Monthly Archives: septiembre 2010
EQUIPOS DE WORKOVER
Clasificación de los Equipos de Workover
- Convencionales
- Auto-transportables
La diferencia es que los convencionales tienen mayor capacidad y se pueden hacer trabajos de workover en pozos profundos. Los equipos autotransportables disponen de un conjunto de malacate – motores de C.I. montados en un remolque. Los equipos autotransportables son más fácil desplazarse a otra locación.
Equipo de Workover autrotransportable
Partes del Equipo de Workover
Sus componentes son muy similares a las partes de un equipo de perforación de pozos:
- Sistema de levantamiento.
- Sistema de circulación.
- Sistema de rotación.
- Fuente de potencia.
- Sistema de control de pozo.
1. Sistema de Levantamiento
2. Sistema de Circulación
3. Sistema de Rotación
Mesa Rotaria y accesorios, tubería de trabajo (drill pipe), drill collar, tubería pesada (hevi-wate), broca, kelly y accesorios, unión giratoria (swivel).
Motores primarios, generadores, trasmisión de Potencia.
Motores primarios
Generalmente son de combustión interna, siendo el combustible más utilizado el Gas Oil. Estos motores pueden estar acoplados directamente con el equipo o acoplados a Generadores encargados de suplir potencia eléctrica.
Generadores
Cambian la potencia mecánica desarrollada por los motores primarios en corriente eléctrica y generalmente son de corriente alterna.
Transmisión de Potencia
La potencia generada por los motores primarios, debe transmitirse a los equipos para proporcionarle el movimiento. Si el Equipo es Mecánico, esta potencia se transmite directamente del motor primario al equipo. Si el equipo es Eléctrico, la potencia mecánica del motor se transforma en potencia eléctrica con los generadores, luego, esta potencia eléctrica se transmite a los motores eléctricos acoplados a los equipos, logrando su movimiento.
5. Sistema de Control de Pozo
Válvulas Preventoras (BOP´s), anular o esférico, arietes o rams de tubería, arietes o rams ciego (Blind Rams), Arietes o Rams de Cizalla (Shear Rams), Unidad acumuladora de presión, Múltiple de estranguladores (kill manifold), Estrangulador manual o remoto (super-choke), Línea de matar (kill line), Línea del estrangulador (choke line), Válvula de descarga (HCR), Válvulas auxiliares (kelly cock, preventor interno).
BOP de un equipo de Workover
SEMANA TECNICA EN LA UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
Mediante un correo de Diego Alencer publico la siguiente infomación sobre la XXII Semana Técnica Internacional de la Ingenieria de Petroleos “Exploración y desarrollo de nuevas reservas” que se va a realizar del 11 al 16 de Octubre (2010) en la Universidad Industrial de Santander (Santander-Colombia) y cuyos detalles se muestran a continuación:
Programación general de la Semana Técnica en la Universidad Industrial de Santander
- Conferencias Magistrales y de Trabajos de Investigación.
- Cursos Técnicos Especializados.
- Concursos de Trabajos de Grado: Pregrado/Posgrado.
- Muestra Técnica.
- Actividades sociales y culturales.
- Encuentro de Egresados.
- Torneo Petrolero de Golf.
Fecha y Lugar de la Semana Técnica
- Del Lunes 11 de octubre a las 8:00 al 16 de octubre a las 23:30
- Lugar: Universidad Industrial de Santander. UIS. CaLLe 9 No 27. Ciudad Universitaria. Bucaramanga, Colombia
Dirigido a
Costo de la Inscripción para la Semana Técnica en la Universidad Industrial de Santander
Profesionales:
- Hasta el 17 de septiembre: $510.000
- Hasta el 01 de octubre: $530.000
Profesores:
- Hasta el 17 de septiembre: $400.000
- Hasta el 01 de octubre: $420.000
Estudiantes Internacionales:
- Hasta el 17 de septiembre: $200.000
- Hasta el 01 de octubre: $220.000
Estudiantes Nacionales:
- Hasta el 17 de septiembre: $220.000
- Hasta el 01 de octubre: $240.000
Socios ACEIP:
- VALOR hasta el 17 de agosto: $180.000
- DESCRIPCIÓN DE LOS $180.000:
- PRE-INSCRIPCIÓN: $10000.
1- ABONO el 21/abril/2010 $58000.
2. ABONO el 29/sept./2010 $58000.
0000.
Valor hasta el 01 de octubre: $220.000
Torneo de Golf:
- Hasta el 01 de octubre: $200.000
Evento + Torneo de Golf:
- Hasta el 01 de octubre: $690.000
Ó Contacta a:
::: Marketing & PubLicity:::
::: OiL & Gas Industry :::
▄INFOLINE
M: (+57) (310)-3447926
M: (+57) (317)-3055333
M: (+57) (301)-6360080
▄e-maiL:
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HIDRATOS DE GAS NATURAL
Los hidratos de gas natural son sustancias sólidas en forma de cristales de color blanco formadas cuando el agua líquida y algunos hidrocarburos ligeros, principalmente C1 (metano), C2 (etano), C3 (propano), se combinan físicamente bajo ciertas condiciones de presión y temperatura.
Las moléculas de agua, en presencia de gases ligeros pueden formar una estructura cristalina que contiene cavidades donde las moléculas del gas son atrapadas. Se ha determinado la existencia de 3 estructuras cristalinas las cuales pueden formar cavidades grandes y pequeñas. La estructura I está formada por dos cavidades pequeñas y 6 cavidades grandes. La estructura II está formada de 16 cavidades pequeñas y 8 cavidades grandes. La estructura III está formada por 3 tipos de cavidades, siendo las 3 cavidades de tamaños distintos, uuna de ellas mucho más grandes que las otras 2.
