perforación a los cabezales de grupo y pruebas para su envió a los centros de separación.



La instalación de juntas giratorias en dichas (bajantes) es para evitar el riesgo de una rotura en las líneas de escurrimiento (bajantes) por fatiga de los materiales de acero que se fabricaron e instalaron (tubería, accesorios y tonillería) dichos materiales son los que marca la norma, pero por el comportamiento operativo de los pozos se corre el riesgo antes mencionado ya que en los árboles de dichos pozos se registran continuos cambios de elevación, a pozo abierto 10” y 15” hacia arriba, a pozo cerrado pierde la elevación anterior y las 10” y 15” son pero hacia abajo.

Al instalar dichas juntas giratorias se evitara sobrepasar el limite plástico (tubería , los accesorios y la tornilleria) por el comportamiento operativo de los pozos.

Al instalar dichas juntas giratorias se evitara sobrepasar el limite plástico la (tubería , los accesorios y la tornillería) por el comportamiento operativo de los pozos.



VER DETALLE No.1

CONECCION No.1

6"Ø 600#

6"Ø 600#

DETALLE No.2 DETALLE No.1

NIV . (+) 52' - 0"

3 1/8"Ø-500 0#

2 1/16 "Ø-5000#

6"Ø 600#

3 1/8"Ø-50 00#

2 1/16"Ø -50 00#

6"Ø 600#

CONECCION No.1

VER DETALLE No.1

BAJANTE No.1

CONECCION No.2

VER DETALLE No.2

7 1/16"Ø-500 0# R.T.J.

8"Ø 600#

6 "Ø 6 00#

6"Ø 600#

VER DETALLE No.2

CONECCION No.2

BAJANTE No.2

JUNTAS GIRATORIAS JUNTAS GIRATORIAS

R.F.

7 1 /16"Ø -5000# R.T .J.

VER DETALLE No.1

CONECCION No.1

6"Ø 600#

6"Ø 600#

DETALLE No.2 DETALLE No.1

NIV . (+) 52' - 0"

3 1/8"Ø-500 0#

2 1/16 "Ø-5000#

6"Ø 600#

3 1/8"Ø-50 00#

2 1/16"Ø -50 00#

6"Ø 600#

CONECCION No.1

VER DETALLE No.1

BAJANTE No.1

CONECCION No.2

VER DETALLE No.2

7 1/16"Ø-500 0# R.T.J.

8"Ø 600#

6 "Ø 6 00#

6"Ø 600#

VER DETALLE No.2

CONECCION No.2

BAJANTE No.2

JUNTAS GIRATORIAS JUNTAS GIRATORIAS

R.F.

7 1 /16"Ø -5000# R.T .J.

El amarre de pozos es......la fabricación e instalación de líneas de escurrimiento (bajantes) con juntas giratorias, en plataformas satélite del Activo Cantarell.

1. BONETE 2. LATERAL T.R. 3 1/8"Ø-5000# 3. LATERAL T.P 7 1/16"Ø-5000# 4. ESTRANGULADOR 5. BRIDA DE 7 1/16"Ø-5000# 6. BRIDA DE 8"Ø-600# 7. VÁLVULA DE SONDEO 8. VÁLVULA NEUMATICA MAESTRA 9. MÉDIO ARBOL10. BAJANTE #111. BAJANTE #212. DUO CHECK 6"Ø-600#13: VALV. ESFÉRICA DE 6"Ø-600#14. CABEZAL DE GRUPO DE 16"Ø15. CABEZAL DE PRUEBA DE 8"Ø

1. BONETE 2. LATERAL T.R. 3 1/8"Ø-5000# 3. LATERAL T.P 7 1/16"Ø-5000# 4. ESTRANGULADOR 5. BRIDA DE 7 1/16"Ø-5000# 6. BRIDA DE 8"Ø-600# 7. VÁLVULA DE SONDEO 8. VÁLVULA NEUMATICA MAESTRA 9. MÉDIO ARBOL10. BAJANTE #111. BAJANTE #212. DUO CHECK 6"Ø-600#13: VALV. ESFÉRICA DE 6"Ø-600#14. CABEZAL DE GRUPO DE 16"Ø15. CABEZAL DE PRUEBA DE 8"Ø

Se requiere mantener la continuidad operativa de las instalaciones por lo que es necesaria la elaboración de estas actividades mediante “la fabricación e instalación de líneas de escurrimiento (bajantes) con juntas giratorias”.



