información dispositivos de seguridad

Alex Fabin Nieto V. Petroleum Engineer Production Facilities Professor

Tenth Semester Petroleum Engineering Page 1 of 16

INSTRUMENTACION Y DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

Los separadores de produccin funcionan utilizando las propiedades naturales de gas y de los lquidos. Los lquidos mas pesados caen en la seccin de acumulacin, mientras que los gases se elevan. Si el nivel de los liquidos no es debidamente controlado, este podra salir accidentalmente por el orificio de salida de gas.

Para mantener la presin debida de los gases y los niveles de los liquidos, los separadores estn equipados con reguladores de presin y controladores. Adems, a los separadores se les pueden adaptar alarmas, vlvulas de seguridad y discos de ruptura .

Los principios bsicos en el tratamiento de aceite para la remocin de gas y agua consiste en:

Remocin de cualquier gas en los separadores bifsicos y trifsicos. Remocin de agua libre en el FWKO. Adicin de productos qumicos desemulsificantes. Adicin de calor en los calentadores y tratadores. Tratamiento electrosttico. Asentamiento o sedimentacin, en general en todas las vasijas en donde

exista un tiempo de retencion. Mecnicos: fuerza centrifuga (acumulador unidad de jet pumping), salidas

de fluido en forma de regadera (Gun Barrel), circuitos laberinticos, etc.

Los siguientes son los equipos tpicos que por razones econmicas debe evitarse sobre cargar la batera con equipos innecesarios.

Separadores bifsicos y trifsicos. Separadores de agua libre (Free water Knock Out FWKO). Tratadores trmicos (calentadores) y tratadores electrostticos. Gun barrel. Skim Tank Filtros Tanques de potencia y almacenamiento.

1. Controladores de nivel de los liquidos El control del nivel de los lquidos reacciona con el nivel de acumulacin. Este control podra ser un flotador, un desplazador un dispositivo neumtico conectado a la valvula que controla el nivel del liquido.



Esto previene que los niveles de los lquidos suban demasiado alto y que salgan por el orificio de escape del gas. Estos controles tambin previenen que el nivel de crudo disminuya extremadamente haciendo que el gas salga tambin por el orificio de la salida del crudo.

2. Controles de la presin del gas Los controladores de presin de los gases usualmente pueden ser dispositivos externos o vlvulas de contrapresin cercanas al separador. Estos controles normalmente podran ser otros tanques, vlvulas o reguladores. Las vlvulas de contrapresin generalmente son controladas por un resorte a presin .

La presin del separador es mayor de la presin del tanque de almacenamiento, pero menor de la presin que se tiene en cabeza del pozo. Esta diferencia de presin es necesaria para separar los gases de los liquidos. Los controladores de la presin de los gases son regulados de manera que los gases secos salgan sin ningn problema y los condensados permanezcan en su estado liquido.

3. Dispositivos de seguridad Dependiendo de la ubicacin y servicio del separador, este podra tener orificios, vlvulas de escape y cabezas de seguridad. Estos dispositivos estn diseados para proteger al equipo de presiones extremas.

Tanto la valvula de alivio como el orifico de escape son activados antes de que la presin exceda la mxima presin del equipo.

4. Sistemas de alarma Los separadores generalmente estn provistos del siguiente sistema de alarmas:

LSH (Level Switch High) Interruptor por alto nivel LSL (Level Switch Low) Interruptor por bajo nivel PSH (Presure Switch High) Interruptor por alta presin PSL (Presure Switch Low) Interruptor por alta presin PSV (Presure Safety Valve) Valvula de seguridad por sobrepresin

La activacin de algunos de los cuatro switch descritos anteriomente provocan activacin de alarma sonora y visualizacin del problema en el respectivo panel, adicionalmente puede ocasionar en algunos casos cierre del separador (valvula cierre ESDV Emergency Shut Down Valve).