Al estado puro, el metano, etano, CO2 y H2S forman hidratos de estructura I.
Las moléculas de propano e isobutano pueden entrar sólo en cavidades grandes de la estructura II, por lo que un Gas Natural conteniendo estos hidrocarburos forma hidratos de estructura II.
El butano al estado puro no forma hidratos pero sí lo forma con otros compuestos.
Condiciones de formación de Hidratos de gas natural
- Altas presiones y bajas temperaturas favorecen la formación de hidratos de gas natural pudiéndose formar aún a temperaturas superiores a la del congelamiento del agua.
- Presencia de agua líquida, por tal motivo el contenido de agua en un gas natural debe ser disminuido a valores tales que en ningún lugar del sistema se alcance el punto de rocío especialmente con gases que contengan CO2 ó H2S que formarán acído con agua condensada.
- Medios de agitación del agua y gas.
- La turbulencia, alta velocidad de flujo, presión pulsante, agitación, inducen la formación de los primeros cristales de hidrato y una vez que esto ocurre el fenómeno de cristalización se hace más rápido.
- La temperatura a la cual comenzará la formación de hidratos se obtiene de gráficos construidos en base a datos experimentales para una presión especificada y un gas cuya densidad conocemos.
- La temperatura de formación de hidratos será mayor a medida que aumente la densidad del gas.
- Una vez formado el hidrato no queda alternativa que disminuir la presión para producir su disolución ocasionando la pérdida de gas que es venteado a la atmósfera.
- La desaparición de hidratos puede demorar y ser difícil de alcanzar. Cristales macroscópicos permanecen por grandes periodos luego que los hidratos han desaparecido.
Prevención cotra la formación de Hidratos de gas natural
- Mínimo contenido de agua.
- Calentamiento de la corriente fría proveniente del pozo.
- Inyección de depresores del punto de congelación: Metanol, etileno glycol (EG), dietilenglicol (DEG), trietilenglicol (TEG), tetraenglicol (T4EG).
NATURAL GAS PLUNGER LIFT
Below a certain “critical velocity”, liquids tend to migrate down the tubing and start to collect at the bottom.
For a while the well is able to unload the small slugs on it’s own. The surface indications are “heading” recorded on the sales chart. If no remedial measures are taken, the problem will worsen until the well loads up and dies.
Other indications of liquid loading problems are sharply decreasing production decline curves for both gas and liquids. Any well that must be “blown down” periodically is most certainly experiencing liquid loading.
The function of the natural gas plunger lift is to prevent these liquids from accumulating to the point that the well would die or require a lengthy shut-in period to recover.
The well is shut in when it is determined that loading is indeed occurring down hole. The well is opened up when casing pressure has built up enough to lift the accumulated liquids in the tubing along with the plunger as the gas breaks around the end of the tubing. This pressure and velocity must be great enough to overcome the sales line or separator pressure encountered on the trip to the surface.
Upon arrival of the plunger at the surface, the tubing string is completely free of liquids. At this point the formation encounters the least resistance to flow. Depending on the productivity of the well, high flow rates may be sustained by leaving the flow line open for some increment of time. This increment may be dictated by a certain pressure drop on the casing or observation of the sales chart to determine a time interval. The well should be shut in when loading is evidenced by a decline in differential on the sales meter. Then the cycle should be repeated.
Plungers are very effective even on low-pressure gas wells that have good productivity. It is necessary to cycle the plunger frequently removing very small amounts of liquids at a time. The good deliverability assures prompt recovery of casing pressure for the next cycle.
An increase in production can be expected from utilization of this system. The real benefit shows up in cumulative production and resumption of a normal decline curve.
GASOLINA NATURAL
Varía su composición de acuerdo a la del gas original y la presión empleada en el proceso de separación.
Su reducido intervalo de ebullición (C5-C10) y su tendencia a vaporizarse fácilmente la hacen un excelente combustible de motor para climas fríos.
Composición de la Gasolina Natural (%Volumen)
| Cruda | Estabilizada | Debutanizada | |
|---|---|---|---|
| C2 | 1.5 | - | - |
| C3 | 14.7 | - | - |
| iC4 | 10.2 | 1.5 | - |
| nC4 | 30.3 | 15.3 | 3.2 |
| iC5 | 4.8 | 7.2 | 8.5 |
| nC5 | 15 | 21 | 24.5 |
| + pesados | 23.5 | 55 | 63.8 |
La gasolina natural tiene un número de octano mayor que la gasolina normal de destilación por el elevado contenido de butano.
La composición de la gasolina natural influye en su presión de vapor por la gran diferencia entre las presiones de vapor de los componentes de bajo punto de ebullición. La presión de vapor del propano es muy elevada y por ello una pequeña cantidad aumentará mucho la presión de vapor total.
| n° Octano | PVR, psia @ 100°F | |
|---|---|---|
| C1 | 100+ | - |
| C2 | 100+ | 221 |
| C3 | 97 | 189 |
| iC4 | 97 | 73.5 |
| nC4 | 90 | 52 |
| iC5 | 90.3 | 20.3 |
| nC5 | 61.9 | 15.5 |
| C6 | 26 | 5 |
| C7 | 0 | 1.63 |
| iC8 | 100 | 1 |