1.4 SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCION1.4 SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCION

Dentro de los sistemas artificiales de producción para pozos petroleros, el sistema de bombeo neumático es un método de levantamiento de fluidos ampliamente utilizados en la industria petrolera.

El sistema se clasifica en dos tipos :

En el bombeo neumático continuo.-En el bombeo neumático continuo.- Un volumen controlado de gas a alta presión, se introduce a determinada profundidad en la tubería de producción con el fin de aligerar la columna de fluido y reducir la resión de fondo, fluyendo del pozo..

El bombeo neumático continuo.-El bombeo neumático continuo.- Se aplica en pozos con alto índice de productividad y razonablemente alta presión de fondo y es factible producir altos volúmenes empleando tuberías de gran diámetro. En instalaciones para flujo continuo o flujo intermitente, la válvula más profunda no es siempre la válvula operante. Generalmente se instala una y en ocasiones hasta dos válvulas por abajo de la válvula operante, con el fin de tener las disponibles para cuando decline la presión del pozo y sea necesario profundizar la inyección de gas.


Espaciamiento de válvulas de inyección

de gas

El propósito fundamental del espaciamiento de válvulas de inyección de gas en una instalación de bombeo neumático continuo, es desalojar el fluido de control del pozo y alcanzar el punto de inyección de gas correspondiente para obtener el gasto deseado.

Análisis de desperfectos

La dificultad comúnmente encontrada en sistemas de flujo continuo es mantener la inyección de gas a la máxima profundidad. Esto puede ser causado por una fuga de gas hacia la tubería de producción arriba de la profundidad de operación, que puede deberse en ha una fuga en un cople, agujeros en la tubería de producción o fuga en alguna válvula. La presencia de estos problemas se indican por una reducción en la producción y una alta relación gas-aceite.

Un registrador de temperatura corrido mediante una línea de alambre (bomba de temperatura) puede ser empleado para detectar fugas, ya que está producirá una baja de temperatura debido a la expansión de gas. La bomba deberá detenerse un corto período de tiempo a la profundidad de cada válvula para determinar si una válvula está fugando.



Consola de Cierre de Emergencia y Control Consola de Cierre de Emergencia y Control Para Doce Pozos, BAKER CACPara Doce Pozos, BAKER CAC

La consola de control de pozo Baker CAC. está diseñada para controlar y mantener la presión hidráulica y neumática suministrada a cada uno de los módulos de control de pozo a un mismo tiempo como unidad individual y como unidad completa, la consola requiere para su operación de conexiones para suministro de aire, válvulas de seguridady sensores de presión. Incorporada a la consola de control, está la unidad de fuerza hidráulica integral que suministra presión hidráulica a cada modulo individual de control de pozo, la unidad de fuerza hidráulica tiene un múltiple hidráulico, un tanque de reserva, reguladores, indicadores de carátula y bombas, tiene además conexiones para una fuente de aire limpio o gas, está unidad está equipada con dos bombas, una para operación y una para repuesto; un acumulador de un galón de capacidad para suprimir las variaciones de presión y una fuente de energía de reserva por sí es necesaria, la bomba hidráulico neumática se controla manualmente y mantendrá 3700 psi (lb–pulg2) en cada módulo de pozo individual.



Consola de Consola de controlcontrol

La consola de control prácticamente está integrada en tres secciones :

a. La sección de cierre maestro de emergencia

b. La sección de la unidad de fuerza hidráulica

c. El modo individual para el control de pozo

El cierre maestro emergencia y la unidad de fuerza hidráulica no son removibles encontrándose al extremo izquierdo del gabinete de la consola de control.

Durante tiempos cortos, se requerirá la operación manual pero bajo ciertas limitaciones en el funcionamiento de los controles automáticos. La caja está diseñada de acero inoxidable para su compatibilidad en ambiente de mar abierto.



Iniciación de la Iniciación de la Operación e Operación e

Instrucciones Instrucciones de Manejode Manejo

A) Conecte la consola de control a una fuente buena y limpia de aíre "o gas" de 120 a 150 psi (Ib–Pulg2).

B) Llene el depósito con el líquido adecuado: combustible, disel, fluido hidráulico o agua combinada con anticongelante en las cantidades necesarias.

C) Abra las válvulas de entrada del depósito hacia el filtro de la succión de la bomba.

