Manual pae completo

Unidad de Gestión Golfo San Jorge
MANUAL DE
PRODUCCIÓN
Abril, 2002

PAN AMERICAN ENERGY
Unidad de Gestión Golfo San Jorge
Comodoro Rivadavia
PRÓLOGO
Esta es la cuarta edición del Manual de Producción.
Como las tres ediciones anteriores, ha sido preparado para servir al personal de P.A.E,
especialmente a aquellas personas que tienen directa relación con las operaciones
vinculadas a la producción de petróleo y gas asociado en nuestro yacimiento.
Esta es la síntesis de la tarea realizada por un equipo de trabajo en el que muchas
personas le han aportado todas las innovaciones surgidas desde su tercera edición en
Noviembre de 1995.
Los adelantos incorporados en computación, nuevas tecnologías operativas y la
concientización en la Seguridad, el cuidado y preservación del Medio Ambiente, son
algunas de las razones que dieron orígen a la necesidad de actualizar nuestra habitual
fuente de consultas que es este Manual de Producción.
Los líderes, supervisores, personal técnico de muchos años de experiencia y los nuevos
empleados incorporados últimamente, encontrarán aquí conocimientos y experiencias
adecuados al avance permanente a través de esa intención de mejoramiento contínuo.
Es un objetivo de la Empresa, mantener en el mejor nivel de conocimientos a todo su
personal, convencidos de que esa será la mejor manera de obtener el crecimiento
deseado y que redundará en mutuo beneficio.
Abril, 2002

Manual de Producción -PAE- Argentina I
INDICE GENERAL-2002
CAPITULO I BOMBEO MECANICO
Breve descripción del Sistema.................................................................... 1-I
Bombas de profundidad.............................................................................. 1-I
-Partes Componentes.............................................................................. 1-I
-Funcionamiento...................................................................................... 1-I
-Tipos de Bombas.................................................................................... 10-I
-Designación de las bombas en nuestra Operación.................................. 12-I
Bombas Insertables……………………………………………………………… 14-I
Criterio de Selección de bombas Insertables............................................... 17-I
-Deposición de Arena............................................................................... 17-I
-Pozos con Gas....................................................................................... 23-I
-Petróleo Viscoso..................................................................................... 30-I
-Inscrustaciones....................................................................................... 31-I
Bombas de Tubing...................................................................................... 31-I
Cuidados en el manipuleo de las bombas................................................... 33-I
-Transporte……………………………………………………………………… 33-I
-En el pozo.............................................................................................. 33-I
Reparación y Armado de bombas............................................................... 34-I
Columna de bombeo................................................................................... 36-I
-Varillas y trozos...................................................................................... 36-I
-Cuplas y reducciones.............................................................................. 38-I
-Vástago pulido………………………………………………………………… 39-I
Control de calidad de varillas, trozos y cuplas nuevas................................ 41-I
-Varillas…………………………………………………………………………. 41-I
-Cuplas.................................................................................................... 41-I
Conexión y manipuleo de las Varillas-Fallas Comunes............................... 43-I
-Conexiones de las Varillas...................................................................... 43-I
-Cuidados en el manipuleo de las Varillas ............................................... 45-I
-Rotura de Varillas y Cuplas..................................................................... 46-I
-Causas de Fallas.................................................................................... 47-I
Varilla de 7/8” con pin de 1” ....................................................................... 50-I
Tubería de producción (Tubing).................................................................. 51-I
-Manipuleo y Control de Tubing y Cupla.................................................. 53-I
Anclaje del Tubing...................................................................................... 53-I
-Descipción y operación del Ancla........................................................... 53-I
-Normas a Observar................................................................................ 57-I
Procedimiento de Cálculo de fuerzas y estiramientos de tuberias
con Ancla.................................................................................................... 58-I
-Fuerza a aplicar a la tuberia al fijar el Ancla........................................... 58-I
-Cálculo del estiramiento del tubing en función de la fuerza "FT"
a Aplicar.................................................................................................. 66-I
-Fuerza”FT” en Caso de Bajar Tubing Probando hermeticidad................. 67-I
Packer de producción................................................................................. 68-I
-Descripción y operación.......................................................................... 68-I
Cabezas de pozos...................................................................................... 74-I

Manual de Producción – PAE- Argentina II
Bridada Tipo Cameron WF-Adaptador Danco/Wenlwn QD......................... 76-I
-DANCO/WENLEN…………………………………………………………….. 79-I
-Cabeza Danco/Wenlen DC-250…………………………………………..... 80-I
Armaduras de pozos................................................................................... 81-I
-Pozos Productores de Petróleo con Captación de Gas........................... 81-I
-Pozos Productores de Petróleo sin Captación de Gas............................ 83-I
-Pozos Productores de Gas, Hasta 2000 PSI........................................... 83-I
-Pozos Productores de Gas, Mayor a 2000 PSI....................................... 83-I
Descripción de los Componentes Principales.............................................. 87-I
-Dispositivo de Seguridad (B.O.P)........................................................... 87-I
-Conjunto Prensa Estopa (stuffing box).................................................... 87-I
Válvulas Esclusas y de Aguja..................................................................... 90-I
Unidades de bombeo a balancín................................................................. 92-I
-Tipo de Unidades.................................................................................... 92-I
-Designaciones A.P.I. especificaciones................................................... 103-I
-Unidades Balanceadas a Aire-Sistema de Contrapeso............................ 104-I
-Procedimieno para Poner en Marcha la Unidad...................................... 104-I
Accionamiento de las unidades de bombeo................................................ 106-I
-Accionamiento con motor de combustión interna.................................... 106-I
-Modelos Utilizados en Nuestra Operación............................................... 106-I
-Accionamiento con Motor eléctrico......................................................... 109-I
-Variación del Número de Golpes por Minuto........................................... 114-I
Sistema de Bombeo P.C.P......................................................................... 123-I
Instalación Típica.......................................................... ............................. 123-I
Fundamento de la Bomba.... ...................................................................... 125-I
-Simple Lóbulo…………………………………………………………………. 125-I
-Multilóbulo.............................................................................................. 127-I
CAPITULO II DINAMÓMETROS
Introducción................................................................................................ 1-II
Mediciones Físicas..................................................................................... 2-II
Equipo Dinamómetro.................................................................................. 2-II
-Dinamómetro Convencional de Superficie.............................................. 3-II
-Peso de las Barras.................................................................................. 8-II
-Prueba de la válvula Fija........................................................................ 8-II
-Prueba de la Válvula Móvil..................................................................... 9-II
-Peso del Fluido....................................................................................... 10-II
-Efecto de Contrapesado......................................................................... 10-II
-Dinamómetro electrónico........................................................................ 12-II
-Reglas Generales para Obtención del Peso de Fluido............................ 15-II
-Informes de Dinamometría .................................................................... 17-II
Nivel de fluido............................................................................................. 28-II
-Descripción............................................................................................. 28-II
-Interpretación de los Registros................................................................ 28-II
-Columna de Fluido Gaseoso................................................................... 28-II
-Espacio Anular con Espuma................................................................... 28-II
-Ruidos y enmascaramiento..................................................................... 29-II

Manual de Producción -PAE- Argentina III
CAPITULO III INTERVENCIONES DE POZOS
Nociones Generales Sobre Cambios del Diseño de Producción.................. 1-III
Bombas...................................................................................................... 1-III
Varillas....................................................................................................... 5-III
Tubing........................................................................................................ 6-III
Montaje de equipos de Pulling.................................................................... 6-III
-Seguridad............................................................................................... 6-III
-Operativos.............................................................................................. 7-III
-Logística................................................................................................. 7-III
Pescas de varillas....................................................................................... 11-III
-Forma de Operar.................................................................................... 11-III
-Tipos de Pescadores de Varillas............................................................. 13-III
Cambio de bombas..................................................................................... 16-III
-Criterios a Adoptar.................................................................................. 16-III
-Cambio de Bombas Insertables.............................................................. 16-III
-Procedimiento para Bajar la nueva Bomba............................................. 18-III
Intervenciones de Tubing............................................................................ 19-III
-Bomba atascada..................................................................................... 20-III
-Pérdida de tubing................................................................................... 20-III
-Forma de Bajar el Tubing Probando Hermeticidad.................................. 21-III
-Pesca de Tubing..................................................................................... 24-III
Normas Generales a Observar en la Intervención de un Pozo.................... 31-III
-Para Ordenar un Equipo de Pulling......................................................... 31-III
-Cambio de Bomba.................................................................................. 32-III
-Pesca de Varillas.................................................................................... 32-III
-Bomba Aprisionada................................................................................ 32-III
-Operaciones de Tubing por Pérdida........................................................ 33-III
CAPITULO IV BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
Generalidades............................................................................................ 1-IV
Instalación de fondo.................................................................................... 4-IV
-Bomba.................................................................................................... 4-IV
-Separador de gas................................................................................... 11-IV
-Protector del motor................................................................................. 11-IV
-Motor eléctrico........................................................................................ 13-IV
-Cable conductor..................................................................................... 15-IV
-Accesorios.............................................................................................. 16-IV
Causas de Fallas........................................................................................ 17-IV
Instalaciones de superficie.......................................................................... 17-IV
-Cabeza de pozo...................................................................................... 17-IV
-Panel de control...................................................................................... 18-IV
-Suministro de Energía............................................................................ 19-IV
Registros Tipo............................................................................................. 19-IV
-Operación Normal.................................................................................. 19-IV
-Fluctuaciones de Energía....................................................................... 20-IV
-Bloqueo por gas...................................................................................... 20-IV

Manual de Producción – PAE- Argentina IV
-Presencia de Gas................................................................................... 23-IV
-Bombeo Intermitente por Falta de Nivel de Fluido.................................. 24-IV
-Frecuentes Ciclos de marcha................................................................. 26-IV
-Arranques Excesivos.............................................................................. 26-IV
-Corte por Sobrecarga ............................................................................ 26-IV
CAPITULO V ESTACIONES SATELITE
Descripción general.................................................................................... 1-V
Descripción y Funcionamiento de los equipos e instalaciones..................... 4-V
Colector (Manifold de Estación).................................................................. 4-V
-Forma de Operar el Colector.................................................................. 5-V
-Características Constructivas................................................................. 5-V
-Mantenimiento del colector..................................................................... 9-V
-Manifolds auxiliares................................................................................ 9-V
Calentadores indirectos.............................................................................. 11-V
-Quemador.............................................................................................. 12-V
-Analizador de gases de combustión........................................................ 15-V
-Sistema de alimentación de gas............................................................. 15-V
Descripción de los elementos de Regulación y Control automático............. 20-V
-Reguladora de presión tipo 630.............................................................. 20-V
-Válvula termorreguladora....................................................................... 21-V
-Dispositivo Control de Nivel CMAQ/F 401.............................................. 22-V
-Válvula DSG 7501.................................................................................. 24-V
-Válvula Reguladora de Presión Tipo 67 FR............................................ 25-V
-Válvula DXSG 7501................................................................................ 26-V
Operación y control de calentadores........................................................... 27-V
-Encendido del Calentador ...................................................................... 27-V
-Controles Periodicos...............................................................................
-Tratamiento del agua de calentadores y Generadores de Vapor.............
27-V
28-V
-Procedimiento para Agregar agua por Falta de Nivel.............................. 28-V
Separador general de gas-petróleo............................................................. 29-V
Descripción y Funcionamiento de los Elementos de control
Del separador............................................................................................. 30-V
-Válvula 657 A......................................................................................... 33-V
-Válvula 667-A con Control de Presión Wizard 4100 UR y relay 2601...... 34-V
-Válvula DFG 401.................................................................................... 35-V
-Control piloto de nivel 779 K................................................................... 37-V
-Funcionamiento en conjunto de los Controles del separador
(Revisión Generall)................................................................................ 38-V
-Elementos de Seguridad......................................................................... 38-V
Control de presión de gas en el Separador. Válvula 63 F............................ 39-V
-Forma de regular ambas Válvulas.......................................................... 41-V
-Controles periódicos del separador general............................................ 42-V
Separadores de ensayos............................................................................. 42-V
-Separador de un recipiente medidor....................................................... 43-V
-Sistema medidor y registro..................................................................... 46-V
-Separador de dos recipientes medidores................................................ 47-V
-Calibración de los Separadores de Ensayo............................................ 49-V

Manual de Producción -PAE- Argentina V
-Controles Periódicos de los separadores de Ensayo............................... 50-V
Bombas de Impulsión................................................................................. 51-V
-Válvula de Alivio..................................................................................... 52-V
-Características de las Bombas Alternativas............................................ 54-V
Bombas centrífugas horizontales................................................................ 74-V
Factores que modifican las características de la bomba centrífuga............. 75-V
-Interpretación de las Curvas características de la Bomba centrífuga
y de la curva del sistema en el que se instala la bomba......................... 78-V
-Curvas de la Bomba............................................................................... 80-V
-Curva de la Cañería .............................................................................. 80-V
Bombas Multietapa (B.J.-Flowserve) .......................................................... 80-V
Funcionamiento del Sistema de Bombeo.................................................... 84-V
Líneas de Succión e Impulsión................................................................... 87-V
-Línea de Succión.................................................................................... 87-V
-Línea de impulsión................................................................................. 88-V
-Amortiguadores de Succión y Descarga................................................. 89-V
Tanques...................................................................................................... 92-V
-Tanques de ensayo Separador de agua libre.......................................... 92-V
Medición de la producción.......................................................................... 94-V
-Medidores másicos................................................................................. 94-V
-Medidores de Turbina............................................................................. 97-V
-Caudalímetro Ultrasónico por Tiempo de Tránsito (en Prueba)............... 99-V
Deshidratación del gas................................................................................ 100-V
-Scrubber……………………………………………………………………… 101-V
-Torre de Absorción (Torre de Contacto).................................................. 102-V
-Deshidratación del glicol......................................................................... 103-V
-Bombas.................................................................................................. 104-V
-Filtros..................................................................................................... 106-V
Proceso de deshidratación del gas.............................................................. 106-V
Medidor del punto de rocío marca Shaw..................................................... 108-V
Dispositivos automáticos de control............................................................ 112-V
-Control de nivel de glicol En la torre de Contacto................................... 112-V
-Control de temperatura del Rectificador de glicol.................................... 113-V
Otros Modelos de Plantas Deshidratadoras de Gas.................................... 117-V
-Planta Johnson....................................................................................... 120-V
-Descripción de la Ionstalación (Sin separador)........................................ 120-V
-Proceso en la Planta............................................................................... 122-V
-Instalación con Separador de alta Presión.............................................. 123-V
-Captación de Baja.................................................................................. 123-V
Planta Compresora de Gas Koluel Kayke.-................................................. 125-V
Normas generales para el correcto Funcionamiento del sistema
de deshidratación del gas - Problemas comunes ....................................... 127-V
-Puesta en marcha de la Planta Deshidratadora...................................... 127-V
-Controles Periódicos............................................................................... 129-V
Posibles Problemas en el Funcionamiento de las estaciones
Satélite y sus soluciones............................................................................. 130-V

Manual de Producción – PAE- Argentina VI
CAPITULO VI CONTROL DE LA PRODUCCION DE PETROLEO Y GAS
Producción de petróleo............................................................................... 1-VI
-Control en boca de pozo......................................................................... 1-VI
Posibles causas de la pérdida de producción de un pozo............................ 2-VI
-Medidas a Adoptar.................................................................................. 2-VI
-Otras Medidas a Aplicar.......................................................................... 9-VI
Programas de Ensayos............................................................................... 13-VI
Forma de Realizar el Ensayo-Normas Generales........................................ 15-VI
Ensayos de Pozos a Tanque....................................................................... 19-VI
-Tanques Comunes de Ensayo................................................................ 19-VI
-Métodos de medición.............................................................................. 21-VI
-Tanques de ensayo separadores de agua Libre...................................... 23-VI
Ensayos de Pozos a Traves de Medidores Másicos.................................... 28-VI
Control de la Producción-estadísticas......................................................... 30-VI
Producción y Consumo de Gas................................................................... 37-VI
-Medidor Con Registrador de presión Diferencial y Presión Estática........ 37-VI
-Componentes del Sistema de Medición.................................................. 38-VI
-Forma de Operar el Registrador de Presiones........................................ 46-VI
-Selección del Diámetro de orificio y Estimación del Caudal de gas......... 49-VI
-Operación del programa......................................................................... 52-VI
-Normas Generales.................................................................................. 54-VI
Medidor con registración de Presión Estática (Well Tester)......................... 54-VI
-Procedimiento de cálculo........................................................................ 55-VI
CAPITULO VII RECUPERACION SECUNDARIA
Descripción general.................................................................................... 1-VII
Fuentes de agua......................................................................................... 3-VII
Tratamiento de agua para inyección........................................................... 5-VII
-Equipo depurador de Agua (Wemco)...................................................... 5-VII
-Productos Químicos............................................................................... 8-VII
Sistema de distribución............................................................................... 12-VII
-Proveniente de Planta Deshidratadora....................................................... 12-VII
-Proveniente de Estaciones Satélite......................................................... 12-VII
Distribuidor de inyección............................................................................. 15-VII
-Caudalímetros........................................................................................ 16-VII
-Reguladores de caudal........................................................................... 19-VII
-Regulación............................................................................................. 22-VII
-Instrucciones para Dimensionar los Reguladores.................................... 24-VII
-Calibración del Regulador....................................................................... 24-VII
-Tapón o válvula Ciega............................................................................ 30-VII
-Cabeza de Pesca................................................................................... 30-VII
-Mandril con Bolsillo Lateral..................................................................... 31-VII
-Procedimiento de Perueba del Mandril................................................... 31-VII
-Selección de Válvulas y Mandriles.......................................................... 32-VII
Movimientos de válvulas............................................................................ 33-VII
-Herramientas para Movimiento de Válvulas............................................ 35-VII
Aplicaciones del Trazador Radioactivo....................................................... 40-VII

Manual de Producción -PAE- Argentina VII
-El trazador Radioactivo en Pozos inyectores de Agua............................ 42-VII
-Fuentes de Error en el Cálculo de caudales mediante el uso de
Trazadores radioactivos.......................................................................... 42-VII
Pozos inyectores......................................................................................... 44-VII
-Pozos Inyectores con Entubación Múltiple.............................................. 44-VII
-Pozos Completados o Convertidos a Inyectores..................................... 48-VII
-Instalación con packers Lok-Set o “P” y Packer de Tensión.................... 53-VII
-Instalación con Packer Hidráulico y Packers de Tensión......................... 55-VII
-Instalción con Packers Hidráulicos en Tanden........................................ 57-VII
-Recomendación de Diseño Seleccionado............................................... 57-VII
-Armadura de Pozos inyectores............................................................... 57-VII
-Condiciones Operativas Optimas............................................................ 57-VII
Cálculo de esfuerzos para Packers de Tensión en Tandem........................ 66-VII
-Fuerza de Empaquetamiento.................................................................. 70-VII
-Fuerza por Efecto Balloning.................................................................... 70-VII
-Fuerza debida a Variaciones de Temperatura......................................... 70-VII
-Fuerza debida a Presiones Hidráulicas................................................... 71-VII
ANEXO ARTEX
Métodos de Medición de Caudal en Pozos Inyectores................................. 82-VII
-Spinner……………………………………………………………………….. 82-VII
-Trazador Radioactivo............................................................................. 82-VII
Medición de Caudal con trazador Radioactivo............................................ 82-VII
Tiempo de Espera de Retornos para Medición dePerdidas
o Caudales de Admisión de Arenas por detrás del Tubing........................... 84-VII
Pautas Convenientes a Tener en Cuenta para el Diseño
de la Instalación Selectiva.......................................................................... 85-VII
Generalidades Sobre Radiación.................................................................. 89-VII
-Radiación Natural................................................................................... 89-VII
-Exposición a la Radiación....................................................................... 89-VII
-Tiempo de Vida Media............................................................................ 90-VII
ANEXO A
Calculo de la Actividad de una Fuente........................................................ 91-VII
ANEXO B
Tiempo de Exposición permitido sobre las manos al
operarse el yodo-131 / iridio-192 con fuentes sin Blindajes......................... 93-VII
ANEXO C
Velocidad del fluido en seg/metro según area anular
y caudal en M3/D....................................................................................... 94-VII

Manual de Producción – PAE- Argentina VIII
CAPITULO VIII SISTEMA AUTOMÁTICO DE CONTROL Y MEDICIÓN
DE PETRÓLEO(Lease Automatic Custody Transfer-LACT)
Descripción del Sistema............................................................................. 1-VIII
-Unidades de Rechazo.. ............................................................................. 2-VIII
-Unidades de medición............................................................................ 2-VIII
-Operación............................................................................................... 4-VIII
Descripción Funcional de los Componentes................................................ 5-VIII
-Tomamuestras........................................................................................ 5-VIII
-Control de la Muestra............................................................................. 5-VIII
-Medidor de Caudal................................................................................. 7-VIII
-Computador de caudal Omni.................................................................. 11-VIII
-Operación............................................................................................... 12-VIII
-Calibración de la Unidad......................................................................... 13-VIII
-Curvas de Medidores.............................................................................. 16-VIII
CAPITULO IX PLANTAS DE TRATAMIENTO
Descripción general.................................................................................... 1-IX
Planta de Tratamiento de Cerro Dragón...................................................... 1-IX
-Unidades de Separación de Agua Libre.................................................. 1-IX
-Unidad de Tratamiento de la Emulsión................................................... 3-IX
-Unidad de Bombeo................................................................................. 3-IX
-Unidad de Rechazo y Medición............................................................... 4-IX
-Unidad de Tratamiento de Agua............................................................. 6-IX
Planta de Tratamiento del Valle Hermoso................................................... 6-IX
Planta de Tratamietno de Piedra Clavada y K.Kaike................................... 9-IX
Válvulas de Presión y Vacío....................................................................... 11-IX
-Funcionamiento...................................................................................... 11-IX
Inertización................................................................................................. 15-IX
Bombas Inyectoras de Productos Químicos................................................ 19-IX
-Texteam Serie 1200............................................................................... 19-IX
-Serie 3700.............................................................................................. 20-IX
-Texteam Serie 5000............................................................................... 20-IX
-Stonebor Modelo C-5.............................................................................. 21-IX
-Pascal Modelos DGP 500 y DGP 370..................................................... 21-IX
-Bombas a Embolo Buzo marca Indoneu (Mirbla S.A.)............................ 21-IX
-Bombas Diafragma, Dosivac, Modelo MD-50 con Motor Eléctrico.......... 21-IX
CAPITULO X SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y
ADQUISICIÓN DE DATOS
Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos............................ 1-X
-Generalidades........................................................................................ 1-X
-Instrumentos analógicos......................................................................... 3-X
-Instrumentos de estado........................................................................... 3-X
-Instrumentos Acumuladores................................................................... 3-X
-Instrumentos de Control......................................................................... 3-X
Descripción del sistema SCADA utilizado en los yacimientos Cerro

Manual de Producción -PAE- Argentina IX
Dragón y Koluel Kaike – Piedra Clavada.................................................... 4-X
-Unidad Terminal Central o Host Central.................................................. 4-X
-Unidades Terminales Remota (R.T.U.)................................................... 10-X
-Instrumentos de Campo.......................................................................... 10-X
Electrificación de Pozos Telesupervisión.................................................... 12-X
-Introducción............................................................................................ 12-X
-Configuración de Red............................................................................. 14-X
-Operación de la RTU.............................................................................. 14-X
-Análisis de la Corriente del Motor........................................................... 15-X
-Equipamiento Sugerido.......................................................................... 17-X
Telesupervisación de Pozos Eléctricos....................................................... 19-X
-Variables a Telesupervisarse.................................................................. 19-X
-Señales en RS-232................................................................................. 19-X
-Demanda de Información en Central...................................................... 19-X
-Ventajas................................................................................................. 19-X
-Monitoreo............................................................................................... 20-X
-Monitoreo-Variables................................................................................ 20-X
Automatización en Pozos Eléctricos (1)...................................................... 20-X
Automatización en Pozos Eléctricos (2)...................................................... 20-X
-Ventajas................................................................................................. 21-X
Oportunidad de Mejora............................................................................... 21-X
-Metodología Utilizada............................................................................. 22-X
-Producto del Equipo............................................................................... 23-X
-Resultados.............................................................................................. 25-X
-Aprendizajes........................................................................................... 25-X
CAPITULO XI CORROSION DE LOS METALES
Corrosión de los Metales............................................................................. 1-XI
-Introducción............................................................................................ 1-XI
-Corrosión de los metales. ...................................................................... 1-XI
-Diferencias en el metal........................................................................... 6-XI
-Resistividad del Electrolito...................................................................... 8-XI
-Tipos de Corrosión................................................................................. 9-XI
-Procesos de Corrosión............................................................................ 10-XI
Control de la corrosión................................................................................ 10-XI
-Revestimientos anticorrosivos................................................................ 10-XI
-Protección catódica................................................................................ 11-XI
-Otras Fuentes de Energía....................................................................... 18-XI
-Juntas de Aislación................................................................................. 19-XI
-Cañerías de PRFV y ERFV.................................................................... 19-XI
-Control de la Protección Catódica........................................................... 19-XI
Corrosión Microbiológica:-Presencia de Bacterias...................................... 32-XI
-¿Cuáles son las Bacterias Problemáticas en el Campo Petróleo?.......... 32-XI
-¿Cuáles son los Síntomas de la existencia de estas Bacterias?............. 33-XI
-Identificación y Conteo de las Bacterias.................................................. 33-XI
-Control de Microorganismos................................................................... 34-XI
-El agua en los Procesos Corrosivos........................................................ 34-XI
Casos Típicos de Corrosión........................................................................ 35-XI

Manual de Producción – PAE- Argentina X
-Incrustaciones........................................................................................ 35-XI
-Oxigeno.................................................................................................. 36-XI
-Ácido Sulfírico........................................................................................ 36-XI
-Bacterias................................................................................................ 37-XI
-Bióxido de Carbono................................................................................ 37-XI
-Ácido...................................................................................................... 38-XI
-Corrosión Galvánica............................................................................... 38-XI
-Electrólisis.............................................................................................. 39-XI
-Choque................................................................................................... 39-XI
CAPITULO XII UNIDAD “HOT OIL UNIT”
Unidad de petroleo caliente “hot oil unit”..................................................... 1-XII
-Preventiva.............................................................................................. 1-XII
-De Reparación........................................................................................ 1-XII
-Forma de operar con la Unidad de Petróleo Caliente.............................. 2-XII
Generalidades............................................................................................ 3-XII
-Puntos prioritarios a tener en cuenta antes y durante las
Operaciones........................................................................................... 3-XII
CAPITULO XIII PLANTA GASOIL
Planta fraccionadora de gasoil.................................................................... 1-XIII
-Introducción............................................................................................ 1-XIII
-Destilación-Fundamento del Fraccionamiento........................................ 2-XIII
-Reflujo.................................................................................................... 3-XIII
-Variables operativas del fraccionador..................................................... 4-XIII
-Fraccionamiento..................................................................................... 4-XIII
-Obtención de la mayor cantidad de Gasoil sin agregar compuestos
pesados.................................................................................................. 5-XIII
-Intercambiadores de Calor...................................................................... 5-XIII
-Desalador............................................................................................... 5-XIII
Descripción del proceso.............................................................................. 7-XIII
CAPITULO XIV SALUD, SEG Y MEDIO AMBIENTE
Reglas de Oro de Seguridad, Salud y Ambiente......................................... 2-XIV
-Permiso de Trabajo................................................................................ 2-XIV
-Trabajo en Alturas.................................................................................. 3-XIV
-Aislamiento de Energía........................................................................... 3-XIV
-Seguridad en los Vehículos.................................................................... 4-XIV
-Perturbación del Suelo........................................................................... 4-XIV
-Ingreso a Espacios Confinados............................................................... 4-XIV
-Izaje y Eslingas....................................................................................... 5-XIV
-Manejo del Cambio (MDC)..................................................................... 6-XIV
-Manejo de Productos Químicos.............................................................. 6-XIV
Política Ambiental....................................................................................... 18-XIV
Procedimiento Limpieza de Derrames........................................................ 26-XIV
-Objetivo.................................................................................................. 26-XIV

Manual de Producción -PAE- Argentina XI
-Alcance.................................................................................................. 26-XIV
-Responsabilidades.................................................................................. 26-XIV
-Desarrollo............................................................................................... 26-XIV
-Documentos de Referencia..................................................................... 30-XIV
ANEXO 1
-Incidente................................................................................................. 30-XIV
-Incidentes Significativos......................................................................... 30-XIV
-Incidentes Mayores ................................................................................ 30-XIV

Manual de producción –PAE-Argentina 1-I
I - BOMBEO MECÁNICO
BREVE DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
El método de bombeo mecánico consiste en elevar el fluido (petróleo + agua) desde el nivel
que este alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de recolección (estación satélite o
tanque elevado) por medio de una bomba de profundidad accionada por la columna de
varillas que transmiten el movimiento del equipo de bombeo.
El fluido es conducido hasta la superficie a través de la cañería de producción (tubing) y
de allí hasta el punto de recolección por la línea de conducción (flow line) (Figura 1-I).
La bomba eleva el fluido desde el nivel dinámico y no desde la profundidad donde está
asentada; por lo tanto el trabajo desarrollado será mayor cuanto más bajo se encuentre
dicho nivel. Por ejemplo, si la bomba está asentada a 1600 metros, pero el nivel dinámico
del pozo es de 500 m, el trabajo desarrollado por la bomba será elevar el fluido desde los
500 m hasta la superficie, más la altura equivalente a la presión de bombeo (flow line).
Para una eficiente extracción será indispensable bajar el nivel de fluido tanto como sea
posible (a fin de evitar aplicar una contrapresión a la formación) sin que ello provoque un
llenado parcial del barril de la bomba que disminuya su rendimiento y cause el golpe de
fluido.
BOMBAS DE PROFUNDIDAD
1. PARTES COMPONENTES. Las bombas (Fig.2-I) están compuestas por el barril, el
pistón, la válvula de pie (standing valve), la válvula viajera (travelling valve) y los
accesorios: jaula de válvulas, adaptador del pistón, vástago con conectores especiales
en ambos extremos (Fig.3-I), guía del vástago (rod guide), cupla del vástago (rod
coupling), etc.
2. FUNCIONAMIENTO. En la carrera ascendente el peso del fluido cierra la válvula
viajera (T.V.) y es desplazado por el pistón hacia la superficie. El ascenso del pistón
causa una disminución de presión sobre la válvula de pie, por lo que esta se abre,
permitiendo el ingreso de fluido de la formación a la bomba.
En la carrera descendente el movimiento del pistón incrementa la presión en la cámara
entre ambas válvulas, lo que provoca la apertura de la válvula viajera (T.V.) y el cierre de
la válvula de pie (S.V.). El peso de la columna de fluido se transfiere de las varillas al
tubing y el fluido que pasa a través de la válvula viajera será elevado en la próxima
carrera ascendente del pistón.

Figura 1-I

Manual de Producción-PAE-Argentina 3-I
Bomba de Profundidad- Partes Componentes
Figura 2-I

Conectores de Vástago
Figura 3-I

Figura 4-I

Figura 5-I

Figura 6-I

Figura 7-I

Figura 8-I

En la carrera ascendente el peso del fluido actúa sobre la válvula viajera y en
consecuencia sobre las varillas; y en la descendente el peso del fluido actúa sobre la
válvula de pie. Como la bomba está asentada en el tubing, la carga del fluido se transmite
al mismo. Por lo tanto, en la carrera ascendente las varillas se alargan (deformación
elástica) y vuelven a su longitud inicial en la descendente. El tubing se alarga en la carrera
descendente y vuelve a su longitud inicial en la ascendente.
Dichos movimientos pueden ocasionar desgastes en el casing, cuplas del tubing y de
las varillas. Como veremos más adelante, para evitar el movimiento del tubing y los
desgastes mencionados se sujeta este al casing con un ancla de tensión.
3. TIPOS DE BOMBAS. Las bombas de profundidad cuya descripción se efectúa en las
páginas siguientes pueden ser del tipo insertable o de tubing (Fig. 4-I). La diferencia
básica entre ambas es que las primeras se instalan en el interior del tubing y se bajan
al pozo con las varillas, fijándolas a la tubería en un niple asiento al efecto. Las
bombas de tubing se conectan a la tubería de producción y se bajan al pozo formando
una parte integral de la columna, luego, se bajarán las varillas de bombeo con el
pistón.
Según la clasificación A.P.I. (American Petroleum Institute), se muestran las bombas
más utilizadas en nuestra operación, según Figuras 5-I y 6-I (insertables), Figura7-I
(insertables doble asiento) y Figura 8-I (bomba tubing).
En la tabla de la página se indica la designación A.P.I. de las bombas standard de
pistón metálico utilizadas en nuestra operación.
Ejemplos:
-Bomba insertable 25-200 - RWBC 24-5: bomba para ser utilizada en tubing de 2-7/8",
diámetro pistón 2", tipo insertable, de pared fina, asiento inferior tipo de copas, con
longitud de barril de 24' y longitud de pistón 5' sin extensiones
(2-1/2 x 2 x 24 BHD)
-Bomba de tubing 30-275 - THBM 20-5: bomba para ser utilizada en tubing de 3-1/2",
diámetro de pistón 2-3/4", tipo tubing pump de pared gruesa, asiento inferior tipo
mecánico, con longitud de barril de 20' y longitud de pistón 5' sin extensiones.
(3-1/2 X 2-3/4 X 20 tubing pump)
Las más utilizadas son las del tipo insertable. Las bombas de tubing se usan en
aquellos pozos cuya producción potencial supera la capacidad de una bomba
insertable para el mismo diámetro de tubing.

DESIGNACION API
Bombas de Profundidad Standard de Pistón Metálico
DESIGNACION
Tipo de Bomba Barril de
pared gruesa
Barril
con liner
Barril de
pared fina
Bombas insertables:
Barril fijo asiento superior RHA RLA RWA
Barril fijo asiento inferior RHB RLB RWB
Barril móvil asiento inferior RHT RLT RWT
Bomba de tubing TH TL -
xx xxx x x x x x x x
Longitud de extensiones del barril (pies)
Longitud de pistón (pies)
Longitud de barril (pies)
Tipo de Asiento:
C : asiento de copas
M : asiento mecánico
Ubicación asiento:
A : asiento superior
B : asiento inferior
T : asiento inferior barril móvil
Tipo de barril:
H : pared gruesa
L : con liner
W: pared fina
Tipo de bomba:
R : insertable
T : tubing pump
Diámetro de pistón:
125 1-1/4"
150 1-1/2"
175 1-3/4"
200 2"
225 2-1/4"
275 2-3/4"
Diámetro de tubing:
20 2-3/8" OD
25 2-7/8" OD
30 3-1/2" OD

4- DESIGNACIÓN DE LAS BOMBAS EN NUESTRA OPERACIÓN.
En la designación de las bombas deberá especificarse :
a. Tipo de bomba.
b. Diámetro del pistón.
Los diámetros que utilizamos para bombas insertables son:
en tubing de 2-7/8": pistones de 1-1/2", 1-3/4" y 2";
en tubing de 3-1/2": pistón de 2-1/2"
para bombas de tubing los pistones de uso común son:
en tubing de 2-7/8": pistón de 2-1/4";
en tubing de 3-1/2": pistón de 2-3/4"
c. Longitud del pistón.
Depende de la profundidad de la bomba, normalmente se aplica el criterio de
adoptar la longitud del pistón de 1' cada 1000' de profundidad. En nuestra
operación la longitud standard del pistón es 5'.
d. Longitud del barril.
Las que utilizamos son de 16' y 24', los de 16' se utilizan para A.I.B. de carreras
de hasta 86".
e. Espesor de pared del barril.
En bombas insertables usamos barriles de pared gruesa con diámetros de pistón
1-3/4", 1-1/2" y 2" (en pozos profundos, las de 2” de pared gruesa no pueden ser
instaladas con doble asiento). En bombas de tubing utilizamos barriles de pared
gruesa únicamente.
f. Tipos de asientos.
BHD : asiento de copas inferior
MHD : asiento mecánico inferior
THD : asiento de copas superior (no lo utilizamos en nuestra operación.
MHD-THD : doble asiento, mecánico inferior y de copas superior.

g. Luz entre pistón y barril.
Expresado en milésimas de pulgada, por ejemplo, una luz de 0.007" se indica
(-7). La luz del pistón se suma al desgaste del barril si lo hubiera.
Luces utilizadas entre 0.004" y 0.006".
Ejemplos:
Bomba insertable para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal
(diámetro interior 2-1/2"), con pistón de 2", largo de barril 24', luz de pistón 0.006",
longitud de pistón 5' y asiento de copas inferior.
Bomba insertable 2-1/2" x 2" x 24', (-6), BHD
API 25-200-RWBC-24-5
Bomba de tubing para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal
(diámetro interior 2-1/2"), con pistón de 2-1/4" largo de barril 24', luz de pistón
0.004" y luz de barril 0.002", longitud de pistón 5', válvula de pie con asiento
mecánico inferior.
Bomba de tubing 2-7/8" x 2-1/4" x 24', (-6), MHD
API 25-225-THM-24-5
Nota: como puede verse en los ejemplos, el espesor de pared, barril de pared gruesa o fina
normalmente no se indica, dado que en nuestra operación están estandarizados de
acuerdo al tipo de bomba y su diámetro (punto e). Respecto del largo del pistón,
solamente se indica si la longitud del mismo difiere de la medida estándar de 5' (punto c).

BOMBAS INSERTABLES.
Las bombas de tipo insertable se bajan y sacan del pozo con las varillas, y se las fija al
tubing en un niple asiento que se baja previamente con éstos. Un esquema de una bomba
insertable tipo puede verse en la Fig. 4-I con los nombres de las principales partes
componentes.
Una bomba con asiento de copas en la parte superior de la bomba y asiento mecánico
en la parte inferior se denomina MHD-THD (doble asiento). Existen dos tipos de asientos
para bombas: común y mecánico; ambos tipos con el niple de asiento correspondiente
(que va enroscado en el tubing) (Fig. 9-I y Fig. 10-I).
Asiento común: Tiene copas, espaciadas con anillos de acero en el mandril. Este
conjunto se puede colocar en la parte superior de la bomba (top hold-down) o en la parte
inferior de la misma (bottom hold-down). Cuando la bomba se baja al pozo el mandril del
asiento, que tiene un diámetro mayor que cualquier otra parte de la bomba, se pone en
contacto con el niple de asiento que ha sido bajado con la columna de tubing. Este
conjunto forma un sello por fricción que mantiene a la bomba firmemente ajustada al
tubing.(El material de las copas depende de las necesidades propias del yacimiento y sus
características.)
Sobre las copas el mandril tiene un anillo tope que impide que la bomba pase a través del
asiento.
Asiento mecánico: Puede utilizarse solamente como bottom hold-down. Los fabricantes
recomiendan este tipo de asiento especialmente para los pozos profundos. Su encastre de
tipo positivo hace más difícil que se desasiente mientras esté en operación.
Limitaciones del asiento superior (top hold-down). El asiento a copas superior tiene su
limitación de acuerdo a la profundidad a la que se inserte la bomba y al nivel de fluido del
pozo. Esto es debido a la diferencia de presiones que actúan dentro y fuera del barril por
las respectivas columnas de fluido, las que incidirán en mayor grado cuanto más profunda
esté la bomba y menor sea el nivel de fluido. Sobre la superficie interior del barril actúa la
presión ejercida por la columna de fluido de tubing más la presión de la línea que tiende a
deformar el barril. Cuando el nivel de fluido es bajo, la presión sobre la superficie exterior
del barril será también baja y el barril tenderá a deformarse aún más.
Dicha deformación disminuye el rendimiento de la bomba y puede provocar la rotura del
cuerpo del barril o en las conexiones. Nuestra experiencia nos indica que no es
conveniente utilizar el asiento top hold-down por debajo de los 1000 m, salvo en los casos
especiales de pozos con alto nivel de fluido.
Nota: Solamente a las bombas doble asiento de diámetro 2", a las copas se le hacen
ranuras, para permitir equilibrar las presiones.
A las bombas de diámetros de 1-1/2" y 1-3/4" no se le hacen ranuras.

Figura 9-I

Figura 10-I

CRITERIO DE SELECCION DE BOMBAS INSERTABLES.
Los problemas más comunes que presentan los fluidos de nuestros yacimientos para ser
bombeados son:
1. Deposición de arena
2. Pozos con gas
3. Petróleo viscoso
4. Incrustaciones varias.
1. DEPOSICIÓN DE ARENA. La arena que suele transportar en suspensión el fluido
origina los siguientes problemas en el bombeo mecánico:
a. Desgaste de válvulas. Cuando una a más partículas de arena quedan atrapadas
entre la bola y el asiento de las válvulas, se impide el cierre perfecto y
consecuentemente la hermeticidad. Esta situación permitirá que el fluido
acompañado por los granos abrasivos, se desplace a alta velocidad y desgaste
fácilmente los asientos, formando hendiduras y canaletas. Es aconsejable para
tales casos instalar dos válvulas viajeras y dos de pie porque es casi improbable
que simultáneamente, pierdan dos válvulas, pero será necesario tener en cuenta
que la pérdida de carga o caída de presión que se produzca ante petróleos
viscosos no permitirá el buen llenado del barril provocando liberación de gas y el
consecuente bloqueo.
b. Acumulación de arena entre barril y tubing atascando la bomba; esto hace
necesario sacar el tubing para poder cambiar la bomba. Normalmente se utiliza
con doble asiento, asiento mecánico inferior y a copas el superior. Se adjunta
dibujo (Fig. 11-I) de niple tubing para bomba doble asiento (para 16' y 24 pies). En
los pozos poco profundos del orden de 1000 m, o en aquellos más profundos con
buen nivel de fluido es suficiente el anclaje superior a copas para prevenir el
problema.
c. Desgaste del pistón y el barril, produciendo a veces el atascamiento del pistón.
En estos casos se trata de adecuar las características de la bomba a las
condiciones particulares del pozo y de acuerdo a los resultados previos obtenidos
en pozos similares. Las técnicas que normalmente se aplican en nuestra
operación son:
• Instalar filtros, (El tipo Parisi está compuesto por dos elementos
principales: una envoltura exterior, perforada de acero, y un filtro interior,
unifilar -unidad filtrante-, normalmente de acero inoxidable (Fig.12-I) son
del tipo desarmable, para poder limpiarlos y repararlos, en medidas de 2-
7/8" y 3 -1/2"),

Figura 11-I

Figura 12-I

• Utilizar válvulas de retención de arena,
• Adecuar la luz entre pistón y barril de la bomba,
• Utilizar pistones con anillos.
(Hay varios tipos, uno de ellos es el llamado de presión activada del tipo de sello
laberinto, donde una porción de la carga de fluido se transfiere, o reparte en cada
anillo en la carrera ascendente. La presión hidrostática, expande los anillos y
hacen contacto con el barril de la bomba (Fig. 13-I)).
La parte superior de los anillos es cóncava para lograr este efecto. En la carrera
descendente, los anillos se contraen y el pistón se desplaza libre sin fricciones,
limpiando las pequeñas partículas de arena o suciedad.
Son pistones metalizados, de luces 0.005" (5 milésimas de pulgada) con
ranuras donde se alojan los anillos. Se pueden utilizar con 20 ó 40 anillos.
Se recomienda utilizarlos donde los pistones metálicos tienen problemas
repetitivos de atascamientos.
• Utilizar piston Lubri-plunger.
El Lubri-plunger, tiene la particularidad de contar con solo dos sellos en los
extremos, de composición especial, resistentes a la abrasión y fundamentalmente
una importante disminución de diámetro entre ambos, que permite, en un
alojamiento estanco, mantener un lubricante que cumplirá la función en las
distintas carreras de lubricar el barril y permitir que los extremos sellantes del
pistón, se vean favorecidos en su recorrido (Fig.13-1-bis). De esta forma se impide
el ingreso de arena / sólidos al espacio anular pistón / barril.
Al no haber escurrimiento entre pistón y barril, podemos considerar que su
eficiencia es del 100%.
De las soluciones indicadas la más importante a considerar es el valor de la luz entre
pistón y barril. Nuestra experiencia nos indica que dicha luz deberá ser la menor posible a
fin de no permitir que los pequeños granos de arena que decanten puedan pasar a través
del espacio entre el pistón y el barril, evitándose de esta manera el excesivo desgaste y
atascamiento del pistón. El valor de luz que se adopte deberá además asegurar un libre
movimiento del pistón.
Cuando sea posible extraer muestras de arena del pozo, o también cuando se recupere
arena que ha quedado retenida en la bomba se puede efectuar un ensayo granulométrico
para aproximar el valor de la luz entre pistón y barril más adecuada al mismo.
En general, para pozos productores de arena, la luz entre pistón y barril no debería
superar 0.003", dependiendo ello de las condiciones particulares de cada pozo, viscosidad
del petróleo y porcentaje de agua. Para el caso que sea necesario luces más altas deberá
consultarse con el Ingeniero de Producción.
La decantación de la arena cuyos inconvenientes se citaron en (b) y (c) se agrava
cuanto mayor sea el tamaño de las partículas de arena y cuanto menor sea la viscosidad
del fluido especialmente si el bombeo se detiene por tiempos prolongados.

Figura 13-I

Utilice los elementos de Protección Personal
Figura 13-bis-I

2. POZOS CON GAS. El gas disminuye el rendimiento de la bomba ya que ocupa un
volumen que de no estar presente ocuparía el fluido. En casos extremos el gas
ocupa todo el volumen del barril con lo cual la bomba se bloquea y deja de producir.
Lo que ocurre es que el gas se comporta como un resorte, en la carrera ascendente
se expande y en la descendente se comprime, impidiendo que la válvula viajera (T.V.)
se abra para desalojarlo del barril.
En estos casos es necesario asegurar que, durante el bombeo, el espacio que
queda entre las válvulas de la bomba al final de la carrera descendente sea el mínimo
posible. Para constatarlo, se puede maniobrar el pozo “golpeando y reespaciando la
bomba”, tal como se explica en el Capítulo VI.
También es posible disminuir el espacio nocivo entre válvulas, con el armado de la
bomba mediante el uso de jaulas de diseños especiales para las bolas de las
válvulas, con menor espacio nocivo y tapón hexagonal. De esta manera, la distancia
entre asientos (de la válvula fija y viajera) que en una bomba estándar es de 7 ½ ", se
reduce a aproximadamente 4”; es decir 3 ½ “ menos (Fig. 14-I).
Actualmente en la sección "Well Service" las bombas se arman de tal forma que al
final de la carrera descendente la separación entre válvulas no supere 4"; en casos
particulares se consultará con el Ingeniero de Producción.
A continuación se indican algunas recomendaciones prácticas y la descripción de
dispositivos especiales que se aplican para pozos con gas.
a. Utilizar bombas con menor separación entre válvulas (Aproximadamente 3-1/2”
menos que las bombas utilizadas).
b. Espaciar adecuadamente la bomba de modo de reducir al mínimo el espacio
nocivo. Esto se efectúa regulando manualmente la posición de la grapa del
vástago pulido hasta lograr el efecto deseado.
c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo. De esta forma se logra
mayor tiempo para el llenado de la bomba y por consiguiente mejora el
rendimiento.
d. Profundizar la bomba. De manera que quede por debajo de la zona productora
de alta relación gas-petróleo.
e. Utilizar bombas con dispositivos especiales:
• Bombas con válvula tipo anillo (ring valve).
• Desbloqueadores mecánicos.
• Separadores de gas (anclas de gas).
• Bombas con menor espacio entre válvulas.