En algunos casos especiales por lgica del proceso , la activacin de una alarma en un separador puede ocasionar el cierre de otro equipo (cierre simultaneo separadores generales)



4.1. LSH (Interruptor por alto nivel) Se presenta cuando el nivel de fluido activa el flotador interno de la vasija, el cual viene a ser empujado por este hacia arriba. Se da esta condicin de seguridad con el fin de evitar un atascamiento de la vasija, que ocasionara salida de crudo por la tea y en caso de que el campo cuente con sistema de gas lift, llenara rpidamente de liquido el scruber de succin de compresores, generando parada de todos ellos debido al alto nivel de liquido en este depurador.

Ocasiona: Activacin de alarma sonora y visual Cierre de la valvula ESDV

4.2. LSL (Interruptor por bajo nivel) Se presenta cuando el nivel de fluido disminuye por debajo del setting de bajo nivel del flotador, permitiendo la accin de la fuerza de gravedad sobre este instrumento. En la mayora de los casos, se presenta por escaso volumen de fluido manejado por el separador, periodos de tiempo prolongado sin recibir carga (pozos con flujo intermitente) unido a un deficiente sello de la LCV, esta situacin, ocasiona la salida de gas por la linea de salida de crudo hacia el equipo ubicado aguas abajo (generalmente un tratador trmico).

Ocasiona: Activacin de alarma sonora y visual

4.3. PSH (Interruptor por alta presin) Se presenta esta condicin, cuando la presin del equipo supera la tensin ejercida por el resorte de ajuste de calibracin del instrumento, esta seguridad previene el disparo de la valvula de seguridad garantizando presiones de operacin aptas bajo las condiciones de diseo del equipo. En caso de seguir incrementando la presin se activara y aliviara presin por la PSV.

Ocasiona: Activacin de alarma sonora y visual Cierre de la vlvula ESDV

4.4. PSL (Interruptor por baja presin) Se presenta esta condicin, cuando la presin del equipo disminuye por debajo del setting, lo cual se traduce en descontrol y desbalance de fluidos. Los riesgos que existen es que no va a existir suficiente fuerza para desplazar los fluidos hacia los equipos aguas abajo del separador (equipo).

Ocasiona: Activacin de alarma sonora y visual



NOMENCLATURA DE INSTRUMENTACION

ESDV Emergency shut down valve Valvula de cierre de emergencia

LAH Level alarm high Alarma por alta nivel

LAL Level alarm low Alarma por bajo nivel

LCV Level controller valve Valvula controladora de nivel

LI LG Level indicator or gauge Nivel visual (visor)

LR Level recorder Registrador de nivel

LRC Level control recorder Registrador de control de nivel

LSH Level switch high Interruptor de alto nivel

LSL Level switch high Interruptor de bajo nivel

PAH Pressure alarm high Alarma por alta presion

PC Pressure controller Controlador de presin

PCV Pressure controller valve Valvula controladora de presin

PI PG Pressure indicator or gauge Manometro

PRC Pressure control recorder Resgistrador de control de presin



PSH Pressure switch high Interruptor de alta presin

PSL Pressure switch level Interruptor de bajo nivel

PSV Pressure safety valve Valvula de segurida por alta presin

TC Temperature controller Controlador de temperatura

TCV Temperature cpntroller valve Valvula controladora de temperatura

TI TG Temperature indicator Termometro

TR Temperature recorder Registrador de temperatura

TRC Temperature control reecorder Registrador de control de temperatura

TSH Temperature switch high Interruptor de alta temperatura

TW Termowell Termopozo

BSL Burner safety low Indicador de encendido del piloto

FR Flow recorder Registrador de caudal

FE Flow element Elemento para la medicin de flujo (Platina)

PDI Differential pressure indicator Indicador de presin diferencial



POZOS

1. GENERALIDADES La perforacin de un pozo petrolero, implica un gran esfuerzo en recursos de capital, humanos, logsticos, etc; que deben ser planificados cuidadosamente hasta el mas mnimo detalle con el fin de no incurrir en costos adicionales, procurando ejecutar el trabajo en el menor tiempo posible manteniendo los estndares de calidad con que se debe realizar, toda vez que el xito o fracaso del mismo tiene una gran repercusin en los estados financieros de la empresa operadora.