D) Abra todas las válvulas de descarga de la bomba.E) Abra las válvulas de entrada del acumulador y cierre la de

drenaje.F) Cierre de los reguladores de control de las bombas y abra las

válvulas de bloqueo para el suministro de aire a las bombas.G) Abra todas las válvulas de bloqueo de suministro a la consola sin

regular y regulados ajústelos.H) Empuje y cargue el sistema de cierre de emergencia. Verifique

que el indicador de presión en el sistema marque 50 psi. Si no es así, checar fugas en la consola, en las estaciones de cierre de emergencia y en los fusibles de seguridad.

I) Verifique y abra todas las válvulas de bloqueo en el módulo de control de pozo por detrás de la consola.



Modulo de Modulo de Control de Control de Pozo Baker Pozo Baker

CacCac

Como ya se mencionó, la consola de doce pozos, contiene módulos asignados para prestar ayuda y controlar individualmente las válvulas de seguridad del cabezal del pozo y la del fondo del pozo; cada módulo es unidad integral con conexiones a la unidad de fuerza hidráulica, al cabezal neumático y a múltiples sensores de detrás de la consola la activación de los módulos se pueda hacer por cualquiera de los pilotos sensores y controles de cierre de emergencia.

Cada módulo está diseñado para suministrar presión neumática e hidráulica individualmente al pozo para el cierre local de emergencia, cada salida del cabezal del pozo está sostenida por pilotos internos en cada módulo, contiene un relevador montado en el panel (o tablero) para cerrar por la acción respectiva la línea hidráulica al exceder los parámetros de diseño (o de ajuste).

Cada módulo se pueda instalar de los otros temporalmente sin tener que cerrar la consola (Opera igual pero independiente).



a) Verifique que todas las válvulas de atrás estén abiertas (cuatro válvulas módulo).

b) Verifique que el control de cierre de emergencia y el control de la unidad de fuerza funcionen.

c) Verifique el panel de suministro de presión.d) Procederá abrir el pozo tirando del revelador manual.e) Abra el relevador que controla el flujo hidráulico a la válvula sub-

superficial.f) Abra manualmente la válvula lateral de la cabeza del pozo y deje que

se estabilice la presión de la bajante.g) Repítase el mismo procedimiento para los otros módulosh) Para probar los controles de la válvula de seguridad del fondoi) Para poner el pozo aprueba, cambie el pozo de la posición al

aprueba como esté provisto en cada módulo.

El control "DA" piloto detectando el efecto en el múltiple del pozo cerrara solamente aquellos pozos que se estén probando. El control "DA" se encuentra una sección maestra del tablero el control de la consola.



Piloto DAPiloto DA Éstos son los que mandan cerrar la válvula superficial y la válvula de tormenta, actúan de la siguiente manera; el módulo recibe dos señales, una depresión que viene directamente del "chismoso" de la bajante del pozo, que esta en la señal de referencia, la otra señal es de aíre de instrumentos con una presión regulada de 30 psi el módulo tiene una señal de salida de aire de instrumentos hacia la válvula versa dentro del mismo y sirve para mantener está en posición de operación, el piloto DA sirve para analizar continuamente la señal de presión de referencia y compararla en los valores fijos de disparo por la alta y baja de presión, estos valores son ajustados manualmente haciendo girar la perilla respectiva colocando bajo el dial indicador. El disparo por baja presión se calibra de 6 a 7 kg–cm2 por abajo de la presión normal del pozo. El disparo por alta presión se calibra alrededor de 10 kg-cm2 por arriba de la presión normal del pozo.



Se llama módulo individual de la consola Baker al sistema de mecanismos, que sirven para controlar individualmente la apertura o cierre de las válvulas de seguridad superficial (SSV) y sub-superficial (SSSV) de cada uno de los pozos, mediante una señal neumática de 120 psi y una señal hidráulica de 3300 psi.

Módulo Módulo individualindividual

Selector del Selector del Modulo Modulo MaestroMaestro

Es una válvula de tres días y tres posiciones (operación entrampada y cierre del sistema) localizada en el módulo maestro, cuyas funciones son : A) Permite el suministro de 50 psi al cabezal de módulos individuales. (posición de operación).

B) Entrampa la señal de 50 psi en el cabezal de módulos individuales. (posición del entrampado).

C) Desfoga la señal de 50 psi de los módulos individuales provocando con ello el disparo de todo tipo los módulos individuales y en consecuencia cierran las válvulas de seguridad SSV y el SSSV. (posición de cierre del sistema).


operacion de una plataforma i

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