Figura 14-I

Bombas con válvula tipo anillo (ring valve): El dispositivo ring valve (Fig. 15-I) que puede
adaptarse a las bombas standard API es utilizado para prevenir el bloqueo por gas y el
golpe de fluido. El mismo se instala en la parte superior del barril de las bombas
insertables tipo RW y RH.
Funcionamiento: en la carrera descendente la válvula tipo anillo permanece cerrada
evitando que la columna de fluido actúe sobre la T.V., esto elimina el golpe de fluido, tiende
a mantener las varillas traccionadas y previene el bloqueo por gas.
En la carrera ascendente la carga de fluido sobre la ring valve la mantiene cerrada hasta
que la presión del fluido desplazado por el pistón produce su apertura. Esta compresión
evita el bloqueo de la bomba en la carrera ascendente.
Por las condiciones de trabajo indicadas la bomba con dispositivo ring valve es también
aplicable en pozos con petróleo viscoso.
Desbloqueadores mecánicos: estos dispositivos, instalados sobre la jaula de la válvula de
pié (SV),permiten mecánicamente, con un vástago solidario a dicha jaula, en la carrera
descendente del pistón, forzar la apertura de la válvula viajera (TV) y de esta forma liberar el
gas entrampado en la cámara de la bomba. Con estos dispositivos, la necesidad de
golpear y reespaciar el pozo como práctica habitual de la operación se descarta y prolonga
en forma importante la vida de la bomba y mantiene un mejor porcentaje de eficiencia de la
producción del pozo.
Válvulas Petrovalve-plus: las características de estas válvulas, permiten en todas sus
aperturas y cierres mantener la eficiencia, el guiado de su obturador a través de vástagos
inferiores y superiores hace que esto se cumpla. La importante reducción de perdida de
carga a través de ellas hace también que la
presión de carga de la bomba se transmita de
esta forma con mas eficiencia al sistema de
producción. La calidad de su material hace que
sean compatibles con medios de fluidos de alta
salinidad y con presencia de gas corrosivo
(H2S-CO2)
Válvula Petrovalve

Dispositivo Ring Valve
Figura 15-I

Separadores de gas.
Llamados también "anclas de gas" son utilizados en nuestra operación en aquellos pozos
que debido a su alta relación gas-petróleo, no se logran buenos resultados con las
técnicas y dispositivos descriptos.
Cuando el pozo tiene suficiente profundidad a continuación de los punzados, puede
utilizarse un separador de gas denominado "ancla natural" en el cual la succión de la
bomba se ubica por debajo de las zonas productivas [Fig. 16-I (a)]. El tubo de succión lo
constituye un tramo de tubing con perforaciones o ranuras que va instalado a continuación
de la bomba. Este tipo de ancla permite la mejor separación gas-líquido ya que el gas
producido estará por encima de la bomba y la sección de pasaje del fluido es la máxima
posible que pueda lograrse con cualquier otro tipo de ancla de gas. Para un mejor
resultado es recomendable, cuando sea posible, que la succión de la bomba se ubique a
4.5 m debajo del punzado productivo más profundo, como mínimo.
Otro diseño de separador de gas utilizado en nuestra operación se indica en la Fig. 16-I
(b). En éste la instalación se completa con un packer que se ubica por encima de las
zonas productoras a fin
de que pueda liberarse el
gas. El fluido llega a la
bomba a través de un
conducto con entrada en
la parte inferior y el gas
asciende por el espacio
anular. Su utilidad está
condicionada a la
ubicación de las zonas
productivas y al nivel de
fluido por lo que deberá
seleccionarse muy bien
los pozos en los que se
instalará.
Los proveedores de
equipamiento de
producción, orientados al
Bombeo Mecánico,
permanentemente están
haciendo experiencia
sobre nuevos diseños y
algunos de ellos están
aquí recomendados para
ensayar.(Fig 16-I-(c ))
Figura 16-I

3. PETRÓLEO VISCOSO. El petróleo viscoso ofrece gran resistencia al deslizamiento
del pistón y a su desplazamiento a través de la cañería de producción, provocando
sobrecargas en los componentes del sistema de bombeo.
En nuestra operación se aplican distintas técnicas para su extracción:
a. Utilizar pistones de menor longitud (2' a 3').
b. Utilizar jaulas con mayor pasaje de fluido.
c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo (G.P.M).
d. Utilizar bombas con mayor luz entre pistón y barril.
e. En el caso de fluidos con porcentajes de agua mayores del 20%, la inyección de
desemulsionantes por casing.
f. Producir por casing: Esta técnica
se utiliza para petróleos del orden
de 10° a 16° API para reducir el alto
rango de cargas a que estaría
sometido el sistema con el bombeo
tradicional. La instalación según se
indica en la Fig. 17-I, consiste en la
ubicación de un packer sobre los
punzados y un tubing perforado
sobre el packer.
El fluido producido pasa por el
caño perforado y de éste a la
superficie a través del espacio
anular casing-tubing. La cañería de
producción se llena normalmente
con gasoil o kerosene para reducir
la fricción en el movimiento de las
varillas y de esta forma permitir
aumentar los G.P.M. con el
consiguiente incremento de
producción.
Figura 17-I
Producción de Petroleo Viscoso por Casing

4. INCRUSTACIONES: En algunos pozos de nuestra operación se han observado
incrustaciones de algún tipo, en distintas partes de la bomba. Normalmente se
acumula en las paredes del barril hasta que por su espesor origina el atascamiento del
pistón. Sobre los asientos de las válvulas, en especial la de pie, tiene el mismo efecto
que los granos de arena.
En casos de alta concentración se producen obturaciones parciales de bar-collar, jaula
de válvula de pie y filtros. La precipitación de los carbonatos y la incrustación
resultante se produce en este caso, por la caída de presión que experimenta el fluido a
través de la bomba, por lo que se aplican las mismas recomendaciones prácticas
indicadas para el bombeo de pozos con gas.
Otras medidas que se aplican para disminuir las intervenciones de los pozos afectados
son:
• Utilizar válvulas de pie standard de mayor medida.
• Bombas con mayores luces (con pistones de mayor longitud para disminuir
las pérdidas por escurrimiento).
• Válvulas de carburo de tungsteno.
• Eliminar los filtros.
• Inyectar inhibidor de incrustaciones.
• Uso de pistones con anillos.
BOMBAS DE TUBING
Las bombas de tubing (Fig. 4-I) son utilizadas para la extracción de mayores volúmenes de
fluido. En nuestra operación se las usa en aquellos pozos cuya producción potencial
supera la capacidad de una bomba insertable, para el mismo diámetro de tubing.
Las bombas de uso común son las de pistón de 2-1/4" utilizadas en tubing de 2 -7/8" y
las de 2-3/4" usadas en tubing de 2-7/8" y 3 -1/2"
En este tipo de bombas, el barril con el niple asiento y la válvula de pie instalada se
bajan con los tubing y el pistón con las varillas de bombeo. En el caso de tener que
recuperarse la válvula de pie y/o el pistón puede efectuarse esta operación sin retirar la
cañería de producción. Esto es para bombas de 2-1/4" en tubing de 2-7/8" o bombas de
2-3/4" en tubing de 3-1/2", donde para recuperar la válvula de pie se giran las varillas con el
pistón solidario hacia la derecha, y se enrosca el pescador en la válvula de pie,
recuperando el conjunto pistón-válvula.

Las bombas de tubing no son
recomendables para trabajar en
pozos con alta relación
gas-petróleo pues tienen un
espacio nocivo grande y se corre
el riesgo de bloqueo por tal
motivo. Otra desventaja de este
tipo de bomba es que en el
supuesto caso de bloquearse no
se puede golpear, ya que de
hacerlo podría dañarse el
pescador o la conexión de la
válvula de pie que son las partes
que se pondrán en contacto en
dicha maniobra.
En el caso de utilizarse bombas
de 2-3/4" en tubing de 2-7/8" o
cuando se utiliza packer de
5-1/2", dicha operación no se
puede realizar por la
correspondencia de diámetros
entre pistón de bomba, tubing y
packer. En estos casos se baja
la bomba completa con los tubing
y se efectúa el acople de las
varillas a la bomba con el
dispositivo de acople "on and off".
Este dispositivo se utiliza para
facilitar la conexión y
desconexión entre las varillas y el
vástago de la bomba, sean estas
de tubing o insertables (Fig. 18-I).
En nuestra operación se lo
emplea normalmente para los
siguientes casos:
- Pozos con packer de 5 -1/2" y
bomba debajo del mismo.
- En bombas con diámetro de
pistón mayor que el tubing
(bomba con pistón 2-3/4" en
tubing de 2-7/8").

Instalación y maniobra de acople Sobre el vástago de la bomba se coloca un trozo en el
cual se enrosca el mandril que es solidario al resorte y al buje de acople. El conjunto se lo
baja al pozo con el tubing y la camisa se la baja con las varillas.
Al llegar a la profundidad de asentamiento se bajan lentamente las varillas y cuando los
dos elementos están en contacto se asientan descargando un peso de aproximadamente
2.000 lbs, se gira a la izquierda para vincular las partes y a continuación se verifica dicho
acople.
Para desacoplar se descarga nuevamente un peso de 2.000 lbs y se gira a la derecha
con lo que el dispositivo quedará libre. En nuestra operación disponemos solamente de un
dispositivo de acople "on and off" utilizado únicamente con bombas Tubing Pump 2 3/4" y
encastre en tubing de 2 7/8", con conexión para varillas de 1".
CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LA BOMBA
La forma de transportar y utilizar las bombas de profundidad está indicada en el Manual de
Procedimientos. Aquí nos limitaremos a transcribir las principales :
1. TRANSPORTE
a. En el transporte de bombas de profundidad deberán tomarse todos los cuidados y
precauciones necesarios para que las mismas no se dañen. Deben estar
protegidas contra la oxidación y sus extremos tapados para evitar la entrada de
cualquier cuerpo extraño.
b. No deberá permitirse que las bombas estén sueltas o rueden sobre el camión que
las transporta, ni tampoco deberán asegurarse con cadenas o zunchos. Deben
estar bien sujetas y atadas con una faja blanda a efectos de prevenir daños.
c. La bomba deberá ser transportada como se indica :
- en camión, cureña o carrito de bombas, con el vástago hacia adelante.
2. EN EL POZO
a. La bomba debe ser colocada en un lugar plano sobre cuatro tacos de madera.
b. Debe usarse un trozo de maniobra (pony rod) en la parte superior de la bomba para
toda clase de maniobras. La llave de sostén debe ser colocada en la parte
superior del conector (rod coupling) del vástago de la bomba y no en el cuerpo del
mismo.
c. La bomba no debe ser levantada o bajada con el vástago fuera del barril. Se debe
sujetar el vástago dentro del barril hasta que la bomba esté en posición vertical
utilizando las grapas al efecto que tienen los equipos de pulling.
d. Cuando la bomba se acerca al niple de asiento, debe ser bajada lentamente a fin
de no insertarla en el mismo en forma brusca y asentarla con aproximadamente

3.000 lbs. de peso. Una vez que esté asentada es recomendable bombear unas
pocas veces para asegurarse que está asentada y que tiene recorrido completo del
pistón.
e. Espaciar el pistón lo más bajo posible, dejando suficiente espacio que permita el
estiramiento de las varillas para evitar que el rod coupling golpee contra el rod
guide.
REPARACION Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD
Las mismas se realizan en un taller provisto de todas las herramientas adecuadas con
operarios especializados.
Después de su armado y/o reparación se hace un informe de bombas (ver página
siguiente) realizado en la computadora (Base de Datos).
Este es un informe similar al A.P.I. adaptado a nuestras operaciones y tipos de bombas
utilizadas. Se obtiene de él la siguiente información:
a. Tipos de fallas en las bombas
b. Duración de las bombas
c. Fallas por áreas o distritos
d. Tipo de repuestos y cantidades utilizadas
e. Materiales extraños encontrados
f. Datos por pozos, o por números de bombas
• “Cero” Accidentes
• “Cero” Contaminación Ambiental

COLUMNA DE BOMBEO
La columna de bombeo está constituida por las varillas de bombeo, los trozos de maniobra
y el vástago pulido. En esta sección indicaremos las especificaciones generales de las
normas API 11-B y 11-D, según las cuales se construyen dichos elementos, y diversos
aspectos referentes al uso de estos en nuestra operación.
1. VARILLAS Y TROZOS.
a. Materiales. Las varillas de bombeo (sucker rod) y trozos de maniobra (pony rod)
se fabrican en los grados K, C y D, y deben responder a las especificaciones
indicadas en la Tabla I-I.
Tabla I-I
PROPIEDADES QUIMICAS Y MECANICAS
Composición Resistencia a la rotura tracción
Grado Química Mínimo
(psi)
Máximo
(psi)
K Acero AISI 46 XX 85000 115000
C Acero AISI 1035 90000 115000
D
Acero al carbono o
aleado
115000 140000
UHS-NR
Acero 4142
140000 150000
NORRIS-97
Acero 4142
140000 150000
En nuestras operaciones utilizamos varillas y trozos de grado D con punto de
fluencia de 100000 psi provistas por diferentes fabricantes: Norris, Metalmecánica.
Y alta resistencia de los mismos proveedores.(UHS y N-97)
b. Dimensiones generales y peso. En la Tabla II-I se indican las dimensiones
generales y tolerancias de las varillas y trozos de maniobra que utilizamos en
nuestra operación; y en la Tabla III-I el peso de las varillas (para 25' y 30' longitud).
Las longitudes de las varillas y trozos se miden del espejo del pin al espejo del
extremo de la cupla.
Debemos tener en cuenta que en estas tablas están ya incorporadas las
varillas de 7/8” con los pines correspondientes a las de 1”.

DIMENSIONES GENERALES Y TOLERANCIA
Tabla II-I (Figura 19-I)
Diámetro
varilla
Diámetro
Nominal
pin
Df
+0.005
-0.010
Ws
+1
-32
Wt Du
Long.
varilla
± 2"
Long.
trozos
± 2"
3/4" 1-1/16" 1.500" 1" 1-1/4" < Df 25'
2' - 4'
6' - 8'
10' - 12'
7/8” 1-3/8” 2.000” 15/16” 1-1/2” < Df 25´
2´-4´
6´- 8´
10´- 12´
7/8" 1-3/16" 1.625" 1" 1-1/4" < Df 25'
2' - 4'
6' - 8'
10' - 12'
1" 1-3/8" 2.000" 15/16" 1-1/2" < Df 25'
2' - 4'
6' - 8'
10' - 12'
Tabla III-I
DIAMETRO Y PESO DE VARILLAS
25' longitud 30' longitud
Diámetro Peso con cupla Diámetro Peso con cupla
Pulgadas mm Libras Kg Pulgadas mm Libras Kg
3/4 19.1 40.75 18.48 3/4 19.1 48.17 21.82
7/8 22.2 54.00 24.49 7/8 22.2 65.01 29.45
1 25.4 72.00 32.65 1 25.4 85.63 38.79
c. Cuplas y protección de rosca. Salvo que se indique lo contrario, todas las varillas
de bombeo serán suministradas con una cupla ensamblada en uno de los
extremos. Las roscas expuestas (pin y cuplas) serán provistas con
guardarroscas.

2. CUPLAS Y REDUCCIONES
a. Tipos. Las cuplas y reducciones pueden ser del tipo "fullsize" (mayor diámetro) o
"slimhole" (menor diámetro). En nuestra operación utilizamos las cuplas "fullsize"
de diámetros 3/4" y 7/8" y las "slimhole" de diámetro 1" en tubing de 2-7/8".
También pueden ser lisas exteriormente o con rebaje para llave; en nuestra
operación utilizamos las primeras.
b. Clase. Se refiere a la especificación de los materiales, las cuplas y reducciones
que usamos son clase T, UHS y N-97, con dureza Rockwell "C" según se indica:
Clase Dureza Rockwell "C"
T Mínimo 23 - Máximo 26
UHS Mínimo 30 - Máximo 34
N-97 Mínimo 56 - Máximo 62
c. Dimensiones. Las dimensiones de las cuplas y reducciones "fullsize'' y "slimhole"
serán de acuerdo a lo indicado en las tablas IV-I y V-I.
Tabla IV-I(Figura 19-I) - CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SIZE
Diámetro
varilla
Diámetro
exterior
(W)
Longitud
mínima
(NL)
Para utilizar en
tubing
OD mínimo
3/4" 1-5/8" 4" 2-3/8"
7/8" 1-13/16" 4" 2-7/8"
1" 2-3/16" 4" 3-1/2"
Tabla V-I(Figura 19-I) - CUPLAS Y REDUCCIONES SLIMHOLE
Diámetro
varilla
Diámetro
exterior
(W)
Longitud
mínima
(NL)
Para utilizar en
tubing
OD mínimo
3/4" 1-1/2" 4" 2-1/16"
7/8" 1-5/8" 4" 2-3/8"
1" 2" 4" 2-7/8"

d. Tratamiento anti-engranamiento. Todas las cuplas y reducciones deberán tener un
tratamiento metálico de recubrimiento de fosfato u otro equivalente como
tratamiento anti-engranamiento.
3. VÁSTAGO PULIDO
a- Dimensiones generales. A continuación se indican las dimensiones de los vástagos
que utilizamos en nuestra operación:
Diámetro
exterior
(Pulgadas)
Longitud
(Pie)
Diámetro nominal
del pin
(Pulgadas)
1-1/4" 16 - 22 1-3/16"
1-1/2" 16 - 22 1-3/8"
b. Material. Los vástagos que utilizamos son construidos de acero al carbono
SAE 1045 con límite de fluencia mínimo de 80000 psi. Para fluidos corrosivos se
utilizan vástagos de las mismas características pero metalizados
(Tuffr - Dureza "Rc" 60).
c. Medidas Vástagos Tuffr.
1-1/2 x 26' (22' Metalizado)
1-1/2 x 22' (19' Metalizado)
1-1/2 x 16' (13' Metalizado)

Figura 19-I

CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS
1. VARILLAS
a. Pin. No deberá tener filetes con flancos desparejos o partes faltantes de material
o fisuras del material provocados por el forjado. La longitud de la rosca será de
acuerdo a lo que se indica:
Diámetro varillas
(Pulgadas)
Longitud pin
(mm)
Longitud rosca
(mm)
3/4 36.5 21.4
7/8" 41.3 24.2
1" 47.6 31.8
b. Espejos. No deberán tener material arrancado ni presentar golpes o marcas de
maquinado.
c. Cuerpo. No deberán presentar marcas profundas ni superposición de material
proveniente del laminado de la barra y deberán conservar la sección circular en
toda su longitud.
Las varillas deberán estar razonablemente derechas, para ello se las hará girar
sobre cinco puntos de apoyo y cualquier desviación superior a 1/8" en un giro
completo será motivo de rechazo.
d. Recalques. No deberán tener superposición de material ni marcas de forjado
profundas.
2. CUPLAS.
a. Espejos. Deberán ser planos sin marcas de material arrancado, engranes, golpes
o señales de maquinado defectuoso.
b. Roscas. Los flancos de los filetes deberán ser lisos sin marcas de arrastre de
material o filetes de poca altura.
c. Desalineación: Para controlar la desalineación entre los ejes de simetría de la
rosca de la cupla o reducción con el de la varilla, se procederá como sigue :
• Desalineación paralela. Se deberá medir con un calibre el espesor de
pared del cuerpo de la cupla, para ello se tomarán dos puntos
opuestos de medición que pertenezcan a un mismo diámetro. No se

admitirá una diferencia entre ambas medidas mayor que 0.5 mm.
(0.020") (Fig. 20-I).
• Desalineación angular. Se utilizará el calibre patrón preparado al
efecto, enroscándole la cupla a mano hasta hacer tope los espejos.
La desalineación angular se controla midiendo con una sonda de
espesores el contacto entre espejos según se indica en la Fig. 20-I.
Figura 20-I

CONEXIÓN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS - FALLAS COMUNES.
1. CONEXIÓN DE LAS VARILLAS.
Al efectuar las conexiones de las varillas se requiere que cada unión sea ajustada con un
determinado torque que asegure una adecuada pretensión del pin. Esto evitará que se
produzca la separación entre los espejos del pin y de la cupla durante el ciclo de bombeo,
eliminándose la posibilidad de roturas de pin por dicha causa. Debido a las altas cargas a
que las varillas del grado D están sometidas, se tienden a separar los espejos de los pines
de las cuplas. Por este motivo, los valores de torque adoptados son más altos que los
recomendados por la Norma A.P.I. RP11BR (Sección 5).
Se calibra la llave hidráulica solamente con los valores de desplazamiento circunferencial
indicados en la plantilla de control correspondiente al fabricante, (para varillas de 3/4", 7/8"
y 1" de diámetro) que corresponden a 45.000 PSI, 60.000 PSI, o 78.000 PSI, de pretensión
(Fig. 21-I) de acuerdo al yacimiento y calidad de la varilla utilizada. Dicho desplazamiento
Figura 21-I

precargará al pin y generará una fuerza de fricción entre las superficies de los espejos. En
la Tabla VI-I se indican los respectivos valores de desplazamientos recomendados para los
distintos diámetros de varillas.
Tabla VI-I
CONEXION DE LAS VARILLAS
VALORES DE DESPLAZAMIENTO CIRCUNFERENCIAL.
45000 / 60000 / 78000 PSI.
Diámetro
varilla
Varilla nueva
(grado D)
Varilla nueva
UHS N97
Varilla en
uso
(grado D)
Varilla en uso
UHS N97
3/4" 7.9 mm. 9.5mm 11.5mm 7.9 mm. 9.5mm 11.5mm
7/8" 9.9 mm. 12.0mm 15.0mm 9.9 mm. 12.0mm 15.0mm
1" 13.1 mm. 15.5mm 19.0mm 13.1 mm. 15.5mm 19.0mm
La operación de conexión de las varillas se efectúa de la siguiente forma:
a. Varillas en uso. Se lubrica la rosca (pin) con una pequeña cantidad de grasa
especial y se enrosca manualmente la varilla hasta que hagan tope los espejos
del pin y de la cupla. En esa posición se marca con tiza, en forma vertical,
abarcando el extremo de la cupla y el diámetro exterior del pin.
A continuación se la afloja y ajusta nuevamente a mano para verificar la línea de
referencia y luego se la ajusta al valor del desplazamiento requerido con la llave
hidráulica. Se mide el valor del desplazamiento con la plantilla correspondiente, y
en caso de no coincidir el valor, se regula la llave y se repite la operación hasta
lograr el desplazamiento correcto. En nuestra operación se repite el control del
torque en la quinta o décima varilla para asegurar que la calibración de la llave se
mantenga constante y luego se repite cada veinte conexiones.
b- Varillas nuevas. La operación se realiza en la misma forma que para varillas en
uso pero efectuando dos veces la operación de ajuste con la llave hidráulica y
desenrosque (doble torque). Finalmente se controla el desplazamiento requerido.
c- Cuplas reducciones. En ambos casos (usadas y nuevas): las mismas deberán ser
ajustadas con el desplazamiento circunferencial, dado por la plantilla
correspondiente al fabricante, para cada diámetro y en forma manual
INDEFECTIBLEMENTE.

2. CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS
a. En la carga y descarga. El movimiento de los cajones de varillas deberá
efectuarse utilizando una viga de carga o soportes adecuados que permitan
tomarlos de los extremos, nunca efectúe esta maniobra tomando el cajón de su
punto medio.
Si las varillas se transportan sin embalaje en distancias cortas, las mismas
deberán apoyarse sobre cuatro cuñas de madera como mínimo y distribuidas
simétricamente en su largo. Los apoyos extremos se ubicarán próximos al final
de las varillas y cada tanda horizontal debe estar separada por espaciadores de
madera. Se evitará colocar elementos metálicos que puedan golpear sobre las
varillas y se sujetarán al transporte son sogas blandas.
Las roscas de las varillas nuevas o usadas en depósito deben estar limpias,
lubricadas con aceite SAE 40 e inhibidor de corrosión (50%) y cubiertas con
protectores en buen estado. Cuando se descarguen varillas sueltas en el depósito
o en el pozo se las colocará sobre caballetes de madera (o metálicos debidamente
recubiertos) y separadas las tandas horizontales de la misma forma que lo
indicado para el transporte.
b. En operación de pulling. Las varillas deben manipularse con cuidado para evitar
cualquier golpe que pueda dañarlas.
Los pines y las cuplas deberán limpiarse perfectamente tanto en la parte roscada
como en el espejo; toda cupla o pin con rosca en mal estado o con los espejos
dañados deberá ser descartada.
Antes de enroscar las varillas para ser bajadas al pozo, debe lubricarse el
pin con una pequeña cantidad de grasa especial.
El torque debe ser controlado en la forma ya indicada y la llave hidráulica deberá
calibrarse nuevamente cuando en la sarta se cambie el diámetro de la varilla. Es
importante previo a la calibración de la llave, hacer circular el sistema hidráulico de
la misma para que el fluido alcance la temperatura normal de funcionamiento.
Toda varilla que presente cualquier tipo de daño visible, entalladuras, golpes,
partes torcidas, etc. deberá descartarse. Cuando en una sarta se produzcan dos
pescas de pin consecutivas, se sacará toda sarta desenroscando cada una de las
varillas a fin de bajar controlando el ajuste correcto. Si el problema se repite
consultar con el Ingeniero de Producción.
Cuando sea necesario aflojar una cupla, la misma debe descartarse a fin de eliminar una
posible pesca debido al daño provocado por la llave. En cada intervención del pozo las
varillas deberán desenroscarse en una conexión distinta e indicar en el formulario de
intervención del pozo (0-27) la forma de operar en la próxima operación, según se indica:

• sacar en doble: significa sacar vástago, trozos y luego las varillas en tiros de dos.
• sacar una varilla y luego en doble.
Esto se efectúa por dos motivos: para identificar en una futura pesca de pin la Compañía
que hizo el trabajo en esta conexión, como así también la fecha del trabajo; y para
inspeccionar cíclicamente la totalidad de las uniones roscadas y prevenir de esta forma
posibles fallas.
3. ROTURA DE VARILLAS Y CUPLAS.
Una sarta de varillas correctamente diseñada, observando los cuidados en su manipuleo
que hemos indicado, usando torques correctos y bien operada seguramente tendrá un
largo, económico y satisfactorio servicio.
La vida en servicio dependerá del control de todas las condiciones que contribuyen a
fallas prematuras, así como a la determinación temprana de las causas de tales fallas y la
corrección del problema. Una rápida identificación de las fallas nos permitirá tomar
medidas correctivas para prevenir la repetición de las mismas, reduciendo los tiempos de
parada y la pérdida de producción que ello implica.
Casi todas las roturas de varillas se deben a fallas por fatiga o por tensión estática.
La falla por tensión estática ocurre por la aplicación de una carga que supera la tensión
de fluencia del material de la varilla. Dicha carga se concentra en un punto de la sarta y
produce la reducción de la sección transversal y la consecuente rotura en ese punto. Este
es un tipo poco común de falla y ocurre cuando en una intervención del pozo se tira la
sarta con una fuerza excesiva, como por ejemplo para desclavar una bomba. Para trabajar
con un cierto margen de seguridad, la fuerza de tracción que se aplique a la sarta nunca
deberá ser mayor que el 50 % de la tensión de fluencia del material de la varilla. En el
capítulo de intervenciones de pozos se indica una tabla con los valores máximos en libras
a aplicar sobre el peso de varillas para desclavar bombas insertables.
Todas las otras roturas se producen por fatiga. El término fatiga se refiere a un tipo de
falla en la varilla que ocurre con la aplicación de cargas menores que la tensión de fluencia
y bajo condiciones de cargas cíclicas que ocurren durante el ciclo de bombeo. La acción
de estos esfuerzos repetitivos puede formar en algún punto de la sección transversal de la
varilla pequeñas fisuras, en las que se produce una concentración de tensiones. El efecto
de repetición de los ciclos de carga hace que dichas fisuras se extiendan en forma
progresiva hasta que la sección resistente disminuye y se produce la rotura sin
deformación previa (como si fuera un material frágil). Este efecto es mas notorio cuando la
varilla presenta alguna falla superficial que produce una concentración de tensiones, la falla
progresa gradualmente a través de la barra y en forma perpendicular al eje de la misma. La
falla por fatiga se puede identificar claramente en la sección de rotura, por una zona
grisácea de grano fino y relativamente pulida (donde se inició la falla) y otra superficie de
grano grueso y rugosa de rotura franca.

CAUSAS DE FALLAS.
a. Fallas debido a curvaturas. Las varillas son fabricadas con una desalineación del
cuerpo no mayor de 1/8" en 5'; si el cuerpo de la varilla tiene una desalineación
mayor que la mencionada, la varilla no deberá utilizarse. Si se produce en la barra
una curvatura después que ha sido fabricada se introduce en la misma cambios en
su estructura metálica y concentración de tensiones que pueden provocar roturas
por fatiga. Dichas curvaturas pueden ocurrir cuando se levanta la varilla de ambos
extremos y se deforma debido a su propio peso.
b. Fallas debido a flexión. Estas fallas ocurren por el movimiento de la sarta durante
el ciclo de bombeo y son provocados por distintas causas tales como: velocidades
de bombeo muy altas, bloqueo de bomba, golpe de fluido y cualquier movimiento
de la sarta que no le permita a ésta moverse lo mas verticalmente posible. Tales
circunstancias hacen que la sarta flexione y puedan causar fisuras por fatiga que
provocan la falla por el mismo motivo. Generalmente se coloca sobre la bomba un
tramo de varillas de mayor diámetro a fin de darle peso para mantener la sarta en
tensión y evitar la flexión.
La condición más perjudicial que causa flexión es el choque del émbolo de la
bomba contra fluido. Esto ocurre cuando el fluido de la bomba no se llena
totalmente en la carrera ascendente. La onda generada debido al golpe viaja a
través de la sarta, causando flexión, sobrecargas, fallas en el pin y cuplas y
acelera las fisuras por fatiga ocasionadas por daños mecánicos o pitting de
corrosión.
La compresión del gas flexiona la sarta produciendo efectos similares al golpe de
fluido. En el caso de excesiva velocidad de bombeo la inercia de la sarta hace que
sean más notables los efectos de la inversión de carrera, pudiéndose provocar
fallas por tal motivo al cabo de un cierto número de ciclos. Este problema se
agrava si además el equipo no está bien contrapesado. De allí que debe evitarse
en lo posible el bombeo en tales condiciones corrigiendo las causas que lo
provocan y tratando de afectar lo menos posible a la producción.
c. Fallas por daños superficiales. Todo daño en la superficie de las varillas y cuplas
provocado por un inadecuado manipuleo de las mismas constituyen puntos de
concentración de tensiones que finalmente provocan fallas por fatiga. De manera
que toda varilla o cupla que presenten marcas de llave, hendiduras profundas,
impactos por golpes, etc. deberán descartarse.
En el caso que el elevador de varillas no estuviera en buenas condiciones,
deberá reemplazarse a fin de evitar las fallas que se indican a continuación:

• Roturas que se producen en el cuerpo de la varilla, cercanas a la transición entre el
cuerpo y el recalque. En este caso la falla puede ser producida por inclinación del
elevador, que imparte de esta forma una curvatura en la varilla y crea en ese lugar un
punto de concentración de tensiones. Este problema de
"elevadores inclinados" (o sea cuando el cuerpo del mismo no
está a 90° con respecto al eje de la varilla) ocurre en
elevadores desgastados o deteriorados debido a la aplicación
de sobrecargas.
• Roturas en el recalque de la varilla debidas a marcas en el
mismo que se producen cuando el contorno del asiento del
elevador está desgastado y no coincide con la forma de
recalque de la varilla. Este contorno suele ser postizo y
recambiable, a medida que se deteriora, y está normalmente
construido de un material mas blando que el de las varillas.
• Pozos excesivamente desviados, o que se perforaron
específicamente de esa manera, generan en el bombeo
inconvenientes de desgaste y rotura prematura de las columna
de producción. Sin la posibilidad de otras técnicas de
extracción, debemos apuntar a optimizar el uso de lo
disponible y para ello la centralización de las varillas
acompañadas de rotadores de superficie prolongan la vida de
la sarta en forma importante.
• Se deberá tener cuidado en la selección de los
centralizadores; la rotura de los mismos complica
generalmente no solo el proceso del bombeo sino que también
obstruyen en forma severa líneas de conducción, válvulas de
colectores o manifolds, separadores etc..
Son recomendables aquellos fusionados a las varillas (de
fábrica, o con procesos similares) y no los independientes que
se fijan mecánicamente o por fricción a la varilla.
• Con respecto a los rotadores de superficie, hay en plaza dos
proveedores líderes y ambos dan buenos resultados. HUBER
y TULSA .

d. Fallas en las conexiones. El número de fallas en las conexiones se dividen casi
igualmente entre la cupla y el pin. Las roturas de pin y cupla, salvo raras
ocasiones, son siempre el resultado de un torque incorrecto o falta de limpieza en
las roscas. Si la unión tiene poco torque, el espejo del pin y de la cupla se
separan en operación provocando roturas de pin o de cupla por fatiga. La fisura
que se produce en el pin suele ubicarse en la raíz del primer filete de rosca a
continuación del undercut. En la cupla se inicia, por lo general, en la raíz del filete
coincidente con el último filete del pin y progresa hacia el exterior.
Si la unión está pasada de torque el pin estará muy pretensado y cuando deba
soportar el peso de las varillas más el fluido podrá excederse la resistencia del
mismo y fallar. Es muy importante entonces respetar los valores de torque y
verificarlo con el calibre de control.
VARILLA DE 7/8” CON PIN DE 1”
La rotura de pines de 7/8”, en las sartas de varillas, es un problema que las estadísticas
de fallas ponen de manifiesto. Y como una constante en todo tipo de yacimientos.
El reflejo mas crítico esta dado por pozos producidos en medias de 1.600/1800 mts.y
caudales promedio de 70 m3/día. Y este efecto se repite por igual en varillas grado D como
en Alta Resistencia.
Lo que se buscó fue robustecer el área resistente en la zona del desahogo de rosca, que
es la zona donde se producen las fallas por fatiga en los pines (ultimo filete enganchado).
En la siguiente tabla se muestran las relaciones existentes entre secciones para cada
diámetro de varilla.
DIÁMETRO CUERPO PIN RELACIÓN
5/8” 197.83 mm2 316.20 mm2 1.60
¾” 284.88 mm2 423.98 mm2 1.49
7/8” 387.75 mm2 547.94 mm2 1.41
1” 506.45 mm2 762.68 mm2 1.50

En la varilla estándar de 7/8” la relación de área no se mantenía haciendo la zona de pin
mas débil y por ende un punto de falla mas concentrado dentro de la sarta.
Con el engrosamiento de este pin, y mejorando dicha relación se logró que ese punto débil
de la sarta desapareciera, o por lo menos así lo demuestran los seguimientos que se
están realizando en los yacimientos donde estas varillas se ensayan.
TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING).
Como ya se indicó, la tubería de producción se utiliza para conducir el fluido del pozo
hasta la superficie. Por las características de operación este elemento está solicitado por
diversos esfuerzos (tracción, presión interna, presión externa) y sujeto a desgastes por
rozamiento interior (varillas de bombeo) y exterior contra el casing en las operaciones de
pulling, o en bombeo cuando no está anclado.
Consecuentemente, su uso ha obligado a desarrollar diferentes tipos de aceros así
como también distintos tipos de uniones que han permitido trabajar a mayores
profundidades y presiones. Los tubing se fabrican en distintas calidades según su
resistencia, en aceros de grado J-55, C-75, N-80, P-105, P-110 y de acuerdo a los
requerimientos de las normas API 5A, 5 AC y 5 AX (el grado del acero indica el límite de
fluencia mínimo en miles de psi).
En nuestra operación utilizamos tubing sin costura con recalque externo (EUE) y rosca
redonda de ocho filetes por pulgada (8 RT). Las especificaciones y capacidades
correspondientes a los mismos se indican en las tablas VII-I, VIII-I y IX-I.
Tabla VII-I
DIMENSIONES GENERALES DE TUBING
(Dimensiones en pulgadas; peso en libras por pie; área en pulgadas cuadradas)
Diámetro
externo
Plg.
Grado
Peso
con
cupla
Diámetro
interior
Plg.
Espesor
Pared
Plg.
Area
transversal
Plg
2
.
Diámetro
externo
cupla
2-3/8" J-55 4.7 1.995 0.190 1.304 3.063
2-7/8" J-55
N-80
6.5 2.44 0.217 1.81 3.668
3-1/2" J-55 9.3 2.992 0.254 2.59 4.5

Tabla VIII-I
RESISTENCIA Y TORQUE
Diámetro
(pulg)
Grado
Peso
(Lbs/pie)
Límite
fluencia
(psi)
Presión
interna
(psi)
Presión
externa
(psi)
Resist.
junta
(Lbs) *
Torque
(LbsXpie)
2-7/8 J-55 6.5 55000 7260 5800 99660 1650
2-7/8 N-80 6.5 80000 10520 10570 144960 2300
3-1/2 J-55 9.3 55000 6980 6560 142460 2280
2-3/8 J-55 4.7 55000 7700 7180 71730 1200
* Tirar ≅ 15000 libras menos que los valores indicados.
Tabla IX-I
CAPACIDAD INTERIOR Y ANULAR (Litros/Metro)
TUBING Y CASING
Diámetro: pulgadas Peso: Lbs/pie
Diámetro 2-7/8 3-1/2 5-1/2 5-1/2 5-1/2 7 7 7
Peso 6.5 9.3 14 15.5 17 20 23 26
2-7/8 6.5 3.02 8.54 8.23 7.94 16.93 16.34 15.77
3-1/2 9.3 4.54 14.91 14.32 13.75
5-1/2 14 12.73
5-1/2 15.5 12.42
5-1/2 17 12.12
7 20 20.53
7 23 20.53
7 26 19.96

MANIPULEO Y CONTROL DE TUBING Y CUPLA
Las estibas en la locación deberán hacerse sobre caballetes, tres por tubing o cinco por
tiro doble.
No retirar los protectores de las roscas hasta el momento de ser utilizados.
Las roscas y cuplas deben limpiarse con gasoil o kerosene y lubricarse en el momento de
enroscar, con grasa grafitada.
Toda vez que se bajen tubing deberá correrse un calibre para su inspección, descartando
aquellos por donde no pase este calibre.
Controlar las uniones; las cuplas golpeadas o gastadas al igual que el tubing o cuplas
con roscas deterioradas deberán reemplazarse. Asegurarse que las cuplas sean del
mismo grado de acero que el tubing.
Durante la maniobra debe evitarse la introducción de materias extrañas dentro de los
tubing; y en lo que respecta a la parte exterior deberá evitarse pisar sobre los mismos o
apoyar herramientas y elevadores.
Al iniciar el enrosque hacerlo a mano para evitar el "cruce" de filetes, aplicar los torques
en forma correcta y observar que penetren todos los filetes.
Cuando se mueven tubing de pozo a estiba o viceversa, colocarle el guardarrosca para
evitar que se deterioren al deslizar sobre la estiba.
ANCLAJE DEL TUBING.
Durante el ciclo de bombeo, la carga de fluido, al actuar alternativamente sobre el tubing
(carrera descendente - TV abierta) y sobre las varillas (carrera ascendente - TV cerrada),
provoca estiramientos y acortamientos cíclicos de la tubería. Este movimiento puede
causar desgastes de las cuplas por rozamiento con el casing y disminuir la carrera efectiva
del pistón que se traduce en pérdida de rendimiento de la bomba.
Para evitar dichos inconvenientes se vincula el tubing al casing mediante un "ancla" que
permite mantener traccionada la tubería de producción. Tenemos dos tipos de anclas
catcher: Baker y San Eloy, ambas fijan y libran en igual forma.
1. DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DEL ANCLA
En la Fig. 22-I se indican las partes componentes del ancla tipo catcher de Baker
modelo B3, utilizada en nuestra operación, y también San Eloy (Fig. 23-I).
Las cuñas que ajustan contra las paredes del casing tienen entalladuras en dos
direcciones para evitar ambos movimientos verticales, en caso de rotura del tubing las
cuñas impiden el desplazamiento del resto de la tubería hacia el fondo del pozo facilitando
de esta manera las operaciones de pesca.
Para operar el ancla se la baja al pozo de tal forma que los extremos libres de los flejes
centralizadores queden hacia abajo. Estos centralizadores que tienen por objeto no
permitir girar el cono en las operaciones de fijar y librar el ancla, están vinculados en su
extremo superior.

a. Fijación.
Una vez que el ancla está en la profundidad deseada, se gira la tubería de 5 a 8
vueltas a la izquierda hasta que las cuñas hagan contacto con el casing.
Manteniendo la tubería torsionada se le aplica alternativamente entre 8.000 a 10.000
Lbs. de tensión y peso hasta lograr asentar las cuñas.
Si durante esta operación se llegara a perder la torsión de la tubería se la
continuará girando hasta lograr la torsión necesaria, repitiendo luego la operación.
Una vez fijada el ancla se libra la torsión aplicada, se da todo el peso de tubing
suavemente y se tracciona la tubería. El valor de la fuerza a aplicar se determina
de acuerdo al procedimiento de cálculo que se indica más adelante.
b. Librado del ancla. Para librar el ancla se aplica peso y se gira la tubería de 5 a 8
vueltas a la derecha, mientras se la mueve alternativamente hasta eliminar por
completo el torque. Realizado esto se eleva la cañería evitando todo movimiento
hacia la izquierda que pueda desplazar las cuñas.
c. Librado de emergencia. Si en la operación anterior no se logra librar el ancla será
necesario circular el pozo y volver a hacer nuevamente la maniobra de librado.
• Seguridad en el Trabajo por
la Observación Preventiva

Figura 22-I

Figura 23-I

Actualmente estamos utilizando anclas cuyos pernos de seguridad le confieren a la misma
una resistencia total de corte de 60.000 Lbs. La resistencia al corte de los pernos del ancla
se determina mediante ensayos del material y de acuerdo a los valores que se obtienen se
colocan en el ancla el número de pernos necesarios para lograr la resistencia total de corte
indicada. De manera tal que según sea la condición de operación que se presente, habrá
que sumar a los pesos de la tubería, varillas y/o fluido, la resistencia total de corte de los
pernos del ancla para estimar las fuerzas necesarias (Fc).
Durante esta maniobra debe tenerse en cuenta que el valor de (Fc) no sobrepase el límite
de fluencia del material de la tubería. En nuestra operación se han fijado como valores
máximos de (Fc) los que a continuación se indican:
Tubing 2-7/8" J-55 FC = 85000 Libras
2-7/8" N-80 FC = 123000 Libras
3-1/2" J-55 FC = 121000 Libras
2. NORMAS A OBSERVAR.
a. Antes de bajar el ancla, verificar su correcto funcionamiento, calibrarla y nunca
manipular la misma tomándola de los flejes.
b. En las operaciones de fijar y librar el ancla utilizar llaves manuales.
c. No fijar el ancla en correspondencia con los punzados o sobre tramos de cañería
libre (sin cemento).
d. No ajustar las cuplas del ancla ya que las mismas se enroscan con su
correspondiente torque en el taller de reparación.
e. El ancla se debe instalar lo más próxima posible a la bomba. Si la instalación es
con bomba insertable el ancla podrá ubicarse por arriba o por debajo de la bomba,
tratando de no dejar caños de cola; en el caso de instalaciones con bomba de
tubing el ancla debe ubicarse por arriba de la bomba dejando dos caños libres para
operaciones de pulling. En todos los casos se consultará con el Ingeniero de
Producción quien recomendará el diseño de la instalación.
f. En cada intervención de tubing deberá indicarse en el formulario correspondiente el
valor de la fuerza con que se fijó o libró el ancla y el estiramiento de la tubería.

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE TUBERÍAS CON
ANCLA.
1. FUERZA A APLICAR A LA TUBERÍA AL FIJAR EL ANCLA.
Para el cálculo de la fuerza total (Ft) a aplicar a la tubería se debe tener en cuenta
además del estiramiento que le produce la carga de fluido, los debidos a la sumergencia de
la bomba y a la temperatura del fluido.
La sumergencia de la bomba es la diferencia entre la profundidad a la que ésta se
encuentra y el nivel de fluido del pozo. Normalmente, mientras el pozo no está en bombeo
sube el nivel del fluido (nivel estático), o en el caso de pozos nuevos el nivel puede estar en
boca de pozo. Luego, en bombeo el nivel de fluido se ubicará en una zona más próxima a
la bomba (nivel dinámico).
Recordemos que todo cuerpo sumergido recibe un empuje de abajo hacia arriba cuyo
valor es igual al peso del volumen de fluido desalojado. Quiere decir que el peso del tubing
sumergido variará de acuerdo al nivel de fluido del pozo. Por lo tanto, para que la tubería
quede correctamente traccionada debemos tener en cuenta este efecto en la
determinación de la fuerza a aplicar a la misma.
Referente a la temperatura del fluido sabemos que la misma aumenta con la profundidad
del pozo. La temperatura del fluido en superficie dependerá del caudal bombeado, cuanto
mayor sea éste, en mayor proporción se transmitirá la temperatura de fondo a superficie.
Cuando el pozo no está en bombeo, la instalación de producción baja su temperatura
tendiendo al gradiente térmico natural de las formaciones. Luego en bombeo se eleva
gradualmente su temperatura, haciendo que la misma se dilate y como consecuencia la
tubería quedará con menor tensión si no tenemos en cuenta este efecto.
El valor de la fuerza total será entonces:
Ft = F1 + F2 - F3 (expresado en libras sobre el peso de la tubería)
Los valores de F1, F2 y F3 son fácilmente obtenidos a partir de tablas proporcionadas
por el fabricante del ancla; las utilizadas en nuestra operación son tipo catcher modelo
B3 de Baker.
a. Determinación de F1. El valor de F1 depende del nivel dinámico, el cual lo
consideramos de acuerdo a los datos disponibles en el archivo del pozo, quedando
a criterio de quien efectúe el cálculo, la confiabilidad de los "sonolog" en cada
caso particular (expresar los niveles en pies; para pasar valores en metros a pies
multiplicar por 3,281). Si no es posible obtener este dato se deberá considerar el
caso más desfavorable, que se producirá cuando el nivel de fluido se encuentre en
la bomba, tomando esa profundidad como nivel dinámico del pozo.
La segunda variable que interviene en la determinación de F1 será la profundidad a
la cual se asentará el ancla (en pies). La tabla correspondiente para determinar el
valor de F1 es la Tabla X-I. Supongamos un ejemplo: tubing 2-7/8", nivel dinámico
5500' y profundidad del ancla a 5500'.