Existe perforacin de pozos de exploracin y perforacin de pozos de desarrollo, los primeros hacen referencia a la expectativa de realizar el hallazgo de un nuevo yacimiento y los segundos tienen como objetivo primordial drenar ms eficientemente un yacimiento ya conocido y en muchos casos explotado.

1.1. DEFINICION Es el sitio por donde se extraen y/o fluyen naturalmente los fluidos provenientes del yacimiento y comunica a este con la superficie, a travs de una tubera de produccin conocida como tubing con un juego de vlvulas conocida como cabeza de pozo ubicada sobre la boca del mismo.

El pozo se encuentra dividido en fondo y superficie.

1.1.1. FONDO DE POZO Lo constituye el completamiento del pozo y denota las caractersticas especiales con que fue acondicionado, con miras a lograr una produccin eficiente de los fluidos contenidos en el reservorio o yacimiento. El grafico esquemtico de los accesorios contenidos en fondo, y las formaciones que estn siendo afectadas por el pozo, se conocen con el nombre de estado mecnico.

Tipos de completamiento de acuerdo con el numero de sartas de produccin

Completamiento Simple Es el ms utilizado en los campos y consta de una sola tubera de produccin, permite producir dos zonas cuando hay diferencias de presiones entre ellas.

Completamiento Dual Este completamiento consta de dos (2) tuberas de produccin independientes que viajan paralelas a travs del pozo, permitiendo explotar al tiempo dos o tres formaciones con presines diferentes.



Tipos de completamiento de acuerdo con el mtodo de produccin Completamiento Flujo Natural Completamiento Gas Lift Completamiento Bombeo Electrosumergible (Electric submersible Pump) Completamiento Hidrulico (Jet Pump) Completamiento Bombeo Mecnico (Rod Sucker Lift) Completamiento PCP (Progressive Cavity Pump)

Principales Accesorios o Componentes del Fondo.

Casing o Tubera de Revestimiento Es la tubera que va adherida por medio de cemento a las paredes del hueco evitando un derrumbe o colapsamiento del mismo. En los trabajos de perforacin suelen usarse varios tipos de dimetro de tubera de revestimiento, las cuales bajan a diferente profundidad del hueco del pozo. Se utilizan frecuentemente Casing de 20 x 30 pies de longitud (conductor pipe), de 13-3/8, 9-5/8 y 7, el cual constituye generalmente el Casing final de del pozo (27 a 30 lbs/ft). El dimetro utilizado va disminuyendo en la medida que se profundiza el hueco del pozo y en algunos casos cada revestimiento va desde la superficie hasta el final, en otros, un revestimiento se ensambla con el otro en fondo conocindose en este caso como liner.

Tubing o Tubera de produccin Es la tubera que comunica el reservorio con la cabeza del pozo y es por donde fluyen los fluidos del pozo, esta tubera va por dentro de la tubera de revestimiento o Casing, formando entre la pared exterior del tubing y la pared interior del Casing un espacio conocido como anular, la presin que ejerce un fluido en este espacio es conocida usualmente como presin de Casing o presin del anular.

Los diametros ms usados generalmente son de 3 ID, de 9,3 lbs/ft.

Mandril Se utiliza en los completamientos de pozos con gas lift, en este sitio se instalan vlvulas calibradas, vlvulas tapn (dummy valve) y vlvulas con orificio (Ro). Es a travs de estas donde se realiza la transferencia de gas del Casing al tubing. Generalmente, en un completamiento se instalan cuatro o cinco mandriles a diferente profundidad.

Cavity Pump Se utiliza en los completamientos de bombeo hidrulico y es el sitio donde se sienta la bomba jet, es aqu donde se mezclan los fluidos de potencia y de produccin del pozo.



Camisa Es el accesorio que permite el cierre o apertura desde superficie a travs de unidad de slick line y permite el ingreso de fluido de una formacin productora determinada hacia la tubera de produccin.

Empaque permanente Es un accesorio que se baja con la sarta de produccin durante el completamiento del pozo y a travs de un proceso de aplicacin de presin, se fija firmemente a la pared interna del Casing aislando definitivamente dos secciones de anular. Se utiliza para aislar zonas productoras, para delimitar el espacio anular de levantamiento artificial con bombeo neumtico, etc.