El uso de la tabla para determinar el valor de F1 es simple, ya que solamente hay
que buscar sobre el eje horizontal el nivel dinámico del pozo en pies, mientras que
sobre el eje vertical se localiza la profundidad a la que se fijará el ancla (en pies);
luego, trazando paralelas por esos valores a ambos ejes, en su intersección se lee
el valor correspondiente a F1. En definitiva, en el ejemplo se ve que para un nivel
dinámico de 5500' y el ancla en la misma profundidad, el valor de F1 es 12480
Libras.
b. Determinación de F2. El valor de F2 depende de la temperatura del fluido del pozo
en superficie y del promedio anual de la temperatura ambiente del Yacimiento,
medidas en grados Fahrenheit (°F). Estas temperaturas ya han sido estimadas
para nuestra operación, tomando como temperatura promedio del fluido en
superficie 90 °F y como temperatura promedio anual del Yacimiento 50 °F. De
todas formas, actualizar esta información, cada vez que se requiere será
importante, dado el peso que tiene el dato de F2 en el cálculo final de
estiramientos y tensiones a aplicar.
Recordar que las temperaturas se deben expresar en grados Fahrenheit (°F) y no
en grados centígrados (°C), por lo que, si es necesario pasar de (°C) a (°F) debe
utilizarse la siguiente fórmula :
°F = ( C° x 9/5 ) + 32
La temperatura del fluido del pozo en superficie es conveniente tomarla para cada
caso en particular, en especial para aquellos pozos que produzcan grandes
caudales de fluido (por ejemplo los pozos afectados al waterflood) recordando que
la misma se expresa en (°F).
Para elegir el valor de F2 se utiliza la Tabla XI-I. La forma de obtener el valor de F2
es restar a la temperatura del fluido del pozo en superficie la temperatura promedio
anual ambiente, con lo que obtenemos una diferencia que la llamaremos T. Con
ese valor de T buscamos en la tabla. Para nuestro ejemplo T = 40 °F corresponde
un valor de F2 = 7500 Libras

Tabla XI-I
VALOR DE F2
T (°F)
F2 (Lbs)
Tubing 2-7/8" Tubing 3-1/2"
10 1880 2680
20 3750 5360
30 5630 8040
40 7500 10720
50 9370 13400
60 11250 16080
70 13100 18760
80 15000 21440
90 16900 24120
100 18800 26800
110 20600 29480
120 22500 32160
130 24400 34840
140 26100 37520
150 28100 40200
160 30000 42880
170 31800 45560
180 33700 48240
190 35600 50920
200 37500 53600

c. Determinación de F3. Para determinar el valor de F3 se utiliza la Tabla XII-I. Este
valor está determinado por dos variables. La primera es el nivel estático del pozo
en el momento de fijar el ancla y la segunda la profundidad del ancla. En el caso
de pozos viejos, este nivel puede ser obtenido prácticamente en cada caso
particular en el momento de sacar caños, ya que si el pozo ha estado parado
algún tiempo, en los caños puede verse la marca hasta donde llegó el fluido.
En los casos de pozos recién completados a poner en producción la operación de
fijar el ancla se hace con pozo lleno, por lo que tomaremos el mínimo valor que
figura en la tabla: 250' para el nivel estático. Para determinar entonces el valor de
F3 hay que buscar sobre el eje horizontal el nivel estático del pozo en el momento
de fijar el ancla (pies), mientras que sobre el eje vertical se localiza la profundidad
a la que se asentará el ancla (también en pies). Luego, trazando paralelas a
ambos ejes por los valores buscados, en la intersección de éstas se lee el valor
de F3 en libras.
En definitiva, en el ejemplo se observa que para un nivel estático de 250' y una
profundidad del ancla de 5500', el valor de F3 es = 90 Libras. Si se trata de un
pozo en producción cuyo nivel estático se encuentra a 4750', en la tabla
encontramos el valor de F3 = 2840 Libras.
d. Cálculo de la fuerza inicial en el tubing "Ft".
- nivel estático pozo recién completado (lleno)
Ft = F1 + F2 - F3
Ft = 12480 + 7500 - 90 = 19890 Libras
- nivel estático pozo en producción (4750')
Ft = 12480 + 7500 - 2840 = 17140 Libras
• Detenga el trabajo ante una situación
Insegura.

2. CÁLCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCIÓN DE LA FUERZA "FT" A
APLICAR.
En nuestra operación en forma práctica lo que hacemos es en realidad medir el
estiramiento que se le dará al tubing cuando se fije el ancla, el cual está directamente
relacionado con la tensión Ft que ya calculamos y con la profundidad a la cual se fija el
ancla. El valor de dicho estiramiento se podrá calcular rápidamente mediante la aplicación
de la expresión matemática de la Ley de Hooke.
e
F L
E A
=
*
*
(1)
Donde:
e: estiramiento
F: fuerza de tracción aplicada
L: longitud de la tubería sometida a tracción
E: módulo de elasticidad del material
A: sección transversal de la tubería.
Utilizando unidades usuales y operando la (1) queda expresado como:
- para tubing 2-7/8" - 6.5 Lbs/pie
e = 0.22 * F * L (2)
- para tubing 3-1/2" - 9,3 Lbs/pie
e = 0.154 * F * L (3)
En las que:
e: pulgadas de estiramiento
F: fuerza en miles de libras
L: longitud en miles de pies
E: 30 * 106 psi
A: sección en pulgadas cuadradas.
Volviendo al ejemplo; tubing 2-7/8", 6.5 Lbs/pie, tendremos:
(1) Ft = 19890 Libras
e = 0.22 * 19.89 * 5.50 = 24"
(2) Ft = 17140 Libras
e = 0.22 * 17.14 * 5.50 = 20.74" = 20-3/4"

3. FUERZA "FT" EN CASO DE BAJAR TUBING PROBANDO HERMETICIDAD.
Si el tubing que se baja al pozo se está probando por pérdidas, hay que tener en cuenta
que el peso del agua que hay en su interior ya lo está estirando en un cierto valor, por lo
que al valor de la fuerza (Ft) calculada para una operación normal (sin bajar probando) hay
que restarle el peso de fluido contenido en el tubing desde superficie hasta el nivel de fluido
del pozo en el momento de la operación (nivel estático).
En la Tabla XIII-I se indican los valores de la fuerza (Ft) en libras y los correspondientes
estiramientos en pulgadas de los tubing 2-7/8" y 3-1/2" para distintas profundidades de
asentamiento del ancla. Los valores indicados en dicha tabla se calcularon para niveles
estáticos en boca de pozo, nivel dinámico en bomba (igual valor para la profundidad del
ancla) y un valor diferencial entre la temperatura del fluido en superficie y la temperatura
promedio anual ambiente de 40 °F.
En aquellos pozos cuyas condiciones difieran de las indicadas para dicha tabla, se
procederá al cálculo de tensiones y estiramientos por el método ya descripto.
Tabla XIII-I
FUERZA Y ESTIRAMIENTOS DE TUBERÍAS
UTILIZANDO ANCLAS TIPO CATCHER DE BAKER.
Fuerza estiramiento
Profundidad ancla Tubing 2-7/8" Tubing 3-1/2"
(pies) (metros) (libras) (pulgadas) (libras) (pulgadas)
4000 1219 16500 14.5 24020 14-3/4
4500 1372 17620 17.5 25700 17-3/4
5000 1524 18760 20.5 27390 21
5500 1676 19890 24 29050 24.5
6000 1829 21040 27.5 30740 28.5
6500 1982 22180 31.5 - -
7000 2134 23300 35-3/4 - -

PACKER DE PRODUCCIÓN
El packer es una herramienta provista de empaquetaduras de goma, que se utiliza para
aislar una zona determinada del pozo. En esta sección describiremos el packer de
producción utilizado en nuestra operación, tipo lok-set de Baker (Fig. 24-I).
En la Fig. 25-I (A, B, C) se esquematizan las aplicaciones del packer de producción.
En (A) el packer está aislando una zona acuífera del fondo del pozo, el fluido es producido
a través de un niple perforado instalado en la tubería de producción por encima del packer;
en su extremo inferior una tapa roscada impide la entrada del agua.
En (B) el packer permite la producción de las zonas del fondo aislando la capa acuífera
superior.
En (C) se utiliza el packer para producir el gas por la cañería de producción. En caso
de tener que ahogar el pozo se llena el espacio anular con agua y se libera el packer. Con
la instalación (C) normalmente se baja la cañería con un asiento de bomba, a fin de poner
el pozo en producción si el mismo deja de aportar gas por presencia de fluido.
DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN.
Los tamaños de packer que utilizamos en nuestra operación son el 45 B (para casing de
5-1/2") y el 47 B4 (para casing de 7").
También 45B (pasaje total), para casing 5-1/2, y packer "P" San Eloy (Fig. 26-I).
Todos estos packer se fijan y libran en igual forma. En el packer con conexiones de 2-3/8
(T.B.G.) y casing 5 -1/2" no pasa la bomba por su interior; sí en el de pasaje total.
El packer lok-set, como puede verse en la Fig. 24-I está constituido por el mandril
central, el cuerpo exterior con sus bloques de arrastre, los conos, cuñas, gomas
empaquetadoras, el anillo roscado expandible y los elementos accesorios de unión,
resortes, etc.
En la parte superior el mandril tiene una superficie de sello (sección de mayor diámetro)
que apoya en los anillos de sello del cuerpo del packer cuando se lo fija; de esta forma se
impide la comunicación del fluido a través del bypass. Es importante no utilizar llaves de
ningún tipo sobre la superficie de sello para no dañar la misma.
El mandril tiene además dos secciones roscadas en su parte media (la inferior de rosca
derecha y la superior de rosca izquierda). Sobre las mismas enrosca el anillo expandible
que está formado por cuatro segmentos, dos de rosca derecha (segmentos de control) y
dos de rosca izquierda (segmentos de traba), que están vinculados entre sí con resortes
que les permite adaptarse a ambas secciones roscadas del mandril.
• Consulte a su “LIDER” de Seguridad
cuando tenga Dudas.

Figura 24-I

Figura 25-I

Figura 26-I

Libraje Casing
Packer 45 A = Casing de 17 lbs
Packer 45 B = Casing de 15. 5 - 14 Lbs
Dureza de gomas de empaquetamiento
Entre 80 y 90 (Baker)
Para packer "P" (San Eloy) las durezas de gomas utilizadas son 90-80-90
(tiene 3 gomas).
a. Maniobra de fijado. En la Fig. 27-I se esquematizan las etapas operativas para fijar
el packer que a continuación se describen:
Antes de armar el packer a la columna debe verificarse el correcto funcionamiento
de los segmentos, haciendo girar el alojamiento de bloques de arrastre algunas
vueltas a la izquierda. El packer se arma a la columna con los bloques de arrastre
hacia abajo.
1. Para dejar la herramienta en la posición de bajar al pozo, con sus mordazas
retraídas, girar el alojamiento de bloques de arrastre a la derecha hasta hacer
tope y luego ¼ de vuelta a la izquierda para evitar que los segmentos puedan
quedar trabados por haber tomado torque cuando se giró a la derecha hasta
hacer tope.
2. Al llegar a la profundidad deseada, bajar más lentamente mientras se gira a la
derecha 4 ó 6 vueltas aproximadamente. De esta manera el mandril se
desvincula de los segmentos de control y se desliza a través de los
segmentos de traba, liberando las mordazas.
3. Cuando el peso en la herramienta es 6.000 Lbs. como mínimo, comienza el
fijado de las mordazas superiores y la compresión de los elementos
empaquetadores. Las mordazas inferiores se fijan aplicando 10.000 a 20.000
Lbs. de tensión a la profundidad de la herramienta.
El empaquetamiento de las gomas y fijado de las mordazas inferiores se
completa aplicando un mínimo de 6.000 Lbs. de peso sobre la herramienta.
4. Para asegurar una correcta ubicación y fijación de las mordazas y un
completo empaquetamiento de las gomas, aplicar tensión (20.000 Lbs.) y
descargar todo el peso de la sarta sobre la herramienta en la última maniobra.

Figura 27-I

Efectuada esta etapa el packer ya está en condiciones para dejarlo operando en
compresión, tensión o neutro. En el caso que un pozo sea puesto en bombeo con
packer se deberá dejar la tubería traccionada al igual que se procede en una
instalación con ancla.
En el caso que el peso disponible no fuera suficiente para permitir el desplazamiento
del mandril sobre el anillo expandible, se deberá girar la tubería "hacia la izquierda"
para completar esta operación.
b. Librado de packer. Para librar el packer se aplica a la tubería una fuerza de 3000
a 6000 libras sobre el peso (tamaños 45 B y 47 B4) y se gira la tubería "hacia la
derecha" seis a ocho vueltas hasta que la herramienta pueda moverse libremente.
Esto ocurre cuando el mandril se desplaza hacia arriba, liberándose el anillo
roscado expandible que permite desacoplar las cuñas y aflojar el sello de las
gomas empaquetadoras. Además, queda habilitado el pasaje de fluido a través del
bypass con lo que se equilibran las presiones en ambos lados del packer.
CABEZAS DE POZOS.
En esta sección nos referiremos a las cabezas colgadoras de tuberías de producción.
Estas se instalan roscadas o en algunos casos soldadas en la cañería de aislación
(casing), la que a su vez está sostenida por otra cabeza colgadora vinculada a la cañería
guía (Fig. 28-I). Existen distintos tipos de cabezas colgadoras de tubing pero
describiremos los dos tipos de mayor uso en nuestra operación que son:
1. Bridada, Tipo Cameron WF (actualmente utilizada con el Adaptador Danco / Wenlen
QD).
2. Danco, Wenlen, de fabricación nacional de igual diseño que la Norris/USA, en sus dos
modelos, simple y con goma escurridora.
La presión de trabajo para ambos tipos de cabezas colgadoras es de 2000 psi.

Figura 28-I

1. BRIDADA TIPO CAMERON WF - ADAPTADOR DANCO / WENLEN QD.
La cabeza colgadora Bridada está constituida originalmente por los siguientes
elementos (Fig. 29-I): el cuerpo con sus dos conexiones laterales y bridas (la superior de
6" y la inferior de 10"), un anillo de sello metálico tipo R 45, el colgador de tubing tipo FB-A
con dos anillos empaquetadores de goma, la brida tapa (1) de 6" con conexión roscada de
2-7/8" o la brida tapa (2) para el caso de pozos surgentes, la que se enrosca directamente
en el tubing, eliminándose el colgador.
Como se indicó más arriba, la cabeza Bridada original se utiliza actualmente con el
adaptador Danco / Wenlen QD (Fig. 30-I) que reemplaza al colgador original tipo FB-A y la
brida tapa superior, por lo que en caso de repararse un pozo con este tipo de cabeza
colgadora deberá efectuarse el cambio de los elementos descriptos por el adaptador QD.
Las ventajas principales de este colgador son:
• Facilidad de maniobra en la operación de traccionar y asentar la tubería con
anclas de tensión o packer de producción.
• Posibilidad de instalar una goma escurridora, cuya función adicional es la de
permitir el movimiento de la tubería con presión en el casing.
• Conectar una válvula maestra directamente en el tubing.
Instalación del adaptador Danco / Wenlen Tipo QD. Finalizada la operación de bajar la
tubería de producción se instala en lugar del colgador original la goma escurridora, la que
en el caso de presión en el casing se comprimirá contra el tubing y el cuerpo de la cabeza
empaquetando. Luego se abulona el adaptador y se efectúa la maniobra de fijación del
ancla o packer de producción.
Ya con el tubing en la posición que quedará (estiramiento), se colocan las cuñas
constituidas por tres segmentos articulados y se asienta el tubing. Referente a las cuñas,
algunos modelos anteriores no son abisagrados, esto hace dificultosa la operación ya que
de deslizarse un segmento caería en el espacio anular (si la cabeza no tiene goma
escurridora) pudiendo atascar la cañería. Si se presenta este caso será necesario vincular
los segmentos con un trozo de alambre y ubicar con cuidado las cuñas en su asiento.
Finalizada esta etapa se instala el anillo y sobre éste la empaquetadura de goma que
será ajustada por los dos sectores de cierre y la tapa abulonada. Para asegurar un buen
ajuste las roscas deben estar limpias y el apriete de los bulones debe hacerse en forma
gradual y alternada.

Figura 29-I

Adaptador Danco/Wenlen Tipo Q-D
Figura 30-I

2. DANCO / WENLEN.
En la Fig. 31-I se muestran los dos modelos, tipo simple y con goma escurridora, con la
descripción de sus partes componentes.
Instalación. Nos referiremos a la cabeza con goma escurridora. El cuerpo inferior que
puede ser con rosca o para soldar se vincula al casing. Luego se instala la goma
escurridora y se enrosca el cuerpo superior. Se coloca la cama de cuñas y se efectúa la
maniobra de fijación del ancla o packer de producción. Con el tubing en la posición final se
colocan las cuñas articuladas y se asienta el tubing, luego se instalan las medias lunas
inferiores, el anillo de goma, las medias lunas superiores y se enrosca la tapa.
Como en todo dispositivo de este tipo es importante que las partes estén limpias y
engrasadas.
Cabeza Danco/Wenlen
Figura 31-I

CABEZA DANCO / WENLEN DC-250 con colgador de cañería de producción T-8. Para
3.000 P.S.I. (2718) (Fig. 32-I)
Figura 32-I

ARMADURAS DE LOS POZOS.
Las armaduras de los pozos están constituidas por diversos elementos tales como: el
dispositivo de seguridad (BOP), el conjunto prensa-estopa, las válvulas de paso, válvulas de
retención, accesorios de unión, etc. de acuerdo a la producción del pozo según se indica:
1. Pozos productores de petróleo con captación de gas.
2. Pozos productores de petróleo sin captación de gas.
3. Pozos productores de gas, hasta 2000 Psi.
4. Pozos productores de gas, mayor a 2000 Psi.
1. POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO CON CAPTACIÓN DE GAS.
En la Fig. 33-I se indica un esquema general de la armadura de un pozo productor de
petróleo con sus respectivas conexiones para captar el gas del casing (líneas B y C).
En aquellos pozos cuya producción de gas asociado al petróleo es importante y que no
están conectados al sistema de captación de baja presión, se utiliza una armadura con la
conexión de la línea (B). El gas es conducido junto con el petróleo a través de la línea del
pozo hasta la estación satélite donde ingresa a un separador gas-petróleo, y luego de
deshidratar el gas en la misma estación se lo deriva al sistema de distribución general. En
aquellas estaciones que no cuentan con instalaciones para deshidratar el gas, se lo deriva
hacia afuera, hasta tanto se complete dicha instalación o se le conecte al sistema de baja
presión.
En el caso de pozos ubicados en zonas que cuentan con el sistema de captación de
baja se utiliza la misma armadura, pero adicionándole la conexión (C) que le permite
conectar el gas del casing a dicho sistema. En este caso la válvula de la conexión (B)
permanece cerrada. La conexión (B) puede habilitarse únicamente cuando se verifiquen
problemas de conducción por congelamiento en la línea que lo conecta al sistema de baja
presión. En los dos tipos de armaduras descriptos, obviamente se mantiene cerrada la
válvula de la línea de derivación a pileta. La misma es utilizada en algunas intervenciones
cuando se requiere efectuar la operación de circular el pozo.
• Observe los Procedimientos antes de actuar.

Figura 33-I

2. POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO SIN CAPTACIÓN DE GAS.
En los pozos cuya producción de gas es despreciable o en aquellos con porcentajes
límite de anhídrido carbónico se utiliza una armadura sin las conexiones (B) y (C).
3. POZOS PRODUCTORES DE GAS, HASTA 2000 PSI.
En la Fig. 34-I se indica un esquema de la armadura tipo utilizada en nuestra operación.
La misma está constituida por: la válvula maestra, la válvula de operación, la válvula
regulable de caudal, las válvulas accesorias y los elementos de conexión y manómetros.
La válvula maestra va instalada directamente en el tubing y su diámetro de paso es igual al
diámetro interior del tubing, para permitir bajar las herramientas cuando el pozo debe ser
intervenido.
A continuación de la válvula maestra se instala un niple y otra válvula del mismo diámetro
que es la de operación. La válvula maestra se mantiene abierta utilizándose la de
operación para abrir o cerrar el pozo, así el mismo estará controlado ya que en el caso de
fallas en la válvula de operación se cierra la maestra y se reemplaza dicha válvula (ambas
válvulas son del tipo esclusas). Las válvulas que completan la armadura son: la válvula
regulable de caudal tipo aguja ( OCT, Cameron, etc.), las válvulas accesorias tipo
esclusa utilizadas para derivar el flujo a la línea o pileta y las conectadas al casing.
Nota: en aquellos pozos en los que se presentan problemas de congelamiento en el tramo
de línea que conecta con el sistema de tratamiento de gas, la válvula regulable de caudal
se instala aguas abajo del calentador.
4. POZOS PRODUCTORES DE GAS, mayor a 2000 PSI.
Estos pozos en su mayoría están vinculados a las distintas fases de los proyectos de
captación y venta de gas. Las armaduras están diseñadas en forma especial y
dentro de requerimientos de seguridad perfectamente definidos.
La totalidad de ellas están provistas por Wenlen, salvo un par de excepciones Cameron.
( Fig. 34-1-a y 34-I-b)
• “Practique las Reglas de Oro”.

Figura 34-I

Figura 34-I-a

Figura 34-I-b

DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES DEL PUENTE DE PRODUCCIÓN.
A. DISPOSITIVO DE SEGURIDAD (B.O.P).
Este elemento que se instala directamente en el tubing, entre la cabeza de pozo y el
prensaestopa del vástago pulido, permite cortar el flujo de fluido o gas en forma total
facilitando todas las operaciones de limpieza, mantenimiento, reemplazo del
prensaestopa, sus empaquetaduras, etc.
Dos mordazas de goma permiten el cierre contra el vástago; el reemplazo de las
mismas se efectúa retirando los tapones que tienen ambos extremos. El cuerpo tiene
una rosca interior para enroscar en el tubing y otra exterior para enroscar en el
prensaestopa.
B. CONJUNTO PRENSAESTOPA (STUFFING BOX).
Tipo Hércules modelo ''T". El modelo "T", cuyas partes componentes se indican en la
Fig. 35-I, es el de mayor uso en nuestra operación por su excelente rendimiento. Para
que este elemento funcione adecuadamente el vástago de bombeo debe estar en
buenas condiciones, sin defectos superficiales ni torceduras y, correctamente
centrado.
Está diseñado para usar con vástagos pulidos de 1-1/4" ó 1-1/2" y presión de trabajo
de 2000 psi. Sus medidas usuales son: conexión inferior 2-7/8" y 3-1/2" (enrosca en
el dispositivo de seguridad), conexión de salida 2" (línea de producción) y conexión de
purga 1". Para su armado, una vez instalado el cuerpo, se coloca el anillo soporte de
empaquetaduras correspondiente al diámetro del vástago y sobre él se monta el juego
de empaquetaduras tronco-cónicas cuidando que las ranuras de las mismas no
queden alineadas.
La regulación de las empaquetaduras se obtiene ajustando los bulones de los
casquillos inferior y lubricador, de esta forma se logra el empaquetamiento del vástago.
Para una mayor duración de las empaquetaduras el ajuste debe ser parejo. Las
empaquetaduras se lubrican con el petróleo que produce el pozo pero además, para
reforzar esa lubricación el casquillo lubricador tiene un depósito de grasa que la provee
a todo el conjunto. "Es importante llenar periódicamente (por medio del alemite) este
depósito".
Finalmente, sobre el casquillo lubricador se instala otra empaquetadura y el casquillo
superior. En el caso de tener que cambiar el vástago por otro de diferente diámetro no
es necesario cambiar todo el prensaestopa, solamente se cambian el anillo base, el
casquillo superior, el lubricador y el juego de empaquetaduras.
Para pozos con problemas de bloqueo de bomba por gas o que producen con alto
porcentaje de agua que puedan provocar el quemado de las empaquetaduras, se
reemplaza el casquillo lubricador y el casquillo superior por el accesorio contenedor de

aceite (detalle Fig. 35-I). La capacidad del mismo es de un litro y el aceite a utilizar
es el SAE 90. Cuando se usa este accesorio se debe controlar diariamente el nivel y
el estado del lubricante para detectar posibles fugas debidas al desgaste de las
empaquetaduras. Se están evaluando Stuffing Box especiales, antipollution (Control
ambiental), con muy buenos resultados , tanto los que incorporan el recipiente
colector de derrame, (sensados correctamente activan sistemas de paro de motores)
como los que sellan en cámaras independientes y nos permiten anticipar, a través de
la lectura de presiones, el deterioro del empaquetador y poder remediar o corregirlo
antes de la aparición del derrame. Nos referimos al prensaestopa de la familia Grulla
en sus distintas versiones.(Fig. 36-I). También Danco esta incursionando con
alternativas que están a prueba en distintos yacimientos con resultados
satisfactorios.
Figura 35-I

Figura 36-I

C. VÁLVULAS ESCLUSAS Y DE AGUJA.
En las armaduras de pozos productores de petróleo y de gas se utilizan válvulas
esclusas de distintas marcas: Cameron, W.K.M., Metalart, O.C.T., Danco, Wenlen,
etc. En las Fig. 37(a-b)-I se muestran las partes de válvulas Cameron/Danco con
compuerta de asientos paralelos similar a la Metalart, O.C.T , Wenlen.
La Fig. 38-I corresponde a una válvula W.K.M, esta válvula difiere de las anteriores en
el tipo de compuerta. La misma está constituida por el conjunto: compuerta de mando
y un sector que le permite un mejor ajuste entre la compuerta y los asientos paralelos
del cuerpo.
La válvula tipo aguja utilizada en los pozos productores de gas permite regular
manualmente el caudal de gas derivado al sistema general. En nuestra operación se
utilizan válvulas de aguja marcas O.C.T y Cameron; en la Fig. 34-I puede verse un
detalle de la misma.
Figura 37-a-I Figura 37-b-I

Figura 38-I

UNIDADES DE BOMBEO A BALANCIN
1. TIPOS DE UNIDADES.
En general hay tres tipos básicos de unidades de bombeo a balancín (Fig. 39-I) las
que se diferencian por su geometría y clase de contrapeso
• unidad convencional
• unidad balanceada a aire
• unidad de geometría especial (Mark II)
La unidad convencional basa su geometría en un sistema de palanca de clase I con
punto de apoyo en el medio de la viga balancín y emplea contrapesos mecánicos. En
la Fig. 40-I-a se muestra una unidad convencional con la descripción de los distintos
elementos componentes.
La unidad balanceada a aire(Fig 40-I-b) utiliza un sistema de palanca de clase III con
punto de apoyo en el extremo del balancín y es de empuje ascendente simétrico. En
la Fig. 40-I-c se muestra un esquema del sistema neumático del contrapeso cuya
descripción y funcionamiento se indicará mas adelante.
La unidad de geometría especial (Mark II) (Fig 40-I-d) utiliza un sistema de palanca de
clase III, de empuje ascendente asimétrico y contrapeso mecánico. Los elementos
que componen esta unidad se denominan como los de la unidad convencional con la
diferencia que el conjunto de articulación del balancín se denomina cojinetes del poste
maestro.
A pesar de que es difícil generalizar, la geometría de la unidad de bombeo tiene un
efecto significativo sobre las cargas en la estructura y en las varillas, el torque del
reductor y el recorrido neto del pistón de la bomba.
a. Cargas en la estructura y en las varillas. Las cargas más importantes a considerar
son las debidas al peso de las varillas, el peso del fluido y las aceleraciones
máximas a que están sujetos durante el ciclo de bombeo. Dado que la carga sobre
el vástago (fuerza) es igual al producto de la masa por la aceleración, el pico de
carga en el vástago ocurrirá cuando la máxima masa (de varillas y de fluido) es
elevada con la máxima aceleración. Cuanto más baja sea esta aceleración menor
será la fuerza requerida para elevar las varillas y el fluido y, menores serán los
esfuerzos en las varillas y la carga estructural en la unidad.

Figura 39-I

Figura 40-I-a

Figura 40-I-b

Figura 40-I-c

• Ejercite su programa “STOP”
Figura 40-I-d

Por la ubicación del mecanismo biela-manivela la unidad convencional produce la
inversión de la carrera del vástago en el punto muerto inferior con aceleración
relativamente alta, y la inversión en el punto muerto superior con aceleración
relativamente baja. Este es el principal inconveniente de la unidad convencional,
es decir que al final de la carrera descendente (comienzo de la ascendente),
cuando la válvula viajera se está cerrando y el peso de fluido es transferido a las
varillas, la aceleración está en su máximo. Consecuentemente la estructura y las
varillas soportarán la máxima solicitación.
En las unidades con sistema de palanca clase III (balanceadas a aire y Mark II)
las características de aceleración están revertidas. El sistema de empuje
ascendente comienza la carrera ascendente con baja aceleración (menor que en
la unidad convencional) pero hace que la reversión en el tope sea algo más rápida
que en la unidad convencional. Esta es la principal ventaja de las unidades clase
III ya que mueven la máxima carga de varillas y fluido al dejar el fondo con
aceleración relativamente baja.
A pesar de que el Mark II y la unidad balanceada a aire son ambos de clase III, el
Mark II por su geometría especial y baja relación biela-manivela logra que la
velocidad en el primer tramo de la carrera ascendente sea menor que en la
unidad balanceada a aire, y la de ésta menor que la de la unidad convencional en
proporciones similares. La carga estructural máxima que puede soportar una
determinada unidad está especificada por las normas API y en base a las mismas
se fabrican unidades cuyas capacidades varían de 2100 Lbs. a 47000 Lbs, (según
API STD 11 E Tabla 2-2, Suplemento 2, Marzo, 1981).
En la figura 41 se puede observar un listado de equipos de bombeo utilizados en
Pan American Energy.
b. Torque en el reductor. Cuando se menciona el torque sabemos que se trata del
producto de una fuerza por un brazo de palanca; en las unidades de bombeo el
torque normalmente se expresa en libras-pulgadas. El brazo de palanca es la
distancia del centro del eje de salida del reductor al centro del perno de biela; esta
distancia define la carrera del equipo y es
regulable.
La norma API STD 11 E especifica las
carreras máximas de los equipos que van
de 16" a 300 pulgadas.
La fuerza proviene de la variación de
cargas que transmite el balancín y el efecto
del contrapeso durante el ciclo de bombeo.
El torque máximo es el torque con que se
puede hacer trabajar el reductor de la
unidad sin peligro de roturas en el mismo.
Al igual que la carga estructural máxima y
la carrera máxima, el torque máximo del
reductor está especificado por las normas
API en base a las cuales las unidades se

distintas capacidades de torque: 6400 Lbs pulg. a 3.648.000 Lbs pulg. (API STD 11 E
Tabla 2-2, Sup. 2, Marzo, 1981).
Las unidades de bombeo se balancean para disminuir los picos de torque sobre el
reductor y las demandas de potencia en la instalación, de manera que el amplio rango de
variación de cargas sobre el vástago se traduzca en una carga torsional lo más suave y
uniforme posible en el reductor de velocidad y de la unidad motriz.
En las unidades convencionales y Mark II el balanceo se efectúa desplazando los
contrapesos hacia el extremo de la manivela para aumentar su efecto, o hacia el eje del
reductor para disminuirlo. Dicho desplazamiento se realiza en la mayoría de las unidades,
por medio de un piñón removible cuyo eje se ubica en el alojamiento que tiene el
contrapeso y engrana en la cremallera de la manivela. En las unidades balanceadas a aire
el efecto del contrapeso se logra por acción del aire comprimido en el cilindro.
Para determinar con bastante aproximación si la unidad de bombeo está bien
balanceada, en la práctica se recurre a distintos métodos según sea el tipo de
accionamiento de la misma (motor de combustión interna o eléctrico). En el caso de un
motor de combustión interna, si produce el mismo sonido de marcha en la carrera
ascendente y descendente del equipo, significa que la carga que recibe el motor es similar
en ambas carreras y el equipo estaría bien contrapesado. Por el contrario, si el motor
recibe mayor carga en la carrera ascendente o viceversa se tendrá que regular el
contrapeso de manera de aumentar su efecto en el primer caso y disminuirlo en el
segundo.
Para efectuar una regulación más aproximada se utiliza un tacómetro (cuenta
revoluciones); si la velocidad del motor disminuye más en la carrera ascendente que en la
descendente o viceversa, la unidad no está correctamente balanceada. Si la disminución
de velocidad es mayor en la carrera ascendente falta contrapeso, si disminuye más en la
descendente sobra contrapeso. Este método tiene sus limitaciones en el caso de motores
monocilíndricos con grandes volantes que le confieren un régimen de marcha con escasa
variación de la velocidad, aunque la unidad no esté adecuadamente balanceada.
Si la unidad es accionada por motor eléctrico lo que se hace es comparar el consumo
de corriente medido en ambas carreras del equipo. Se considera que la unidad está bien
balanceada cuando ambas lecturas son similares (en algunos casos ambas mediciones
pueden diferir entre un 5% a 10% como máximo). Se perfecciona la medición con una
pinza amperométrica en la escala adecuada.
Obviamente, al cambiar las condiciones del pozo (nivel de fluido) y/o las condiciones de
bombeo (carrera, G.P.M, diámetro de bomba) deberá efectuarse un nuevo balanceo. En el
capitulo II (Dinamómetros) se explicará la forma de verificar con mayor exactitud el correcto
balanceo de la unidad de bombeo, de acuerdo a los valores máximos del torque en ambas
carreras del equipo.
La variación del valor del torque durante el ciclo de bombeo puede graficarse en función
del ángulo que genera la manivela de acuerdo a lo que se ilustra en los ejemplos de la Fig.
42-I. En estas figuras, la curva de línea de trazo y punto indica el torque debido a la carga
sobre el vástago, (esta representa la variación de torque que recibiría el reductor si la
unidad no estuviera balanceada), la curva de línea de trazos representa el torque debido al
contrapeso del equipo y la curva de línea llena, que se obtiene relacionando las anteriores,
es el torque neto que recibe el reductor.

Figura 41-I

Figura 42-I

La geometría de la unidad de bombeo también influye en el valor pico del torque y
en convertir las irregularidades y diferentes cargas sobre el vástago en una carga
torsional relativamente suave sobre el eje del reductor. En los gráficos se indican
las curvas de torque neto de unidades clase III balanceadas a aire y Mark II, para las
mismas condiciones de pozo que en la unidad convencional. Puede verse que los
valores de torque se distribuyen en forma más uniforme durante el ciclo de bombeo,
en especial en la unidad Mark II. Esto hace que aumente substancialmente la vida
útil de las transmisiones, engranajes y cojinetes de la unidad.
c. Recorrido neto del pistón de la bomba. En los equipos de bombeo de empuje
ascendente (Clase III) se logra una mayor carrera neta del pistón y tiempo de
llenado de la bomba que en las unidades convencionales, debido a la combinación
de una mayor velocidad en la carrera descendente y el cambio a menor velocidad en
la reversión al dejar el fondo. Como ya se mencionó al tratar el tema de la carga en
la estructura y varillas, el Mark II tiene una mayor velocidad de descenso y menor
velocidad en el comienzo de la carrera ascendente que el balanceado por aire, con
lo que se logra mayor recorrido neto del pistón y tiempo de llenado de la bomba que
este último. Los dos factores que controlan la sobre-carrera y la carrera máxima del
pistón son: una carrera descendente más rápida y un tiempo más prolongado en la
reversión del pistón.
Esto puede entenderse de una manera simple, si fijamos un peso en el extremo
de un resorte y el mismo es bajado en forma lenta, al alcanzar el final de la carrera
la inercia del peso lo seguirá moviendo hacia abajo una corta distancia que es el
sobre-recorrido. Si ahora repetimos la experiencia bajándolo más rápidamente a la
misma distancia que antes, la sobre-carrera provocada por el peso será
considerablemente mayor en el momento que el resorte es detenido al final de la
carrera.
Obviamente la columna de varillas con la máxima energía acumulada en
descenso tenderá a tener mayor sobre-carrera en el fondo si las varillas son
retrasadas más tiempo al final de la carrera (reversión lenta). También la reversión
lenta provee un período más largo para la contracción de las varillas, el cual puede
proporcionar una sobre-carrera superior mayor, además de la mayor sobre-carrera
en el fondo lo que significará una mayor carrera del pistón.

2. DESIGNACIONES API DE LAS UNIDADES - ESPECIFICACIONES.
La designación API de las unidades de bombeo comprende tres factores principales en
el siguiente orden: torque máximo del reductor (en miles de libras-pulgadas), capacidad
estructural (en cientos de libras) y carrera máxima (en pulgadas); por ejemplo, si la
designación API de una unidad es 228-246-86, indica :
Torque máximo : 228000 Lbs-pulg.
Capacidad estructural : 24600 Lbs
Carrera máxima : 86 Plg.
Normalmente los fabricantes de los equipos incorporan a la designación API símbolos
alfabéticos u otros números para designar ciertas características de la unidad. Por
ejemplo en un Lufkin C-228 D-246 86, la primera letra indica el tipo de unidad de
bombeo:
A Balanceada por aire.
B Balanceada por contrapesos en el balancín.
C Convencional (contrapesos en manivela).
M Mark II.
La segunda letra en correspondencia con el torque máximo (D) indica reductor de
doble reducción (nuestros equipos tienen este tipo de reductores). La especificación
del reductor se completa con la indicación de su relación de transmisión, diámetro de
ejes, diámetro y sección de las poleas, tipos de engranajes y especificaciones del
aceite lubricante y cantidad a utilizar. Referente al aceite es importante seguir las
recomendaciones del fabricante de la unidad sobre su control y recambio.
Uno de los principales problemas en el aceite del reductor es su contaminación por
humedad, principalmente debido a la condensación. Para ello se deberán efectuar
revisiones periódicas de muestras de aceite, una inspección visual indicará si hay
suciedad, cieno, emulsión de agua u otras formas de contaminación. Si tiene olor a
rancio y su color es oscuro entonces el deterioro ha comenzado; si se presenta agua
después de un tiempo, la condición es peor. La comparación con una muestra de
aceite nuevo puede ayudar. En todos los casos es conveniente efectuar un análisis de
laboratorio para determinar porcentajes de agua, contenido de sólidos, viscosidad y
acidez.
El resto de las especificaciones de la unidad de bombeo que suministra el fabricante
se refieren a las longitudes de carrera, datos de contrapesos, factores de torque,
dimensiones generales del equipo, planos de las bases de hormigón, guía de
lubricación de rodamientos, características de las partes componentes, armado e
instalación de la unidad, sentido de giro de la manivela, etc.

Con respecto al sentido de giro de la manivela es importante tener en cuenta que la
unidad Mark II debe funcionar en sentido contrario al de las agujas del reloj (vista la
unidad desde un lado y con la cabeza del pozo a la derecha del observador). Esto es
así dado que por su geometría, ubicación del reductor y sentido de giro preferencial
esta unidad hace su carrera ascendente en aproximadamente 195° de rotación de la
biela y su carrera descendente en 165°. Para las unidades convencionales y
balanceadas a aire que realizan su carrera ascendente en aproximadamente 180° de
rotación de la biela pueden funcionar en ambos sentidos (salvo indicación expresa del
fabricante).
3. UNIDADES BALANCEADAS A AIRE - SISTEMA DE CONTRAPESO.
En la Fig. 40-I-c se muestra un esquema del sistema de contrapeso de una unidad
balanceada por aire, el mismo consta de: el cilindro receptor de aire, el cilindro
neumático, el pistón, el vástago, el compresor, el sistema de embrague neumático del
compresor, el tanque de aire y los accesorios (regulador de aire, válvula de control de
flujo, válvula interruptora del compresor, válvulas de purga, etc.). La capacidad de
reserva del cilindro neumático es aumentada mediante el cilindro receptor de aire que
forma una sola pieza con el primero y por consiguiente se mueve junto con éste.
Cuando el sistema no tiene suficiente aire, el regulador de aire automático activa el
embrague del compresor, este a su vez impulsa el compresor que repone el aire
faltante en el sistema. Cuando la unidad utiliza un motor eléctrico para su fuerza
motriz entonces se requiere un compresor impulsado en forma separada por su propio
motor.
Para asegurar la lubricación y sello entre el pistón y el cilindro, una parte del aceite
contenido en el depósito se acumula en la cabeza del pistón. El sistema automático
de lubricación debe ser llenado cada vez que la unidad haya estado detenida por un
tiempo prolongado (8 horas). El nivel de aceite en el depósito depende de la carrera
del equipo y se controla con la varilla indicadora del control de nivel. El exceso de
aceite se desborda por la parte superior del cilindro y cae en el cilindro receptor de
aire, periódicamente debe drenarse el aceite y condensados de dicho cilindro receptor.
PROCEDIMIENTO PARA PONER EN MARCHA LA UNIDAD
Este procedimiento se realizaría en el supuesto caso de no contar con la unidad móvil
(compresor portátil). Por lo tanto sólo se realiza en caso de emergencia, haciendo
especial hincapié en las medidas de seguridad a adoptar.
(1) Sacar los 6 bulones de cabeza hexagonal de la polea flotante del reductor de
velocidades y lubricar el cubo de la polea. Esto permite que el compresor funcione
sin que el reductor reciba impulso al poner en marcha el motor.
(2) Abrir la válvula de control de flujo, la válvula interruptora del compresor y soltar el
freno del equipo.

(3) Poner el motor en marcha, el compresor comenzará a operar. Si el compresor se
desembraga al llevar a cabo esta operación se debe registrar el regulador de aire;
para ello aflojar la contratuerca y girar la tuerca de registro hacia la derecha hasta
que el compresor se embrague.
(4) Operar el compresor hasta que la presión neumática en el cilindro comience a
levantar el vástago pulido, esto indicará que estamos cerca del punto de
contrapeso correcto. En este punto habrá que parar el motor del equipo.
(5) Colocar nuevamente los bulones de cabeza hexagonal en la polea flotante y luego
poner la unidad de bombeo en marcha.
(6) Ajustar el regulador de aire y la válvula de control de flujo de la siguiente forma:
a. Cerrar la válvula de control de flujo. De ser necesario parar el compresor
girando la tuerca del regulador de aire hacia la izquierda, a continuación girar
la tuerca hacia la derecha paulatinamente hasta que el compresor comience a
operar.
b. Dejar funcionando el compresor aproximadamente 3 (tres) minutos y luego
abrir la válvula de control de flujo 1/8 de vuelta cada dos carreras hasta que
pare el compresor.
(7) Cuando el pozo se estabilice, posiblemente sea necesario efectuar un ajuste
adicional del contrapeso. En el caso de requerirse mayor efecto de contrapeso se
suministrará más aire como lo indica el punto (3), y en el caso contrario
permitiendo que éste escape por la válvula de purga del cilindro. Luego deberá
ajustarse nuevamente el regulador de aire y la válvula de control de flujo como se
indica en el punto (6).
Observaciones: deberá efectuarse un control periódico de las unidades de bombeo
para detectar cualquier anormalidad en su funcionamiento, tales como:
movimientos del equipo sobre su base, temperatura excesiva de los rodamientos,
roturas del bastidor, tensión de correas, vibraciones anormales, balanceado,
funcionamiento del sensor de vibraciones, estado del estrobo, etc.
El sensor de vibraciones (Murphy) es un elemento de seguridad que se ubica en el
balancín y detiene el motor del equipo en caso de producirse una anormalidad en
la marcha de la unidad (por ejemplo la debida a una pesca alta de varillas). El
mismo actúa descargando a tierra la corriente del magneto en el motor de
combustión interna, y en las unidades accionadas con motor eléctrico forma parte
de los elementos de protección del equipo de maniobra.

ACCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO
1. ACCIONAMIENTO CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA.
En el área de Pan American Energy, hay un gran porcentaje de unidades de bombeo
que son accionadas por motores de combustión interna, que funcionan con gas
natural producido en el Yacimiento. Las instalaciones auxiliares comprenden un
tanque de reserva de aceite conectado al carter, un separador de líquidos y válvula
reguladora en la alimentación de combustible.
Está en marcha un programa de electrificación que hará que en el mediano plazo el
sistema de accionamiento se revierta casi en su totalidad.
MODELOS DE MOTORES UTILIZADOS EN NUESTRA OPERACIÓN.
a) Refrigerados por agua (convencionales).
LINEA WAUKESHA
Modelos Potencia
(Max. HP a max. rpm)
Observaciones
WSHA 135 53 - 1500
WSHA 155 24 - 1600
WSHA 190 43 - 1600
WSHA 195 46 - 1600
WSHA 265 35 - 1600
WSHA 310 42 - 1500
WSHA 330 56 - 1500
WSHA 817 116 - 1200
WSHA 1197 150 - 1200
WSHA 1905 239 - 1200
WSHA 2475 348 - 1200
WSHA 2476 348 - 1200
WSHA 2895 420 - 1200 generador
WSHA 3711 470 - 1200 generador
WSHA F-11-G 112 - 1500
WSHA F-18-G 238 - 1800 generador
WSHA H-24 320-1800
WSHA 7042 1000-1200
WSHA 7044 1680-1200

LINEA GUASCOR
Modelos Potencia
Observaciones
GUASCOR 180 375 - 1800
GUASCOR 240 319 - 1800
VARIOS
Modelos Potencia
Observaciones
ARROW C-96 20 - 600
CLIMAX C-46 10 - 600
M.MOLINE 800 H 83 - 1200
PERKINS 4 Cil.Diesel 40 - 1200
PERKINS 6 Cil. Diesel 60 - 1600
CUMMINS G-855 220-1800
Control periódico de los motores refrigerados por agua.
Como medida se efectuará un control periódico de los motores; los puntos principales
a observar son:
Presión de aceite: en óptimas condiciones de trabajo entre 25 y 35 psi, como límite
mínimo 15 psi.
Temperatura: 170ºF a 185ºF (77 - 85°C) debe ser la temperatura normal de
funcionamiento, si hubiese variación se deberá controlar la cortina del radiador y en
todo caso el termostato.
Detectar pérdidas de gas, agua y aceite.
Estado y tensión de la correa del ventilador.
Fallas o vibraciones anormales.
Limpieza del filtro de aire y estado de la manguera de conexión al carburador.
Conexiones de manómetros, termómetro y sensor de vibraciones.