Vlvula de control line Es un equipo montado o sentado en la tubera de produccin, la cual permanece abierta a travs de la aplicacin de presin hidrulica ejercida en superficie la cual se transmite a la vlvula por medio de un conducto. Constituye una seguridad del rbol de navidad que en caso de una voladura accidental o con fines terroristas, rompe el conducto liberando la presin contenida en el y ocasionado el cierre de la vlvula en subsuelo, se conoce como vlvula de seguridad de Sub-suelo (SSSV Sub Surface Safety Valve)

1.1.2. SUPERFICIE DEL POZO Esta constituido por el cabezal del pozo, tambin llamada rbol de navidad (Christmas Tree), el cual posee una serie de vlvulas y accesorios que permiten controlar los fluidos provenientes del pozo.

El rating de presin del rbol de navidad esta determinado por las caractersticas del yacimiento. Normalmente se utilizan rboles que soportan presiones hasta 5000 PSI, cuyo dimetro de vlvulas de flujo es tpicamente de 3.

Las vlvulas y accesorios de un rbol de navidad son en el sentido de flujo:

Casing Hanger Es la parte inferior slida del rbol de navidad, el cual retiene el Casing final generalmente de 7.

Tubing Hanger Conocido usualmente como la cebolla, es el sitio donde cuelga o se sujeta la tubera de produccin. La cebolla descansa en un perfil diseado para tal fin ubicado en la parte inferior de la cabeza del pozo, esta se encuentra por encima del Casing hanger.



Vlvula Master Inferior Es una vlvula de tipo compuerta en acero fundido, que se utiliza solo en casos de emergencia o extremos, por norma nunca se deben controlar los fluidos del pozo utilizando esta vlvula, ya que su reemplazo por desgaste requiere matar el pozo. Debe permanecer abierta cuando el pozo este cerrado, salvo una instruccin que indique lo contrario dada por el jefe de campo.

Vlvula Master Superior Vlvula de tipo compuerta en acero fundido, la cual se utiliza para cerrar el pozo. En pozos que no tienen wing valve corriente arriba de la vlvula lateral automtica, la vlvula master superior se utiliza para regular los fluidos del pozo al momento de abrirlo.

Tee o Cross Es un accesorio en acero fundido, montado sobre la vlvula master superior y comunica por la derecha con la salida tpica de fluidos del pozo (brazo derecho de produccin) y por la izquierda permite la conexin a otra linea o algn instrumento (En el caso de la Cross). En pozos que son grandes productores la salida izquierda se utiliza para conectar otra salida de produccin del pozo (brazo izquierdo de produccin). Por la parte superior se conecta con la Swab Valve.

Swab Valve Vlvula de compuerta en acero fundido, ubicada sobre la tee o cross, que permite accesar al pozo y poder bajar herramientas.

Niple de Conexin Accesorio en acero fundido, montado sobre la swab valve, el cual posee una tapa con orifico de para instalar manmetro o desfogar presin. Se ajusta con herramienta de golpe de fcil apertura, este accesorio tambin posee internamente rosca, la cual permite conectar equipos adicionales indispensables en algunos trabajos de pozo (lubricador para trabajos de slick line), la rosca interna es generalmente de 3 EUE.

CAP Accesorio en acero fundido montado sobre el niple de Conexin, el CAP no es mas que una tapa que impide fugas en caso de que las valvulas den paso, principalmente la Swab.

Wing Valve Vlvula de compuerta en acero fundido, montada en la conexin de la tee o cross, que esta comunicada con la lnea de produccin. Se utiliza para regular los fluidos de produccin al momento de abrirse el pozo (algunas cabezas de pozo la tienen).



Vlvula Lateral Automtica Vlvula de compuerta en acero fundido, montada aguas debajo de la wing valve (si la hay) en el costado de la tee o cross. Es una vlvula normalmente cerrada, la cual en condiciones normales de presin de lnea de flujo, permanece abierta a travs de presin de gas acumulada en el tambor servomotor de la vlvula. Algunos diseos de vlvulas, tiene un tapn fundente en el tambor, el cual permite la liberacin de gas cerrando la vlvula en caso de presentarse un fuego en la cabeza de pozo.

La vlvula esta conectada a unos sensores de presin ubicados en la lnea de flujo que la mantiene abierta, permitiendo el suministro de gas al tambor y cuando sensan una presin anormal por alta presin (PSH) o por baja presin (PSL) interrumpen el circuito de gas y liberan la presin acumulada en el tambor ocasionando el cierre de la vlvula.

La vlvula lateral automtica es una proteccin de la lnea de flujo evitando daos en ella por obstruccin (PSH) e interrumpiendo el fluido del pozo en caso de una ruptura de la misma (minimizar el impacto ambiental consecuencia de un accidente o terrorismo).

Estas vlvulas en los pozos el PSL se calibra a 45 PSI y el PSH a 1000 PSI aproximadamente.

La vlvula lateral automtica cuenta con una herramienta denominada operador manual, que permite el cierre o apertura controlada de la vlvula en ciertas situaciones especiales (regular la apertura del pozo cuando no existe la posibilidad de hacerlo con otra vlvula del rbol).

Portachoke Es un accesorio en acero fundido con tapa de inspeccin superior, que permite alojar dentro de el una restriccin artificial a la produccin del pozo denominado choke positivo.

Choke Positivo Es un accesorio en acero fundido y forjado, el cual en algunos casos posee un recubrimiento en tungsteno resistente a la abrasin del fluido y la arena, el cual se instala en pozos con flujo natural y tiene por objeto obtener una produccin regulada del mismo, evitando cambios bruscos en las condiciones naturales del pozo. Se busca evitar la perdida prematura de presin del gas del yacimiento, la cual permite al pozo fluir naturalmente.



El choke de produccin (positivo) de un pozo en flujo natural es regulado por el Estado Colombiano a travs del Ministerio de Minas y Energa, la empresa operadora no puede de manera unilateral modificar estas condiciones.

Casing Valve Vlvulas de compuerta en acero fundido, ubicadas en el costado de conexin superior del casing final (generalmente 7) y a travs de las cuales se realizan mltiples trabajos en la operacin habitual de un pozo (inyeccin de gas en bombeo neumtico, produccin de pozos de bombeo hidrulico, toma de mediciones de nivel esttico y dinmico en pozos de bombeo electrosumergible, etc.), el dimetro de las casing valve es generalmente de 2.

Otras Vlvulas. Son vlvulas en acero fundido, de compuerta de 2 ubicadas en los casing aislados del pozo (13-3/8 y 9-5/8) y tiene por objeto permitir realizar tomas de presin que monitoreen la estanqueidad de estos espacios anulares, comprobando la eficiencia de la aplicacin del cemento utilizado en la perforacin y/o el buen estado del casing final.

1.2. LINEA DE FLUJO Es la lnea que une el rbol de navidad con el manifold o mltiple de produccin y transporta los fluidos del pozo hasta el CPF, modulo o Facilidades de produccin.

El material de construccin es acero al carbn, y el dimetro de ella vara de acuerdo con la produccin estimada del pozo, se calcula con el fin de disminuir las perdidas por friccin. Los calculos del tamao de una linea de flujo se encuentra en funcin de la velocidad supersonica de los fluidos (Liquidos o Gases). Cuando son lineas de segunda deben ser probadas hidrostaticamente con el fin de verificar la integridad, el espesor de la pared del tubo normalmente es Schedule 80.

Cuando se realiza el montaje del oleoducto, la lnea se recubre con un material denominado poliquen, el cual la protege de la humedad evitando la corrosin exterior del material. Las lneas van enterradas a una profundidad de 1.20 mts. Aproximadamente. En los extremos de la lnea (locacion del pozo y estacin) se instalan unas bridas de conexin con uniones especiales denominadas juntas de aislamiento. El tramo de lnea aislado y enterrado, es protegido por medio de un sistema denominado proteccin catdica, el cual provee corriente continua a la lnea a travs de un ratificador, el ctodo en este caso es el oleoducto y el nodo lo constituye el material de hierro (chatarra) enterrado en un sitio conocido como cama anodica o nodo de sacrificio, el electrolito en



este circuito es el suelo, el nodo cede y reemplaza los electrones perdidos por el oleoducto (ctodo) como consecuencia de la humedad del terreno y de un deficiente recubrimiento de la tubera (poliquen deteriorado).