Nivel de aceite en tanque de reserva: debe mantenerse un nivel mínimo de 1/4 de
tanque.
b) Refrigerados por aire:
LINEA DEUTZ
Modelos Potencia
Observaciones
DEUTZ 3 Cilindros 30 - 1500
DEUTZ 5 Cil. Diesel 62 - 1500
DEUTZ 6 Cil. Diesel 75 - 1500
Características de los motores refrigerados por aire.
Estos motores toman el aire de la atmósfera y mediante un turboventilador lo impulsan
por un conducto aletado a través de las camisas, de los cilindros y el enfriador de
aceite.
Tanto las camisas, como las tapas de cilindros tienen aletas exteriores, las cuales
aumentan la superficie de enfriamiento y disipan mayor cantidad de calor.
Son motores adaptados para unidades de bombeo (estacionarios) puesto que son
livianos y generalmente de alto régimen de revoluciones. Poseen camisas de pistón,
pistón y tapas de cilindros desmontables individuales, lo que facilita las reparaciones y
disminuye los tiempos de parada. Las tapas de cilindros son de aluminio, livianas y de
fácil manipuleo. El sistema de encendido es por magneto del tipo altronic de baja
tensión, con transformadores individuales a cada cilindro.
La toma de fuerza (embrague) es del tipo convencional, ferodos de fricción, lo que
obliga como en los demás motores a extremar las precauciones referidas a su
regulación.
Verificaciones:
Temperatura: (Acorde a la entrega de potencia requerida). Se verificará el
funcionamiento del turbo. Accionado por una correa en "V" que le proporciona el
movimiento y éste a su vez la cantidad de aire necesario para mantener la temperatura
de funcionamiento normal.
Estado y Tensión de las correas, ventilador y/o turbo ventilador.

Presión de aceite en condiciones normales de trabajo (40 - 80 psi).
Temperaturas máximas (140 - 170 °C según modelo).
2. ACCIONAMIENTO CON MOTOR ELÉCTRICO.
En las nuevas áreas incorporadas a nuestro yacimiento desde Enero de 1995:
Tortuga y Las Flores, sumadas a las de P.Clavada y K.Kaike, mas el programa de
electrificación; las unidades de bombeo son accionadas con motores eléctricos.
Estos son trifásicos, asincrónicos de 1000 voltios de tensión de alimentación y
distintas potencias, los instalados y en funcionamiento son de: 20, 30, 40, 60, 75,
100, y 150 HP según los diferentes equipos a los que accionan.
En la nueva electrificación, la distribución de energía se hace en 13.000V y en cada
locación se ubica un transformador 13.000/380. Los motores eléctricos son de 380
voltios.
La variación de velocidades en estos motores es muy limitada (1425, 950 y 720 RPM
- 2; 3 ó 4 pares de polos), por ello se debe recurrir al uso de poleas a fin de adecuar
su velocidad a los golpes por minuto que se requieren en el equipo. El diámetro de
las poleas se determina con una fórmula que se indica en la sección siguiente.
a. Instalaciones auxiliares. Las instalaciones eléctricas auxiliares comprenden:
Acometida. Cable de interconexión (cable de bajada) entre la línea secundaria
de distribución en poste terminal y llavecasilla, generalmente ubicada sobre el
mismo poste terminal o en sus inmediaciones a una altura adecuada para su
operación. El cable es del tipo tripolar revestido en PVC. (Sintenax Tensión 1.1
KV).
Llave casilla. Interruptor o llave manual que permite desconectar totalmente el
equipo de maniobra y motor de la línea (acometida).
Equipo de maniobra. Permite la puesta en marcha y parada del motor en forma
directa, manual o automática. Consiste en un gabinete metálico en el que se
alojan un interruptor principal, controles manuales y automáticos de comando y
elementos de protección contra sobrecargas, cortocircuito, falta de fase y
sobretemperatura del motor.

En las instalaciones nuevas que son parte del proceso de electrificación de los
yacimientos, los equipos de nueva generación incluyen la llave casilla dentro del mismo
equipo de maniobra. Optimizando y haciendo mas segura la operación .
Estos equipos vienen dotados de sistemas de seguridad, que evitan tomar contacto con el
sistema de control bajo carga, reduciendo de esta forma los riesgos de electrocución en
los operarios/recorredores afectados a la producción,

El equipo de bombeo está equipado con un sensor de vibraciones "Murphy" ubicado
sobre el balancín, el cual forma parte de los elementos de protección del equipo de
maniobra.
En caso de actuar alguno de los elementos de protección se detendrá la marcha del
motor en forma automática. En algunos equipos de maniobra se activa un indicador
luminoso de falla.
Un temporizador ajustable (0-15 minutos) permite retardar el arranque automático
posterior a un corte de energía (reconexión automática). De esta manera es posible
sincronizar o seleccionar el arranque de un grupo de equipos a fin de evitar sobrecargas
en las líneas (caída de tensión) y/o subestación transformadora.
Una llave selectora permite seleccionar el arranque manual o automático. Los
elementos de comando e indicación de acceso directo están ubicados en el panel frontal
del gabinete. Las dimensiones físicas dependen de la capacidad (potencia máxima),
dado que los de mayor potencia están implementados con un autotransformador para el
arranque con tensión reducida. Si bien existen en el Yacimiento diferentes tamaños y
formatos de equipos de maniobra, las características y funcionamiento son similares en
todos ellos.
Cable subterráneo. Usado para la interconexión entre llave casilla-equipo
maniobra-motor. El mismo va soterrado a aproximadamente 0.50 m de la superficie. El
cable es del tipo tripolar revestido en PVC (Sintenax Tensión 1.1 KV).
Recinto. Tanto la llave casilla como el equipo de maniobra se encuentran alojados en
un recinto alambrado que por razones de operatividad y seguridad se ubica a una cierta
distancia del equipo de bombeo.

b. Instrucciones para el accionamiento del motor eléctrico.
• En condiciones normales de funcionamiento la llave selectora
manual-automático del equipo de maniobra deberá estar siempre en
posición automático. Unicamente en esta posición el motor arrancará en
forma automática luego de un corte de energía.
• Para condiciones de funcionamiento en las que se requiere el control
manual de la puesta en marcha-parada, la llave selectora deberá estar en
posición manual.
• En cualquier tarea que se realice en el equipo de bombeo deberá
verificarse:
(1) La llave selectora debe estar en posición manual.
(2) La llave casilla debe estar desconectada.
• En ningún caso deberá abrirse las puertas o tapas de acceso del equipo
de maniobras o llave casilla. Todas las operaciones descriptas se
realizarán con los elementos ubicados en el exterior del gabinete.
• En todos los casos que se deba operar con equipos eléctricos, por
razones de seguridad, hacerlo con los guantes de goma que se disponen
para este tipo de operación. Los mismos deben ser conservados en
perfecto estado (libres de humedad y cualquier rotura o falla). Se
encuentran a disposición en Depósito y deben controlarse
trimestralemente por la sección Electricidad.
c. Puesta en marcha.
(1) Verificar que el equipo de bombeo no esté frenado.
(2) Verificar que la llave selectora esté en posición manual, caso contrario girarla
a dicha posición.
(3) Conectar la llave casilla (la posición de la manivela deberá coincidir con la
marca indicada con el símbolo "I").
(4) Accionar el botón de arranque (estado indicado por una señal luminosa roja en
algunos equipos).
(5) Colocar la llave selectora en la posición que se desee trabajar (manual -
automático).
(6) Si luego de completar el paso (4) el motor no arranca, proceder de la siguiente
forma :

• Presionar el botón "reset" brevemente y liberarlo.
• Accionar el botón de arranque. Este paso deberá efectuarse
siempre que se hubiera detenido el motor por accionamiento de
un elemento de protección.
• En aquellos casos que la parada del motor se originó por
accionamiento del sensor de vibración, éste se deberá reponer
localmente presionando el botón que se encuentra ubicado en el
mismo sensor para tal efecto (antes de comenzar la secuencia de
puesta en marcha).
Importante : desconectar la llave casilla antes de realizar esta
maniobra.
(7) Si luego de completar el paso (6) el motor no arranca se deberá comunicar al
Supervisor o personal especializado pues se está en presencia de una falla, en
caso contrario se prosigue con el paso (5).
d. Detención del motor.
(1) Verificar si la llave selectora esta en la posición manual. En caso contrario
girarla a dicha posición.
(2) Accionar el botón de parada (estado indicado por una señal luminosa, verde en
algunos equipos).
(3) Desconectar la llave casilla (la posición de la manivela deberá coincidir con la
marca indicada con el símbolo "O").
(4) Si luego de completar el paso (2) el motor no se detiene deberá comunicar al
Supervisor o personal especializado.
(5) La llave casilla debe desconectarse únicamente cuando el motor esta
detenido. Nunca se deberá usar la llave casilla para parar el motor.
Observaciones: Puesta en marcha del motor en condiciones anormales del
equipo de bombeo (desbalanceado, pozo pesado, etc.).
Si al presionar el botón de arranque el motor se pone en movimiento sin
alcanzar a levantar totalmente la varilla de bombeo (el motor se detendrá por
accionamiento de la protección de sobrecarga) dejar que el contrapeso
retroceda y en el momento que efectúe el balanceo en el sentido de giro del
motor, accionar nuevamente el botón de arranque (recordar pulsar el botón
"reset" previamente). Este balanceo en algunos casos debe realizarse dos o
tres veces hasta que el equipo de bombeo normalice su régimen.

Dado que esta operación requiere un funcionamiento forzado del motor "se
recomienda efectuar la parada del mismo antes de que actúe la protección de
sobrecarga", observando atentamente el comportamiento del motor (reducción de su
velocidad).
3. VARIACIÓN DEL NÚMERO DE GOLPES POR MINUTO.
Para variar los G.P.M. del equipo de bombeo se regula la velocidad del motor. Esta es
una ventaja del motor a explosión, respecto del motor eléctrico ya que en este último
es necesario cambiar la polea motriz por otra de distinto diámetro, en cada oportunidad
que deben variarse los G.P.M., salvo que se incorporen variadores de velocidad. No
obstante, cuando se presenta una limitación en la velocidad del motor de combustión
interna debe cambiarse la polea motriz. A efectos de agilizar el cambio de poleas
(motores de combustión y eléctricos) se utilizan las poleas tipo "QD" que están
constituidas por un cono universal que va montado en el eje del motor y la polea que
se ajusta a este último mediante bulones.
Poleas y Correas de Transmisión
El movimiento de los motores que impulsan los equipos, debe ser transmitido a la
caja reductora y ésto se hace mediante el uso de poleas y correas.
Las antiguas correas y poleas planas han sido reemplazadas por otras,
trapezoidales con mayor superficie de contacto, mayor resistencia y por consecuencia
mejor
rendimiento, en
general las
normas DIN 2215,
BS 1440 y A.P.I.
standard.
1B especifican
medidas y
relaciones entre
poleas y correas
en V .
(Fig. 43-I y 44-I).Dimensiones de Poleas
Figura 43-I

Correas
Figura 44-I

Poleas
Considerando que en todas las operaciones que se acciona con motores eléctricos, si
no están equipados con variador de velocidad, la única forma de variar la velocidad del
equipo de bombeo (golpes por minuto) es cambiando la polea. Para que esto se pueda
realizar rápidamente y sin problemas se adoptó el uso de conos sobre el eje motriz de
tal forma, que este queda permanentemente en el eje y se intercambia solamente la
parte externa, es decir la sección de las ranuras o canales (Fig. 45-I). A este montaje
se lo denomina tipo Q.D. y los estándares de la compañía fijan, para cubrir todas las
necesidades, el cono C-120 hasta poleas de 220 mm. y C-150 para poleas entre 240
mm. y 320 mm., perfil "C" para todos los casos. Existe una relación entre la potencia
a transmitir, el diámetro de la polea y la cantidad de las ranuras.
Adoptaremos como modelo de referencia las recomendaciones para el equipo
Hughes-Lufkin Asimétrico Mark II desarrollados en el cuadro siguiente, donde se indica
la cantidad de canales según el diámetro de la polea. Teniendo en cuenta que el
equipo es provisto con una polea de 8 canales, los números indicados entre paréntesis
no serán considerados, en su lugar se usa una polea de 8 canales como el equipo.
Cuadro: Poleas Vs Cantidad de canales
HP Diámetro Externo de la Polea Motriz (mm.)
Motor 200 220 240 260 280 300 320 340
40 4 4 4 4 4 4 4 4
55 8 6 6 6 4 4 4 4
60 8 6 6 6 4 4 4 4
75 8 8 8 6 6 6 6 6
100 (12) 8 8 8 8 8 6 6
150 (16) (14) (14) (10) (10) 8 8 8
RPM 3100 2858 2621 2419 2246 2080 1963 1850

Figura 45-I

Balanceo
Toda las poleas deben ser balanceadas a una velocidad de 6000 a 6500 pies por minuto.
En el último renglón del cuadro, poleas vs cantidad de canales, se indica la velocidad
balanceo en R.P.M. (revoluciones por minuto), correspondiente a la velocidad indicada,
según el diámetro de la polea.
Existen diámetros mínimos que deben ser respetados para obtener un buen rendimiento
de las correas de acuerdo a los perfiles (sección).
Si bien nuestro interés debe radicarse en el perfil "C" ya que se trata del estándar, el
cuadro siguiente indica esta regla:
Diámetros Mínimos
Perfil Recomendados Admitidos Excepcionales
mm. pulg. mm. pulg. mm. pulg.
A 150 5.9 100 3.9 75 2.9
B 200 7.9 132 5.2 110 4.3
C 300 11.8 200 7.9 180 7.1
D 500 19.7 355 14 300 11.8
E 630 24.8 500 19.7 380 15
F 750 29.6 650 25.4 550 21.6
Las dimensiones de las poleas, de acuerdo al perfil, se muestran en la Figura 43-I.
Verificación de las poleas.
1) Debe estar perfectamente limpia, si es necesario lavarla no se deben usar
combustibles, es recomendable el lavado con detergente.
2) Los bordes de los canales no deben tener malformaciones.
3) Deben estar perfectamente alineadas. Si la polea tiene más canales que correas,
usar la parte interior, es decir, que las correas se instalarán sobre el lado del
motor.
4) Con el calibrador de poleas se mide el desgaste. Si fuese uniforme y superior a 2
mm. en un lado acortará la vida de las correas. Debe evaluarse su recambio.
Para determinar el diámetro de una polea según las necesidades del bombeo, se puede
usar la siguiente fórmula:
d = G.P.M. x R x D
R.P.M.

donde: d = diámetro de la polea del motor
R = relación de transmisión en el reductor
D = diámetro de la polea del equipo
RPM = revoluciones por minuto
Ejemplo: Determinar el diámetro de la polea a instalar en el motor de 1170 RPM en un
equipo Lufkin 320 que bombeará a 9.5 G.P.M. El equipo Lufkin tiene una polea de 1194
mm. (47") y tiene una relación de reducción de 30,12:1 Luego, aplicando la fórmula
d = 9.5 x 30.12 x 1194 = 292mm.
1170
La elección estará entonces entre una polea de 280 mm. o una de 300 mm. Como la
tendencia puede ser para aumentar o disminuir velocidad según las necesidades en
particular se puede calcular también a cuantos golpes por minuto bombeará con cada
polea, usando la fórmula.
GPM = RPM x d
R x D
donde para 280 mm. será:
1170 x 280 = 9.1 GPM
30.12 x 1194
y para 300 mm. será:
1170 x 300 = 9.7 GPM
30.12 x 1194
Correas
Si bien existen diferentes clases de correas, la tendencia es lograr el uso de la correa perfil
"C" para todos los sistemas de transmisión de los equipos de bombeo. Las normas BS
1140, Din 2215 y API 1B rigen las especificaciones de las correas. En la Fig. 44-I se
observa (a) el corte de una correa en reposo y (b) en servicio, ninguna toca el fondo del
canal de la polea. En la misma figura se indica el corte y las dimensiones seccionales de
los perfiles A, B, C, D y E a modo ilustrativo.

En general para altas velocidades y bajas potencias son usadas las correas tipo A y B.
La Fig. 46-I contiene un gráfico obtenido en función de las revoluciones por minuto en
concordancia con el rango de diámetros de polea (velocidad) y la potencia a transmitir.
De allí se puede deducir que la correa perfil "C", se adapta a nuestras necesidades,
teniendo en cuenta que pueden trabajar hasta 8 juntas de acuerdo con las poleas de los
equipos.
Figura 46-I

Para la instalación de correas exactamente iguales. Dentro de la misma longitud hay
variaciones, ellas se identifican con el número de módulo, es decir que no es suficiente que
sea la misma medida para que sean iguales, sino que también el número de módulo, debe
ser igual o dentro de las siguientes tolerancias.
De 100 pulgadas a 200 pulgadas de longitud podrán tener de diferencia de hasta dos
números consecutivos
De 200 pulgadas y 300 pulgadas podrá existir el hermanaje hasta con 3 números
correlativos de diferencia.
La identificación de la correa está impresa en el parte externa, indica la marca del
fabricante (para hermanar debe ser del mismo fabricante) y el perfil, y otro número que
indica el módulo. El orden ascendente indica mayores longitudes (50-51-52) y el
descendente lo contrario.
La velocidad máxima a que se debe someter una correa perfil "C" es de 30 metros por
segundo.
El alto rendimiento de la correa de bandas o mando de correas (Power band), las ha hecho
de preferencia en las operaciones petroleras. Se trata de un conjunto de 2, 3, 4 ó 5
correas unidas en la parte superior, que eliminan varios de los problemas de desgaste
prematuro que presentan las individuales. Si la polea es de más de cinco canales, se
combinan con dos bandas de la misma marca, el mismo largo y el mismo módulo.
Tensión de las correas.
El exceso o falta de tensión acortarán la vida útil de las correas; la primera se manifestará
con un ruido característico cuando "patinan" y la segunda mostrará aún bajo carga que
ambas tangentes a las poleas (ambos lados de la correa) permanecen rectos, cuando en
condiciones normales un lado será recto (tracción y el otro formará una comba leve).
Si bien se puede obtener un correcto tensado, considerando simplemente que el óptimo
será la tensión mínima sin que "patinen", existen instrumentos que medirán exactamente
la tensión de las correas y los sectores de mantenimiento los deben usar para una
correcta operación. Cuando se instalan correas nuevas, deben observarse con mucha
frecuencia durante los primeros dos días, ya que pierden tensión rápidamente.
La alineación de las poleas, es la base del buen rendimiento de las correas.
• Aisle La Energía

El largo de las correas, se calcula con la siguiente fórmula:
L= 2c + 1.57 (D+d) + (D-d)2
donde: L = longitud que buscamos
C = distancia en los centros de los ejes
D = diámetro de la polea grande
d = diámetro de la polea menor
Todas las dimensiones son en pulgadas. El número que identifica a las correas, coincide
aproximadamente con el largo, de esta forma, si el cálculo resulta en 227 pulgadas se
usarán correas Nro. 255.
• Aísle la Energía
• Hable de Seguridad “ todos los días ”

SISTEMA DE BOMBEO P.C.P
A fines de los años 20, Rene Moineau desarrolló el concepto para una serie de bombas
helicoidales. Una de ellas tomó el nombre con el cual hoy es conocido, Progressing Cavity
Pump (PCP).
La bomba PCP está constituida por dos piezas longitudinales en forma de hélice, una
que gira en contacto permanente dentro de la otra que está fija, formando un engranaje
helicoidal:
1. El rotor metálico, es la pieza interna conformada por una sola hélice.
2. El estator, la parte externa está constituida por una camisa de acero revestida
internamente por un elastómero (goma), moldeado en forma de hélice enfrentadas
entre si, cuyos pasos son el doble del paso de la hélice del rotor.
Cuando el rotor helicoidal gira dentro del estator se forman una serie de cavidades
selladas que avanzan desde la succión de la bomba hacia la descarga, generando una
acción de bombeo de cavidades progresivas. Cuando una cavidad se va cerrando otra se
está abriendo exactamente en la misma medida, resultando de esta manera un flujo
constante y contínuo, proporcional a las revoluciones del rotor y totalmente libre de
pulsaciones. Este movimiento permite el bombeo de una variedad de fluidos, incluyendo los
de alta viscosidad, livianos, parafinosos, con altos porcentajes de sólidos, etc.
Debido a las primeras ventajas del sistema, como la baja inversión inicial, se extendió
su aplicación a la extracción de petróleo, generalizandose su uso después de la década de
los 70. Muy pronto, las fábricas comenzaron con importantes avances en términos de
capacidad, presión de trabajo, tipos de elastómeros y distintas geometrías.
Algunos de los avances logrados y que en la actualidad juegan un papel importante,
han extendido su rango de aplicación que incluyen:
• Producción de petróleos pesados y bitumenes (< 10ºAPI) con cortes de
arena hasta un 50 %.
• Producción de crudos medios (18-30 º API) con limitaciones en el % de
SH2.
• Petróleos livianos (>30º API) con limitaciones en aromáticos.
• Producción de pozos con altos % de agua y altas producciones de fluido,
asociadas a proyectos avanzados de recuperación secundaria (por
inyección de agua).
• Producción de pozos con bajos % de agua y altos cortes de arena.
INSTALACIÓN TÍPICA
Las bombas de cavidades progresivas(PCP) son bombas de desplazamiento positivo la
cual consiste, como se explicó anteriormente, en un rotor de acero de forma helicoidal y un
estator de elastómero sintético moldeado dentro de un tubo de acero.
El estator es bajado al fondo del pozo formando parte del extremo inferior de la columna
de tubos de producción (tubings) y se mantiene anclado por un ancla de torque, mientras
que el rotor es conectado y bajado junto a las varillas de bombeo. La rotación del rotor

dentro del estator es transmitido por las varillas de bombeo, cuyo movimiento es
generado en superficie por un cabezal.
Instalación típica de P.C.P
Grampa para vástago pulido
Transmisión a correas
Vástago pulido
TEE de producción
Cabeza colgadora de tbgs
Cañería de producción
Varillas de bombeo
Motor eléctrico
Niple de paro
Figura 47-I

FUNDAMENTO DE LA BOMBA.
Las bombas de cavidad progresiva PCP son un tipo especial de bomba de
desplazamiento positivo, en el cual el fluido es arrastrado a través de las helicoides
(Estator y rotor).
Estas bombas mantienen un sello de líquido permanente entre la entrada y la salida de la
bomba, por la acción y la posición de los elementos de la misma que mantienen un cierre
dinámico. Por estas características las bombas PCP pueden bombear fluidos viscosos,
abrasivos y multifásicos, con un amplio rango de caudales y distintas presiones.
Existen distintos tipos de geometrías de PCP:
• Geometría de simple lóbulo: relación 1:2 ( el primer número significa la
cantidad de lóbulos del rotor y el segundo, la cantidad de lóbulos del estator).
• Geometría de multi-lóbulo: relación 2:3, 3:4, etc.
Corte Transversal
Geometría de simple lóbulo Geometría de multi-lóbulo
SIMPLE LÓBULO
Cuando el rotor está posicionado dentro del
estator se produce una serie de cavidades de
fluido idénticas. Cada una de esas cavidades
forma una espiral alrededor del rotor y a lo
largo del mismo.
En un corte longitudinal de la bomba el N° de
cavidades separadas es siempre uno más que
el N° de lóbulos del rotor
El movimiento del rotor dentro del estator
es un combinación de 2 movimientos: una
rotación en sentido horario del rotor sobre su
propio eje y una rotación antihorario de la
excentricidad del rotor sobre el eje del estator.
Con esta geometría el rotor se desplaza
lateralmente en el plano del estator como
muestra la figura.
Desplazamiento:

Con el movimiento de rotación las cavidades se mueven axialmente desde la succión
hasta la descarga creando la acción de bombeo. Cuando el rotor completa una
revolución, el volumen contenido entre el rotor y el estator es desplazado un paso. Como
el área es constante y la velocidad es constante entonces el fluido bombeado es no
pulsante (uniforme).
Como muestra la figura el desplazamiento es función de la excentricidad de la bomba,
del diámetro del rotor, y de la longitud del paso del estator.
El desplazamiento puede ser calculado usando:
V= Area * Paso = Volúmen desplazado en 1 Revolución o giro.
V= 4 * e * Ør * Pe
Donde:
e: excentricidad de la bomba.
Ør: diámetro del rotor.
Pe: paso del estator.
V: volumen de desplazamiento (m
3
/Revolución).
Por lo tanto el caudal teórico es directamente proporcional al desplazamiento y a la
velocidad de rotación.
Qt= V * N
Donde:
Qt: caudal teórico (m
3
/d)
V: volumen (m
3
/Revolución)
N: velocidad de rotación (Revoluciones/día).
etapa
Ps
Pp
d
D
4 * excentricidad

Sin embargo durante la operación de bombeo, por presión diferencial a lo largo de la
bomba algo de fluido puede escurrir a través de los sellos de las cavidades, causando
una reducción en el caudal. Como resultado el caudal de producción es la diferencia
entre el caudal teórico y dicho escurrimiento.
Q= Qt – Qe
Donde:
Qe: caudal de escurrimiento.
Este caudal de escurrimiento depende del ajuste entre el rotor y el estator, de las
propiedades del elastómero , de la viscosidad del fluido y de la presión diferencial de la
bomba.
La cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de etapas de la
bomba. Cada etapa está diseñada para soportar una determinada presión diferencial, por
lo tanto a mayor Nº de etapas, mayor es la capacidad para vencer una diferencial de
presión.
MULTILÓBULO
Se pueden utilizar bomba PCP multi – lóbulo porque tienen como ventaja una mayor
capacidad para manejar altos caudales y altas capacidad de elevación con bombas de
igual diámetro a las simple lóbulo y como desventaja requieren un mayor torque para
transmitir.

Manual de Producción – PAE - Argentina 1-II
II - DINAMÓMETROS
INTRODUCCIÓN
Optimizar el funcionamiento de un sistema de extracción es lograr un funcionamiento que
asegure extraer del pozo la máxima cantidad de fluido que los reservorios puedan
aportar, con el mínimo consumo energético y costo operativo; mantener el régimen de
operación equilibrado, ni sobredimensionado ni subdimensionado; tener en cuenta las
dificultades de la extracción, la presencia de gas, de arena, de parafinas, agresividad del
fluido, etc. El sistema debe consumir el mínimo de energía, eléctrica o calórica,
compatible con la máxima extracción. Y a su vez, esta máxima extracción debe ser
compatible con el potencial productivo de los reservorios.
Por lo tanto, para conocer el rendimiento de un sistema de extracción artificial por
bombeo mecánico alternativo, no es suficiente con conocer la cantidad de fluido que
produce un pozo. Es necesario relacionar el caudal con la cantidad de intervenciones a
los pozos por correctivos o por mantenimiento; con el consumo de energía; con la
atención y servicios que requiere; con los recursos materiales y humanos volcados a su
mantenimiento y control; con la duración de los equipos y elementos en uso; etc. y
obtener el rendimiento total del mismo comparándolo con la producción máxima teórica
estimada para ese pozo. Asimismo, como la producción de fluidos no es constante en el
largo plazo, el régimen deberá siempre ser revisado periódicamente y corregido para
mantenerlo en un valor óptimo respecto al rendimiento volumétrico.
Es necesario contar con una base de datos y estadísticas que tendrán que ver la
siguiente información:
1. Realización e interpretación de mediciones físicas (nivel y dinamómetro) a fin de
observar la forma en que está funcionando el sistema y si conviene introducir algún
cambio en sus condiciones.
2. Obtención de los parámetros de operación del sistema bajo estudio, a fin de conocer
la situación operativa real y a tiempo actual, con los informes correspondientes sobre
consumos, rendimientos, etc.
Los parámetros más representativos del funcionamiento del sistema son:
• Cargas máximas y mínimas sobre el vástago y varillas.
• Estiramientos de las varillas y tubing y recorridos efectivos del pistón de la bomba.
• Nivel dinámico y presión de admisión a la bomba de profundidad.
• Llenado de la bomba de profundidad.
• Existencias de pérdidas a través de las válvulas fija y móvil.
• Caudal efectivamente desplazado por la bomba de profundidad.
• Esfuerzos en las varillas y en vástago de bombeo.
• Balanceo del equipo de bombeo.
• Valor del torque aplicado al reductor del AIB.
• Potencia consumida para el trabajo.
• Rendimientos del sistema.

Manual de Producción – PAE – Argentina 2-II
Información previa:
• Caudales del pozo medidos en campo.
• Porcentaje de agua contenida.
• Características de los fluidos producidos, viscosidad, densidad.
• Relación gas - petróleo
• Nivel dinámico medido en campo.
• Especificaciones tamaño y tipo del equipamiento, motor, AIB, vástago y varillas,
bomba de profundidad, tubing, ancla, entubación etc.
• Profundidad de la bomba, ubicación de punzados, profundidad de tubing y de anclaje.
• Velocidad de bombeo y longitud de la carrera actual.
La base de estos estudios tendientes a realizar un diagnóstico, es la obtención en campo
de mediciones dinamométricas y registros de niveles, lo que se conoce bajo el nombre
de mediciones físicas.
MEDICIONES FÍSICAS
En el caso de pozos equipados con bombeo mecánico como sistema de extracción, se
entiende por “Mediciones Físicas” al registro de dinamómetros (de superficie y de fondo)
y de ecómetros con el fin de observar el funcionamiento del AIB, de la bomba de
profundidad, esfuerzos a las varillas etc.; las posiciones de los niveles estáticos y/o
dinámicos del pozo y evaluar el comportamiento del sistema.
El registro de ecómetro con el fin de conocer la posición del nivel (estático y/o dinámico)
es aplicable no solo a pozos de bombeo mecánico sino también a otros sistemas, tales
como el bombeo con bombas de cavidad progresiva (P.C.P)
EQUIPO DINAMÓMETRO
El dinamómetro tal como lo expresa su nombre, es un equipo medidor de fuerzas (o del
peso de determinado elemento) y se lo utiliza en el sistema de bombeo mecánico para
registrar la carga aplicada en el vástago de bombeo y a la columna de barras a lo largo
del recorrido de la misma.
La carga instantánea aplicada al vástago será registrada en una carta o gráfico en forma
continua en diferentes posiciones a lo largo de todo el desarrollo del ciclo de bombeo,
dibujando una curva dinamométrica de la carga en función del recorrido. Las lecturas
mencionadas, tomadas todas en superficie, permiten deducir el comportamiento físico
de todos los restantes elementos que integran el sistema.
Gracias al continuo avance de la computación es posible contar hoy con una herramienta
de fundamental importancia en la evaluación del sistema de bombeo mecánico
alternativo. Por muchos años, analizar cualitativamente el funcionamiento de la bomba
de profundidad por una interpretación visual de un diagrama de fuerzas y
desplazamientos, obtenido en superficie, fue una tarea dificultosa aún para los expertos.
Con el nuevo método se pueden valorizar y verificar esfuerzos en cualquier punto de la
sarta de varillas, torques en la caja reductora, contrapeso óptimo, potencia requerida,
desplazamiento de fluido en la bomba, etc. El manejo de esta información se basa en un

modelo compuesto por un transmisor (bomba de profundidad), una línea de transmisión
(varillas de bombeo) y un receptor (el dinamómetro).
En su rol, las varillas transmiten continuamente información desde la bomba de
profundidad a la superficie, pero esta información recibida en el vástago está codificada y
es necesario decodificarla.
El registro de fuerzas y desplazamientos vs. tiempo se obtiene actualmente por medio de
un sensor de cargas instalado entre la grampa y la cruceta, y un registro de carrera que
se desplaza solidario a la cruceta. La información de los sensores es recibida por una
computadora que realiza el dinamómetro de superficie y lo archiva en un disquete.
Posteriormente con esta información y todos los datos de entrada necesarios se obtiene,
mediante el programa del prestador del servicio (SEPECO), un completo análisis del
comportamiento del sistema de bombeo.
Es posible obtener un análisis cuantitativo en cualquier profundidad de la sarta de barras
de bombeo, teniendo en cuenta las cargas estáticas y dinámicas. Las varillas transmiten
información en forma permanente desde la bomba de profundidad a la superficie, de
modo que interpretando esta información, se conoce qué sucede en el fondo del pozo
con la bomba. La interpretación es un problema de tipo matemático, y consiste en un
modelo matemático que resuelve la ECUACIÓN DE LA ONDA ELÁSTICA, tal es el
comportamiento de la sarta de barras de bombeo durante el movimiento alternativo. Los
instrumentos interpretan la información en base a las señales recibida en el vástago
(fuerza vs tiempo y desplazamiento vs tiempo), calculan valores de los esfuerzos en
cualquier punto de la columna de barras y obtienen gráficos representativos del
funcionamiento de la bomba de profundidad en el fondo del pozo, además de los gráficos
tradicionales de superficie.
DINAMÓMETRO CONVENCIONAL DE SUPERFICIE:
Para comprender el origen del gráfico dinamométrico es conveniente analizarlo desde el
punto de vista del registro convencional, tomado en superficie por un dinamómetro tipo
Leuter, a fin de entender primero un gráfico básico para luego observar los de fondo y
estudiar distintas interpretaciones de los mismos.
Cualquiera sea el sensor, se debe colocar en superficie a fin de cargar sobre él todo el
peso que actúa sobre el vástago. En las figuras siguientes se pueden observar dónde
van colocados dichos sensores.

Para comenzar el análisis de un gráfico dinamométrico tipo, se debe tener presente el
funcionamiento de una bomba mecánica de profundidad, y considerar por ahora que se
desprecian los efectos de todas las cargas dinámicas.
Sobre el eje horizontal (abscisa) se representa el desplazamiento del vástago, en función
de la carrera del aparato, y sobre el eje vertical (ordenada) se representan las cargas
sobre el vástago, obteniendo así en un gráfico cerrado, una curva teórica ideal.
Observar la siguiente figura
A
B C
D
O
Luego de instalado el sensor, al iniciar el movimiento, el punto “A” representa la posición
de la cabeza de mula en el punto muerto inferior, que es el inicio de la carrera.
En esa posición el vástago soporta únicamente el peso estático de las varillas
sumergidas en el líquido dentro del tubing, por lo que la ordenada OA representa el peso
de las varillas sumergidas.
Inmediatamente de iniciado el movimiento ascendente, en la bomba de profundidad se
cierra la válvula móvil, (se asume por el momento que el cierre de la válvula y la
transferencia de la carga es instantánea, dado que se despreciaron los efectos dinámicos
y de rozamiento) por lo que la carga sobre el vástago aumentará inmediatamente, dado
que además de las varillas hay que levantar el fluido. Por lo tanto, el punto “B” indicará el
cierre de la válvula móvil y la ordenada OB, el peso de las varillas sumergidas más el
peso del fluido, constituyendo en este caso la carga máxima que el vástago soportará
durante todo el recorrido. (por lo tanto, si al valor OB se le resta el valor OA, el resultado
será AB, que representa el peso del fluido.
A partir de “B” continúa el desplazamiento del vástago de bombeo en su carrera
ascendente hasta completarla en el punto “C”. Por lo tanto, el desplazamiento “ABC”
representará el total de la carrera ascendente del equipo de bombeo, y su valor podrá ser
leído con su proyección sobre el eje horizontal, en la escala de longitud adoptada .
En el momento de iniciar el movimiento descendente, se abrirá la válvula móvil y el peso
del fluido será transferido inmediatamente a la válvula fija de la bomba (que se cierra) y
será soportado por el tubing, por lo que la carga sobre el vástago disminuirá en un cierto
valor igual al peso del fluido. Por lo tanto se representa el punto “D” y la ordenada OD
representará también el peso de las varillas sumergidas en el fluido.

Continuando con el movimiento del vástago, éste completará el ciclo de bombeo cuando
nuevamente llegue al punto “A” , siendo CDA el desarrollo completo de la carrera
descendente, cuyo valor podrá ser leído en su proyección sobre el eje horizontal, en la
escala de longitud adoptada .
Habiendo interpretado el movimiento ideal y la relación en cada punto con el
funcionamiento de la bomba de profundidad, se analiza a continuación el mismo gráfico
pero con los efectos de considerar a las varillas como un elemento elástico y no rígido.
Usando los mismos puntos de cambio de las carreras, se incorpora el estiramiento de las
varillas, cuyo efecto se observa en ambas carreras, ascendente y descendente.
Observar la siguiente figura
A
B C
D
Desde que comienza la carrera ascendente en “A” hasta que se llega a la situación de
carga máxima en “B” y por efecto del estiramiento de las varillas, el punto “B” no está
sobre la vertical de “A” sino corrido hacia la derecha un cierto espacio, que es el recorrido
representativo de la deformación de las varillas por el estiramiento, y que se registra
hasta que la carga llega al valor máximo (Recién cuando se alcanza este valor “B”, se
cierra efectivamente la válvula móvil). Como dijimos, la carrera ascendente completa se
cumple en el trayecto ABC.
Un efecto similar, pero en sentido inverso, por acortamiento, se produce al comenzar la
carrera descendente, dado que el efecto de transferencia de carga a la válvula fija no es
instantáneo, por lo que el punto “D” no está sobre la vertical de “C” sino corrido hacia la
izquierda representando el efecto de contracción de las varillas hasta su longitud original.
De acuerdo a lo mencionado anteriormente, el desarrollo de la carrera descendente, será
CDA.
Un gráfico como el anterior sigue siendo teórico ideal, pues no se da generalmente en
situaciones reales, salvo que el pozo esté bombeando a un régimen muy bajo de
velocidad, y entonces los efectos dinámicos se minimizan, configurando figuras que se
pueden parecer a las teóricas.
Considerando los efectos de rendimientos volumétricos y llenado en la bomba, tiempos
de demora para las transferencias de las cargas y la presencia de fuerzas dinámicas, es
decir debidas a las aceleraciones de las masas consideradas, masa de las varillas y
masa de los fluidos, es que se producen gráficos con ciertas deformaciones, del tipo del
que se adjunta a continuación.

masa de los fluidos, es que se producen gráficos con ciertas deformaciones, del tipo del
que se adjunta a continuación.
En la siguiente figura se puede observar un gráfico típico de un registro dinamométrico.
A
AA
B
C
D
Iniciando el análisis en el punto “A”, se observa que comienza el incremento de cargas en
coincidencia con el comienzo de la carrera ascendente (Punto “A”), pero casi
inmediatamente se nota una disminución de la misma hasta el punto “AA”. Este efecto se
produce porque las varillas, que traen una cierta velocidad en el final de la carrera
descendente, al invertir el movimiento devuelven parte de la energía de deformación
absorbida en la carrera anterior tendiendo a contraerse, (como un resorte) por lo que la
carga sobre el vástago disminuye en cierta medida (Punto “AA”).
En el punto “AA” se produce efectivamente el cierre de la válvula móvil del pistón de la
bomba de profundidad, incrementando las cargas y produciendo una curva ascendente
hasta el punto “B”, punto de máxima. Durante el tramo “AA” - “B” no es constante la
carga porque la velocidad del vástago va aumentando y se produce una combinación de
alta aceleración con máxima masa (masa de varillas + masa de fluido) lo que genera la
posición de carga máxima en “B”.
A partir de este punto comienza a disminuir las cargas debido a la disminución de la
velocidad del vástago hasta el punto donde se completa la carrera ascendente (Punto
“C”).
Al comenzar el descenso del vástago, la carga sobre éste disminuye pues al abrirse la
válvula móvil se transfiere a la válvula fija y al tubing el peso del fluido.
Así se llega al punto “D” donde el vástago lleva el máximo de velocidad descendiendo,
iniciando a partir de ese punto una disminución de la misma. Por lo tanto, “D” representa
el punto de carga mínima a partir del cual se incrementan nuevamente las cargas, las
que van aumentando hasta llegar al extremo de la carrera descendente con un valor
equivalente al punto “A”, que representa el punto muerto inferior donde termina la carrera
descendente y comienza la ascendente.
Son varios los factores que conforman la carga del pozo. Se encuentran cargas de tipo
estático, (que actúan o inciden aún con el equipo detenido) y cargas dinámicas, que

aparecen por efecto del movimiento, es decir actúan solamente cuando el equipo está en
movimiento.
PESO DE LAS BARRAS:
El peso (carga estática) del conjunto de las barras en el aire es fácil conocerlo o
calcularlo, a partir del peso unitario de los diferentes tipos y diámetros de varillas que
componen la columna de barras en un pozo. Existen tablas o gráficos que dan estos
valores, de donde se los puede obtener y calcular el peso total de la columna.
Hay que diferenciar entre el peso de las barras cuando se encuentran suspendidas en el
aire y el que tienen estando dentro del tubing sumergidas en una columna de líquido. Se
sabe, por el principio de Arquímides, que todo cuerpo sumergido en un líquido recibe un
empuje hacia arriba por parte del fluido donde se encuentra. El valor del empuje es igual
al peso del volumen del fluido que ha sido desplazado por efecto de sumergir el cuerpo
sólido.
Por lo tanto el peso de las barras sumergidas en un fluido dentro del tubing será menor
que el peso de las mismas suspendidas en el aire.
Es de fundamental importancia definir el peso de las barras sumergidas, cosa que puede
valorizarse a partir de la lectura en el dinamómetro, que representa la situación real y
particular del pozo en cuestión. Para esta determinación es necesario, al registrar el
dinamómetro, realizar lo que se denomina “prueba de la válvula fija” deteniendo el equipo
a unos ¾ del recorrido de la carrera descendente para registrar la carga.
PRUEBA DE LA VÁLVULA FIJA:
En la siguiente figura, se puede observar lo siguiente:
Registro de
válvula fija La carga aumenta
en caso de pérdida
Carrera
descendente
FIGURA: PRUEBA VÁLVULA FIJA
Si se detiene el equipo cuando se ha recorrido ¾ de la carrera descendente y se registra
la carga del vástago en esa posición, la misma representa el PESO DE LAS BARRAS

SUMERGIDAS, ya que el peso del fluido contenido en el tubing no se manifiesta en el
vástago, porque está soportado en esa posición por la válvula fija, cerrada durante la
carrera descendente.
Por lo tanto, ese registro se podrá chequear con el valor calculado en forma teórica del
peso de las barras sumergidas y constatar si existe cierta correlación entre ambos, que
dependerá de la magnitud del peso específico asumido para el cálculo. (Si por ejemplo el
valor del dinamómetro es mucho más bajo que el calculado, también se podrá pensar en
la existencia de altas fricciones en el tubing)
Además, si la válvula fija pierde, que es la que en ese momento está soportando el peso
del fluido, la circulación del líquido hacia abajo cerrará la válvula móvil, lo que provocará
un aumento de la carga sobre el vástago y se registrará en el dinamómetro como una
línea hacia arriba. Es una manera indirecta de observar el comportamiento de la válvula
fija.
Otro parámetro de valor fundamental que también puede obtenerse del dinamómetro es
el peso del fluido, en relación a conocer el peso específico del mismo y el nivel dinámico
dentro del pozo. Para esta determinación, se realiza lo que se denomina como “prueba
de la válvula móvil”.
PRUEBA DE LA VÁLVULA MÓVIL:
En la siguiente figura se puede observar lo siguiente
Registro de
válvula móvil
La carga disminuye en
caso de pérdida.
Carrera
ascendente
FIGURA: PRUEBA VÁLVULA MÓVIL
Deteniendo el equipo cuando el vástago ha recorrido un ¾ de la carrera ascendente y
registrando en ese momento el valor de la carga, la misma representa el PESO DE LAS
VARILLAS SUMERGIDAS MÁS EL PESO DEL FLUIDO y es la válvula viajera o válvula
móvil la que soporta todo el fluido en ese momento. Observando la evolución de esa
carga, si la misma disminuye (provocando un trazado de la línea hacia abajo, como se
observa en la figura) significa que parte de la carga del fluido se está escurriendo a
través de la válvula móvil. Pero cuando el fluido contiene un alto porcentaje de agua es
posible que se registre una disminución de la carga por efecto del escurrimiento del fluido

de la presión diferencial, entre otras cosas. Este escurrimiento se lo puede confundir
como una pérdida en válvula móvil, por lo que hay que tener cuidado al realizar un
diagnóstico.
Al registrar la válvula móvil es conveniente que, una vez que se ha detenido el equipo, no
se produzca demora en tomar el registro, ya que inmediatamente que el pozo está
parado el valor del nivel dinámico comienza a disminuir y aumentar la sumergencia, lo
que provoca menor carga sobre el vástago, (ya que el peso del fluido soportado por la
válvula móvil es el peso de la columna líquida entre la superficie y el nivel en el
entrecaño).
PESO DEL FLUIDO:
Una vez obtenido el valor de registro correspondiente a la válvula móvil, y restándole a
este valor el que se registró como válvula fija, obtendremos de esa diferencia, el PESO
DEL FLUIDO.
Peso del fluido = valor válvula móvil - valor válvula fija
Peso del fluido = (peso varillas sumergidas + peso fluido) - peso varillas sumergidas
Obtenido el peso del fluido desde el dinamómetro y conociendo el nivel dinámico a partir
de un registro con ecómetro, es de extrema utilidad para definir un valor más aproximado
del peso específico promedio de la columna, ya que:
Peso del fluido / nivel dinámico * área transversal = Peso específico de la columna
La prueba de las válvulas se puede utilizar también para tener una idea comparativa de la
ubicación del nivel dinámico en el pozo, ya que la magnitud del peso, y por lo tanto de la
altura, será proporcional a la diferencia entre las válvulas. De esta manera cuanto mayor
sea la diferencia en el dinamómetro, mayor será el peso de esta columna, mayor será la
altura de la columna, y consecuentemente menor la sumergencia de la bomba.
Por lo tanto, cuanto más separadas están las líneas de ambas válvulas en el registro
dinamométrico, se deduce que más bajo es el nivel dinámico y viceversa, cuando esta
distancia disminuye, indica que el nivel dinámico está subiendo y que el pozo no está
produciendo a toda su capacidad.
EFECTO DE CONTRAPESADO:
Otra carga estática a registrar es la que se conoce como “efecto de los contrapesos
sobre el vástago” o “efecto de contrapesado”, es decir la carga que sobre el vástago se
produce por colocar determinado tipo de placas de contrapesado en las manivelas. Este
valor también se puede calcular teóricamente y obtener de tablas de acuerdo a los
contrapesos utilizados, el que se podrá contrastar contra el registrado en el dinamómetro
a fin de verificar el cálculo.
Para determinar el efecto de contrapesado a partir del dinamómetro, es necesario trazar
la línea de contrapeso, la que se debe registrar parando la unidad de bombeo en
aproximadamente la mitad de la carrera, cuando la manivela está a 90° de rotación. En

esa posición, si en el vástago aislamos, mediante una grapa, el efecto de la carga del
pozo (fluido y varillas), la única carga que se registrará en el gráfico (será una linea
horizontal ya que no hay movimiento), será el efecto de los contrapesos.
La distancia entre la línea de cero y la línea horizontal registrada, en la escala
correspondiente, es el valor del denominado “efecto de contrapesado”, que también se
utiliza para el cálculo del torque neto sobre el reductor.
Además, la ubicación de la línea horizontal da idea del balanceo del equipo ya que las
dos áreas en que queda dividida el gráfico deben ser iguales, considerando que se debe
ejecutar un mismo trabajo tanto en la carrera ascendente como en la descendente.
Hasta este punto se ha explicado la forma de obtener del dinamómetro los valores de
cargas consideradas estáticas, tales como el peso de varillas, el peso del fluido, el efecto
de contrapeso. Estas cargas, por supuesto presentes durante todo el ciclo de bombeo,
se incrementan durante el movimiento, provocando esfuerzos mayores sobre las varillas
y el vástago de bombeo bajo los efectos de las cargas dinámicas.
El movimiento alternativo del vástago es ejercido directamente sobre la sarta de varillas,
la que por su esbeltez se comporta como un elemento elástico que va trasmitiendo a
todo su largo este movimiento como una onda de tipo longitudinal amortiguada. La onda
transmitida, al mismo tiempo que impone un movimiento a la bomba, refleja sobre ésta y
vuelve hacia arriba, encontrándose con el frente de onda descendente, con la que se
compone en una resultante. La onda ascendente llega a superficie, donde puede producir
un incremento o una disminución de la carga sobre el vástago y a su vez se vuelve a
reflejar y se propaga nuevamente hacia la bomba, y así sucesivamente. La composición
de estas series de ondas que se suman o restan produce tensiones adicionales en las
varillas.
Además de los efectos debido al movimiento de las masas, a las fricciones con el fluido y
en la bomba, la sarta de varillas sufre también todos los efectos dinámicos propios de un
cuerpo delgado sometido a vibraciones. Toda sarta de varillas vibra en una determinada
frecuencia natural, pues se la considera como una varilla delgada sujeta en uno de sus
extremos y libre en el otro y si se aplica una fuerza repentina en el extremo fijo, la misma
se transmite a la velocidad del sonido como una onda longitudinal hacia el extremo libre,
reflejándose. Estas fuerzas de vibración tienen efectos pronunciados en la forma del
registro dinamométrico.
En un AIB cumpliendo el ciclo de bombeo, las masas que debe levantar el vástago
durante la carrera ascendente, son las de las varillas y la del fluido; por lo que el peso
estático resultará de la suma de las mismas. Pero cuando se registra la carga máxima en
el vástago se observa que la misma es mayor, en una determinada proporción, al peso
estático correspondiente. La masa en movimiento, con sus variaciones de velocidad y de
aceleración debidas al diseño y a la geometría de los aparatos de bombeo, modifica la
forma de la carta dinamométrica y los valores de las cargas resultantes.
Por lo tanto, la aparición de los esfuerzos dinámicos está fundamentalmente
relacionados a la velocidad de rotación de la manivela, es decir, la velocidad de bombeo
del equipo, expresada en “golpes por minuto” o “carreras por minuto” que producirá
sobre el vástago una determinada variación en la velocidad de desplazamiento de la
masa suspendida del mismo. Además de la velocidad de bombeo, otro parámetro que

incide de manera fundamental en la magnitud de los esfuerzos dinámicos es la longitud
de la carrera a la que está trabajando el equipo.
Para quien debe realizar una predicción de los esfuerzos y de las condiciones de trabajo
del sistema, es sumamente importante conocer el tipo de movimiento que se produce en
la columna de barras, dado que la ingeniería debe realizar cálculos previos en base a los
cuales se deberán diseñar los sistemas de extracción y determinar las condiciones de
funcionamiento.
A partir entonces de un diagrama dinamométrico de superficie se pueden obtener varios
de los parámetros necesarios para realizar un diagnóstico del funcionamiento del
sistema.
En la siguiente figura se observan distintas determinaciones en un dinamómetro de
superficie.
Carga
máxima
Efecto de
contrapeso
Carga mínima
Rango de cargas
Peso
de
varillas
Peso de varillas
más peso de
fluido
Carrera del vástago
en superficie
DINAMÓMETRO ELECTRÓNICO:
Se basa en el desarrollo de un modelo matemático que represente la instalación de las
varillas de bombeo. Registrando la magnitud de las cargas sobre el vástago y midiendo
los desplazamientos en la superficie del mismo, el programa calcula valores de carga y
desplazamientos en distintos puntos a lo largo de la sarta de varillas y en la bomba de
subsuelo dibujando diagramas de carga-desplazamiento en la superficie y en puntos
deseados a lo largo de la sarta de varillas y un diagrama de la bomba de subsuelo. Esto
se efectúa asumiendo que la columna de barras es un sistema de comunicación que
transmite, desde el fondo hasta la superficie, impulsos instantáneos de fuerza a la
velocidad de propagación del sonido en el acero.
En el fondo de las varillas actúan una serie de esfuerzos originados por las variaciones
de la carga del fluido impulsado por la bomba, durante la carrera ascendente y
descendente, además de otras fuerzas que aparecen en la misma bomba y a lo largo de
las varillas como resultado de aceleraciones, vibraciones de la columna, fricciones, etc.

De esta interpretación surgen entonces representaciones gráficas de los esfuerzos y
desplazamientos producidos en el pistón de la bomba, constituyendo los “dinamómetros
de fondo”, del tipo de los que se observan en la siguiente figura.
A
B C
D
Pf
E
Línea de
ceroFIGURA “A”
A
B C
D
Pf
E
FIGURA “B”
En la figura “A” se representa un ciclo teórico perfecto del pistón de la bomba, sin
movimiento de la tubería de producción y cuando solamente se bombea líquido, donde la
única carga existente es el peso del fluido. Por lo tanto, la distancia entre BC y DA es la
ordenada correspondiente a Pf, o peso del fluido levantado por el pistón.
La parte negativa, por debajo de la línea de cero, representa el empuje E, es decir la
fuerza de flotación hacia arriba, que actuarán como compresión sobre las varillas
cercanas a la bomba.
La distancia B-C representa la carrera ascendente y la D-A la carrera descendente,
considerando los desplazamientos del pistón dentro de la bomba de profundidad.
1) Punto “A”. Al comenzar la carrera ascendente la válvula móvil se cierra.
2) De “A” hasta “B”, el peso del fluido se transfiere a las varillas.
3) Punto “B”. La válvula fija se abre dejando entrar fluido a la bomba.
4) De “B” a “C” el peso del fluido es soportado por las varillas mientras ingresa más
fluido a la bomba.
5) Punto “C”. La válvula fija se cierra; la válvula móvil permanece cerrada.
6) De “C” a ”D” el peso del fluido se transfiere de las varillas al tubing.
7) Punto “D”. La válvula móvil se abre.
8) De “D” a “A” el peso del fluido es soportado por el tubing mientras el pistón realiza la
carrera descendente.
En la figura “B” se observa un gráfico teórico representativo de cuando se produce un
movimiento en la tubería. El movimiento del tubing en el mismo sentido en que se mueve
el pistón de la bomba, modifica la forma y la rapidez con que se transfiere el peso del
fluido de la sarta al tubing y viceversa. La forma del paralelogramo mostrado en la figura
está causada por el estiramiento y contracción de la tubería no anclada, lo que produce
un desfasaje en el tiempo de transferencia de la carga entre la válvula móvil y la fija.

El peso del fluido elevado por la bomba, es uno de los parámetros más importantes a
tener en cuenta en el diseño y en el seguimiento del sistema de bombeo, por lo que se
adjunta a continuación el análisis de algunas cartas de fondo para la obtención del
mismo.
REGLAS GENERALES PARA OBTENCIÓN DEL PESO DE FLUIDO
Llenado completo de bomba, tubings anclados línea superior del peso de fluido
Para ubicar la línea superior del peso de fluido la práctica aceptada es buscar en la parte
superior derecha del gráfico de la bomba (no perturbada por efectos inerciales debido a
que es el punto muerto superior) el cambio de dirección en el trazo (punto de inflexión).
0
Peso de fluido
Flotabilidad Línea inferior
Línea superior
Carrera neta
Golpe de fluido o interferencia de gas, tubings anclados, línea superior
La existencia de alguna de estas condiciones (golpe de fluido o interferencia de gas)
implica una carta de fondo con una forma de nariz en la parte superior derecha. En el
comienzo de la carrera descendente solo actúan las fuerzas debidas a rozamiento (por
ausencia de fluido) y podemos asumir que esta fuerza es idéntica en ambas carreras; por
esta razón podemos ubicar el límite superior del peso de fluido en una línea horizontal
que divida en dos áreas iguales la mencionada nariz.
Nariz
Carrera neta
Carrera bruta
Peso de fluido
0
Llenado completo de bomba, tubings anclados, línea inferior de peso de fluido
En estas cartas es posible colocar el límite inferior del peso de fluido haciendo uso del
principio de flotabilidad. Esta fuerza que actúa en sentido ascendente tiende a comprimir
a la sarta de varillas por lo tanto se ubica por debajo de cero (fuerzas de tracción son

positivas) con una magnitud igual al 10% del peso de varillas en aire (valor que se
obtiene del reporte del dinamómetro).
0
Peso de fluido
Flotabilidad Línea inferior
Línea superior
Carrera neta
Llenado incompleto de la bomba, movimiento de tubings
El límite superior de la línea de peso de fluido lo ubicamos, como vimos, por la línea que
divide en áreas iguales la parte superior derecha del diagrama.
Para el límite inferior debemos ubicarnos en el extremo inferior izquierdo dado que en
este punto (punto muerto inferior) las fuerzas debidas a la fricción de las varillas tienden a
cero y esto origina un giro en el trazo del diagrama. La línea inferior estará en esta zona
(punto de inflexión) y con la magnitud sugerida por el principio de flotabilidad.
Carrera neta
Carrera bruta
Peso de fluido
0
Movimiento
de
tubing
Punto de inflexión
A continuación se observan diversas figuras dinamométricas que muestran diferentes
situaciones de bombeo y/o estado de la bomba de profundidad.

INFORMES DE DINAMOMETRÍA
Diagnosticar un pozo en bombeo mecánico significa conocer el estado de funcionamiento
de todo el sistema a partir del registro de superficie: la carta dinamométrica.
Diagnosticar con exactitud es de fundamental importancia ya que permite saber qué
parámetros es necesario modificar para su optimización.
Para realizar algunos cálculos previos de los parámetros que intervienen durante el
bombeo de un sistema mecánico de extracción y poder obtener otros de los registros
dinamométricos, es necesario contar con datos e información del tipo de la descripta a
continuación:
• Tipo de petróleo, gravedad o peso específico, viscosidad, porcentaje de agua,
salinidad y gravedad específica del agua, relación gas - petróleo, valores de
producción real, curvas de producción, curvas IP.
• Tipo y tamaño, luz, tipo de válvulas, accesorios, de la bomba de profundidad,
profundidad de asentamiento de la misma.
• Varillas, clase, largo y longitudes de diferentes tramos, diámetros.
• Tubería, diámetro, largo, profundidad de asentamiento.
• Ancla, tipo y profundidad.
• Existencia o no de separadores de gas de fondo.
• Presencia o no de packer.
• Profundidad de los punzados.
• Nivel estático y dinámico.
• Longitud de la carrera del AIB y velocidad de bombeo.
• Tipo, especificaciones y modelo del AIB.
• Motor de accionamiento. Consumos de corriente.
Los parámetros más importantes para conocer cómo está funcionando un sistema de
bombeo mecánico, pueden dividirse en tres grupos principales:
• Relacionados a la bomba de profundidad: carrera bruta del pistón y carrera aparente,
velocidad del pistón, caudal bruto desplazado, rendimiento volumétrico de la bomba,
nivel dinámico, sumergencia, presión de fondo de admisión, peso del fluido,
escurrimiento, pérdidas en válvulas, porcentaje de llenado.
• Relacionados a las varillas de bombeo y tubería: cargas máximas y mínimas,
tensiones máximas y mínimas, tensiones en Goodman, esfuerzos de compresión por
flotación, estiramientos, sobre - recorrido, estiramientos del tubing, anclaje correcto o
no.
• Relacionados al AIB, motor e instalación de superficie. Cargas máximas, torque
máximo y curva de torque, balanceo del equipo, consumos y potencias del motor,
rendimientos generales.
En su mayoría pueden ser obtenidos a partir de la interpretación de una carta
dinamométrica.
A continuación se adjunta un informe dinamométrico.

INFORME DE MEDICIONES FÍSICAS (EL PRESENTE ES UN EJEMPLO DE UN
INFORME TIPO, PUEDE VARIAR SEGÚN EL OPERADOR)
Datos de la instalacion
Unidad de bombeo: MARCA Y DESIGNACIÓN API
LUFKIN M-456D-305-168
De acuerdo al código API, M = MARK II; 456 = 456000 lbs-plg máxima capacidad de
torque; 305 = 30.500 lb de máxima capacidad de carga en la viga y 168 = 168 plg. la
mayor carrera disponible.
SENTIDO DE ROTACIÓN: ANTIHORARIO
CARRERA: 168.04 PULG (4,27 M)
corresponde al valor medido al momento del dinamómetro
G.P.M. 9,58
valor medido
CONTRAPESOS (colocados en el equipo): TIPO CANTIDAD DISTANCIA CANT.AUX.
OARO 4 0.00 0
Nº O 0.00 0
NOTA: La distancia es un valor promedio de las distancias de cada contrapeso medidas
en pulgadas desde el extremo de la manivela.
Motor
TIPO ELECTR
POTENCIA 75. 00 HP
SARTA (Datos entregados por el cliente): GRADO Y DESIGNACION API = 87
La identificación API de las varillas, utiliza la cantidad de octavos que contiene cada
medida del diámetro. Para 1”, que son 8 octavos, corresponde el Nº8; para 7/8 ", que
son 7 octavos, corresponde al Nº7; para 3/4”, que son 6 octavos, corresponde el Nº 6;
para 5/8”, que son 5 octavos, corresponde el Nº5; para1/2”, que son 4 octavos,
corresponde el Nº4. Por ejemplo, una sarta 86 es una combinación de 1”, 7/8” y 3/4" y
una sarta 87 es una combinación de 1” y 7/8”.-
DIAM PORCENTAJE LONGITUD PESO MATERIAL
(PULG) (%) (MTS) (LB/PIE)
1.000 38.2 617.22 2.904 ACERO
0.875 (7/8”) 61.8 998.22 2.224 ACERO
LONGITUD TOTAL DE LA SARTA 1615.44 MTS

PESO DE LA SARTA EN AIRE (WRA) 13164 LBS. (5971 KG)
PESO DE LA SARTA EN FLUIDO (WRF): 11496 LBS.(5214 KG)
El peso de la sarta en el aire se calcula conociendo el peso unitario (Kg/m o Lb/m) y la
longitud de cada tramo.' El peso de la sarta en el fluido se obtiene afectando al anterior
por un coeficiente de flotación (generalmente 0.88)
Bomba de profundidad (datos entregados por el cliente)
DIAMETRO 1.75 PULG.
PROFUNDIDAD 1623.99 MTS
Datos de producción (entregados por el cliente)
PRODUCCION BRUTA: 62.00 M3/D
PORCENTAJE DE AGUA: 90.00 %
GRAVEDAD ESPECIFICA PROMEDIO: 0.990
PRESION DE CASING (medida en el pozo): 6.00 KG/CM2
PRESION EN BOCA DE POZO: 6.00 KG/CM2
PROFUNDIDAD DEL ANCLA/PKR 1656.00 MTS.
DIAMETR0 DE TUBING 2,875 PULG
Valores medidos y calculados
Estos valores se calculan a partir del dinamómetro registrado
Valvulas
VÁLVULA MOVIL (TV) 16.144 LBS.(7323kg) PIERDE 29 LBS (13kg) EN 3 SEG.
VÁLVULA FIJA (SV) 11.659 LBS (5289kg) PIERDE 71 LBS (33kg) EN 3 SEG
Unidad de bombeo
CARGA MAXIMA (PPRL) 22870.54 LBS. (10374,08 KG)
CARGA MÍNIMA (MPRL) 7262.33 LBS. 3294,20 KG)
valores medidos del dinarnómetro, segun escala.
PORCENTAJE DE CARGA ESTRUCTURAL 74.99%
corresponde a la relación entre la carga máxima medida y la máxima disponible, en %.
EXISTENTE EN BALANCE
TORQUE MAXIMO REDUCTOR (LBS-PULG) 773.660 496.508
Aplicando un programa, se obtiene el diagrama de torque punto a punto, a partir del
dinamómetro y aplicando los factores de torque. De dicha curva se obtienen los valores.
PORCENTAJE DE TORQUE (%) 169.66 % 108.88%
Relación entre torque real y la máxima capacidad de torque del reductor
EFECTO DE CONTRAPESO (LBS.) 12.471 17.626
Está en función de los contrapesos utilizados, el efecto de carga que originan sobre el
vástago.

TORQUE MAXIMO CPESOS (LBS-PULG) 1.303.898 1.691.792
Representa el máximo torque que producen los contrapesos en uso, para equilibrar el
torque producido por la carga del pozo.
EXISTENTE EN BALANCE
DISTANCIA DE CONTRAPESOS (cm) 0.00 -91.21 (excede
los limites)
medida desde el extremo de la manivela hasta la placa.
EFICIENCIA TORSIONAL 0.29 0.43
Relación entre el torque promedio y el torque máximo. Da idea de los picos de torque.
Conviene que sea mayor a 0. 3.
FACTOR DE CARGA CÍCLICA 1.61 1.37
Indicador que da idea de la eficiencia en el uso del equipo, si está bien aprovechado o
no. Según el tipo de AIB, debe ser menor de 1, 5 para convencional y menor de 1,3 para
MII
POTENCIAS
Las potencias son calculadas con diferentes formulas y a partir del dinamómetro
HiDRAULICA S/VOLUMEN EN TANQUE 13.61 HP
TOTAL EN EL VASTAGO (PRHP) 32.63 HP
ESTIMADA EN EL MOTOR 58.52 HP
POTENCIA PICO DEL MOTOR EN REGIMEN 60.17 HP
DIAGRAMA DE GOODMAN
DIAM. CARGAS DIAGRAMA DE GOODMAN
(PULG) (LIBRAS) FACTOR 1.0 0.8 0.6
MAX. MIN. LIMITE % LIMITE % LIMITE %
1000 22871 7262 26665 80 21332 111 15999 179
0.875 16248 2170 18508 86 14807 111 11105 158
El diagrama de Goodman permite conocer la relación optima entre la tensión máxima y
minima para una varilla de bombeo, según el grado de acero y el factor de seguridad que
se tome. Comparando estas tensiones con las calculadas, se obtiene el % de solicitación.
El factor de uso hace referencia a si las varillas son nuevas (factor 1) o usadas.
TABLA DE PRESIONES DE FONDO Y NIVELES
GRAVEDAD PRESION DE FONDO SUMERGENCIA NIVEL
ESPECIFICA (KG/CM2) (Mt) (Mt)
1.00 21.55 216 1408
0.90 5.31 59 1565
0.80 0.00 0 1624
0.70 0.00 0 1624
0.99 19.92 201 1423

Estos valores son obtenidos a partir de la interpretación del dinamómetro de fondo.
Obteniendo el nivel dinámico por cálculo, se llega a una determinación de gravedad
específica que sea compatible con dicho nivel.
NIVEL DINAMICO DE FLUIDO (ACUSTICO) 1150.00 MTS.
Corresponde a un valor obtenido con el sonolog
NIVEL CORREGIDO POR McCOY 1414.86 MTS.
El valor del nivel dinámico obtenido del sonolog, se corrige por cálculo, aplicando factores
que están en función de la presión de casing y de la estimación de la velocidad de
recuperación de la misma.
DINAMÓMETRO DE FONDO
CARRERA BRUTA 155.20 Pulg (3.94 m)
CARRERA APARENTE 116.77 Pulg (2.97 m)
DESPLAZAMIENTO BRUTO 84.42 m3/d
DESPLAZAMIENTO APARENTE 63.51 m3/d
Los desplazamientos son calculados aplicando las carreras y en función de las
características de la bomba y funcionamiento.(diámetro y GPM).
EFICIENCIA (VOL. TANQUE/BOMBA) 97.62 %
Comparación entre control del pozo y el desplazamiento aparente calculado.
LLENADO DE BOMBA 75.24 %
Relación entre la carrera aparente y la carrera bruta.
CARGA MAXIMA 6173.24 Lbs. (2800.18Kg)
CARGA MINIMA -4679.03 Lbs. (2122.41 Kg)
PESO DE FLUIDO (Wf) 4818.49 Lbs. (2185.67Kg)
Calculados a partir del dinamómetro del fondo.
SOBRE RECORRIDO 7.71 Pulg (19.58 cm)
ESTIRAMIENTO 20.89 Pulg (53.06 cm)
MOVIMIENTO DE TUBING 0.00 Pulg (0. 00 cm)
ESTADO DEL TUBING: ANCLADO

EJEMPLO DE INFORME DE DINAMÓMETRO DEL POZO PCG-228

NIVEL DE FLUIDO.
DESCRIPCIÓN
El nivel de fluido en un pozo puede ser determinado acústicamente por la generación
de un pulso de presión realizado en superficie y registrando los ecos de las cuplas,
obstrucciones y el nivel de fluido; mediante el uso de instrumentos denominados
detectores acústicos de nivel.
Un cartucho de fogueo ha sido la fuente tradicional de este pulso hasta el moderno
desarrollo de la pistola de gas. En los pozos cuyo espacio anular tiene menos de 100 psi
de presión, la cámara de volumen del instrumento es presurizada con 100 psi por encima
de la presión del casing, mediante el uso de anhídrido carbónico o nitrógeno.
El gas es expandido instantáneamente en el espacio anular y esto genera el pulso de
presión. En aquellos pozos cuya presión de espacio anular es mayor a 100 psi se reduce
la presión de la cámara del instrumento hasta un valor de presión menor a 100 psi.
Seguidamente se produce la comunicación instantánea entre espacio anular y cámara
que genera la onda de presión buscada.
Un micrófono convierte los pulsos de presión reflejados en las cuplas, líquido u otras
obstrucciones, en señales eléctricas que son filtradas, amplificadas y graficadas en una
carta.
El equipo utilizado consta de: la cámara de disparo o expansión que va conectada al
espacio anular con el pequeño cilindro de gas, sostenido por el operador, de dióxido de
carbono o nitrógeno que provee la energía necesaria para producir la onda de presión.
Conectado eléctricamente a aquella se observa el receptor provisto del circuito
electrónico que recibe, traduce y amplifica los ecos de las obstrucciones del espacio
anular y el mecanismo registrador de señal
INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS
En general es posible obtener datos ajustados de niveles de fluido con estos
instrumentos. Las dificultades en la determinación de niveles se presentan cuando está
presente alguna de estas condiciones: (1) Espacio anular conteniendo fluido con gas, (2)
Espacio anular con espuma y (3) Enmascaramiento de las cartas .
COLUMNA DE FLUIDO GASEOSO.
Esto se da en aquellos pozos que ventean gas por el espacio anular . Al migrar el gas
de la fase líquida al espacio anular superior genera disturbios y ruidos que pueden
generar confusión en la interpretación de la carta. En ocasiones se puede verificar la
procedencia del disturbio cerrando la válvula del casing y observando la aguja
registradora del instrumento; si esta cesa su movimiento comprobaremos que la
procedencia del disturbio tiene el origen antes mencionado.
ESPACIO ANULAR CON ESPUMA.
Cuando el fluido pasa de la formación al pozo se produce una caída de presión. La
espuma está presente en algunos pozos cuando esa pérdida de presión es relativamente
menuda y se forman pequeñas burbujas muy estables, que no permiten que se produzca

el reflejo de la onda acústica generada en superficie por lo que se torna imposible
detectar el nivel de fluidos.
RUIDOS Y ENMASCARAMIENTO.
Los ruidos inherentes al pozo pueden distorsionar las reflexiones por lo tanto se
deberá detener la unidad de bombeo. En ciertos pozos se verifica un alto nivel de ruido
que puede durar hasta 10 o 15 minutos después de cerrar la tubería colectora de gas y
parar la unidad. Esto se debe al continuo desprendimiento de gas del fluido en el pozo o
en la formación .
La parafina, corrosión, incrustaciones, etc. suelen enmascarar los reflejos de la onda
de presión. En estos casos un incremento de la presión del casing logra, en ocasiones,
incrementar significativamente la respuesta. Otro recurso usado es aumentar el rango
del pulso de presión inicial.
Finalmente mencionaremos que en la actualidad se corrige el nivel de fluido obtenido
en aquellos pozos con presencia de gas. Para ello se toma el incremento de presión en
el casing en un determinado tiempo y de acuerdo a este valor se halla el nivel de fluido
corregido que es mayor al obtenido primariamente por el disparo.

Manual de Producción –PAE-Argentina 1-III
III- INTERVENCIONES DE POZOS
NOCIONES GENERALES SOBRE CAMBIOS DEL DISEÑO DE PRODUCCIÓN
En esta sección daremos solamente ideas generales sobre el diseño de producción y
los criterios que se tienen en cuenta para efectuar su cambio debido a que cada caso
particular puede presentar características distintas. Los cambios de diseño se analizan
generalmente en la revisión mensual de producción; no obstante en aquellos casos que
sea necesario efectuar algún cambio no previsto deberá consultarse al Ingeniero de
Producción.
1. BOMBAS
Considerando un 100 % de eficiencia, la bomba desplaza en cada carrera un
volumen de fluido igual a la sección del pistón multiplicada por el recorrido de éste.
Por lo tanto, suponiendo que el valor del recorrido del pistón sea aproximadamente
igual a la carrera en superficie, podemos calcular la producción teórica de la bomba
mediante la siguiente fórmula :
PT = Ap x S x G.P.M. x 0.0236
Donde:
PT = producción teórica (m3/día)
Ap = sección del pistón (pulg2)
S = carrera (pulg)
G.P.M. = velocidad de bombeo (golpes por minuto)
0.0236 = constante
Otra forma de calcular dicha producción teórica es por medio del "factor de la
bomba" (K) que se define como: la producción de la bomba en barriles por día, con
una carrera igual a una pulgada y velocidad de bombeo de un golpe por minuto.
Para obtener la producción teórica en Bls/día se multiplica el factor de la bomba (K)
por la carrera del vástago y por el número de golpes por minuto (para pasar de
Bls/día a m3/día multiplicar por 0.1592). En la siguiente tabla se indican los
diámetros de pistón, sus secciones en pulgadas cuadradas y los factores de las
bombas comúnmente utilizadas en nuestra operación:

Manual de Producción – PAE-Argentina 2-III
Tabla I-III
Diámetro
Pistón
Sección
Pistón (pulg2)
Factor (K)
1-1/2" 1.767 0.262
1-3/4" 2.405 0.357
2" 3.142 0.466
2-1/4" 3.976 0.590
2-3/4" 5.940 0.881
Ejemplo : Una bomba con pistón de 2", carrera 144" y a 12 G.P.M. tendrá la
siguiente producción teórica
Aplicando la fórmula PT = 3.142 x 144 x 12 x 0.0236 = 128 m3/día
Con el factor (K) PT = 0.466 x 144 x 12 x 0.1592 = 128 m3/día
En la Tabla II-III se indican los valores de producción teórica en m3/d de las bombas
que comúnmente utilizamos en nuestra operación.
Tabla II-III
BOMBAS DE PROFUNDIDAD
Capacidad de Extracción (m3/día) al 100 % de eficiencia
Diámetro Golpes por Minuto
de la Long.
Bomba carrera 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
34 7 8 10 11 13 14 16 17 18 20 21
44 9 11 13 15 16 18 20 22 24 20 27
54 11 13 16 18 20 22 25 27 29 31 34
64 13 16 19 21 24 27 29 32 35 37 40
74 15 19 21 24 27 30 33 37 40 43 46
1-1/2" 85 18 21 25 28 32 35 39 42 46 50 53
100 21 25 29 33 37 42 46 50 54 58 62
120 24 30 35 40 44 49 54 60 65 70 74
144 29 36 42 48 53 59 65 72 78 84 89
168 34 42 49 55 62 69 76 84 91 97 104

Tabla III-III
BOMBAS DE PROFUNDIDAD (Cont.)
Diámetro Golpes por Minuto
de la Long.
Bomba carrera 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
34 10 12 13 15 17 19 21 23 25 27 29
44 12 15 17 20 23 25 28 30 33 35 38
54 15 18 21 25 28 31 34 37 40 43 46
64 18 22 25 29 33 36 40 44 47 51 54
74 21 25 29 33 38 41 46 50 54 58 63
1-3/4" 85 24 29 34 39 43 48 53 58 63 68 72
100 28 34 40 45 51 57 62 68 74 79 85
120 34 41 47 54 61 67 74 82 88 95 102
144 40 49 56 65 73 81 89 98 105 114 122
168 47 57 66 76 86 94 104 114 123 133 143
34 13 15 18 20 23 25 28 30 33 35 38
44 16 20 23 26 29 33 36 39 42 46 49
54 20 24 28 32 36 40 44 48 52 56 60
64 24 28 33 38 43 47 52 57 62 66 71
74 27 33 38 44 49 55 60 65 71 76 82
2" 85 31 38 44 50 57 63 69 76 82 88 94
100 37 44 51 59 67 74 81 89 96 104 111
120 44 53 61 71 79 89 97 106 115 124 133
144 53 63 73 85 95 107 117 127 138 148 160
168 62 74 86 99 111 124 136 148 161 173 186
192 70 84 98 112 126 140 154 168 182 196 210
74 34 41 48 56 62 69 76 83 90 97 104
85 40 48 56 64 72 80 88 96 104 112 120
100 47 56 66 75 84 94 103 113 122 131 141
2-1/4" 120 55 67 78 90 101 112 124 134 145 157 168
144 66 81 94 108 121 134 141 161 174 189 202
168 77 94 109 126 141 156 173 188 203 220 235
192 90 108 126 144 162 180 198 216 234 252 270
100 70 84 98 112 126 140 154 168 182 196 210
120 84 101 118 134 151 168 185 202 218 235 252
2-3/4" 144 101 121 141 161 181 202 222 242 262 282 302
168 118 141 165 188 212 235 259 282 306 329 353
192 135 162 189 216 243 270 297 324 351 378 405

La producción real de la bomba (PR) depende de la eficiencia volumétrica (Ev); ésta
varía de acuerdo a: la luz entre pistón y barril (pérdida por escurrimiento), régimen de
bombeo, nivel de fluido, tubing con o sin ancla y las propiedades del fluido, en especial el
contenido de gas libre en la bomba. Según lo anterior tendremos:
PR = Ev x PT o Ev = PR/PT
Si en el ejemplo anterior la eficiencia de la bomba fuera del 80 % la producción real será:
PR = 0.8 x 128 = 102.4 m3/día
El peso de fluido sobre la bomba depende del diámetro del pistón, del nivel de fluido
del pozo y de la gravedad específica del fluido. Si no tenemos en cuenta la sección
promedio de las varillas y consideramos que el fluido a extraer es agua, el peso de fluido
sobre la bomba expresado en Lbs/pie o Lbs/m es el que se indica en la siguiente tabla:
Tabla IV-III
Diámetro Pistón Lbs/pie Lbs/m
1-1/2" 0.76 2.49
1-3/4" 1.03 3.38
2" 1.36 4.46
2-1/4" 1.72 5.64
2-3/4" 2.56 8.40
Multiplicando estos valores por el nivel de fluido (pies o metros) se obtiene el peso de
fluido en libras. La profundidad a la cual está asentada la bomba no interviene ya que el
trabajo que realiza la bomba es elevar el fluido a partir del nivel de fluido del pozo. Por
ejemplo, en un pozo con nivel de fluido a 1830 m (6000') y bomba con pistón de 2", la
carga estática sobre la bomba será:
1.36 x 6000 = 8160 Lbs
Si el diámetro del pistón fuese de 1-3/4"
1.03 x 6000 = 6180 Lbs.
El criterio que siempre debe tenerse en cuenta es que con menores cargas se
prolonga la vida útil de los materiales. En consecuencia, siempre que se pueda obtener
la misma producción con una bomba de menor diámetro, deberá utilizarse esta última.

Cuando se estudia la posibilidad de cambiar una bomba por otra de menor diámetro para
disminuir las cargas, hay que tener en cuenta que el rendimiento de la bomba suele estar
por debajo del 100 %, especialmente en los pozos con mucho gas.
2. VARILLAS
La sarta de varillas se diseña de manera que las varillas superiores de cada tramo
trabajen a la máxima tensión admisible. Los factores que se tienen en cuenta para el
diseño, pueden resumirse en los siguientes:
a. Nivel dinámico de fluido
b. Presión de bombeo en boca de pozo
c. Profundidad de la bomba
d. Diámetro del pistón de la bomba
e. Velocidad de bombeo y carrera del equipo
Cuando se diseña una sarta de varillas se supone que el nivel está en la bomba y
que el equipo bombea con la máxima carrera y con el mayor número de golpes
permitido. En consecuencia, los únicos puntos que pueden justificar cambio de
diseño son: ( c ) y ( d ). Siempre que se cambie la profundidad de la bomba o el
diámetro del pistón deberá consultarse al Ingeniero de Producción para ver si es
necesario cambiar el diseño.
Si se baja una bomba de menor diámetro y no se cambia el diseño, éste quedará
sobredimensionado. Si se cambia por una bomba de mayor diámetro deberá
indefectiblemente controlarse el diseño de varillas porque las cargas aumentarán.
Otras causas que justifican la revisión de un diseño son : pescas muy frecuentes y el
cambio del equipo de bombeo.
En todo diseño las varillas menos exigidas son las más profundas de cada diámetro.
Sin embargo si el petróleo es muy viscoso puede ocurrir que las primeras varillas
sobre la bomba trabajen a la compresión en la carrera descendente y se produzcan
roturas por tal motivo. Para evitar estos inconvenientes se agregan sobre la bomba
varillas de mayor diámetro (de 1" por ejemplo), a fin de darle peso para evitar esa
compresión. De aplicarlo, no olvidar de cambiar el trozo sobre la bomba.

3. TUBING
El cambio de diseño consiste en este caso en variar la longitud de la tubería de
producción para disminuir los problemas de bombeo debidos generalmente a pozos
con gas y pozos con problemas de arena.
a. Pozos con gas. En este caso se profundiza el tubing o se agregan caños de
cola, en lo posible por debajo de la zona productiva más profunda. Al profundizar
el tubing se aumenta la eficiencia volumétrica de la bomba debido a su mayor
sumergencia. La instalación de anclas de tensión, en estos casos e
independientemente de la profundidad mejorará el rendimiento de los
dispositivos especiales de antibloqueos.
b. Deposición de arena. Cuando el problema de la arena se hace crítico
provocando intervenciones frecuentes del tubing por atascamientos de la bomba,
en general puede dar buenos resultados levantar el tubing. Esta operación
facilita la decantación de la arena y puede disminuir la frecuencia de las
intervenciones. Además, si se tiene problemas de obturación del ancla es
conveniente colocar la misma por encima de los punzados. Otra forma sería
producir el pozo sin ancla (como última instancia) en pozos de poca profundidad
y con buen nivel de fluido.
También la utilización de filtros para tubing tipo "Parissi" contribuirá a dar
solución al problema. Será importante para el diseño y pedido del filtro, disponer
de muestras de la arena obteniéndola directamente del pozo.
Desarenadores, dispositivos de nueva generación, se están experimentando con
cierto éxito (SANDTRAP). Basan su principio de acción en provocar
laberínticamente un vórtice y/o efecto de hidrociclón, que decanta los sólidos
rápidamente hacia la cámara dejada bajo él o los asientos de anclaje de la
bomba. Este equipo es acompañado en su instalación por una válvula de purga
en su parte inferior, que drena automáticamente cuando lo decantado supera un
peso determinado.
MONTAJE DE EQUIPOS DE PULLING
Al estar definido el diagnóstico de falla o perdida de producción que genere la necesidad
del montaje de un equipo de pulling para reestablecer los niveles de producción
deseados, se deberán tener en cuenta parámetros de SEGURIDAD, operativos y
logística que potencien y optimicen el resultado de dicha operación especial.
SEGURIDAD: El estado de los caminos de acceso al pozo a intervenir, locación,
instalaciones de superficie ( AIB, armaduras, etc..) dimensiones apropiadas, presencia de
derrames, anclajes correspondientes, inclemencias del tiempo reinantes, dirección del
viento, etc.,tendrán un peso primordial para definir el movimiento del Rig deseado.
También el cumplimiento de los procedimientos y procesos de análisis de las tareas a
realizar, debidamente procesados, asegurarán la efectividad del trabajo. (PRP,
auditorias, certificaciones de inspección de equipos, controles de calidad y
aseguramiento, etc.)

OPERATIVOS: Las órdenes de trabajo, perfectamente definidas, harán que la tarea no
tenga demoras y sea sumamente efectiva. La cooperación del departamento de
Ingeniería de Producción es fundamental, para lo cual es necesario que a través de las
prácticas de producción se le informe y asista con suficiente anticipación, incluyendo el
diagnóstico de falla del pozo. Este trabajo en conjunto dará, al apoyo calificado de
Ingeniería, la agilidad y respuesta inmediata que requieren las operaciones.
LOGÍSTICA: Toda intervención necesitará indefectiblemente, materiales y apoyo
logístico de servicios adicionales al trabajo específico, ( motobombas, HOU, camiones
con fluido, wire line, etc.), que deberá ser planificado de tal forma que no se superpongan
esfuerzos y fundamentalmente, evitar que se repitan tareas que no agreguen valor o que
generen demoras en otros procesos o necesidades.
Para ello, cada uno de estos puntos específicos, tienen formularios, planillas, esquemas,
que ayudan a cumplimentar fácilmente todas las necesidades. Como ejemplo, observar
las Fig. 1-III y 1-a-III y Planilla de “Programa de Intervención de Pulling”.
• Realice el ANALISIS DE LA TAREA,
antes de su ejecución.

Locación Tipo
Figura 1-III

Anclajes
Figura 1-a-III

PESCA DE VARILLAS
1. FORMA DE OPERAR
Una vez efectuados los controles necesarios en el pozo, se monta un equipo de pulling
con su correspondiente indicador de peso instalado. Ya listo para trabajar, se descarga
la presión, se saca el vástago, se desarma el prensa estopa y se instala el economizador
(Fig. 1-b-III) cuya conexión lateral se conecta al casing o a una cisterna transportable. El
economizador permite limpiar las varillas a medida que se sacan del pozo y constituye
además un dispositivo de seguridad en caso de surgencia.
Luego de instalarse el economizador se coloca una varilla de maniobras y se deja
descender la sarta hasta que asiente. Si no se verifica lo anterior se coloca otra varilla y
se repite la operación (si con la tercer varilla no asienta, el pozo está en pesca de tubing).
Normalmente asentará con la primera varilla de maniobras; luego se levanta la sarta
lentamente pudiéndose verificar los casos que se indican:
a. Que se sienta un tirón en la varilla de maniobras con la correspondiente
disminución de peso, esto indica que se desasentó la bomba y el pozo no está en
pesca.
b. Que no se verifique lo anterior en cuyo caso el pozo está en pesca o bien la
bomba se encuentra desasentada.

Economizador o BOP de Varillas
Al sacar las varillas del pozo se tendrá en cuenta cómo se operó en la intervención
anterior, a fin de alternar el desenrosque y así tener todas las conexiones controladas
cada dos intervenciones. Se sacan las varillas hasta llegar a la parte rota y una vez
Figura 1-b-III

determinado el tipo de pesca se coloca en la sarta el pescador apropiado para el caso.
Se cuentan las varillas que se sacaron del pozo y se baja la sarta en busca del punto de
pesca, enroscando las varillas con una llave manual. Cuando falte una varilla se debe
bajar lentamente a fin de no dañar el punto de pesca y el pescador.
Una vez alcanzado el punto de pesca se descarga el peso de la sarta con lo que
normalmente basta para pescar. En algunos casos el punto de pesca no entra en el
pescador porque está torcido o hay algún objeto entre ellos, en este caso se gira tres o
cuatro vueltas a la derecha tratando de pescar (nunca se debe golpear el pescador
contra la pesca). Terminada la maniobra, se levanta la columna y por la diferencia de
peso se confirma que el pescador agarró el punto de pesca. A partir de esta operación,
se sacan las varillas para reemplazar la pesca y cambiar la bomba si corresponde.
2. TIPOS DE PESCADORES DE VARILLAS
En la Fig. 2-III se indican los dos modelos de pescadores de varillas que utilizamos en
nuestra operación: pescador de cuñas y pescador de canasta. La utilización de uno u
otro depende del tipo de pesca; en la Fig. 3-III se muestran distintos tipos de pesca y la
clase de pescador que debe usarse. El asiento de las cuñas o canasta es cónico por lo
que el diámetro del pescador disminuye cuando éstas se desplazan hacia abajo, ambas
son mantenidas en su posición inferior por la acción de los resortes. Al tocar el punto de
pesca, las cuñas o canasta se desplazan hacia arriba aumentando el diámetro del
pescador.
Una vez que entró el punto de pesca en el pescador no hay posibilidades que suelte,
porque cuanto más se tire más se ajustarán las cuñas o la canasta a la pesca.
Seleccionado bien el pescador y usando herramientas en buenas condiciones las
operaciones normales de pesca de varillas no deben fallar. El peso y las medidas de las
partes de las varillas se indican en las tablas de la sección "Columna de Bombeo",
Capitulo I.
• Cumpliendo los Procedimientos
logramos que nadie se “Lastime”.

Pescadores de Varillas
Figura 2-III

Tipos de Pescas
Figura 3-III

CAMBIO DE BOMBAS
1. CRITERIOS A ADOPTAR:
Los cambios de bomba se efectúan por los siguientes motivos :
• por pesca de varillas
• por pérdida de producción
• por intervención de tubing
Los criterios a adoptar para decidir el cambio de una bomba se resumen en la siguiente
guía práctica: (en caso de dudas consultar al Líder del área y al Ingeniero de Producción
quienes, en función de los datos de la dinamometría y ensayos del pozo de referencia
podrán cambiar dicho criterio).
Criterio
Pesca
Baja
Pesca
Alta
Intervención
tubing
Baja
producción
Más de 1 año Cambiar Cambiar Cambiar
Cambiar con
pérdida mayor de 1
m3ppd
Menos de 1 año Cambiar
Cambiar si
pierde
producción
Cambiar
Cambiar con
pérdida mayor de
1 m3ppd
2. CAMBIO DE BOMBAS INSERTABLES
Si bien es una operación común y sencilla de realizar debemos seguir el procedimiento
que se describe para asegurar el éxito de la misma. Montado el equipo de pulling se
procede de la misma forma que la ya indicada para pescas de varillas. Luego al elevar la
sarta se deberá controlar el indicador de peso a fin de no sobrepasar el límite de fluencia
del material de las varillas hasta que se logre desasentar la bomba.
En la Tabla V-III se indican los valores máximos de las fuerzas en libras a aplicar sobre el
peso de las varillas para bombas insertables en tubing de 2-7/8", de acuerdo a la
profundidad de la bomba y el diámetro del pistón. Los valores indicados en dicha tabla
fueron calculados para diseños que incluyen varillas de 3/4"; 7/8" y 1" de diámetro.

Tabla V-III
FUERZA MAXIMA A APLICAR SOBRE EL PESO DE VARILLAS
PARA DESCLAVAR BOMBAS INSERTABLES EN TUBING 2-7/8"
(únicamente para diseños de 3/4"; 7/8" y 1")
PROFUNDIDAD
BOMBA
DIAMETRO DEL PISTON
2" 1-3/4" y 1-1/2"
(m) (Lbs) (Lbs)
1000 24000 24000
1300 20500 20500
1500 20000 18000
1700 20000 18000
1900 19500 17500
2100 19000 17000
2300 18500 17500
2500 - 16000
2700 - 14000
2900 - 12500
3100 - 11000
3300 - 10000
Con bastante frecuencia se encuentran bombas que no desasientan en los primeros
intentos debido a que están atascadas generalmente por acumulación de arena en el
espacio barril-tubing. En estos casos se deberá proceder como se indica:
• Controlar que el indicador de peso dé lecturas correctas, el mismo debe
marcar cero al apoyar el aparejo. Si el pistón de la bomba se desliza
libremente, deberá indicar el peso de varillas más el peso del aparejo en
la carrera descendente.
• Cumplido el paso anterior se comienza a tirar lentamente de la sarta con
una fuerza máxima sobre el peso de varillas de acuerdo a la Tabla V-III.
Es decir, si las varillas y el aparejo indican 8000 Lbs. y la bomba con pistón
de 2" está asentada a 1900 m se aplicará a la sarta una fuerza máxima de
27500 Lbs. Es importante no sobrepasar dicho valor para evitar dañar

las varillas y tener frecuentes pescas. Si el valor de la fuerza aplicada es
mayor, las varillas estarán sometidas a un valor de tensión próximo al de
fluencia del material con el riesgo que ello implica.
• Si aún con la fuerza máxima no se logra desclavar la bomba, se puede
intentar nuevamente haciendo golpear varias veces el pistón de la bomba
en la parte superior de la misma (a modo de golpe de tijera) siempre
teniendo en cuenta la fuerza máxima a aplicar.
• Si no se desasienta la bomba después de un tiempo razonable de
maniobras, se procede a desenroscar las varillas lo más abajo posible de
la siguiente forma: se aplica a la sarta un sobrepeso de 2000 Lbs. En
nuestro ejemplo, para 8000 Lbs. de peso se tira con el pulling hasta llegar
a 10000 Lbs. Es necesario asegurarse de que el aparejo esté en posición
libre de giro. Luego se instala la rueda especial para estas maniobras en
la primer varilla y se comienza a girar hacia la izquierda, tratando de
desenroscar. Si el torque de todas las conexiones de la sarta fue aplicado
correctamente se desenroscará la última varilla o el trozo de maniobras
sobre la bomba, por ser estas las conexiones menos traccionadas. En el
caso de que la instalación tenga el dispositivo de acople "on and off" la
desconexión de las varillas se efectuará de acuerdo a lo indicado en el
Capitulo I.
Cuando se aplica el método de desenrosque indicado en el punto anterior,
al sacar las varillas deben desenroscarse de a una a fin de controlar el
torque en la operación de bajar la nueva bomba.
3. PROCEDIMIENTO PARA BAJAR LA NUEVA BOMBA.
Se enrosca el trozo de maniobras en la cupla del vástago de la bomba (rod coupling) y
luego se coloca la grampa que mantiene el vástago dentro de la bomba. Finalizada esta
etapa se eleva la bomba y se la introduce en el tubing, se la deja en esa posición hasta
quitar la grampa que mantiene el vástago dentro de la bomba y se la eleva nuevamente
para sacarla del tubing.
Se introduce nuevamente la bomba en el tubing y se la baja al pozo conectando las
varillas con el correspondiente control de torque. Cuando falten dos varillas para llegar
con la bomba al asiento, se continúa descendiendo lentamente hasta tocar el niple de
asiento, corroborando que la longitud de las varillas bajadas coincidan con la profundidad
lograda con el tubing. Si no se ha variado la posición del niple de asiento, el largo de la
bomba, ni se cambiaron más de 10 varillas, pueden enroscarse los mismos trozos y el
vástago pulido que tenía la sarta. Luego, se apoya 3000 Lbs. de peso sobre la bomba
para que ésta asiente en el niple del tubing.
Para espaciar el pozo con el equipo de pulling se procede como se indica:
(1) Con la varilla de maniobras colocada se opera con el pulling imitando el bombeo
hasta sentir el golpe de bomba en la carrera descendente (la operación debe
realizarse con movimiento lento, uniforme y sin frenadas), y cargando el peso
completo de la sarta sobre la columna ,asegurándose el anclaje .