Las juntas de aislamiento se utilizan para que la corriente no circule hacia las vasijas de la estacin o los accesorios de cabeza de pozo, perdindose de esa forma la utilidad de la proteccin catdica.

1.2.1. Accesorios de la Lnea de Flujo Son los elementos que deben poseer las lneas, los cuales deben ser instalados durante los trabajos de construccin de la misma, con el fin de evitar la necesidad de realizar trabajos en caliente cuando la lnea se encuentre ya en uso.

En Cabezas de Pozo

Coupling de a las 12:00 (instalar seguridades de cabeza del pozo). Coupling de 1 a las 12:00 (instalar termopozo en acero que resista

altas presiones). Coupling de 1 a las 9:00 3:00 (instalar toma muestra). Coupling de a las 6:00 en la tee que une la lnea oblicua y la lnea

horizontal (muestra de arena en pozos ESP y J.P.). Coupling de 1 a las 12:00 (reserva posible instalacin accesorios para

evaluar corrosin o incrustacin). Coupling de a las 12:00 (instalar manmetro para visualizar presin

de la lnea). Coupling de a las 12:00 (reserva posible aplicacin de producto

qumico).

Llegada a manifold

Coupling de a las 12:00 (instalar manmetro) Coupling de a las 9:00 o 3:00 (instalar toma muestra; evite sitios con

flujo laminar). Coupling de 1a las 12:00 (reserva, permite instalar equipo evaluar

corrosin o incrustacin). Coupling de a las 12:00 (reserva, permite instalar equipo). Coupling de o 1a las 12:00 (instalar termopozo en acero que resista

alta presin).

Los accesorios permiten monitorear la lnea de flujo con el fin de poderla aislar en el momento que se requiera, para realizar labores de limpieza, mantenimiento y/o cambio de la valvula cheque o del choke ajustable.



Valvula de retencion o cheque Al igual que las anteriores esta construida en acero, cuyo material es resistente a la presin y a la temperatura de operacin y consta de una lengeta en acero fundido que permite el flujo en un solo sentido.

Su objetivo es evitar el contraflujo de los pozos y vasijas a los cuales esta conectado el cabezal, especialmente en los casos de ruptura de la lnea de flujo.

Choke ajustable Diseado en acero fundido y forjado, apto para soportar las presiones y temperaturas que se puedan presentar en el manifold. Consta de silla y obturador en tungsteno, el cual es resistente a la abrasin producto del aumento de velocidad, al caer la presin del fluido al paso de la restriccin y a partculas finas que transportan en algunos casos el fluido (pozos productores de arena).

El choke se encuentra graduado en 64 avos de pulgada y tiene una apertura mxima de 2 (128/64). El sitio donde se visualiza la apertura interna se conoce como bernier y es donde coincide la ranura del cuerpo cilndrico exterior con la lnea numerada del bernier, el cual es solidario con el desplazamiento del obturador.

De suma importancia es la correcta calibracin del bernier y se produce como sigue:

1. Suelte la mariposa y/o tornillo que fija el bernier al obturador (el bernier se mover libremente)

2. Proceda a cerrar totalmente el choke hasta que sienta el contacto con la silla (procurar no generar friccin innecesaria entre el obturador y la silla para prevenir daos prematuros del material de recubrimiento).

3. Ubicar la lnea del cero (0) del bernier coincidente con la ranura del cuerpo cilndrico fijo del choke y ajustar la mariposa y/o el tornillo de fijacin del bernier (ahora el bernier se mover solidario con el desplazamiento del obturador).

4. A justar el choke requerido manipulando el volante del mismo.

El choke se encuentra provisto de un mecanismo de inspeccin interna a travs del uso de herramienta de golpe (maceta de bronce). Cuando vaya a inspeccionar el estado del obturador de la silla, se debe garantizar el asle y despresurizacin del tramo, cerrando para ello todas las vlvulas de bola ubicadas aguas arriba y abajo del cabezal, desfogando la presin a travs del punto de toma ubicado en la parte superior del cabezal.



Objetivo: Permite crear un choke o restriccin de produccin a un pozo de

flujo natural. Controlar regimenes intermitentes de produccin de un pozo

inestable batch cuando el separador no lo maneja eficientemente (cierre continuo por PSH y/o LSH).

Descargar de forma controlada y segura una alta presin represada aguas arriba de el (cierre del separador y presurizacin de la lnea de flujo hasta el punto del PSH del pozo)

Por norma, el choke ajustable debe estar totalmente abierto en pozos de levantamiento artificial.

MANIFOLD

Es el equipo que une la lnea de flujo del pozo con los equipos de la batera de produccin, normalmente con el separador general y/o de prueba, tambin en algunos casos existen conexiones para derivar la produccin directamente a tanques u otros equipos del modulo de produccin (tanques de prueba, gun barrel, etc.)

El manifold o mltiple de produccin, tpicamente esta compuesta por lneas, vlvulas y accesorios que permiten soportar presiones hasta 2.250 Psi. Se disean para soportar altas presiones en el evento de un cierre del separador (ESDV), el pozo que fluye por el puede alcanzar la presin de cierre en cabeza (PSH normalmente calibrada a 1.000 psi).

COMPONENTES En el sentido del flujo el manifold esta compuesto por:

Valvula de bola alta presin Construida en acero fundido resistente a altas presiones y temperaturas (magnitudes inversamente proporcionales, a mayor temperatura soporta menos presin y viceversa). Son usadas con frecuencia vlvulas de paso restringido de 4 * 3 * 900, lo anterior indica que los bridas de conexiones son de 4 para un rating de 900 Psi, al cual si le aplicamos el factor de tolerancia de 2.25 nos da una presin mxima de operacin de 900 * 2.25 = 2.025 Psi y que el rea interna del flujo es de 3 (es muy importante comprobar que en las trampas del raspador no existen ese tipo de vlvulas, ya que el raspador (marrano) no pasaria a travs de ella).



Vlvulas de bola de conexin Presentan las mismas caractersticas de la valvula de bola referenciada al inicio de la descripcin del manifold.

A travs de su manipulacin, permite seleccionar la vasija hacia donde se desea direccionar la produccin de pozo. Generalmente seleccionamos entre el separador general o el de prueba los cuales operan a la misma presin, en este caso se debe primero abrir y luego cerrar las respectivas vlvulas de conexin.

Es de suma importancia que cuando en una estacin los separadores operan a diferente presin y la presin de cabeza de los pozos varia ostensiblemente (ejemplo 1.500 y 100 psi) cualquier cambio en el manifold requiere de mucho cuidado con el fin de no generar un golpe de ariete en una vasija.

En el caso de comunicar dos pozos que operen a diferentes rangos de presin se podra generar un contra flujo que evitara la produccin de alguno. Ejemplo si se comunican dos separadores de diferente presin de operacin; 600 y 60 psi, se podra matar un pozo de baja presin (150 psi en cabeza) si se hace pasar por un separador de alta presin (600 psi), debido a que la presin de la facilidad es superior a su propia energa.

Los datos del rating de presin de las vlvulas son calculadas a 100 F de temperatura.



NOMENCLATURA DE LOS EQUIPOS DE PRODUCCION

TA Tanques ID Desnatadores Decantador

Oil Skimmer IGF Skim tank Caja API

PA Generador GA Bombas KB Compresor IF Filtros DS Separadores y Scrubbers DC Slug Catcher FA Tratador trmico GB Gun Barrel NH Lnea de Crudo y flow line NW Lnea de agua NG Lnea de gas natural NC Lnea de condensados FS Lnea de gas a la tea

información dispositivos de seguridad

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