(2) Se efectúa una marca con tiza en las varillas de maniobras al sentir el golpe de
bomba. Dicha marca debe estar en correspondencia con el plano superior del
prensaestopa.
(3) Se desenrosca la varilla de maniobras y se agregan los trozos necesarios y el
vástago pulido de manera que el extremo del vástago quede a 2' por encima de
la cruceta (condición de máxima carrera y punto muerto inferior de la unidad de
bombeo).
(4) Repetir el efecto de bombeo con el equipo de pulling para ubicar nuevamente el
golpe de bomba que se sentirá próximo al final de la carrera descendente.
(5) Con 2' de vástago pulido fuera del prensaestopa colocar la grampa del vástago o
los espaciadores correspondientes, a 1-1/2' medido desde el extremo del
vástago. Colocar el dispositivo / arandela para el dinamómetro, la grampa del
vástago, o espaciadores (ajustar la grampa a 1-1/2', medido desde su parte
inferior hasta el extremo del vástago) y la rótula centralizadora (si fuera el caso).
(6) Instalar el cabezal de la unidad, acoplar la cruceta al vástago, poner en marcha
la unidad de bombeo y controlar :
a. Golpe de bomba abajo, si se verifica tal efecto se debe desplazar la grampa
hacia abajo a fin de elevar la sarta de varillas.
b. Accionamiento de la bomba, se comprueba conectando una manguera en la
purga del pozo a un recipiente con líquido y cerrando la válvula principal de la
armadura de producción. Si la bomba funciona correctamente se observarán
burbujas en el recipiente.
Nota: Cuando se instale el vástago pulido deberá observarse lo siguiente:
• Controlar que el vástago no toque contra el cabezal del equipo.
• La grampa, espaciadores, dispositivo / arandela para dinamómetro, y
rotula centralizadora, deberán estar perfectamente limpios.
• Ajustar los bulones de la grampa en forma alternada y controlar el torque a
fin de no producir marcas en el vástago. El valor del torque
debe estar comprendido entre 300 y 325 Lbs-pie (no sobrepasar el
valor máximo).
• Nivelar la cruceta del estrobo.
INTERVENCIONES DE TUBING
Los motivos principales para sacar los tubing del pozo son: bomba atascada, pérdida
de tubing y pesca de tubing. A continuación se indican las normas generales que se
deben observar en toda intervención de este tipo.
• Instalar y controlar el indicador de peso.
• Asegurarse que el pozo no surge ni tiene antecedentes de surgencia. Si
surge, ahogarlo antes de cualquier maniobra, y si alguna vez tuvo indicios de
surgencia, llenar el pozo con fluido (esto deberá consultarse con el Supervisor
a cargo del área).

• Desarmar la cabeza colgadora de tubing guardando las partes en lugar
seguro y limpio.
• Instalar la válvula de seguridad (BOP) y probar que su funcionamiento sea
correcto.
• Avisar al Departamento de Ingeniería que se sacarán tubing, esto es a fin de
aprovechar tal circunstancia para efectuar algún tipo de operación que se
tenga previsto.
1. BOMBA ATASCADA
Una vez sacadas las varillas se procede a librar el ancla de tensión de acuerdo a lo ya
indicado en el Capitulo I. Luego se comienza a sacar los caños en tiros dobles o simples
según se opere, en este caso la tubería estará llena de fluido por lo que será necesario
vaciar el tubing por pistoneo utilizando los accesorios del equipo. Antes de bajar la
instalación consultar con el Ingeniero de Producción sobre el diseño más conveniente a
fin de evitar futuros problemas.
Ancla atascada. En las intervenciones de tubing puede presentarse el inconveniente de
que el ancla no pueda librarse mediante el procedimiento normal, debido generalmente a
deposición de arena sobre la misma. Ante este inconveniente se intentará librar
nuevamente el ancla efectuando lo siguiente:
-Circular el pozo con fluido a través del tubing (por directa) y por el espacio anular (por
inversa), a fin de eliminar la arena o cualquier otro elemento que impida el correcto
funcionamiento del mecanismo del ancla. A continuación se intentará previamente librar
por el procedimiento normal.
En caso de resultados negativos se procederá a desmontar el equipo de pulling
dejando el pozo cerrado, hasta que se realice un programa de reparación con un equipo
de workover.
2. PÉRDIDA DE TUBING
Determinada la pérdida de tubing se monta el equipo de pulling, se sacan las varillas
y luego los tubing. Antes de comenzar a sacar los tubing se debe tomar la medida
del tramo de superficie (desde las cuñas de la cabeza colgadora hasta la cupla).
Esto es a fin de no variar dicha medida en la operación final, evitando modificaciones
en las conexiones de la armadura de producción. Los tipos de pérdidas que se
presentan comúnmente son:
a. Cuplas desgastadas o fisuradas. Cuando el desgaste es excesivo y llega hasta
los filetes o si la cupla tiene una fisura, no hay dudas que se ha localizado el o los
lugares de pérdidas. Las cuplas se van reemplazando a medida que se sacan
los tubing; así también aquellas que presenten un desgaste pronunciado.
Cuando se bajen los tubing debe agregarse un tramo de 10' a 12' en la parte
superior de la tubería para variar la posición de las cuplas respecto del casing,
con lo que se evita el excesivo desgaste en dichos puntos.

b. Fisura en el tubing o pérdida en el niple de asiento. Este tipo de pérdida es más
difícil de ubicar visualmente, es producida por desgaste interno de la pared del
tubing por el roce de las cuplas de las varillas. Para este caso se debe cambiar
el orden de bajada de los tubing y/o aplicar un trozo de 12' sobre la bomba, a fin
de variar la posición de las cuplas de las varillas con respecto al tubing. Si el
pozo ya ha tenido este tipo de pérdidas se estudiará la posibilidad de cambiar
parte o toda la columna de tubing según convenga. La pérdida en el niple de
asiento se detectará efectuando una minuciosa inspección visual del mismo.
FORMA DE BAJAR TUBING PROBANDO HERMETICIDAD
1) Se baja al pozo un tubing del diseño elegido con el correspondiente niple de
asiento para la bomba en el que luego se asentará el dispositivo retenedor de
fluido para prueba de tubing (ver Fig. 4-III).
(2) Se introduce el dispositivo probador.
(3) Se conecta la bomba de superficie utilizada para esta operación y se bombea
fluido a través del tubing hasta alcanzar 2000 psi, manteniendo esta presión
durante 5 minutos. Si se verifica pérdida, se recupera el dispositivo probador
para comprobar su estado y en caso de dudas se reemplaza el tubing. Si no
pierde se continúa bajando tubing, ajustando todas las cuplas, y se vuelve a
probar cada tanda de 20 tubing.

Dispositivo Probador
Figura 4-III

(4) La presión de prueba debe disminuirse a medida que se bajan los tubing,
teniendo en cuenta que la presión en el fondo es la suma de la presión en
superficie y la debida a la columna de fluido. La presión en el fondo no debe
exceder de 4000 psi, por ejemplo si la profundidad de la tubería es 2000 m y
considerando agua, la presión en el fondo debido a la columna de fluido (en psi),
será : 2000 m.c.a. x 1.42 = 2840 psi, de manera que la presión máxima en
superficie será :
4000 - 2840 = 1160 psi. Normalmente se adopta el siguiente criterio para las
presiones de prueba : se aplica 2000 psi en los primeros caños, 1500 psi en la
mitad de la tubería en el pozo y 800 psi en el fondo.
(5) Cuando se detecte la pérdida se sacan 10 tubing y de acuerdo a los resultados
se sacarán o se agregarán 5 tubing más, y así sucesivamente hasta localizar la
pérdida.
(6) Una vez localizada la perdida se reemplaza el tubing y se continua probando con
menos frecuencia, es decir, si antes de encontrar la pérdida se probaba cada 20
tubing, luego se podrá probar cada 50 tubing. Nunca debe darse por terminada
la operación si existe alguna pérdida por mas pequeña que fuera.
Para el caso de pérdidas localizadas al sacar caños (cuplas gastadas, niple de
asiento, etc.) no será necesario probar hermeticidad con tanta frecuencia, tres
pruebas serán suficientes, una en los primeros caños, otra en la mitad de la
columna y por último con toda la tubería en el pozo.
(7) Cuando se bajaron todos los tubing y ya efectuada la prueba final se recupera el
dispositivo retenedor de fluido utilizando cable y pescador de varillas. Esta
operación se deberá realizar en dos etapas : una vez que se pescó, levantar un
poco sin desasentar y esperar unos 10 minutos a fin de que escurra el fluido del
tubing hasta igualar el nivel con el casing, luego tirar hasta desasentar.
Finalmente se retira la válvula de seguridad (BOP), se fija el ancla de tensión, se arma la
cabeza de pozo, se bajan las varillas, etc.
Nota : Cuando deba probarse tubing con bomba de superficie y se sospeche pesca de
tubing no debe utilizarse el dispositivo probador, en caso de dudas consultar con el
Supervisor a cargo del Area.

3. PESCA DE TUBING
La pesca puede ocurrir en el cuerpo, cupla, pin o recalque del tubing. Puede presentarse
además con otros problemas tales como: bomba aprisionada, pesca de varillas dentro
del tubing, pesca de varillas en el casing, caños atascados, etc. Para cada caso existen
distintas técnicas y herramientas de pesca, por lo que se deberá consultar con el
Supervisor a cargo del área, quien cuenta con mayor experiencia en este tipo de
operaciones. En instalaciones sin ancla la pesca cae al fondo del pozo; con anclas tipo
catcher o con packer lok-set la pesca no cae porque queda sujeta por las cuñas contra el
casing.
a. Forma de operar. Detectada la pesca de tubing se procede a montar un equipo
de pulling con su correspondiente indicador de peso. El Supervisor deberá tener
los datos del pozo, tales como: diámetro del casing, profundidad (PBD), zonas
punzadas, diseño de la instalación, antecedentes de intervenciones anteriores,
etc. Además, deberá prever con tiempo la cantidad de tubing que necesita tener
en la locación para efectuar el trabajo (generalmente 20 tubing).
La primera operación será profundizar la sarta agregando de una a tres varillas,
luego de acuerdo a la instalación del pozo se tendrá :
Confirmada la pesca se sacan las varillas con precaución, porque en caso de
engancharse las varillas o la bomba con el punto de pesca de los caños, puede
producirse la pesca de varillas que complicará la operación; si se nota
atascamiento mientras se sacan las varillas antes de tirar se debe maniobrar la
columna bajando, subiendo y girando para tratar de pasar dicho punto.
Una vez sacadas las varillas y la bomba, se instala la BOP y se comienza a
operar; se enrosca el niple de maniobra en el primer tubing, luego se levanta la
tubería y se observa el peso en libras, dividiendo este valor por el peso unitario
del tubing en Lbs/pie, se obtiene la longitud (en pies) de la tubería que tenemos
colgada del elevador, se sacan los tubing como en cualquier operación y una vez

afuera el extremo de la pesca, se lava bien y se inspecciona detenidamente para
determinar qué tipo de herramienta pescadora se debe utilizar.
Cuando por cualquier razón existan dudas sobre las condiciones de la pesca que
tenemos en el pozo, se deberá bajar previamente un impresor de plomo que nos
dará una idea de la forma del punto de pesca por las marcas que dejará sobre el
mismo, esto permitirá elegir el pescador más adecuado. Es importante que el
impresor se baje libre de toda marca para evitar posteriores confusiones. El
impresor se puede bajar con cable, varillas o caños dependiendo de la
profundidad y condiciones del pozo
• con caños: es la forma más segura de obtener una buena impresión.
• con varillas: si el pozo no está en buenas condiciones, se corre el
riesgo de atascarlas, por lo tanto este método no se recomienda.
• con cable: valen las mismas consideraciones que con el uso de
varillas. En caso de elegir este medio, sobre el impresor se
colocarán dos tubing para darle peso y obtener una buena impresión.
b. Tipos standard de pescadores.
• Pescador overshot. Como se ve en la Fig. 5-III, el pescador overshot se
compone de la conexión superior, el cuerpo (con cavidades cónicas) y la guía.
Es un pescador de exterior utilizado en casing de 5-1/2" o 7" (cambiando la guía).
Para adaptarlo a diferentes condiciones de pesca cuenta con los siguientes
accesorios :
− Espiral, para pescar cuplas.
− Mordazas, para cuerpo.
− Mordazas, para recalque o pin.
Sobre el accesorio pescador se coloca una empaquetadura y por debajo el
soporte correspondiente. El funcionamiento es similar a los pescadores para
varillas, al entrar el punto de pesca el accesorio pescador (espiral o
mordaza) se desplaza hacia arriba y por la conicidad del cuerpo dicho
accesorio aumenta de diámetro adaptándose a la pesca. Al tirar del
pescador el accesorio pescador sujeto a la pesca se desplaza hacia abajo.
En estas condiciones la pesca no puede zafar dado que cuanto más se tire
del pescador más se ajustará.

Pescador “OVERSHOT”
Figura 5-III

Ventajas:
-Libra la pesca girando a la derecha.
-Está equipada con empaquetaduras, lo que permite circular sin
pérdidas en el punto de pesca.
-El diámetro interior permite pasar todo tipo de herramientas que
entre en el tubing.
Desventajas:
-No pesca en exteriores deformados.
• Pescador center-spear. El center-spear [Fig. 6-III(a)] es un pescador de interior y
está compuesto de un mandril principal en el que se insertan las cuñas, la
conexión superior y la guía. Se lo utiliza en casing de 5-1/2" o 7" (cambiando la
guía). Para efectuar la maniobra de pesca se baja la tubería lentamente y se la
hace girar dos o tres vueltas a la izquierda. Las cuñas pescadoras hacen tope
en la parte superior y al ser el mandril cónico, disminuye el diámetro conformado
por las mismas, facilitando la entrada en la pesca.
La maniobra se completa tirando de la tubería, con lo que las cuñas presionan
contra la pesca. Al igual que el pescador over-shot libra la pesca girando a la
derecha. Se lo utiliza en algunos casos especiales por las desventajas que se
indican :
• No pesca en interiores deformados.
• Si el punto de pesca está apoyado en un casing de 7" es muy difícil tener
éxito en la maniobra.
• No empaqueta la pesca, en consecuencia no se puede circular.
• No permite pasar herramientas.
• Pescador taper-tap. Es un pescador de interior constituido por un cuerpo cónico
roscado [Fig. 6-III(b)]. La operación se realiza bajando lentamente y rotando a la
derecha hasta que el pescador se enrosque lo suficiente en la pesca. Se lo
utiliza con una unión de seguridad intercalado en la conexión para poder retirar la
cañería en caso que la pesca estuviese atascada.

Pescadores de Interior
Figura 6-III

Su ventaja principal es que puede pescar en interiores deformados, no obstante se
lo utiliza solamente cuando los otros medios han fallado, dado que además de tener las
mismas desventajas que el center-spear no se puede librar y deforma el punto de pesca.
Nota: debe tenerse en cuenta que no siempre las operaciones de pesca se pueden
realizar con los pescadores convencionales, en algunas oportunidades será
necesario conseguir herramientas especiales y en otras preparar pescadores
para el caso particular de pesca que se trate.
c. Maniobra de pesca. En esta sección indicaremos las maniobras de pesca utilizando un
pescador overshot. Antes de bajar el pescador deberán efectuarse los siguientes
controles:
• Revisar todos sus componentes para asegurarse de que están en
perfectas condiciones.
• Probar el pescador en un caño sobre la locación.
• Controlar que la guía del pescador corresponde al diámetro del
casing.
• Controlar que todas las conexiones incluyendo el niple de maniobras
estén perfectamente ajustadas.
• Asegurarse que el overshot tenga las empaquetaduras instaladas.
• Tomar nota de las medidas del pescador (diámetro interior, exterior,
largo, etc.).
Efectuado dicho control se comienza a bajar, midiendo y calibrando el tubing. Cuando
falten unos tres caños para llegar al punto de pesca, se baja la tubería muy
lentamente, a velocidad constante y observando atentamente el indicador de peso.
Cuando el pescador toque el punto de pesca, se notará una disminución de peso en
el indicador y un golpecito que se transmite hasta la superficie a través de la columna
de tubing.
Se hace una marca de referencia en el caño de maniobra a la altura de la BOP, se
levanta la tubería 2' o 3' y se repite la operación para confirmar el punto de pesca. Se
anota el peso que se lee en el indicador en ese momento y luego se apoya
lentamente el peso de la columna sobre el pescador. Si la operación es normal, se
sentirá en superficie la entrada del pescador en la pesca, puesto que al bajar un pié
se notará una disminución de unas 1000 Lbs. a 2000 Lbs. de peso que se
recuperarán inmediatamente para luego continuar perdiendo peso a medida que se
apoya la columna hasta llegar el peso a cero.

En ese punto y con el equipo en primera velocidad se comienza a levantar los
caños observando el indicador de peso; si éste indica 1000 Lbs. a 2000 Lbs. sobre el
peso inicial, cuando aparece la marca efectuada en el caño de maniobra, se continúa
levantando y si el peso sigue aumentando significa que se logró pescar. En muchos
casos el punto de pesca no entrará en el pescador por estar recostado contra las
paredes del casing; en tales casos se efectuará la siguiente maniobra:
(1) Se toca el punto de pesca y se levanta 5".
(2) Se ajusta una llave de tubing 3' arriba de la BOP sobre el tubing de maniobras.
(3) Se baja lentamente girando al mismo tiempo hacia la derecha. De esta forma la
guía del pescador se ubicará en el punto de pesca. Esta maniobra deberá
repetirse tantas veces como sea necesario. Una vez que hemos enganchado la
pesca, pueden darse dos situaciones :
• Que el peso total indicado por el indicador de peso esté en el orden del calculado
teóricamente (longitud de la tubería en pies multiplicado por el peso del tubing en
libras/pie). Esto indica que la tubería está libre. En este caso no existirán
problemas, pero por precaución se levantarán los primeros cuatro caños
lentamente siempre controlando el indicador de peso.
• Que el peso supere el de la columna y siga aumentando. Esto indica que la
columna está atascada. En este caso, previa maniobra del librado del ancla de
tensión o packer, se asienta la cañería en las cuñas y se ajustan los
contravientos y patas del equipo. Por precaución, con la presencia del
Supervisor de la Compañía de Servicio, se retirará de la boca del pozo al
personal no indispensable.
Luego se comienza a levantar la tubería lentamente hasta que se libre,
cuidando de no sobrepasar los límites de seguridad del equipo de pulling y los
valores máximos permitidos para la tubería que a continuación se indican:
Diámetro
["]
Grado Peso
[Lbs/pie]
Fuerza Máxima
[Libras]
2-7/8" J-55 6.5 85000
2-7/8" N-80 6.5 123000
3-1/2" J-55 9.3 121000
Si no se logra librar se continuará maniobrando, descargando el peso y aplicando
la tensión máxima a intervalos regulares. Si el caso lo requiere se intentará
circular el pozo procediendo de acuerdo a lo indicado en páginas anteriores
(ancla atascada). Si aún así no librara y previa consulta con el Supervisor a
cargo del área se librará el pescador, se recuperará la cañería hasta la pesca, se

cerrará el pozo y se desmontará el equipo. Posteriormente se preparará un
programa de reparación y se tratará de sacar la pesca con un equipo de
workover.
Para librar el pescador se procede del siguiente modo
(1) Se levanta la columna hasta que el indicador de peso marque el peso de la
tubería hasta el pescador (es decir el peso que teníamos al bajar a pescar). En
esa posición la tensión en el pescador será cero.
(2) Se gira la tubería hacia la derecha bajando lentamente la misma, más o menos
un pie.
(3) Levantar y si no libró la pesca, repetir la maniobra hasta lograrlo (4 ó 5 vueltas a
la derecha es por lo general suficiente).
NORMAS GENERALES A OBSERVAR EN LA INTERVENCION DE UN POZO
PARA ORDENAR UN EQUIPO DE PULLING:
1. Controlar: - locación en condiciones
- anclajes instalados
- porcentaje de SH2 (gas sulfridríco) en pozos afectados a
Recuperación Secundaria.
2. Pedir: - materiales necesarios para la operación y tipo de equipo
apropiado al trabajo a realizar, y a los antecedentes del pozo.
3. Revisar: - historial del pozo, antecedentes, problemas operativos
anteriores.
4. Anotar: - en un cuaderno (no hoja suelta) datos del pozo, PBD, punzados e
instalaciones (indicar si será necesario llevar el equipo móvil
transportable (cisterna) para recuperar fluidos provenientes del
pozo).
5. Ordenar: - en forma precisa el trabajo a realizar en el pozo e indicar
cómo deberán sacarse las varillas a fin de controlar las
conexiones de las mismas (para ello utilizar los formularios
correspondientes, confeccionados con el Ing. de Producción).
La realización de los correspondientes análisis de riesgo
previos a la ejecución de las tareas, revisiones de seguridad de
equipo y reglas de medio ambiente.

CAMBIO DE BOMBA
1. Desclave de bomba.
2. Conexiones economizador.
3. Conexión de desenrosque (verificar desgastes de cuplas).
4. Bomba sacada.
5. Bomba a bajar.
6. Limpieza de varillas y lubricación.
7. Torque correcto.
8. Contar las varillas.
9. Asentamiento de bomba.
10. Espaciamiento de bomba.
11. Funcionamiento de bomba.
12. Instalación correcta del cabezal del equipo, estrobos, conexiones de la
armadura de producción y válvulas.
13. Correcta confección del parte de operaciones.
14. Tiempos de operación.
15. Limpieza y acondicionamiento de locación después del desmontaje del equipo.
Control de derrames.
PESCA DE VARILLAS. Controlar todo lo indicado para cambio de bombas más:
1. Control de la rotura.
2. Selección del pescador apropiado.
3. Operación de pesca.
4. Pesca recuperada (motivos de la pesca).
5. Definir diseño a bajar según procedimientos vigentes.
BOMBA APRISIONADA. Controlar todo lo indicado para cambio de bombas más:
1. Lecturas correctas en el indicador de peso.
2. Fuerza máxima a aplicar.
3. Maniobra de desenrosque.

4. Acondicionamiento de locación para sacar caños llenos (equipo colector de
fluidos del pozo). Pistoneo a espacio anular, o recepción en depósito ecológico.
5. Correcta instalación BOP.
6. Maniobra para librar el ancla de tensión.
7. Número y medidas de caños.
8. Nivel de fluido.
9. Instalación de elementos a bajar.
10. Funcionamiento del ancla de tensión.
11. Limpieza y lubricación de roscas.
12. Asentamiento del ancla de tensión.
13. Armado de la cabeza de pozo.
OPERACIONES DE TUBING POR PÉRDIDA.
Controlar todo lo indicado para cambio de bomba y para "bomba aprisionada" más:'
1. Pruebas hidráulicas. Recuperación del probador (cable).
2. Tipo de pérdida o rotura.
3. Medidas, cálculos y maniobras de fijación de anclas o packers.

Manual de Producción –PAE- Argentina 1-IV
IV - BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
1. GENERALIDADES
Generalmente se considera a las bombas electrosumergibles equipos de bombeo
artificial para grandes volúmenes de fluido, sin embargo se construyen en varios tamaños
para ofrecer un amplio rango desde caudales tan bajos como 30 m
3
fpd. En la industria
petrolera, cuando se supera el límite de capacidad de extracción de las unidades de
bombeo mecánico (aproximadamente 220 m
3
fpd), se recurre frecuentemente al sistema
de bombeo electrosumergible.
En nuestro yacimiento se ha adoptado este sistema de extracción en pozos de
recuperación secundaria y primaria que producen grandes volúmenes de fluido, (en
general superiores a los 200 m
3
fpd), y en pozos de hasta 2400 mts de profundidad, con
caudales desde los 120 m
3
día.
Una instalación típica de fondo, de bombeo electrosumergible, consiste en un motor
eléctrico de inducción trifásico de dos polos, una sección sellante o protector, un
separador de gas o succión y una bomba centrífuga multietapa. (Fig. 01-IV).
La energía eléctrica para alimentar el motor, proveniente en algunos casos de un
motogenerador individual, es acondicionada mediante un transformador y un panel de
control (switchboard) para suministrar el voltaje correcto y las protecciones adecuadas.
Todos estos equipos forman parte de las instalaciones de superficie y están ubicadas en
la locación del pozo.
La energía eléctrica es transmitida desde superficie al motor de fondo a través de un
cable eléctrico de tres conductores engrampado con zuncho al tubing.
Muchas compañías proveedoras utilizan formularios tipos u hojas de trabajo en el
diseño de una instalación, donde figuran los datos de configuración de los elementos y
equipos seleccionados para un pozo. (Fig.02-IV).
El correcto diseño y dimensionamiento del equipo de fondo, es de suma importancia
para la obtención de una instalación satisfactoria. El conocimiento de las características
de performance de cada una de las partes componentes de este equipo, permite un
mejor diseño de la instalación.
• Aisle la Energía
• Utilice los elementos de PROTECCIÓN
PERSONAL.

Figura 01-IV

Figura 02-IV

2. INSTALACIÓN DE FONDO
BOMBA
Es de tipo centrífuga multietapas. Cada etapa consiste de un impulsor rotativo,
vinculado al eje, y un difusor estático, vinculado a la carcaza (casing) de la bomba,
formando de esta manera un conjunto rotor-estator. El ensamble vertical de varios
conjuntos conforman una unidad multietapa. (Fig. 03-IV).
La rotación de los impulsores provoca el movimiento de fluido que al pasar a través
de los difusores aumenta su presión gradualmente llegando a un valor máximo, cuya
magnitud determinada por el número de etapas de la bomba, proporciona la presión
necesaria para elevar el fluido.
Las presiones de elevación generadas por etapas individuales de una bomba
multietapa se adicionan. La altura de elevación dinámica total es la presión contra la
cual la bomba debe operar y está determinada por la suma de: (1) la distancia desde
superficie al nivel de fluido de trabajo en el pozo, (2) las pérdidas por fricción del fluido
en el tubing, y (3) la presión de descarga del tubing en superficie. Los tres ítems
deberán estar expresados en las mismas unidades (pies o metros). El ítem (1) puede
obtenerse de los sonologs o desde el cálculo del índice de productividad (PI), el ítem (2)
se obtiene de tablas o ábacos y para el ítem (3) se debe convertir el dato en psig a pies
o metros multiplicando por 2.31 ó 0.70 respectivamente, y dividiendo por la gravedad
específica del fluido. El número de etapas requerido para la bomba se determina
mediante el cociente de la altura dinámica total y la altura de elevación desarrollada por
una etapa. La altura de elevación desarrollada por una etapa se obtiene de la curva
característica caudal-altura de elevación del tipo de bomba cuya máxima eficiencia se
desarrolle para el rango de caudal para el cual fue diseñada la instalación.
Los fabricantes recomiendan un rango de operación en base a los parámetros
empuje y eficiencia. Un impulsor operando a un volumen mayor que el rango de
operación recomendado por el fabricante, mostrado en las curvas, producirá un
desgaste en el asiento superior del buje de empuje, dado que la altura de elevación
generada es menor que la de diseño. De manera similar, cuando la bomba está
operando con un caudal menor al recomendado, la altura de elevación generada es
mayor en la descarga del impulsor produciendo un desgaste en el asiento inferior del
buje de empuje. Por estas razones, las bombas deben operarse dentro de ciertos
rangos de capacidad para lograr un mínimo desgaste del impulsor y buje de empuje.
• Realice su ERP

Figura 03-IV

Los impulsores pueden vincularse al eje en dos formas, fijos o flotantes.
• En el primer caso, los impulsores están unidos al eje mediante anillos de
compresión y hay solamente dos cojinetes grandes de empuje, uno en
cada extremo.
• Los impulsores flotantes no están unidos al eje y se les permite flotar en el
fluido que lo atraviesa (pueden moverse longitudinalmente sobre el eje en
un determinado entorno). Cada impulsor tiene su propio cojinete de
empuje y la separación entre impulsores puede variar. Las bombas
utilizadas en nuestra operación tienen rotores flotantes.
La capacidad de producción de la bomba, para un determinado nivel de fluido, también
depende en gran medida de las características del fluido a bombear.
Esta capacidad se verá disminuída por un incremento de viscosidad, de peso
específico o porcentaje de gas en el fluido. Por ejemplo, si para un determinado diseño
de bomba, la viscosidad del fluido es significativamente superior a la del agua, se tendrá
un incremento de potencia y una reducción en la altura de elevación y caudal.
Dado que la mayoría de los pozos equipados con bombas electrosumergibles
producen altos porcentajes de agua, o la viscosidad del petróleo es muy aproximada a la
del agua, no hay mayor problemas con los efectos de viscosidad.
El volumen de descarga de la bomba (caudal) depende de la velocidad de rotación, del
tamaño y diseño del impulsor y de la altura de elevación dinámica total (TDH) que debe
vencer. La relación entre altura de elevación, capacidad, eficiencia y potencia se expresa
matemáticamente como:
Q * H * SpGr
BHP = --------------------
Eff * 3960
donde: Q = caudal en BPD
BHP = Potencia
H = altura de elevación en pies
Eff = eficiencia de la bomba
SPGr = gravedad específica de la mezcla agua-petróleo.
Las curvas de performance, de las cuales se adjuntan ejemplos de un tipo de bomba
(WG-ESP-TD-2200) muestran esta relación. (Fig. 04/05/06-IV)

Figura 04-IV

Figura 05-IV

Figura 06-IV

La reacción longitudinal o
empuje sobre los impulsores
de la bomba y eje es
transferido a los cojinetes de
empuje (arandela de
fricción), de manera que un
diseño incorrecto de la
bomba podría resultar en
una falla prematura. Las
bombas fallan normalmente
debido al desgaste o
enclavamientos debido a
incrustaciones, arena,
parafina, etc.
El grado de desgaste puede
acelerarse notablemente
con la presencia de
abrasivos en el fluido, tales
como arena.
En nuestro yacimiento se
usan diferentes marcas y
modelos de bombas, cuyas
características son las que
se indican en la tabla
adjunta.

SEPARADOR DE GAS (Fig. 07-IV)
Un pozo debe producirse con una presión de sumergencia superior a la presión de
burbujeo, para mantener los gases en solución a la entrada de la bomba. Esto no es
normalmente posible, por lo que se instala un separador de gas en la succión de la
bomba, de modo que no se vea afectada en su capacidad de extracción.
El separador va situado entre la bomba y el protector del motor eléctrico; el eje
conector se extiende a través del mismo. En funcionamiento, el fluido y el gas suben
rápidamente por el espacio anular y pasan por los resaltos del separador. La porción
líquida de la mezcla invierte su dirección y fluye por las perforaciones hacia la parte
inferior del tubo del separador, seguidamente por acción de un inductor tipo tornillo el
fluido asciende hacia la admisión de la bomba, mientras que el gas sigue ascendiendo
por la columna de fluido.
PROTECTOR DE MOTOR (Fig. 08-IV)
El protector o sección sellante, que se instala entre el separador de gas y el motor,
tiene por objeto igualar la presión interna del motor con la presión del pozo y permitir la
expansión y contracción del aceite aislante del motor, debido a las variaciones de
temperatura producidas durante la marcha (calentamiento) o detención (enfriamiento)
del mismo.
En un protector tipo, dos cámaras comunicadas entre sí a través de un tubo
ecualizador, permite la expansión del aceite del motor. Cada una de las cámaras tiene
un sello mecánico que impide la entrada del fluido del pozo a través del asiento del eje.
Cuando se baja la bomba al pozo, el fluido del mismo entra a la cámara superior del
protector a través del tubo ecualizador, hasta que se obtiene la ecualización de
presiones. Cuando el motor está en funcionamiento, el aceite del motor se expande
debido al incremento de temperatura y desplaza al fluido del pozo hacia el pozo.
El eje del motor está acoplado al eje de la bomba a través del eje del protector,
mediante manguitos de acople estriados en ambos extremos. El extremo inferior del eje
del protector, que se acopla al eje del motor, está diseñado para permitir la elongación
del eje del motor debido al incremento de temperatura. El extremo superior está
acoplado al eje de la bomba de manera tal que el peso del eje de la bomba, la carga
hidráulica longitudinal sobre el eje de la bomba y cualquier desbalance de cargas
longitudinales sobre los impulsores, se transmiten al eje del protector. Estas cargas se
transfieren o son absorbidas por el cojinete de empuje alojado en el protector. Si la
bomba se arranca y para varias veces, el motor puede resultar dañado debido a la
contaminación del aceite del motor con el fluido del pozo, de manera que una buena
práctica será reducir las posibilidades de contaminación del aceite del motor y
ensamblar cuidadosamente el protector al motor, de lo contrario los "O" rings pueden
dañarse y permitir una prematura contaminación.
Actualmente todas las instalaciones en nuestro yacimiento utilizan dos protectores en
tandem para asegurar una protección adicional del motor.

Figuras 07 y 08-IV

MOTOR ELÉCTRICO (Fig.09-IV)
Los motores eléctricos utilizados para impulsar bombas electrosumergibles son del
tipo de inducción, trifásicos, bipolares. Estos motores funcionan a 3500 rpm, cuando la
frecuencia de la tensión eléctrica aplicada es de 60 ciclos por segundo (60 Hz) o a 2900
rpm para 50 Hz. La tensión o voltaje de operación de diseño puede variar desde 220
hasta 5000 volts, mientras que los requerimientos de corriente pueden variar desde 12
hasta 140 amperios (en nuestra operación los rangos utilizados van desde 1000 a 2240
volts y desde 46 a 115 amperios).
La potencia requerida se obtiene simplemente incrementando la longitud del motor
(cantidad de rotores). El motor se compone de varios rotores, tipo jaula de ardilla,
usualmente de 12 a 18 pulgadas (0.30 a 0.46 mts.) de longitud, los que van montados
sobre un único eje y a su vez ubicados y alineados dentro de los respectivos bobinados
eléctricos o estatores que están montados en el interior de la carcaza de acero o
housing. En motores simples (una sola sección) se pueden obtener potencias máximas
de hasta 400 HP con un largo máximo de aproximadamente 33 pies (10 mts.), mientras
que con motores en tandem se pueden lograr potencias del orden de los 750 HP con un
largo total de aproximadamente 90 pies (27 mts.).
El aceite aislante lubrica los cojinetes del motor y transfiere el calor generado en el
motor hacia la carcaza del motor que a su vez se transfiere al fluido del pozo. Para
obtener una refrigeración efectiva el fabricante recomienda que la velocidad del fluido
del pozo en el espacio anular (motor-casing) no sea inferior a 1 pie/seg. Si este valor
no se logra debido a un gran espacio anular se debe instalar una cañería camisa que se
ubica desde la parte superior de la succión de la bomba hasta la parte inferior del motor,
de esta manera el fluido circulará a través de un espacio anular reducido aumentando
consecuentemente su velocidad y por ende refrigerando adecuadamente el motor.
La utilización de cañería camisa tiene ventajas adicionales, ellas son: permitir ubicar
la unidad por debajo de los punzados con lo que se podrá producir más eficientemente el
pozo y favorecer la separación del gas en el fluido. Su uso está limitado por el espacio
físico entre el motor y el casing. En nuestras operaciones pude utilizarse cuando se
instalan equipos para pozos con casing de 7", y en los de 51/2” con motores serie 375.
Una excesiva o alta temperatura en el motor es el factor principal en las fallas de
motor. Cuando estas fallas ocurren debido a una inadecuada refrigeración o pueden
preverse, se deberán instalar dispositivos de medición de temperatura que puedan
iniciar la parada del motor para evitar largos períodos de funcionamiento con excesiva
temperatura.
• Los Procedimientos son “Condición
de Empleo”

Figura 09-IV

El motor tiene un cojinete de empuje que absorbe las cargas sobre el eje. A pesar
que los rotores pueden girar en ambas direcciones, dependiendo de la secuencia de
fases eléctrica, el cojinete de empuje del rotor debe girar en el sentido correcto para
prevenir fallas prematuras.
Es importante controlar el sentido de rotación inmediatamente después de poner en
marcha la unidad.
El sentido de rotación se puede cambiar invirtiendo la posición de dos de los
conductores (fases) del motor en superficie (usualmente se realiza esta operación en el
switchboard o caja de venteo).
En muchos casos, la bomba puede impulsar una gran caudal de fluido girando en sentido
contrario. El caudal dependerá del nivel estático de fluido, tamaño de la bomba, altura
total de elevación, etc.
Hay varias formas de determinar el sentido de rotación. Instalando un medidor de
presión en la línea de producción e invirtiendo la rotación, se podrá notar una diferencia
de presión en casi todos los casos. La mayor presión corresponderá al giro correcto de
la bomba.
En unos pocos casos, especialmente en pozos con mucho gas, es difícil determinar
tal diferencia de presión. En este caso puede ser necesario hacer un ensayo de
producción o medir el caudal, el que será mayor para el sentido de giro correcto.
CABLE CONDUCTOR (Fig. 10-IV)
La energía eléctrica es conducida desde el
tablero de control en superficie
(switchboard) al motor a través de un
cable especial de tres conductores.
La construcción del cable puede ser en
configuración plana (conductores
dispuestos en línea) o circular. Los
conductores son de cobre, cubiertos
individualmente con material aislante
resistente a la acción química del fluido, a
la temperatura y a la presión del pozo.
Debido a las temperaturas relativamente
altas de fondo de pozo, estamos usando
cables que poseen una vaina o cubierta de plomo, que permite
soportar una mayor temperatura de trabajo (450 ºF), además de
proveer una protección óptima para impedir la penetración de gas y/o líquido en la
aislación, a las presiones y temperaturas de fondo de pozo.
Para conferirles protección mecánica, los cables están cubiertos con una armadura
metálica.
La sección de los conductores y consecuentemente del cable, se dimensiona
teniendo en cuenta la profundidad de la bomba (presión y temperatura), la corriente
necesaria para el accionamiento del motor y la caída de tensión a través de los
conductores. Este último valor se obtiene normalmente de ábacos, dados por el
fabricante, expresado en voltios por amperio y por unidad de longitud a distintas
Figura10-IV

temperaturas de operación para cada tamaño o sección del conductor. La caída de
tensión no debe superar los 30 volts por cada 1000 pies (300 mts.) de cable.
En instalaciones con casing de 5 1/2" y tubing de 2 7/8" o 2 3/8" se debe utilizar el
cable plano para facilitar la operación de bajar la instalación. El cable plano tiene
además la ventaja de una mejor disipación de calor. Por estas razones se lo utiliza en
nuestra operación en la mayoría de las instalaciones.
Debido al reducido espacio anular entre la unidad de bombeo y el casing, se utiliza
un cable de sección reducida y configuración plana para conectar al motor y se lo
empalma al cable principal por encima del último cuerpo de la bomba.
Cuando se baja la unidad al pozo, el cable se vincula a los tubing con zunchos
convenientemente espaciados y en cantidad de tres por tubing. En la superficie es
recomendable dejar aproximadamente 50 metros extras de cable para eventuales
maniobras.
ACCESORIOS
Los accesorios de la instalación de profundidad que utilizamos en algunos pozos en
nuestra operación son los que se indican:
• Válvula de retención: Tiene por finalidad prevenir el escurrimiento de la
columna de fluido a través de la bomba evitando la rotación inversa de la
unidad al detenerse el motor. Si no se instala esta válvula puede ocurrir que
al ponerse en funcionamiento nuevamente el motor la unidad esté girando en
sentido contrario, con lo que probablemente se dañe el eje de alguno de los
componentes rotantes y/o el cojinete de empuje, por el alto torque
desarrollado en tales circunstancias. Como ventaja adicional, ante la
presencia de arena impide que ésta se deposite en la bomba cuando ésta se
detiene, pudiendo ocasionar su atascamiento. Se instala en la cañería de
producción y se la ubica dos o tres tubing por encima de la bomba.
• Válvula de drenaje: Permite vaciar la cañería de producción evitando así
sacar los tubing con fluido en una intervención del pozo. Consiste en un
pasador fusible colocado en un niple perforado. Para operar la válvula se
rompe dicho pasador bajando a través de la cañería una barra a tal efecto.
• Sensor de presión y temperatura del pozo: Es un dispositivo diseñado para
determinar las condiciones reales de trabajo de la bomba y se instala en el
extremo inferior del motor. Permite medir la temperatura y la presión
manométrica de la columna de fluido en el espacio anular a nivel del fondo
del motor eléctrico mediante respectivos sensores. Las señales de ambos
sensores se transmiten al indicador digital de superficie a través del mismo
cable de energía de la unidad.
El valor de la presión convertido a metros de columna de fluido bombeado
permite tener una medida precisa de la sumergencia de la bomba, es decir el
nivel de fluido del pozo sobre la succión. Este dato es importante pues
permite evaluar la conveniencia de modificar la profundidad de instalación,

el tipo de bomba, o su velocidad de rotación para obtener el punto de trabajo
óptimo de la bomba para la máxima producción.
3. CAUSAS DE FALLAS
Las fallas que pueden producirse en una unidad electrosumergible se deben a
problemas mecánicos y eléctricos. Las fallas mecánicas se refieren principalmente a la
bomba, separador de gas y protector del motor y sus causas pueden ser taponamiento
o desgaste prematuro de sus partes por las características del fluido (contenido de
sales, carbonatos, parafina y arena).
Así también si la bomba elegida no es apta para trabajar en el rango de producción
que se estimó, normalmente porque han variado las condiciones originales del pozo, se
producirán vibraciones en el eje y desplazamientos de los rotores a sus posiciones
límites que se traducen en desgastes de los rodamientos y los rotores, afectando
además el sello mecánico del protector del motor. Las fallas eléctricas pueden ocurrir
por fallas en el cable, en los empalmes, en el enchufe y en el motor.
Es de destacar que en numerosas ocasiones las fallas eléctricas son múltiples, por
ejemplo enchufe o cable en cortocircuito y motor a masa. En estos casos es
generalmente difícil determinar cuál de las dos fue la falla original y cuál es la
consecuencia. Por esta razón es importante realizar una evaluación periódica de los
parámetros de funcionamiento del motor y bomba (producción, nivel, presión de salida,
corriente del motor, aislación, tensión) de modo de hacer la mejor estimación posible de
la causa de falla.
Para prevenir fallas en el cable, previo a bajar la instalación se le debe efectuar una
prueba de aislación utilizando un megóhmetro de alto voltaje. La operación se realiza
comprobando la aislación entre las fases (conductores) y entre cada fase y armadura
metálica del cable. Un cable se considera aceptable si la resistencia de aislación tiene
un valor mínimo de 1000 megohmios a 5000 volts.
Finalmente hay una falla eléctrica muy característica que se origina por un problema
mecánico en el protector. Un protector que por cualquier razón deja de funcionar
correctamente, dejará pasar a lo largo del tiempo una cierta cantidad de fluido del pozo
al interior del motor, contaminando al aceite dieléctrico que va perdiendo sus
propiedades aislantes. Cuando esto ocurre se producen arcos entre conductores del
motor a diferente tensión que destruyen la aislación de los mismos y el motor deja de
funcionar.
4. INSTALACIONES DE SUPERFICIE
CABEZA DE POZO
La cabeza de pozo para una instalación (ESP) está diseñada para soportar la
tubería, la unidad de bombeo y proveer un sello alrededor de la tubería y el cable
conductor. En la Fig. 01-IV se muestra un tipo de cabeza colgadora utilizada en nuestra
operación, como puede observarse el cable pasa a través de la misma sin necesidad de
efectuar empalmes con lo que se evitan posibles fallas por tal motivo. Finalmente un
juego de empaques de goma permiten formar un sello alrededor de la tubería y el cable.

PANEL DE CONTROL(Fig. 11-IV)
La energía eléctrica es comandada por un panel
de control (switchboard) que contiene un contactor
(interruptor automático), un seccionador
(interruptor) manual, elementos de medición y
protección, temporizador para el arranque
automático y registrador amperométrico. El equipo
eléctrico de superficie asociado con el instrumento
de fondo para medición de temperatura y presión
(PSI), también se encuentra instalado en este
panel.
El panel cumple las siguientes funciones:
• Poner en marcha y parar la unidad.
• Interrumpir el suministro eléctrico por
alto o bajo consumo. (desbalanceos,
protecciones, etc.)
• Registrar en una carta las fluctuaciones de la corriente del
motor.
El panel puede detener la unidad porque el motor toma excesiva corriente (actúa el
relé de sobrecarga) o porque toma poca corriente (actúa el relé de mínima carga). El
primer caso es típico cuando el motor no tiene potencia suficiente para las condiciones
de trabajo de la bomba. En esta circunstancia el relay queda enclavado y el motor no
puede arrancar automáticamente, siendo necesaria la intervención del operador. De
este modo se evita que el motor arranque en condiciones de sobrecarga, protegiéndolo.
El corte por máxima se establece generalmente en un 15% por encima de la corriente
nominal.
Cuando el motor toma muy poca corriente, generalmente un 15-20% por debajo del
valor nominal, el panel interrumpe el suministro de energía al mismo e inicia el
funcionamiento de un temporizador ajustable que programa un nuevo arranque en el
término no menor de media hora.
Esto se hace por lo siguiente: cuando la capacidad de producción de la bomba
supera el volumen de fluido que el pozo puede entregar, el nivel desciende hasta la
succión de la bomba. En estas circunstancias la potencia requerida por el motor es
substancialmente menor que la nominal y si esta condición perdura, el motor se
sobrecalentará (a pesar que tome menos corriente) porque no hay circulación de fluido
que refrigere el motor. Al detenerse la bomba el nivel de fluido se restablece pudiendo
luego reiniciarse otro ciclo de bombeo. Por lo tanto, el temporizador se programa para
que la bomba arranque automáticamente luego de un tiempo fijado por el operador. Otra
alternativa a este último caso es la técnica de variar la frecuencia de la tensión de
alimentación, que es el sistema adoptado en nuestra operación desde hace ya algo más
de 10 años. La velocidad de rotación de la bomba es proporcional a la frecuencia y a
Figura 11-IV

menor velocidad, menor producción, entonces, disminuyendo las rpm del
motogenerador, la bomba trabaja a menor frecuencia, produce menos y por lo tanto el
nivel del pozo se estabiliza. Este modo de funcionamiento es preferible al de arranque y
parada periódico porque evita solicitaciones adicionales tanto eléctricas como
mecánicas sobre los distintos elementos del sistema electrosumergible, las cuales
pueden con el tiempo acortar la vida útil de la instalación. Por último, el panel permite
obtener un registro gráfico de la corriente del motor por medio de un amperímetro
especial que tiene un estilete en lugar de aguja. El estilete imprime un registro continuo
de corriente sobre una carta que da un giro cada día ó semana, accionada por un
mecanismo de relojería.
SUMINISTRO DE ENERGÍA
En este caso la energía necesaria para accionar la unidad electrosumergible
proviene de un motogenerador ubicado en la locación del pozo, o de las líneas de
distribución. La tensión de generación que oscila entre 440 y 480 voltios, 60 Hz, es
elevada por un transformador a la tensión de trabajo del motor de la bomba más un
adicional para compensar la caída de tensión en el cable trifásico.
En el cable de potencia que conecta la salida del transformador con el motor de la
bomba, se intercala una caja de conexiones o caja de venteo, cuya función principal es
ventear a la atmósfera el gas que pueda migrar a la superficie por el interior de dicho
cable.
5. REGISTROS TIPO
Estos registros (cartas amperométricas) reflejan las condiciones de trabajo de las
unidades (ESP) y permiten determinar problemas y anormalidades en el funcionamiento
de las mismas. En esta sección se indicarán distintos registros tipo que muestran las
diversas condiciones de operación de la unidad.
OPERACIÓN NORMAL (Fig. 12-IV)
Un motor trifásico de inducción a
velocidad constante y operando bajo
una carga fija indicará un valor de
corriente (amperaje) constante, esto
indica que el diseño de la unidad es
compatible con la
Producción del pozo.
Figura 12-IV

FLUCTUACIONES DE ENERGÍA (Fig. 13-IV)
En operaciones normales la energía que entrega el motor de la unidad es
aproximadamente constante. Si se verifica una fluctuación de tensión (voltaje) en el
suministro de energía, se verificará una fluctuación de la corriente (amperaje) para
procurar mantener constante la energía que entrega el motor a la bomba. Esto es así
debido a que la tensión varía inversamente con la corriente. Las fluctuaciones de
energía que muestra esta carta puede ser causada por problemas en el motogenerador
o del aporte de la línea de distribución.
BLOQUEO POR GAS (Fig. 14-IV)
En la carta puede diferenciarse tres situaciones previas al bloqueo por gas de la bomba:
• Sección (A): en el arranque de la bomba, hay un alto nivel de fluido en el
pozo que reduce la altura dinámica e inicialmente se incrementa la
producción y el requerimiento de corriente (amperaje).
• Sección (B): la curva muestra el valor de amperaje correspondiente al de
una operación normal (elección de la unidad compatible con la producción).
• Sección (C): el nivel dinámico de fluido cae por debajo del valor para el
cual el gas en el petróleo se mantiene en solución y comienza a
desprenderse gas libre con lo que la demanda de corriente es menor,
debido a que el fluido tiene menor densidad por el gas en solución.
• Sección (D): en esta sección es mayor la proporción de gas libre por lo
que se verifica una fluctuación del amperaje motivada por el bombeo
simultáneo de fluido y gas.
Finalmente el motor se detiene por bajo valor de corriente.
Las posibles soluciones para esta condición son:
• Separar el gas del líquido antes que entre a la bomba por medio de un
separador de gas, equipando el conjunto bomba-motor con una camisa, o
asentando la bomba por debajo del intervalo de entrada de gas dentro del
pozo.
• Reducir el régimen de producción con el uso de un estrangulador regulable
de caudal en superficie o disminuyendo la frecuencia de la tensión de
alimentación hasta que haya establecido un nivel de fluido que permita la
operación continua.
• Establecer un sistema de paradas cíclicas para máxima producción usando
un número mínimo de ciclos. No obstante cuando los ciclos de parada se

usan temporariamente en una instalación, la bomba debe ser reemplazada
por una de tamaño adecuado en la próxima intervención.
Figura 13-IV

Figura 14-IV

PRESENCIA DE GAS (Fig. 15-IV)
Este es el caso de una bomba operando próxima a su capacidad de diseño y con una
cierta proporción de gas en el fluido que provoca la fluctuación continua del amperaje.
Esta condición dará como resultado una reducción de la producción total de fluido.
Figura 15-IV

BOMBEO INTERMITENTE POR FALTA DE NIVEL DE FLUIDO (Fig. 16-IV)
La condición es idéntica a la de bloqueo por gas sólo que no se evidencian
fluctuaciones de amperaje por gas.
Cuando el nivel de fluido comienza a aproximarse a la entrada de la bomba, tanto el
régimen de producción como el amperaje declinan, llegando al nivel de baja corriente
prefijado y la unidad se detiene. A continuación se inicia la secuencia de arranque
automático y después de un cierto tiempo la unidad vuelve a arrancar.
El nivel de fluido se incrementó levemente durante la demora y la bomba volvió a
arrancar en forma automática antes de que el fluido alcance su nivel estático. Esta
situación indica que la bomba es demasiado grande para esta instalación
El ajuste (disminución) de la frecuencia reducirá el caudal extraído y puede normalizar
la situación.
Debe tenerse en cuenta que este ajuste está limitado por la posibilidad de variación de
frecuencia, que en nuestro caso se logra variando la velocidad del motogenerador (por
ejemplo entre 1800 y 1500 RPM) lo cual nos permite obtener un rango operable entre 50
y 60 Hz, con variación continua. En correspondencia, se obtendrá una variación de
caudal del mismo orden (aproximadamente 17%). Esto nos permite ajustar pequeñas
diferencias de diseño y/o cambios con respecto a los valores iniciales de producción.
Si se da una situación de falta de nivel, luego de la primer detención del equipo o si
se detecta la disminución de corriente a tiempo, mediante la observación de la carta, se
realiza la corrección de frecuencia hasta eliminar esta situación.
Si ello no se logra, se procede a cambiar la bomba siguiendo las recomendaciones ya
dadas. Para evitar situaciones de falta de nivel cuando se instala el equipo, se pone en
marcha el motor a baja frecuencia (por ejemplo 50 Hz) y luego se la incrementa
gradualmente hasta alcanzar el punto de operación de diseño.
Otra ventaja de esta forma de operar con respecto a la anterior es la eliminación de
sucesivos arranques del motor que provocan la reducción de la vida útil del mismo.

Figura 16-IV

FRECUENTES CICLOS DE MARCHA (Fig. 17-IV)
Este registro es similar al caso de bombeo intermitente antes visto con la diferencia
que los tiempos de marcha son más breves y los ciclos más frecuentes. El
funcionamiento de la unidad en estas condiciones es muy perjudicial para el motor por lo
que debe tomarse acción inmediata para corregir dicha anormalidad.
Generalmente este es el caso de una bomba demasiado grande para la producción
del pozo, no obstante hay otros problemas que pueden dar una carta similar, por
ejemplo, si la cañería de descarga está obstruida o tiene una válvula parcialmente
cerrada dará como resultado una baja producción acompañado por una disminución de
amperaje y alta presión en el tubing.
ARRANQUES EXCESIVOS (Fig. 18-IV)
Muestra una unidad que está operando normalmente hasta que debido a
fluctuaciones en el suministro de energía, el motor se para. A continuación se
intentaron varios arranques manuales sin resultado. Sin embargo nunca debe hacerse
más de un intento de arranque manual de una unidad, si el motor no arranca en el primer
intento debe detectarse la falla antes de volver a intentar.
CORTE POR SOBRECARGA (Fig. 19-IV)
Esto ocurre cuando el motor no tiene potencia suficiente para las condiciones de
trabajo de la bomba, por ejemplo debido a la excesiva fricción de la bomba (arena,
carbonato, parafina). La demanda de potencia hará que el motor exceda su corriente
nominal. Si esta condición se mantiene durante un tiempo determinado en el cual la
corriente excede en un 15% a la nominal, el panel de control detiene la unidad.

Figura 17-IV

Figura 18-IV

Figura 19-IV

Manual de Producción – PAE-Argentina 1-V
V - ESTACIONES SATELITE
DESCRIPCIÓN GENERAL
La función que cumple la estación satélite es la de reunir la producción de un grupo de
pozos con el objeto de realizar las siguientes operaciones:
• Separar el gas del petróleo.
• Controlar la producción total de la estación.
• Controlar la producción de petróleo, agua y gas de cada pozo.
• Elevar la temperatura del fluido.
• Deshidratar el gas para el consumo o venta.
• Bombear el fluido a las plantas deshidratadoras.
• Cortar y tratar agua para inyectar.
Algunas estaciones no efectúan la totalidad de las operaciones descriptas. En la Fig.1-V
se muestra un esquema de una estación satélite tipo en la que se indican los equipos e
instalaciones necesarios para efectuar el conjunto de operaciones ya citadas.
Como puede verse en dicha figura, el fluido de cada pozo entra al colector (manifold),
de allí la producción del conjunto se deriva a un calentador y al separador general donde
se produce la separación gas-petróleo, un juego de válvulas (bypass) permite derivar la
producción directamente al separador general sin pasar por el calentador.
Efectuada la separación del gas, el fluido es bombeado a la planta deshidratadora de
petróleo pasando previamente por el segundo calentador y el puente de medición de
fluido; un bypass en la entrada del calentador permite cerrar el paso del fluido por éste.
Normalmente uno de los calentadores también genera vapor para calefaccionar el fluido,
mediante serpentinas instaladas en los separadores de ensayo y tanques.
El gas a deshidratar pasa por el radiador, separador de líquidos (scrubber), torre de
absorción a glicol (torre de contacto), puente de medición de gas y finalmente ingresa al
sistema general de distribución para su consumo o venta. El glicol utilizado en el proceso
se lo recupera deshidratándolo en el rectificador de glicol que está próximo a los
calentadores.
La producción de los pozos a ensayar se la deriva a los calentadores, separadores de
ensayo o al tanque de ensayo. Al igual que con la producción general, un bypass en
cada línea permite derivar el fluido directamente a los ensayadores. Hay estaciones que
cuentan con generadores de vapor exclusivos, para calefaccionar tanques y separadores
de ensayo.

Manual de Producción – PAE- Argentina 2-V
Completan las instalaciones de la estación satélite, los tanques de almacenaje y
ensayo, dispositivos de control, líneas secundarias de alimentación de gas a la estación y
líneas de drenaje de líquidos y venteo de gas.
En la actualidad y con
motivo de la producción de
gas en importantes volúmenes
se ha incorporado una Estación
Satélite ( Zorro 4 ), que no
cuenta con tanques de
almacenamiento de petróleo
dada su relación de gas alta.
El funcionamiento de la misma
se circunscribe al procesamiento
del gas, que se deriva a la Planta
compresora de Zorro, mientras
que los líquidos que son
separados en el proceso mas los
provenientes de la producción
natural , por presión, desde el
sistema, son conducidos a la
planta de petróleo de Zorro 2.
Las instalaciones de esta Estación no difieren del resto, salvo en capacidades de
volúmenes y presiones acordes a lo que se procesa.
Los venteos y escapes de emergencia, son conducidos a un separador de líquidos, que
cuenta con la antorcha de venteo correspondiente.
A su vez ante la posibilidad de no poder procesar la producción en situaciones de
riesgo, el sistema cuenta
con un cierre de
emergencia que presuriza
hacia atrás el proceso y
automáticamente se
produce el Shut Down de
los pozos involucrados.

Figura I-V

DESCRIPCION Y FUNCIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS E INSTALACIONES
1. COLECTOR (MANIFOLD DE ESTACIÓN): ASA-150 – 300.
Esta instalación cumple las funciones de: reunir la producción de los pozos y derivarla
a diferentes lugares de la estación satélite. Normalmente está constituido por tres líneas
colectoras: una general y dos de ensayo con sus respectivas conexiones, válvulas de
paso y de retención que las conectan a las líneas de los pozos. (Fig. 2-V).
Algunas estaciones que reúnen un número mayor de pozos tienen colectores de
cuatro líneas (tres de ensayo) lo que les da una flexibilidad mayor en la programación de
los ensayos. Las operaciones que podemos realizar con el colector pueden resumirse en
las siguientes:
• Derivar la producción general al separador general o a los tanques.
• Derivar la producción de un pozo o grupo de pozos a los separadores o
tanques de ensayo / control.
• Derivar la producción de un pozo o grupo de pozos a los tanques.
Figura 2-V

FORMA DE OPERAR EL COLECTOR.
Para derivar un pozo a ensayo se deben operar las válvulas de la forma que se indica:
cerrar la válvula correspondiente al pozo que la conecta con la línea colectora general, e
inmediatamente abrir en forma lenta la válvula que la conecta a la colectora de ensayos.
La operación inversa se realiza de la misma forma, cerrando primero la válvula que la
conecta a la colectora de ensayos y abriendo lentamente la válvula de la colectora
general.
Si se desea ensayar un pozo a tanque o es necesario descargar una línea, en primer
término debe asegurarse que no haya alguna válvula abierta a esa línea colectora, luego
se abre la válvula a tanque (E1 o E2) y a continuación se procede en la misma forma que
para los separadores de ensayo. Si en estos casos además se requiere el uso del
calentador, deberá efectuarse tal operación operando directamente el bypass del
separador de ensayo o en el caso de pozos con mucho gas hacer pasar previamente la
producción por el separador y luego a tanque.
Si por alguna razón fuera necesario derivar toda la producción a los tanques se abren
las válvulas (E1 y E2), todas las válvulas correspondientes a esa línea colectora y
finalmente se cierran todas las válvulas de las restantes líneas colectoras. En todos los
casos que se opere el colector se deberá controlar, luego que se ha derivado la
producción de un pozo, si todas las válvulas están en correcta posición de apertura o
cierre y tener presente que siempre debe permanecer una válvula abierta en cada línea
de conexión del colector con la línea del pozo.
CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS.
Los colectores normalmente se los construye con cañería de 4" y 2" de diámetro, y en
sectores de cinco bocas con los extremos de sus líneas colectoras bridadas para su
posterior instalación sobre una base de hormigón. Las válvulas de paso son del tipo
tapón lubricado de dos vías (un paso), esféricas de paso total y las de retención del tipo a
clapeta; todas ahora bridadas.
La presión de trabajo del colector está limitada por la presión de trabajo de las
válvulas. Algunas estaciones tienen colectores construidos íntegramente para
conexiones del tipo Victaulic y con las líneas de conexión a cada pozo soterradas.
Válvula tapón lubricado. Como se puede observar en la Fig. 3-V es del tipo cónica
rotativa de 1/4 de vuelta, el sello se logra por lubricación a presión. Con la válvula en
posición cerrada la grasa a través de las canaletas sellantes proporciona el sello entre el
cuerpo y el tapón cónico. En ambas posiciones de apertura y cierre la grasa a presión de
la cámara sellante eleva el tapón cónico sellando el conjunto de empaquetaduras.
La principal causa de pérdidas se debe en la mayoría de los casos a la falta de una
lubricación apropiada. Las válvulas deben operar suaves y las juntas deben estar
correctamente ajustadas. Si alguna válvula requiere demasiado esfuerzo para operarla
se puede aflojar los dos bulones superiores que sujetan la parte móvil al cuerpo y
engrasar, cuidando siempre que no se verifiquen pérdidas.

Válvula de Tapón Lubricado
Válvulas esféricas de paso total:
Estas válvulas se caracterizan por la disminución de la perdida de carga a través de
su cuerpo de paso total, y fácil maniobrabilidad, ya que actúan solamente con ¼ de vuelta
sobre su eje y de esta forma, la posibilidad de error en el manejo de las mismas se
disminuye, al tener dos posiciones perfectamente definidas. Estas válvulas pueden ser
automatizadas, con actuadores de todas las generaciones (eléctricos, neumáticos,
hidráulicos, mecánicos).
Existen en el mercado en todas las series, y con conexiones variadas, (roscadas,
soldadas, bridadas,..) no requieren mantenimiento, pero si algún elemento de su
composición se deteriorara sus componentes son de fácil recambio. (Fig.4-V y Fig.4-V-
Bis)
Figura 3-V

Válvula Esférica
Figura 4-V

Figura 4-V-Bis

MANTENIMIENTO DEL COLECTOR.
Es conveniente conservar en un lugar cubierto (por ejemplo, dentro del separador de
test) un esquema que indique el orden de entrada de los pozos, porque en caso de
roturas se puede ensuciar todo el conjunto de petróleo y no será posible leer el pozo a
que corresponde una determinada línea. Es aconsejable tener bien pintados y limpios los
números que identifican los pozos.
Un buen programa de lubricación de válvulas es necesario (una vez por año es el
óptimo en condiciones normales). Todas las válvulas de la estación deben ser probadas
(abriendo y cerrando) una vez por año así se tendrá la seguridad de que funcionarán
correctamente en el momento necesario. Una vez cada seis meses se debe controlar la
hermeticidad de las válvulas del colector de la siguiente forma:
Se descargará el o los separadores de ensayos y se pondrán los contadores de
barriles en cero, se controlará el colector para estar seguro de que todas las válvulas que
comunican con los separadores de ensayo están perfectamente cerradas y se dejará en
esta condición durante 24 horas o bien durante un fin de semana si no se utiliza el
separador. Cumplido el lapso previsto, se controlarán nuevamente los contadores,
dándonos éstos una cifra indicativa de las pérdidas si las hubiese.
Se mantendrá en la carpeta de la estación satélite la planilla adjunta en la que se
registrarán los controles de engrase, prueba de funcionamiento y prueba de
hermeticidad.
MANIFOLDS AUXILIARES.
Se instalan frecuentemente en el campo y su objeto es el de evitar el tendido de largas
líneas individuales del pozo a la estación. Son ASA-300 (presión de trabajo 720psi) y
permiten enviar la producción de varios pozos a través de una sola línea de mayor
diámetro (línea general). La otra línea (de ensayo) permite realizar el ensayo individual
del pozo con la frecuencia que se estipule.
• Denuncie los Derrames y Aplique los
Procedimientos.

FUNCIONAMIENTO DEL COLECTOR Y VALVULAS
FUNCIONAMIENTO (Todas)
AÑO Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Observaciones:
ESTACION MANTENIMIENTO DE VALVULAS
...................................
ENGRASE 1°Sem 2°Sem 1°Sem 2°Sem 1°Sem 2°Sem 1°Sem 2°Sem 1°Sem 2°Sem
(Todas)
Observaciones:
HERMETICIDAD
(Manifold)
Observaciones:

2. CALENTADORES INDIRECTOS
En nuestra operación utilizamos distintos tipos de calentadores:
• Abiertos a la atmósfera
De fuego indirecto:
• Cerrados a la atmósfera
La característica de los calentadores indirectos es que la transferencia de calor se realiza
del tubo de fuego al agua que llena el calentador y del agua a la serpentina por donde
circula el fluido (Fig. 5-V).
Como ya se indicó los calentadores indirectos pueden ser del tipo cerrado o abierto a la
atmósfera, la diferencia fundamental es que el primero por su diseño permite generar
vapor a baja presión. Ambos tipos se fabrican en distintas capacidades y número de
serpentinas, pueden tener uno, dos y hasta tres juegos de serpentina. Las dimensiones
del cuerpo y capacidades del quemador de los calentadores que utilizamos en nuestra
operación son las que se indican:
Figura 5-V

Dimensión del Cuerpo Capacidad Quemador Tipo
(pies) BTU/Hora
2.5 x 10 500.000 Abierto
4 x 10 1.000.000 Abierto-Cerrado
6 x 30 5.000.000 Cerrado
Todos ellos tienen revestimiento térmico de lana de vidrio y recubrimiento exterior de
chapa de aluminio. Estos calentadores están compuestos básicamente por los siguientes
elementos:
• Cámara de agua.
• Tubo de fuego en "U"
• Serpentina.
• Quemador.
• Sistema de alimentación de gas.
• Controles automáticos.
En la Fig. 5-V se muestra el esquema de un calentador indirecto con la indicación de sus
partes principales: cámara de agua, serpentina, tubo de fuego en forma de "U" y
quemador. Los calentadores cerrados tienen dos conexiones adicionales para el circuito
de vapor: una brida superior (salida de vapor) y una brida inferior (retorno de
condensado). Cuentan además con dos válvulas de seguridad que deben abrir cuando
la presión de vapor alcanza el valor de 15 psi (presión de trabajo del cuerpo del
calentador).
Para el correcto funcionamiento del circuito de vapor, el calentador-generador de vapor
se ubica en un nivel inferior respecto de las serpentinas de los tanques. Las líneas de
alimentación y retorno tienen revestimiento térmico (lana de vidrio) y recubrimiento de
chapa o plástico para evitar la humedad.
QUEMADOR.
Es del tipo inspirador, en éste el flujo de gas induce el aire que necesita para su
combustión creando una mezcla combustible, es decir que el gas actúa como fluido
motor. El conjunto del quemador (Etchegoyen) (Fig. 6-V) consta de los siguientes
elementos: dispositivo regulador de entrada de gas, disco giratorio regulador de aire
primario, tubo inspirador (Venturi), boquilla retenedora de llama, cámara de regulación
del aire secundario y dispositivo de llama piloto.

Algunos quemadores (Armexas, Felta) tienen además un conjunto arrestallamas en la
cámara de aire secundario cuya función es la de impedir la salida de elementos ígneos al
exterior, tales como chispas, o retroceso de llama.(Fig. 6-V bis).
Para lograr una combustión eficiente es importante controlar el porcentaje de oxigeno
existente en los gases de la chimenea del calentador. En la práctica se trabaja con algún
exceso de aire sobre el teórico necesario para asegurar que no quede combustible sin
quemar. La presencia de óxido de carbono en los gases, indica que el carbono al no
quemarse totalmente, no forma anhídrido carbónico sino óxido de carbono, liberando así
solamente una parte de calor.
Naturalmente con mayor exceso de aire el óxido de carbono desaparece y tendremos:
oxígeno y anhídrido carbónico en los gases de la chimenea, no obstante el exceso de
aire debe ser controlado ya que si su valor porcentual es elevado disminuye el
rendimiento. En efecto, el exceso de aire que ingresa al tubo de fuego absorbe calor y
aunque ceda parte de él en su recorrido por el mismo, finalmente llevará a la chimenea
una parte del calor que contiene disminuyendo el rendimiento de la instalación.
Todos los quemadores llevan instalación remota de encendido, y los de nueva
generación, sistema de termocupla protectora de encendido, si la llama se apagara por
algún motivo.
En la práctica, al encender el calentador deberá asegurarse que la llama tenga una
tonalidad azulada, levemente amarilla en el frente. Si la llama es amarillenta debe
aumentarse el suministro de aire y en todo caso regular la entrada de gas al quemador
hasta lograr la relación adecuada. Dicha regulación deberá ajustarse posteriormente de
acuerdo al porcentaje de oxígeno existente en los gases de la chimenea; el valor práctico
del porcentaje de oxígeno para una combustión eficiente del gas natural debe ser de 1 %
a 2 %.
Figura 6-V

Figura 6-V-Bis

ANALIZADOR DE GASES DE COMBUSTION
Se dispone en cada distrito del Yacimiento de un equipo F.E.M. (Fuel Efficiency
Monitor) que permite medir temperatura y oxígeno contenidos en los gases de
combustión que salen por la chimenea del calentador cuya eficiencia se desea verificar.
El objeto es optimizar estos valores regulando adecuadamente la llama del quemador.
Es de sencillo uso y su calibración puede realizarse verificando valores de temperatura
ambiente y porcentaje de oxígeno en el aire (20.9 %).
SISTEMA DE ALIMENTACION DE GAS
Las Figuras 7-V, 8-V y 8a-V muestran los circuitos de alimentación de gas para los dos
tipos de calentadores indirectos. Como puede verse difieren en algunos elementos de
control. El calentador abierto cuenta con una válvula termorreguladora y tienen además
un control de nivel de agua, el calentador-generador de vapor tiene dos elementos de
control: nivel de agua y presión de generación de vapor.
En los dos tipos de calentadores la instalación hasta la válvula reguladora de presión
tipo 630 y la alimentación de gas del piloto es idéntica: el gas pasa por la válvula manual
de entrada, separador de líquidos, luego se precalienta para aumentar el rendimiento de
la combustión (un tramo de la cañería de 3/4" pasa por la cámara de agua), circula por el
filtro en "Y" y por la válvula reguladora de presión tipo 630.
La alimentación de gas para el piloto es construida con cañería de 1/4" y tiene una
válvula reguladora de presión tipo Y-200. A partir de esta instalación común a ambos, en
el "calentador abierto" el paso de gas se controla con una válvula termorreguladora que
interrumpe el flujo de gas cuando la temperatura del agua llega a un valor prefijado.
En el calentador cerrado el gas se controla con: el dispositivo de nivel CMAQ 401 que
actúa (mandando gas) a la válvula tipo DSG-7501, y además con otra válvula tipo
DXSG-7501 que actúa por presión del vapor. La alimentación de gas para el dispositivo
de nivel CMAQ-401 lo efectúa una válvula reductora de presión y filtro tipo 67-FR.
Finalmente la instalación de la línea de gas al quemador y piloto se completan con las
respectivas válvulas manuales y manómetros.

Figura 7-V

Figura 8-V
Figura 8-a-V

DESCRIPCIÓN DE LOS ELEMENTOS DE REGULACIÓN Y CONTROL AUTOMÁTICO
VÁLVULA REGULADORA DE PRESIÓN TIPO 630.
La función de esta válvula es mantener constante el valor de presión del gas requerido
por el quemador (rango de presión: 3-40 psi). Sus componentes básicos son (Fig. 9-V):
• Cuerpo (tres secciones).
• Tornillo y resorte regulador.
• Diafragma.
• Brazo de accionamiento.
• Conjunto orificio-placa.
Figura 9-V
Válvula Reguladora
de Presión Tipo 630

Funcionamiento: La regulación de esta válvula se efectúa girando el tornillo que al actuar
sobre el resorte modifica la posición del diafragma y del brazo de accionamiento. De
esta manera la placa se aproxima o se aleja del orificio según sea el sentido de giro que
se aplique al tornillo.
Si ajustamos el tornillo, la placa se aleja del orificio (menor restricción al flujo) y la
presión de gas aguas abajo aumenta. Si por el contrario desenroscamos el tornillo, la
presión del resorte sobre el diafragma es menor, la placa se aproxima al orificio (mayor
restricción al flujo) y la presión del gas en la salida disminuye.
Si luego de efectuada la regulación la presión a la salida tiende a aumentar (menor
consumo, por ejemplo) el gas ejerce mayor presión sobre el diafragma desplazándolo
hacia la derecha. La placa se aproxima al orificio aumentando la restricción, de esta
forma disminuye el flujo de gas y la presión en la salida se estabiliza.
Si la presión tiende a bajar, la presión en la cámara también disminuye y el resorte
desplaza el diafragma hacia la izquierda. De este modo la palanca móvil aleja la placa
del orificio recuperándose la presión en la salida. Todos los movimientos descriptos son
instantáneos de manera que la presión de gas regulado se mantiene prácticamente
constante.
VÁLVULA
TERMORREGULADORA.
Como hemos dicho, esta
válvula interrumpe el flujo de
gas al quemador cuando el
agua alcanza la temperatura
normal de funcionamiento
(Fig.10-V). A continuación se
indican sus componentes
básicos:
• Cuerpo de válvula de simple
asiento.
• Conjunto:
• barra de accionamiento
y vastago.
• Resorte-regulador y
Tuerca de regulación.
• Fuelle.
• Bulbo y tubo capilar.
Figura 10-V
Válvula
Reguladora

Funcionamiento: El sistema térmico constituido por el bulbo, tubo capilar y fuelle están
llenos con un fluido (fluido térmico distinto, según el rango de la válvula), el que al
producirse un aumento de la temperatura del bulbo se evapora parcialmente. La presión
del vapor así generado impulsa el líquido a través del capilar hacia el fuelle, el que debe
vencer el resorte regulador para producir el movimiento del obturador de la válvula. De
esta forma restringe o cierra el paso de gas al quemador.
En el enfriamiento el proceso es inverso; al caer la presión en el bulbo el resorte
comprime al fuelle y obliga al fluido térmico a retornar al mismo. De esta manera la
válvula se abre dejando pasar el gas al quemador. Con el aumento o disminución de la
tensión del resorte también se aumenta o disminuye la temperatura de ajuste. Esto se
realiza mediante la tuerca de regulación; si queremos aumentar la temperatura del
calentador enroscamos la tuerca con lo que comprimimos el resorte y fuelle; para
disminuir la temperatura operamos en forma inversa.
DISPOSITIVO CONTROL DE NIVEL CMAQ / F 401.
Este dispositivo (Fig.11-V) detecta el nivel de agua y deja pasar gas a presión a la
válvula DSG-7501 la que a su vez actúa sobre la alimentación de gas al quemador. El
dispositivo CMAQ / F -401 recibe gas del sistema cuya presión regula una válvula tipo 67
FR.
Sus componentes básicos son:
• Cuerpo.
• Flotante y mecanismo de Movimiento.
• Rueda dentada y topes.
• Microválvula de tres vías.

Control de Nivel
Figura 11-V

Funcionamiento: Si el nivel de agua en el calentador es normal, el mecanismo mantiene
el brazo de la microválvula hacia abajo. En esta posición el gas que ingresa a la
microválvula actúa sobre el diafragma de la válvula DSG-7501 manteniéndola abierta.
Cuando el nivel desciende, el mecanismo desplaza el brazo de la microválvula hacia
arriba, en esta posición se cierra la alimentación de gas y se ventea el gas que mantenía
abierta la válvula DSG-7501 cortando el flujo de gas al quemador.
Para regular el control de nivel se deben aflojar las tuercas de los topes y girar los
tornillos que accionan el movimiento de dichos topes.
VÁLVULA DSG -7501.
Esta válvula es del tipo
operada a diafragma y de
acción normalmente cerrada,
es decir que al dejar de actuar
el gas en la cámara de
presión la tensión del resorte
mantiene al obturador contra
el asiento.
(Fig.12-V).
Sus componentes básicos
son:
• Cuerpo de válvula de
Simple asiento.
• Tornillo y resorte
Regulador.
• Diafragma.
• Vástago, obturador.
Funcionamiento: Cuando el nivel de agua en el calentador es normal, el control CMAQ /
F- 401 manda gas a la cámara de presión de la válvula desplazando hacia arriba al
obturador. La válvula permanece abierta y el gas circula normalmente al quemador.
Si el nivel desciende el control de nivel actúa sobre la válvula de tres vías liberando el
gas de la cámara de presión de la válvula DSG-7501 que cierra por la acción del resorte.
Figura 12-V
Válvula
DSG-7501

VÁLVULA REGULADORA DE
PRESIÓN TIPO 67-FR.
(FIG. 13-V)
Está compuesta por:
• Cuerpo (tres secciones).
• Elemento filtrante.
• Conjunto orificio-obturador-
Resorte.
• Diafragma.
• Tornillo y resorte
Regulador.
• Válvula drenaje.
Funcionamiento: Es similar a la válvula tipo 630, el gas pasa previamente por el
elemento filtrante y la presión de salida se regula restringiendo el flujo de gas a través del
orificio. Si la presión tiende a subir el diafragma comprime el resorte regulador, a su vez
el resorte inferior desplaza al obturador disminuyendo el paso de gas a través del orificio.
Esto hace que la presión aguas abajo vuelva a su valor normal de regulación.
Cuando la presión en la salida tiende a bajar el obturador se aleja del orificio, el flujo de
gas aumenta y la presión se estabiliza . Según el tipo de resorte regulador los rangos de
presiones son: 5-25, 5-35, 30-60 y 55-100 psi.
Figura 13-V
Válvula
Reguladora
Tipo 67-FR

Válvula DXSG – 7501
VÁLVULA DXSG-7501
Esta válvula es del tipo
operada a diafragma y de
acción normalmente
abierta, es decir que al
descender la presión del
vapor, el resorte mantiene
el obturador en posición
abierta.
(Fig. 14-V).
Está compuesta por:
• Cuerpo de válvula
simple asiento.
• Diafragma.
• Resorte regulador.
• Conjunto, barra de
accionamiento vástago.
• Tuerca de regulación.
Funcionamiento. La presión del vapor actúa directamente sobre el diafragma, si la
presión aumenta el diafragma comprime el resorte y mueve al vástago cerrando el flujo
de gas al quemador. Con el aumento o disminución de la tensión del resorte se aumenta
o disminuye la presión de generación de vapor.
Esto se realiza mediante la tuerca de regulación enroscando o desenroscando según
se requiera aumentar o disminuir la presión. Para un correcto funcionamiento del
calentador-generador de vapor la válvula debe regularse para que cierre a 14 psi.
Figura 14-V

OPERACION Y CONTROL DE LOS CALENTADORES
A. ENCENDIDO DEL CALENTADOR
Previamente verificar que las válvulas del piloto y quemador estén cerradas; si el
calentador estaba en operación cerrar las válvulas y esperar 15 minutos.
Encender el piloto y luego abrir lentamente la válvula del quemador. Cerrar y abrir la
válvula del quemador para verificar el funcionamiento del piloto. Esta operación debe
realizarse con precaución, tratando de no estar frente al quemador para evitar un
accidente en caso de un eventual retroceso de la llama.
En los calentadores que cuentan con válvula termorreguladora cuando la temperatura
alcanza los 150°F verificar el funcionamiento de dicha válvula, luego aumentar
gradualmente la temperatura de corte hasta llegar al valor deseado, en los calentadores
indirectos abiertos la temperatura no debe exceder de 200°F a fin de evitar pérdida de
agua por evaporación.
En los calentadores cerrados verificar el correcto funcionamiento del control de nivel
CMAQ / F- 401 y válvula de corte por presión de vapor, la presión de trabajo del
calentador es de 15 psi.
B. CONTROLES PERIÓDICOS
Controlar el nivel de agua. En los calentadores abiertos verificar el nivel observando
directamente si el agua cubre las serpentinas. El nivel puede variar un poco debido a la
vaporización natural. Si se nota un excesivo consumo de agua es posible que tengamos
pérdidas (juntas, tubo de fuego) o bien la temperatura supera los 212°F.
En los calentadores cerrados el nivel de agua se controla con el nivel de vidrio. Es
conveniente verificar si alguna de las válvulas del nivel no está obstruida, para ello
procédase de acuerdo a lo que se indica:
(1) Cerrar las dos válvulas que comunican con el interior del calentador.
(2) Abrir la válvula de drenaje y vaciar el contenido del nivel.
(3) Cerrar la válvula de drenaje.
(4) Abrir las válvulas que comunican con el interior (primero la inferior,
luego la superior).
Verificar el correcto funcionamiento de los termómetros y manómetros, en caso de
duda contrólese con otros de cuyo funcionamiento se esté seguro.
Purgar condensados del decantador de líquidos y válvulas reguladoras de presión.
Verificar estado general de la chapa protectora del revestimiento térmico y sistema
general de distribución de vapor.

C. TRATAMIENTO DEL AGUA DE CALENTADORES Y GENERADORES DE VAPOR
Se utilizará exclusivamente agua proveniente del acueducto Sarmiento- Comodoro
Rivadavia.
Para eliminar el oxígeno disuelto en el agua, se empleará sulfito de sodio.
Cuando sea necesario, el control de volumen de agua agregado se efectuará mediante
un tambor de 1290 litros ubicado entre el tanque y la bomba del camión abastecedor
calibrado.
La dilución del sulfito de sodio se hará en un recipiente de 10 litros también calibrado.
Para el control del pH se tomarán lecturas cada tres meses, como así también
impurezas del agua, sulfito remanente, registrando los valores en los archivos
correspondientes. Se considerarán normales, valores de pH entre 7 y 12. En caso que
se detecten valores anormales, consultar con el Departamento de Ingeniería.
D. PROCEDIMIENTO PARA AGREGAR AGUA POR FALTA DE NIVEL
(1) Extraer 10 litros de agua del tanque de 1290 litros que se está utilizando.
(2) Diluir 200 gramos de sulfito de sodio en estos 10 litros de agua (es necesario
agitar el agua hasta alcanzar la dilución completa, mínimo 2 minutos).
(3) Reincorporar estos 10 litros de agua con sulfito al tanque "sumergiendo el
recipiente dentro del mismo" (es importante evitar la aireación del agua con
sulfito que se produciría al volcar el contenido del mismo en el tambor).
(4) Bombear los 1290 litros de agua dentro del calentador y repetir el procedimiento
con cada tanque de agua que sea necesario agregar. Cuando sea necesario
reponer toda la carga de agua, el agregado de sulfito se hará de acuerdo a la
siguiente tabla:
Dimensión del Cuerpo Capacidad Quemador Sulfito de Sodio
(pies) BTU/Hora (Kg.)
2.5 x 10 500000 0.200
4 x 10 1000000 0.500
6 x 12 2000000 1.500
6 x 22 4000000 2.500
6 x 30 5000000 3.500
La dilución del total del sulfito de sodio a incorporar podrá realizarse en el primer tambor
de 1290 litros que se incorpore al calentador, teniendo en cuenta las indicaciones de los
puntos (1), (2) y (3). Una vez incorporado el contenido de este tambor en el calentador,
con la totalidad del sulfito, se completará la carga del mismo bombeando el agua
restante.

3. SEPARADOR GENERAL GAS-PETROLEO
Como indicamos al comienzo de este capítulo, la producción que ingresa a la estación se
deriva al calentador y luego al separador general cuya función es la de separar el gas del
petróleo.
Existen distintos diseños de separadores: horizontales, verticales y esféricos, en
nuestra operación contamos con separadores horizontales y unos pocos del tipo vertical.
En lo que sigue nos referiremos a los separadores horizontales fabricados por la Compañía
National Tank / Armexas. (Fig. 15-V).
El separador horizontal está constituido por un cuerpo cilíndrico con conexiones de
entrada de fluido, salidas de fluido y gas, accesorios para el control automático del nivel de
fluido y los elementos de seguridad (válvula de alivio y disco de ruptura). Las dimensiones
del cuerpo de los separadores que utilizamos en nuestra operación son en su mayoría de
48" de diámetro por 10' de longitud, dependiendo de las capacidades de presión y
volúmenes a tratar.( 100 a 200 psi. y 100000 a 200000 m3gpd.)
Los elementos internos que tienen estos equipos para efectuar la separación del gas
están constituidos normalmente por una serie de deflectores angulares ubicados a la
entrada y a continuación un extractor de niebla. Algunos separadores incluyen un
elemento intermedio para eliminar la espuma. En todos ellos la instalación interior se
completa con una serpentina que eventualmente se conecta al sistema de distribución de
vapor.
En la entrada, al tomar contacto el fluido con los deflectores en ángulo, cambia la
dirección del flujo y se produce la etapa primaria de separación del gas. El líquido cae por
gravedad y pequeñas gotas del mismo son arrastradas por el flujo de gas hacia el extractor
de niebla, constituido por una serie de placas paralelas y pasos sinuosos distribuidos
Figura 15-V

distribuidos convenientemente. Esta es la segunda etapa de separación en la cual las
pequeñas gotas de líquido se separan del gas y caen al fondo del recipiente.
El flujo de gas sale por la conexión superior del separador, pasa por el radiador y
luego ingresa a la etapa de separación de condensados (scrubber) y deshidratación
(torre de contacto).
A su vez el fluido restante es derivado a los tanques, para su posterior bombeo a las
plantas deshidratadoras de petróleo.
DESCRIPCIÓN Y FUNCIONAMIENTO DE LOS ELEMENTOS DE CONTROL DEL
SEPARADOR.
En la Fig. 16-V se muestra un esquema del separador con sus elementos de control
automático y válvulas que a continuación se indican:
• Válvula de control 657-A, entrada de la producción general al separador.
• Válvula de control 657-A con dispositivo de control de presión Wizard 4100
UR y Relay 2601, sistema de alivio que deriva la producción general a los
tanques en caso de sobrepresión en la línea de entrada al separador.
• Válvula de control DFG-401 en la salida para descarga del fluido a los
tanques.
• Control de nivel normal de operación. Conjunto flotante, brida y brazo de
accionamiento 231-C, válvula piloto 779-K.
• Control de alto nivel CMAQ / F -401.
• Válvula reguladora de presión de gas 67-FR para alimentación de gas de los
controles automáticos.
• Válvula reguladora de contrapresión de gas 63-F.

Figura 17-V

VÁLVULA DE CONTROL 657-A
Esta válvula es del tipo operada a diafragma, de acción normalmente abierta y cuerpo
de doble asiento (Fig. 17-V). Cuando ingresa gas a la cámara de presión el diafragma
comprime el resorte y la válvula cierra. Por su acción, el resorte mantiene abierta la
válvula cuando la presión sobre el diafragma desciende.
Esta válvula se fabrica en distintos tamaños y presiones de trabajo; en nuestras
estaciones satélites normalmente utilizamos válvulas entre 4" y 8” de diámetro bridadas
ASA 150 (275 psi de presión máxima de trabajo) para la entrada al separador y el
sistema de alivio.
Observaciones. La válvula 657-A puede modificarse para que sea de acción
normalmente cerrada, es decir que la válvula abrirá cuando ingrese gas a la cámara de
presión. Para ello se invierte la posición del cuerpo de la válvula.
Observando la Fig. 17-V vemos que si desmontamos la brida tapa inferior, invertimos el
cuerpo y colocamos la brida tapa en la nueva posición, el obturador por la acción del
resorte cierra contra el asiento. En este caso la válvula abrirá cuando la presión de gas
en el diafragma supere la tensión del resorte. Esta válvula así modificada se la utiliza en
la línea de "recirculación a los tanques", en este caso la válvula debe ser de acción
normalmente cerrada para evitar el retorno de la producción a los tanques, en caso de
que la válvula no actúe (se rompa el diafragma por ejemplo).
Otra válvula que se utiliza en la recirculación a tanque es la tipo 667; esta es una válvula
de acción normalmente cerrada con actuador especialmente diseñado para tal función.
En este caso la válvula abre con presión de gas que actúa por debajo del diafragma.

VÁLVULA 657-A CON CONTROL DE PRESIÓN WIZARD 4100 UR Y RELAY 2601
Este conjunto constituye el sistema de alivio y está conectado en derivación con la línea
de entrada de la producción al separador general. Su función es descargar la producción
total de la estación a los tanques cuando la presión en la línea de entrada al separador
supera un valor prefijado (normalmente se regula a 15 psi sobre la presión normal de
operación del separador).
En la Fig. 18-V se indica un esquema del funcionamiento. La válvula 657-A permanece
cerrada en condiciones normales de operación por la presión de gas que actúa sobre el
diafragma y que regula una válvula 67-FR (a).
Figura 18-V

El control de presión Wizard 4100 UR está constituido por el tubo Bourdon, el conjunto
placa de cierre-tobera, la perilla de regulación y los manómetros indicadores de la
presión de alimentación de la válvula 67-FR (b) y de presión de salida que actúa sobre el
relay neumático 2601.
El tubo Bourdon recibe la señal de presión a través de un tubo de 1/4" lleno de glicol
que está conectado a la línea de producción con un juego de bridas, entre las cuales se
instala un diafragma. Una conexión lateral en el tubo de 1/4" permite agregar el glicol al
sistema.
Cuando la presión en la línea de entrada al separador aumenta, se deforma el
diafragma conectado a dicha línea y transmite la presión al glicol, esto hace que el
Bourdon se expanda. En consecuencia la placa se aleja de la tobera dejando escapar
gas y desciende la presión en la cámara del relay 2601.
Las funciones que cumple el relay neumático 2601 son: mantener cerrada la válvula
657-A con la presión de gas que regula la 67-FR (a) y amplificar la señal que recibe del
control de presión Wizard en la relación 1:3.
De esta forma el relay 2601 provoca la apertura rápida de la válvula 657-A al permitir
ventear en menor tiempo el gas que la mantenía cerrada. Resumiendo, cuando se
incrementa la presión en la línea, el control de presión Wizard deja escapar gas para que
abra la válvula 657-A, esta señal neumática (descenso de presión) la recibe el relay 2601
que amplifica la misma produciendo el venteo de la válvula 657-A en la relación 1:3 y la
tensión del resorte abre la válvula.
VÁLVULA DFG-401
Esta válvula es del tipo operada a diafragma, de acción normalmente cerrada y cuerpo
de simple asiento, Fig. 19-V. Funciona de igual manera que la válvula DSG-7501 (abre
con presión de gas) con la diferencia que es de mayor tamaño y para trabajar con
mayores caudales y presiones. La disponibilidad de una tercera válvula en el separador
estará en relación a los volúmenes a tratar y caudales a desplazar por el mismo
Normalmente tiene un indicador exterior de posición del obturador, abierto o cerrado, el
que es accionado por el plato del diafragma.

Válvula DFG - 401
Figura 19-V

CONTROL PILOTO DE NIVEL 779-K
Este dispositivo controla automáticamente el nivel normal de fluido en el separador y
tanques. Es accionado por el conjunto 231-C, de manera que cuando se verifican
variaciones anormales de nivel en el tanque, envía una señal neumática a la o las
válvulas neumática DFG-401 ó (601) que descarga el fluido a los tanques.
En la Fig. 20-V se muestra un esquema del funcionamiento del control 779-K;
considerando el nivel en el punto medio del recipiente como se indica en la figura, la
cantidad de fluido que ingresa al separador iguala a la que sale y ambas válvulas,
entrada y salida de gas al control piloto, se mantienen en sus asientos.
Control Piloto de Nivel 779-k
Si el nivel sube, el flotante mueve el sistema de palancas y desplaza hacia arriba el
vástago de accionamiento del control que tiende a cerrar la válvula de venteo y abrir la de
alimentación de gas, entra gas a la cámara del control piloto y se incrementa la presión.
Figura 20-V

Este aumento de presión actúa sobre el diafragma de la válvula DFG-401 y en
consecuencia saldrá más fluido del separador.
Al mismo tiempo la presión de gas en la cámara comprime el fuelle compensador el
cual al moverse hacia abajo, provoca el cierre de la válvula de alimentación de gas y en
consecuencia se mantendrá constante la presión en la cámara hasta que comience a
descender el nivel. Cuando ello ocurre, baja el vástago de accionamiento impulsado por
el resorte que abre la válvula de venteo y mantiene cerrada la de alimentación con lo que
la presión en la cámara desciende y se produce el cierre de la válvula DFG-401.
La alimentación de gas al control piloto se regula con una válvula tipo 67-FR. La
regulación del nivel óptimo de fluido en el separador se efectúa mediante el tope roscado
del vástago de accionamiento, acortando o alargando la longitud del mismo.
FUNCIONAMIENTO EN CONJUNTO DE LOS CONTROLES DEL SEPARADOR –
REVISIÓN GENERAL
Si por cualquier razón aumenta la presión en la línea de entrada al separador, actuará el
sistema de alivio constituido por el control de presión Wizard 4100 UR con relay 2601 y la
válvula de control 657-A, derivándose la producción a los tanques y liberando la presión
en la línea de entrada y en el manifold.
En todas las estaciones satélites las bombas succionan directamente de los tanques
de almacenaje. En este caso la producción que ingresa al separador se deriva a los
tanques a través de la o las válvulas DFG-401 comandada por el control piloto de nivel
779-K, a su vez otra válvula DFG-401 (segunda o tercera según se necesite) comandada
por el control de alto nivel CMAQ / F– 401 permite derivar el excedente a los tanques
cuando aumenta el nivel de fluido en el separador general.
ELEMENTOS DE SEGURIDAD
Recipiente Ecológico
Todos los separadores tienen
instalados en la parte superior del
cuerpo una válvula de alivio y un
disco de ruptura. La válvula de
alivio funciona venciendo la acción
del resorte regulador que mantiene
cerrada la válvula. Si la presión del
separador llega a 125 /175 psi la
válvula abre y vuelve a cerrar
cuando la presión baja de dicho
valor.
El disco de ruptura es otro
elemento de seguridad adicional
que rompe en caso que la válvula
de alivio no actúe, es simplemente un disco metálico que se instala entre dos bridas.
El disco usado con más frecuencia en nuestra operación tiene las siguientes
características: 2" / 3”- 150 /175 Lbs - AT 72GRF.

LOS DRENAJES DE ESTOS SISTEMAS DE SEGURIDAD SON DERIVADOS A
RECIPIENTES ECOLÓGICOS DE HORMIGON QUE EVITAN DERRAMES Y
PERMITEN LA RECUPERACION INMEDIATA DEL FLUIDO DERIVADO.
CONTROL DE LA
PRESIÓN DE GAS EN EL
SEPARADOR. VÁLVULA
63-F
En la parte superior del
separador general está la
conexión de salida del gas
que se deriva en dos
líneas: una de ellas
conectada al sistema de
deshidratación (radiador,
scrubber y torre de
contacto) y la otra
conectada a la válvula
reguladora de
contrapresión 63-F (back
pressure).
En las estaciones que no
aportan gas al sistema
esta válvula se regula para
mantener un valor
constante de presión en el
separador. Cuando la
presión en el separador
supera un valor prefijado,
la válvula abre y ventea el
exceso de gas a los tanques de la estación. (Antorchas en las de altos caudales)
En las estaciones que se trata el gas hay otra válvula de contrapresión (63-F)(Fig.20-a-V
y 20b-V) ubicada en el empalme con la línea de distribución de gas al sistema. Con esta
válvula regulamos la presión del separador a un valor ligeramente superior a la presión
del sistema, asimismo la válvula de contrapresión del separador se regula a un valor por
encima de aquella. De esta forma si la presión del sistema iguala a la presión de la
estación el gas sobrante se ventea a través de la válvula del separador.
Válvula
Reguladora
63-F
Figura 20-a-V

Figura 20-b-V

FORMA DE REGULAR AMBAS VÁLVULAS
(1) Cerrar la válvula manual de la línea de gas al sistema (la válvula está ubicada al
lado de la reguladora de contrapresión 63F.
(2) Regular la válvula de contrapresión del separador para que el gas ventee a una
presión superior en unas 10 psi a la presión de la estación. Esta presión estará
dada por la presión necesaria en el sistema general de gas.
(3) Abrir la válvula manual y regular la válvula de contrapresión de salida para que
pase el gas al sistema cuando la presión en la estación es la deseada.
En general, es conveniente que la presión sea de 10 a 20 psi mayor que la del
sistema. Cuanto más baja es la presión en la estación (y en consecuencia en el
separador), mayor es el volumen de gas que se separa del petróleo.
Observación. En las estaciones cuyo volumen de gas es despreciable (no cuentan con el
sistema de tratamiento del gas) tendrán únicamente la válvula reguladora de
contrapresión del separador. En caso de aumentar la presión el gas excedente se
ventea a través de esta válvula.
Descripción de la válvula reguladora de contrapresión tipo 63-F
Como hemos visto la función de la válvula 63-F(Fig.20-a-V y 20-b-V) es la de mantener
constante la presión aguas arriba de la misma. La válvula está constituida por un
regulador piloto con dos diafragmas vinculados entre sí y el cuerpo de simple asiento con
obturador operado a diafragma.
Cuando se incrementa la presión aguas arriba los diafragmas se desplazan venciendo
la acción del resorte regulador, la válvula de entrada de gas cierra y la de venteo se abre.
En esta posición se libera el gas que ejercía presión sobre el diafragma del obturador y la
válvula abre descendiendo la presión aguas arriba al valor regulado.
Si la presión desciende mucho se invierte el ciclo de funcionamiento y la válvula cierra
hasta alcanzar nuevamente su presión de regulación. La válvula descripta tiene el
regulador piloto incorporado al cuerpo de la válvula. En nuestra operación tenemos
también válvulas 63-F con regulador piloto externo al cuerpo de la válvula; la descripción
y funcionamiento de la misma es igual a la que hemos explicado.

CONTROLES PERIÓDICOS DEL SEPARADOR GENERAL
Diariamente
• Purgar condensados de válvulas reguladoras de presión (67-FR).
• Accionar control de alto nivel y verificar funcionamiento de las válvulas de
control.
• Accionar el nivel y comprobar funcionamiento del 779-K que acciona la
válvula DFG-401 a tanque y sensores de estados de alarma en general.
• Controlar temperatura y presión.
• Controlar escape de gas o petróleo a pileta o tanque de emergencia
(ecológicos).
• Controlar el sistema de alivio (válvula 657-A con control Wizard y relay).
Mensualmente
• Controlar funcionamiento de válvulas manuales.
• Controlar manómetros , termómetros y sensores en general.
• Lubricar alemites de movimientos.
Anualmente
• Lubricar válvulas tapón.
• Cambiar disco de ruptura.
SEPARADORES DE ENSAYO
Cuando se desea determinar la producción de fluido y gas de un pozo se lo deriva al
separador de ensayos pasando previamente por el calentador si así se requiere. En
nuestra operación contamos con los siguientes tipos de separadores de ensayos:
• Separador de ensayos horizontal con dos recipientes medidores (National
Tank).
• Separador de ensayos horizontal con un recipiente medidor (BS&B, National
Tank, Salcor Caren, Armexas).
• Separador de ensayos vertical (tipo rolo).
• Separadores de ensayo trifásicos.

Los dos primeros son los más comunes en nuestro yacimiento. La separación gas-
petróleo se produce básicamente en la misma forma que la descripta para el separador
general. Todos los separadores de ensayo están equipados con la válvula de alivio
regulada a 125/175 psi y un disco de ruptura. Al igual que el separador general, los
separadores de ensayo cuentan con una serpentina que eventualmente se conecta al
sistema de distribución de vapor. En esta sección describiremos los separadores de
ensayos horizontales (de uno y dos recipientes medidores):
SEPARADOR DE ENSAYOS DE UN RECIPIENTE MEDIDOR. (FIG. 21-V).
Efectuada la separación del gas el líquido ingresa por gravedad al recipiente medidor
pasando previamente por una válvula de tres vías utilizada en nuestra operación, tipo
1664-MY y 1663-A (Fig. 22-V).
Cuando el nivel de fluido en el recipiente medidor corresponde al volumen de un barril,
un flotante acciona el sistema que comanda a la válvula de tres vías, enviando gas a la
cámara de presión de la válvula y el obturador operado a diafragma se desplaza hacia
arriba cerrando el paso entre el separador y el tanque medido.
En esta posición queda habilitado el paso de fluido desde el recipiente medidor a la
línea de descarga a tanque. En la Fig. 21-V vemos que el separador tiene un tubo
ecualizador de presiones que comunica el cuerpo con el recipiente medidor, ésto permite
descargar el fluido ya medido por la diferencia de presiones entre el separador de
ensayos y el tanque de almacenaje.
Una vez vacío el tanque medidor vuelve a funcionar la válvula de tres vías comandada
por el sistema del flotante, la que cierra el paso entre el recipiente y la línea al tanque de
almacenaje y comunica nuevamente el separador con el recipiente medidor.

Figura 21-V

Figura 22-V

SISTEMA MEDIDOR Y REGISTRO.
En la Fig. 23-V se muestra un esquema del sistema medidor registrador. Cuando el
flotante del recipiente medidor está en su posición más alta, el mecanismo vinculado a su
eje acciona la microválvula y ésta deja pasar el gas que acciona a la válvula de tres vías, el
mecanismo neumático del contador de barriles y al dispositivo registrador a carta, con lo
que:
• La válvula de tres vías cierra el paso entre el separador y el recipiente
medidor y se descarga el fluido a la línea.
• El contador acumula un barril.
• El registrador grafica una línea en la carta de ensayo.
El tanque medidor se va descargando y al llegar el flotante a su posición inferior, el
mecanismo de movimiento desplaza el brazo de la microválvula hacia el lado opuesto y se
invierte el ciclo descripto. La alimentación de gas a la microválvula se realiza con una
reguladora de presión 67-FR.
Figura 23-V

Medición de gas en el separador de ensayo.
El gas sale del separador por la conexión superior del cuerpo y se lo deriva al puente
de medición de gas ubicado en el mismo recinto del separador de ensayos.
SEPARADOR DE ENSAYOS DE DOS RECIPIENTES MEDIDORES.
Originalmente estos separadores fueron diseñados para medir en un recipiente el agua
libre y en el otro la emulsión agua-petróleo. Posteriormente se los modificó anulándose
el recipiente medidor de agua libre y en la actualidad se los utiliza para medir la
producción de líquidos y gas. Este separador de ensayos funciona básicamente como el
de un recipiente (se diferencian en el sistema medidor contador como veremos más
adelante).
El gas sale por la conexión superior, pasa por el portaorificios "Daniel Senior" y la
presión se regula con la válvula tipo 63-F. El fluido ingresa por gravedad al recipiente
medidor pasando por la válvula de tres vías y una vez lleno se descarga al tanque de la
estación.
Sistema medidor y registro.
En la Fig. 24-V se muestra un esquema del sistema medidor registrador. Cuando el
flotante está en la posición superior (recipiente lleno) el sistema de palancas de
movimiento acciona el brazo de la válvula tipo 772-B hacia la izquierda y ésta deja pasar
gas a la válvula de tres vías y al dispositivo registrador de barriles.
La válvula de tres vías abre el paso entre el recipiente medidor y la línea de descarga y
el dispositivo registrador de barriles marca una línea en la carta de ensayo.
El flotante vuelve a su posición inferior y al mismo tiempo el sistema de palancas
mueve el brazo de la válvula 772-B hacia la derecha. De esta forma se interrumpe el
flujo de gas a la válvula de tres vías y al dispositivo registrador de barriles.
La válvula de tres vías abre el paso entre el recipiente medidor y la línea de descarga, y
el dispositivo registrador de barriles marca una línea en la carta de ensayo.
El flotante vuelve a su posición inferior y al mismo tiempo el sistema de palancas mueve
el brazo de la válvula 772-B hacia la derecha. De esta forma se interrumpe el flujo de
gas a la válvula de tres vías, la que cierra la salida a la línea de descarga y abre el paso
entre el separador y el tanque medidor. A la vez un brazo del mecanismo contador de
barriles acciona a éste y se acumula un nuevo barril.

Figura 24-V

Conexiones adicionales en los separadores de ensayo.
En varias estaciones satélite, los separadores de ensayo tienen una conexión combinada
con el sistema de gas para dos usos diferentes (Fig. 21-V):
1. En el caso de baja presión de gas en el sistema, con las válvulas 2 y 3
(Fig. 21-V) se alimentan los instrumentos con gas del mismo separador .
2. Cuando el pozo en ensayo no tiene suficiente gas, normalmente no se logra la
presión necesaria en el separador para descargar el fluido al separador general o al
tanque. En este caso con las válvulas 1, 2 y 3 abiertas, se dispone del gas del
sistema para operar el separador de ensayos. Es importante tener en cuenta los
siguiente:
(a) En condiciones normales de operación (presión suficiente de gas en el sistema y
en el separador), la válvula (3) debe permanecer cerrada, de no ser así, como la
presión del separador de ensayos normalmente es mayor que la del sistema,
pasará gas sucio a la línea de instrumentos pudiendo causar problemas
(congelamiento, taponamiento, etc.).
(b) Es necesario instalar una reguladora de presión tipo 630 en la alimentación de
gas del sistema al separador de ensayos. La válvula de contrapresión del
separador (63-F) debe ser regulada a un valor superior al de alimentación de gas
(caso contrario enviaríamos gas del sistema al venteo.
(c) Por último debe instalarse una válvula de retención en la línea de alimentación
de gas del sistema al separador, con el objeto de evitar que pase gas sucio al
sistema general.
CALIBRACIÓN DE LOS SEPARADORES DE ENSAYO.
Se efectúa comparando la producción medida por el separador con la producción real
medida en el tanque. Para ello se deberá proceder de acuerdo a lo que se indica:
(1) Se circula por el separador un pozo buen productor, preferentemente con un
porcentaje de agua del 50 % y sin formación de espuma durante dos (2) horas.
(2) Se cierran las válvulas de salida del tanque, se mide el nivel de fluido, se pone el
contador en cero y se comienza el ensayo.
(3) Si la capacidad lo permite se toma la medida final del tanque y los barriles que indica
el contador a las 24 horas de iniciado el ensayo (cuanto más largo sea el control
mejores resultados se obtendrán). Tratar de tomar la medida en el tanque libre de
espuma (dejando en reposo hasta su eliminación si fuera necesario).
(4) Con los valores correspondientes de las medidas de la capacidad del tanque se
obtiene el volumen real que pasó por el separador. Comparando este valor con el
obtenido del contador del separador obtendremos el error.

Tomaremos como error aceptable un 2 %, si fuese mayor se procede a calibrar el
separador acortando o alargando el tiempo de llenado del tanque medidor mediante el
mayor o menor desplazamiento de los brazos de comando regulables del sistema
contador.
CONTROLES PERIÓDICOS DE LOS SEPARADORES DE ENSAYO.
Diariamente
• Purgar condensados de válvula 67-FR.
• Purgar el portaorificios "Daniel Senior.
• Controlar la presión de gas para automático.
• Controlar el funcionamiento del sistema de registro y conteo.
• Verificar la circulación de vapor (posibles pérdidas).
• Controlar presión y temperatura de operación y sensores de estados de
alarma.
Mensualmente
• Limpieza del dispositivo piloto de la válvula 63-F.
• Controlar manómetros y termómetros.
• Verificar funcionamiento de válvulas manuales.
• Controlar estado del disco de ruptura.
Semestralmente
• Cambiar disco de ruptura.
Anualmente
• Lubricar válvulas tapón.

BOMBAS DE IMPULSION
Una estación satélite puede estar equipada con bombas alternativas o centrífugas para
transferir el fluido hasta la planta deshidratadora de petróleo. En las Figuras 1-V y 25-V
pueden verse los esquemas para la instalación de las bombas. Los separadores
generales descargan el fluido a los tanques de producción a través de dos válvulas
National DFG-401 (ó 601) instaladas en paralelo. Una comandada por el conjunto 231-
C/779-K que controla el nivel de operación normal del separador general. La otra
comandada por el control de alto nivel CMAQ / F -401. El nivel normal de operación de
fluido en los tanques se controla con el conjunto 231-C, control piloto de nivel 779 K y la
microválvula de tres vías, que actúan respectivamente sobre los aceleradores de los
motores que accionan las bombas y la válvula de recirculación tipo 667-A ó 657-A de
acción normalmente cerrada.
Para regular el comando automático de los
aceleradores de los motores se procede como
se indica: (Fig.25-a-V)
Se baja la palanca del control de nivel
(conjunto 231-C) para que el control piloto 779-K
envíe gas al fuelle (1). Este se expande y
empuja a la varilla (2) hacia la izquierda
acelerando al motor. Mediante el control de
revoluciones (governor) se regula el motor al
número de revoluciones requerido.
Se ventea el gas de la línea y el resorte (3)
mueve a la varilla hacia la derecha
desacelerándose el motor. En esta posición, con
la bomba en funcionamiento normal, se regula el
mínimo de revoluciones con el tornillo tope de la
mariposa del carburador (4).
Figura 25-V

VÁLVULA DE ALIVIO.
Para evitar roturas en las bombas debidas a sobre presiones en su funcionamiento,
cada una de ellas cuenta con una válvula de alivio tipo Cameron (de clavo) (Fig. 26-V y
26-a-V). Cuando la presión sobre el asiento de la válvula alcanza el valor máximo
admitido por la bomba, el vástago se desplaza y corta el clavo. La válvula abre y la
producción se deriva al tanque de almacenaje a través de la línea de recirculación (Fig.
25-V).
Una vez detectada y corregida
la causa de la sobrepresión debe
acondicionarse nuevamente la
válvula de alivio. Para ello se
desenrosca la tapa, se baja el
vástago y se instala un nuevo
clavo. Las válvulas de alivio
Cameron que utilizamos en
nuestra operación son las
siguientes:
• Válvula N° 212532-2 de una
sección de corte (un clavo).
• Válvula N° 212552-2 de dos
secciones de corte (un clavo).
• Válvula N° 212552-2 de cuatro
secciones de corte (dos
clavos).
En la tabla incluida en la Fig. 26-
V se indican las presiones
máximas de apertura de las
válvulas de acuerdo al diámetro
de los clavos.
Figura 26-V
Válvula de
Alivio
(de Clavo)

Válvula de Alivio (de Resorte)
Figura 26-a-V

CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS ALTERNATIVAS.
En esta sección nos referiremos a las bombas alternativas que se utilizan en las
estaciones satélite, plantas deshidratadoras y plantas de inyección de agua.
Las bombas alternativas son unidades de desplazamiento positivo cuya característica
principal es que mantienen prácticamente constante el caudal bombeado, para amplios
rangos de contrapresión en la cañería de descarga, a condición de mantener constante
el número de r.p.m. y que dicha contrapresión sea compatible con el diseño de la bomba
.
Esta característica establece la diferencia fundamental con sus equivalentes
centrífugas, adaptándose mejor que éstas al servicio de mediana y alta presión debido a
la uniformidad de su alto rendimiento volumétrico y mecánico.
Estas bombas constan de un conjunto hidráulico y un conjunto motriz. El primero
consiste en un cuerpo hidráulico con bridas de admisión y descarga del líquido, válvulas
de descarga y succión, y émbolos buzos o pistones. El extremo motriz consta del
cigüeñal, bielas, crucetas, vástagos del émbolo, y en algunas bombas, de una caja
reductora de velocidad.
Las bombas que utilizamos para el bombeo de petróleo en las estaciones satélite y
plantas de tratamiento son de pistón, duplex de acción doble (Fig. 27-V) y en las plantas
de inyección de agua, de émbolo buzo, duplex, triplex y quintuplex de acción simple
(Fig. 28-V). La denominación duplex, triplex, quintuplex indica que la bomba tiene dos,
tres y cinco pistones respectivamente.
Las bombas de acción simple desplazan el líquido en una carrera del émbolo y las de
acción doble en ambas carreras del pistón. Las bombas de acción doble a diferencia de
las de acción simple, tienen dos válvulas de succión y dos válvulas de impulsión (en la
Fig. 27-V el corte abarca únicamente las válvulas de impulsión).

Figura 27-V

Figura 28-V

Por su principio de funcionamiento las bombas alternativas suministran un caudal
pulsante, dependiendo tal efecto del tipo de bomba (acción simple o doble) y el número
de émbolos. A mayor número de émbolos más regular es el caudal que entrega la
bomba. El caudal medio de una bomba de acción simple puede calcularse con la
siguiente fórmula:
Qm = n A S N (m3/h)
1017
Donde: n = número de émbolos
A = sección del émbolo (pulg.2)
S = carrera del émbolo (pulg.)
N = golpes por minuto
Qm = Caudal medio (m3/h)
1017 = Constante
Para una bomba de acción doble el caudal medio está dado por la siguiente expresión
Qm = n S N (2 A - a) (m3/h)
1017
Donde: A = sección del pistón (pulg.2)
a = sección del vástago del pistón (pulg.2)
En la Tabla I-V se indican las características generales de las bombas alternativas y
rotativas multietapa, que se utilizan en nuestra operación, y en las páginas siguientes se
adjuntaron los gráficos de caudales y presiones máximas para cada diámetro del pistón.
Al seleccionar los pistones de una bomba deberán verificarse los valores de caudal y
presión máxima. Cuanto mayor sea el diámetro del pistón menor será la presión máxima
de bombeo, si se excede este valor máximo pueden provocarse serios daños a la
bomba.
Nota Importante: (Para bombas National-Siam modelos J-150, J-165 , J-275,J-300 )
Este tipo de bombas es operado en nuestro yacimiento a velocidades superiores a 200
rpm (entre 220 y 380 rpm).
A velocidades menores de 200 rpm estas bombas requieren de una bomba lubricadora
auxiliar. Esta bomba suplementa la lubricación standard por salpicadura. La descarga de
lubricación se hace por cañería hacia la bandeja de la cámara de la cruceta.

Todos los orificios requeridos para conectar dichas cañerías, están hechos y
roscados en cada cuerpo de bomba.
Tabla I-V
BOMBAS ALTERNATIVAS y ROTATIVAS MULTIETAPA
Marca Modelo Acción Tipo Diámetro pistón Carrer
a
Mínimo Máximo
Gaso 2651 doble duplex 4" 5-1/2" 12"
Gaso 2652 doble duplex 4" 7-1/4" 12"
Wheatley 2150-A y B doble duplex 3" 5" 10"
Wheatley 1824 doble duplex 2-1/2" 4" 6"
Wheatley 7024 doble duplex 2" 4" 6"
Wheatley P-540-A simple triplex 2-3/4" 4" 5-1/8"
Conrad-Stork SP-4560 doble duplex 3" 4-1/2" 6"
Conrad-Stork SP-5080 doble duplex 3" 5" 8"
Conrad-Stork SP-75120 Doble Duplex 5” 73/4” 12”
Conrad-Stork SP-50100 doble duplex 3" 5" 10"
Gardner-Denver FC-FXX doble duplex 3" 5" 8"
Gardner-Denver FD-FXD doble duplex 3" 5" 10"
National-Siam J-150-L simple triplex 2-3/4" 4" 5"
National J-275-L simple quintuplex 2-3/4" 4" 5"
National J-275-M simple quintuplex 2" 2-3/4" 5"
National J-300 Simple Quintuplex 2” 4” 5”
B.J. multietapa DVMX Rotativa Multietapa 4x6x9C 9 etapas
FLOWSERVE WMSNDL Rotativa Multietapa S-3 X 9 12 etapas

BOMBAS CENTRIFUGAS HORIZONTALES
Las bombas centrífugas están constituidas por dos partes principales: un elemento
rotante, formado por el impulsor y el eje; y un elemento fijo que incluye la carcaza, el
prensa estopa y los cojinetes.
Durante el bombeo en este tipo de bombas el fluido es guiado por el conjunto de
admisión al centro del impulsor, el que al girar lo impulsa a través de los álabes.
El impulsor descarga el fluido a alta velocidad y la carcaza de la bomba reduce esta
velocidad y convierte la energía debida a la misma, a columna de presión, ya sea por
medio de una voluta y/o un conjunto de paletas difusoras fijas.
En la maniobra de paro de un conjunto motor a combustión interna – Bomba centrífuga
se debe cerrar la válvula ubicada aguas debajo de la bomba previo al paro, con la
finalidad de evitar que en caso de no funcionar la válvula de retención, no se produzca un
flujo inverso que gire en sentido contrario al normal al conjunto motor/Bomba. La
consecuencia sería el agarre del motor por falta de lubricación.
En las Figuras 29-V y 30-V se indican los tipos de bombas centrífugas que se utilizan
en las operaciones, tanto para bombear agua como para petróleo.
La bomba de la Fig. 29-V es del tipo de cámara partida vertical con rodete de simple
aspiración y la de la Fig. 30-V es de cámara partida horizontal con doble aspiración.
Figura 29-V

FACTORES QUE MODIFICAN LAS CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA CENTRIFUGA:
A) Velocidad de rotación del impulsor (rotor o rodete). (ver gráficos 31-v y 32-v)
Al variar la velocidad de rotación del impulsor, manteniendo constante su diámetro,
se verifican las siguientes relaciones:
El caudal bombeado varía aproximadamente en forma proporcional a la variación de
la velocidad de rotación.
Q1/Q2 = n1/n2 (1)
La altura de elevación o presión de descarga varía aproximadamente en forma
proporcional al cuadrado de la variación de la velocidad de rotación.
h1/h2 = (n1/n2)2 (2)
Figura 30-V

La potencia varía aproximadamente en forma proporcional al cubo de la
variación de la velocidad de rotación.
N1/N2 = (n1/n2)3 (3)
Figura 31-V

b) Diámetro del Impulsor (rotor o rodete).
Al variar el diámetro del impulsor y manteniendo la velocidad de rotación constante,
se verifican las siguientes relaciones:
El caudal bombeado varía aproximadamente en forma proporcional a la variación del
diámetro del impulsor.
Q1/Q2 = d1/d2 (4)
La altura de elevación o presión de descarga varía aproximadamente en forma
proporcional al cuadrado de la variación del diámetro del impulsor.
h1/h2 =(d1/d2)2 (5)
La potencia varía aproximadamente en forma proporcional al cubo de la variación del
diámetro del rodete. (Fig. 31a-V).
N1/N2 = (d1/d2)3 (6)
Figura 31-a-V

donde:
Q = caudal en litros por minuto.
n = número de revoluciones por minuto.
N = potencia mecánica en HP.
d = diámetro del impulsor.
INTERPRETACION DE LAS CURVAS CARACTERISTICAS DE LA BOMBA
CENTRIFUGA Y DE LA CURVA DEL SISTEMA EN EL QUE SE INSTALA LA BOMBA.
En la figura 32-a-V están representadas las curvas características de la bomba 6RL18
de la marca Worthington para una velocidad de rotación de 1770 r.p.m. brindada por el
fabricante, y además se le ha agregado una curva correspondiente al sistema donde está
instalada la bomba.
Figura 32-V

Figura 32-a-V

CURVAS DE LA BOMBA.(Fig. 32-a-V)
Sobre el eje horizontal está representado el caudal en GPM y en m3/hora. En el
vertical la altura de elevación o presión de descarga expresada en metros y en pies.
Además, sobre el eje vertical se puede leer la altura de aspiración neta requerida por la
bomba. Los números 18, 17, 16, 15 y 14 representan los distintos diámetros de impulsor
expresados en pulgadas, con los que puede armarse la bomba. Los números entre 62 y
80 se refieren a la eficiencia de la bomba y los números acompañados con las siglas HP
se refieren a la potencia requerida por la bomba.
Ejemplo: Para una velocidad de rotación del impulsor de 1770 rpm, con un diámetro de
18", se podrá bombear un caudal de 2000 gpm (454 m3/hora o 10896 m3/día)
con una presión de descarga de aproximadamente 308 pies (93.9 m ó 134 psi).
La eficiencia de la bomba es de aproximadamente 78% y la potencia requerida
es de alrededor de 210 HP. El ANPA requerida, NPSHR (es de aproximada-
mente 20 pies ≅ 6 m).
CURVA DE LA CAÑERÍA. (Fig. 32-a-V)
Para bombear líquidos a través de una cañería es necesario vencer la contrapresión
originada por rozamiento y por diferencia de cotas cuando la bomba está a menor altura
que el punto de entrega. Manteniendo fija la diferencia de cotas, la contrapresión será
mayor cuanto mayor sea el caudal que circula por la cañería.
La parte "A" de la curva de la figura 32-a-V corresponde a la contrapresión de la bomba
sin funcionar, y la parte "B" a la contrapresión total generada con la bomba detenida, más
la generada por el funcionamiento de la bomba.
En el ejemplo visto, para un diámetro de impulsor de 18" las curvas se cortan en el
punto "1", para el cual el caudal es de 2500 gpm (568 m3/hora ó 13632 m3/día) y la
contrapresión en la bomba es de 228 pies (88 m ó 125 psi).
Todos los datos obtenidos de las curvas de la bomba son en este ejemplo para una
velocidad de rotación de 1770 rpm y para distintos diámetros de impulsores.
BOMBAS MULTIETAPA ( B.J.-Flowserve)
Estas bombas se caracterizan por sus caudales elevados y el reemplazo de varios
equipos de bombeo alternativo, con una de ellas.
De esta forma se genera operatividad, disminución de mantenimiento, mayor eficiencia
en la inyección y exigencias de las instalaciones de superficie, mucho menos agresivas.
Perfecta alineación en su montaje, que no existan restricciones en aspiración e
impulsión, fluidos filtrados y sistemas de lubricación perfectamente diseñados, son
prioritarios para el rendimiento requerido.
En los adjuntos están las caracteristicas, curvas de rendimiento y presiones de trabajo.

FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE BOMBEO.
En la Fig. 33-V se representa el esquema básico de un sistema de bombeo. En el
mismo, las presiones positivas que actuarán sobre el fluido del tanque de presión de vapor
PV, forzándolo a circular hacia la bomba son: la presión atmosférica (Pa) y la presión
estática (Hs) ejercida por el líquido del tanque en función de la diferencia de nivel existente
entre su superficie y el eje de la brida de succión de la bomba.
Apenas el émbolo inicia su carrera de aspiración, la presión total (Pa + Hs) empuja el
fluido a través de la cañería de succión de longitud L y sección A, forzándolo a abrir la
válvula de succión Vs y seguir al émbolo en su movimiento. La presión total (Pa + Hs)
deberá ser la suficiente como para:
(a) Vencer las pérdidas de carga por fricción en la cañería de succión y accesorios de la
misma.
Figura 33-V

(b) Acelerar el fluido en el sistema de admisión para que el mismo siga al émbolo en su
movimiento.
(c) Vencer las pérdidas de carga en el interior de la bomba.
(d) Producir la apertura de la válvula de succión.
(e) Mantener la velocidad de circulación del fluido en la cañería y cuerpo de la bomba.
(f) Mantener la presión del fluido en el interior de la bomba por encima de la presión de
vapor del fluido (Pv).
Cada uno de los puntos mencionados requerirá una porción de la presión (Pa + Hs); si
llamamos:
Hf a la componente de presión necesaria para vencer las pérdidas de carga en la
cañería de succión.
Ha a la componente de presión para acelerar el fluido en la cañería de succión de
su posición estática a su velocidad máxima, durante la carrera del émbolo.
ANPAR (altura neta positiva de aspiración requerida) a la suma de las componentes de
presión para vencer las pérdidas interiores a la bomba, producir la apertura de
la válvula de succión y mantener la velocidad de circulación del fluido en la
misma.
La condición que deberá cumplirse para que no se presenten problemas de cavitación o
bloqueo en el funcionamiento de la bomba, será que:
(Pa + Hs) - (Hf + Ha + Pv) > ANPAR (1)
(a)
Expresión en la cual las presiones se indican por su altura equivalente en columna de
líquido (metros o pies). Los términos indicados por (a) en la (1) se denominan ANPAD
(altura neta positiva de aspiración disponible), entonces:
ANPAD = (Pa + Hs) - (Hf + Ha + Pv) > ANPAR (2)
La ANPA requerida es una característica de la bomba, invariable para cualquier
instalación y su valor lo suministra el fabricante de la bomba.

La ANPA disponible es una característica de la instalación y puede ser definida por el
proyectista del sistema de bombeo relacionando las variables que en ella intervienen
(alturas, diámetros y longitudes de la cañería de succión, velocidad del fluido, utilización
de amortiguadores de pulsación, etc.)
De acuerdo a lo indicado, en toda instalación deberá cumplirse que ANPAD > ANPAR;
si por el contrario no se verifica esta condición, es decir, si ANPAD < ANPAR se
presentarán problemas de cavitación y bloqueo de la bomba.
El efecto de cavitación ocurre cuando la presión en la succión cae al valor de la presión
de vapor del líquido que se bombea (Pv), formándose burbujas de vapor, las que se
condensan bruscamente cuando alcanzan zonas de mayor presión en su camino a
través de la bomba.
Los efectos más evidentes de la cavitación son: ruido y vibración que afectan los
materiales de la bomba. Otro efecto perjudicial de la cavitación es una disminución en el
rendimiento de la bomba que se evidencia por un descenso de su capacidad de bombeo
(bloqueo parcial o total de la bomba).
En un sistema de bombeo, la altura de aceleración (Ha) constituye la componente más
importante en relación a las pulsaciones de presión en cañerías y bomba, por lo cual es
deseable reducir su valor a través de un adecuado diseño de la succión. A tal efecto, es
recomendable considerar los siguientes factores:
(a) Acortar la línea de succión.
(b) Usar una cañería de mayor diámetro para reducir la velocidad del fluido.
(c) Reducir la velocidad de la bomba usando émbolos de mayor diámetro si la presión
de trabajo lo permite.
(d) Instalar un amortiguador de pulsaciones.
(e) Reducir viscosidad aumentando la temperatura del fluido en los tanques.
En la Fig. 33-V se incluye en la cañería de succión, muy próxima a la brida de succión
de la bomba, un amortiguador de pulsaciones con un elemento separador flexible del tipo
de vejiga que separa el líquido de la cañería del gas contenido en el cilindro elástico. El
amortiguador de pulsaciones convierte la energía cinética del fluido en energía potencial
por medio de la compresión del gas en el cilindro elástico.
En el instante en que comienza la carrera de aspiración, la presión de la cañería a la
altura del amortiguador desciende bruscamente y el cilindro elástico se expande
desalojando un volumen de líquido que circula hacia el punto de menor presión que es el
cuerpo de la bomba y la cara del émbolo. El fluido de la tubería de succión también se

acelera y a medida que el émbolo se aproxima a la mitad de la carrera, la presión sobre
el cilindro elástico comienza a elevarse y éste a contraerse.
Pasada la mitad de la carrera el émbolo comienza a reducir su velocidad y la columna de
fluido, al ser frenada por la acción del émbolo, genera un aumento de presión que será
máximo al final de la carrera provocando la contracción del cilindro elástico.
De esta forma el amortiguador actúa como un mecanismo de alimentación que
asegura el contacto continuo entre el fluido y el émbolo; de allí la importancia de colocar
el amortiguador tan próximo a la brida de succión de la bomba como se pueda. Además,
la columna de fluido de succión fluirá del tanque a la bomba en forma más regular
permitiendo el amortiguador que los cambios de presión resultantes sean menores.
Cuando se instalan bombas con sistemas comunes de admisión y descarga la
necesidad de utilizar amortiguadores de pulsación aumenta, ya que las condiciones
adversas de cada bomba tienden a afectar el funcionamiento de las otras unidades. Por
lo dicho, resulta evidente que el volumen del amortiguador y su presión de carga tendrán
suma importancia en el buen funcionamiento del mismo.
LINEAS DE SUCCIÓN E IMPULSIÓN.
En esta sección daremos normas generales que deben tenerse en cuenta cuando se
instalen las bombas, no obstante cuando se requiera efectuar el diseño de una
instalación o mejorar alguna ya existente deberá consultarse con el Departamento de
Ingeniería.
LÍNEA DE SUCCIÓN.
La cañería de succión deberá ser tan corta y recta como sea posible, evitando la
instalación de codos de 90°, tees, filtros u otras restricciones. Las válvulas serán de paso
total.
De ser necesario introducir un cambio de dirección de la cañería, es recomendable
utilizar a tal efecto codos de 45° y curvas de radio largo. El diámetro de la cañería
dependerá del caudal a bombear, pero no deberá ser menor que el diámetro de la brida
de succión de la bomba.
Para asegurar un flujo uniforme no es recomendable el uso de reducciones que
provoquen ensanchamientos o estrechamientos bruscos de la sección de la cañería.
La conexión de la cañería a la bomba, para diámetros de esta mayores que la brida de
succión, deberá hacerse con una reducción excéntrica y ubicando su cara recta hacia
arriba de manera de evitar la acumulación de aire o vapores en la elevación. Además,
para evitar perturbaciones en el flujo del último tramo de succión que se conecta a la
bomba, éste deberá ser recto y de una longitud no menor de 5 diámetros de la cañería.
En instalaciones con bombas múltiples es recomendable la alimentación individual del
tanque a cada bomba. Esto previene que las pulsaciones de presión anormales y

vibraciones de una bomba sean introducidas a una alimentación común donde pueden
afectar la operación de otras bombas.
Para evitar vibraciones en la cañería motivadas por un funcionamiento irregular de la
bomba, cambios de dirección en la cañería, etc., éstas deberán estar rígidamente
soportadas en distintos puntos de su longitud; el primer soporte deberá estar tan cerca
de la bomba como resulte práctico. También se deberán utilizar juntas de goma flexible
absorbedoras de vibraciones.
LÍNEA DE IMPULSIÓN
Dado que por su principio de funcionamiento la bomba alternativa suministra un caudal
pulsante, se tendrán en la descarga variaciones de presión tanto por pérdidas por fricción
como por cambios de velocidad, las que pueden ser amplificadas si las condiciones de
succión de la bomba son inadecuadas.
Por tal motivo, las instalaciones de la línea de impulsión no pueden ser adecuadamente
diseñadas si no se consideran las pulsaciones de presión y las vibraciones a que se ven
sometidas las cañerías. Las pulsaciones de presión pueden ser reducidas usando
amortiguadores en la descarga y las vibraciones de las cañerías mediante la instalación
de soportes adecuados. También utilizando juntas de goma flexibles absorbedoras de
vibraciones de alta presión.
La conexión de las descargas individuales de las bombas al colector se harán con
curvas suaves a 45° de forma tal que coincidan las direcciones de cada flujo individual
con la del colector.
El colector de descarga deberá ser recto y en caso de tener que introducir alguna curva,
ésta debe ser hecha utilizando codos de 45°. Las válvulas a utilizar deben ser en lo
posible de abertura total.
El amortiguador de pulsaciones debe ser instalado tan cerca como sea posible de la
bomba, de manera que las pulsaciones sean absorbidas antes de que se difundan por la
instalación. Además deberá instalarse antes de cualquier curva o restricción de la
cañería. Los amortiguadores que utilizamos son del tipo de vejiga, estos compensan las
variaciones de presión por cambios de volumen del elemento interior elástico que se
fabrica de material sintético de gran flexibilidad.
Otro elemento a tener en cuenta en las instalaciones de la línea de impulsión para
proteger la bomba y sus accesorios, es la válvula de alivio por presión (Fig. 26-V). Esta
válvula, armada con el clavo correspondiente a la presión máxima de régimen de la
bomba deberá evacuar todo el caudal de la bomba en operación normal. Como ya
hemos indicado esta válvula deberá conectarse a la línea de recirculación a tanque,
evitando de conectarla a la cañería de succión pues se produciría calentamiento del
fluido afectando las condiciones de succión de la bomba. Además, al ser la instalación
de la succión de alta presión y teniendo en cuenta que tenemos bombas con presiones
de hasta 2765 psi, el impacto podría afectar la instalación de succión, amortiguador, etc.

AMORTIGUADORES DE SUCCIÓN Y DESCARGA
Los amortiguadores que utilizamos en nuestra operación son del tipo de vejiga (cilindro
flexible), marca Joy Larkin. El código de selección de los mismos se indica en el
siguiente ejemplo:
Amortiguador SG 150 4 F
S : designación del modelo
S = 300 pulg3
M = 1200 pulg3
Sin letra indica modelo regular: 600 pulg3
G : tipo de cabezal
G - surcado (de admisión solamente)
T - roscado
150 : Presión máxima de operación (psi),(deberá ser igual o mayor que la presión
máxima de funcionamiento del sistema.
4 : Diámetro de la conexión (pulg.)
F : tipo de conexión
F - bridada
G - vitaulic
T - roscada
Instrucciones para la carga. Para la carga de los amortiguadores se utiliza
preferentemente nitrógeno debido a su inactividad química, el que además no produce el
envejecimiento de la goma sintética del cilindro flexible. Para la carga inicial o servicio
del amortiguador se detiene la bomba y se siguen las siguientes instrucciones:
(1) Cerrar las válvulas de las líneas de succión o de impulsión según corresponda.
(2) Válvula de carga (C) (Fig. 34-V).
Abrir la válvula de escape (A).
Retirar el protector (B) de la válvula de carga.
Aflojar la tuerca (D) dos vueltas completas.
(3) Utilizando nitrógeno solamente, cargar el cilindro flexible a través de la válvula de
carga con la presión de funcionamiento que se indica a continuación:

Succión: para las series "S" (300 pulg3) y "regular" (600 pulg3): 90 % de la presión de
funcionamiento de la línea, y para la serie "M" (1200 pulg3): 50%.
Descarga: determinar la presión de carga recomendada en el gráfico de la Fig. 34-V.
(4) Cerrar la válvula de escape (A).
(5) Apretar la tuerca (D) de
la válvula de carga y
colocar el protector (B).
(6) Cuando esté en
funcionamiento el sistema
abrir la válvula de escape
(A) hasta que salga fluido y
cerrar la válvula.
Figura 34-V

TANQUES
Los tanques son utilizados para recibir, almacenar y ensayar la producción de los pozos
y para efectuar la calibración de los separadores de ensayo (tanques comunes de
ensayo en una estación satélite típica).
Las estaciones que reciben la producción de los pozos afectados a recuperación
secundaria cuentan además con tanques de ensayo especialmente diseñados para tal
función, denominados "tanques de ensayos separadores de agua libre" cuya descripción
se efectuará más adelante.
Como puede verse en la Fig. 1-V (diagrama de una estación satélite tipo) los tanques
están comunicados entre sí por las conexiones de succión, las conexiones de entrada de
fluido y las conexiones de alimentación de vapor a las serpentinas que calefaccionan el
fluido en los tanques. Uno de los tanques cuenta con el dispositivo automático de control
de nivel, constituido por: el conjunto 231-C, control piloto 779-K (controla el acelerador
automático de la bomba) y la microválvula de tres vías, que gobierna la válvula de
recirculación. Este tanque tiene además un vertedero de emergencia conectado al
tanque ecológico, o piletas con mantas impermeabilizantes y redes antiaves. ( cumplen la
función que cumplían anteriormente las piletas de tierra).
El otro tanque de almacenaje se lo utiliza también para ensayar la producción de los
pozos (tanque común de ensayo). A tal efecto se efectúan las mediciones de petróleo y
agua que contiene el tanque y luego se determinan los correspondientes volúmenes en
m3 utilizando la tabla de calibración del tanque. En el Capítulo VI "Control de la
Producción" se indicará la forma de efectuar dichas mediciones y la determinación de los
volúmenes de fluido, petróleo y agua.
Completan las instalaciones de los tanques: las conexiones de drenaje, líneas de
alimentación de gas para automáticos y los accesorios: válvulas de paso; escalera
exterior e interior, tapa de entrada de hombre (superior y lateral), válvulas de presión y
vacío, arrestallamas, sistemas de inertización, barandas de protección, pasarela,
boca de medición y tubo de sondeo.
TANQUE DE ENSAYO SEPARADOR DE AGUA LIBRE.
Este tanque (Fig. 35-V) se utiliza para ensayar pozos de elevada producción de fluido y
alto porcentaje de agua (160 a 600 m3fpd y 95 % o más de agua), los que presentan
problemas durante su ensayo en los tanques comunes.
En efecto, debido a la alta producción de fluido y elevado porcentaje de agua de estos
pozos, su ensayo en los tanques comunes hace que pequeños errores en las mediciones
de interfase (petróleo-agua) o en la toma de las muestras, ocasionen errores
significativos en la determinación de la producción. En el Capítulo VI "Control de la
Producción de Petróleo y Gas" se indicará en detalle el procedimiento de ensayo.

Las características constructivas más notables de estos tanques son las siguientes:
Fondo cónico: permite drenar totalmente el tanque al finalizar cada ensayo y eliminar la
medida del stock inicial. De esta forma se simplifica el procedimiento de medición y se
reducen los errores.
Sifón de drenaje: permite drenar automáticamente el agua separada y prolongar el
tiempo de ensayo con lo que se logra acumular mayor cantidad de petróleo en el tanque.
Conjunto tomamuestras: constituido por un recipiente cilíndrico totalmente comunicado
con el tanque y un tubo de muestreo. Permite obtener una muestra continua del fluido
contenido en la zona de medición superior del tanque, siendo innecesario determinar la
posición de la interfase agua-petróleo.
Dispositivo medidor de fluido: la medición del fluido que ingresa al tanque se realiza en la
zona calibrada inferior que cuenta con un timer que es activado y desactivado por un par
de flotantes ubicados en los extremos de dicha zona.
Figura 35-V

Operación del tanque de ensayo: El fluido entra en la zona de separación del tanque a
través del distribuidor. El agua separada desciende, ingresa al colector y pasa por el sifón
de drenaje hacia los tanques de producción. El petróleo separado del agua asciende y se
almacena en la zona de medición del tanque.
Este proceso es continuo y como el agua drena automáticamente no existe limitación de
volumen por lo que el ensayo puede prolongarse hasta obtener en el tanque una cantidad
medible de petróleo (la limitación está dada por la capacidad de petróleo que pueda
contener el tanque). Durante la operación se debe controlar el contenido de petróleo en el
agua drenada para lo cual se toman muestras y se determinan las partes por millón (ppm)
de petróleo contenidas en el agua drenada.
Un valor alto de esta determinación (mayor de 40 ppm) significa que se está
sobrepasando la capacidad de procesamiento del tanque (excesivo caudal de fluido) o que
la dosificación del producto químico (desemulsionante o clarificador) no es la adecuada y
deberá ser incrementada.
MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN
MEDIDORES MÁSICOS: la medición del fluido que se bombea de la estación satélite a la
planta deshidratadora de petróleo se realiza con un medidor másico. La instalación como
puede verse en la Fig. 36-V consta de:
• Puente de medición.
• Medidor de caudal Másico.
• Instrumento
• Receptor de lectura.
• Accesorios
Figura 36-V

El medidor Másico define diariamente la producción real de las estaciones satélites,
tanto en lo que respecta al fluido total como al petróleo seco correspondiente.
Este caudalímetro, está formado por tres bloques funcionales, Sensor, Transmisor y
Net Oil Computer.
Este último bloque (NOC), es el
encargado de calcular y registrar las
siguientes variables:
• Caudal instantáneo de fluido.
• Tiempo de ensayo.
• Caudal instantáneo de petróleo.
• Caudal instantáneo de agua.
• Caudal acumulado de agua.
• Porcentaje de agua.
• Temperatura del fluido.
• Densidad de la emulsión a la
temperatura del fluido.

Es importante destacar que todos los valores están compensados en temperatura
(15ºC)
Y los mostrados automáticamente, son promedios diarios. Tambien cabe destacar, que
todos se obtienes a partir de la medición de la masa y la densidad del fluido que circula
por el sensor.
La tecnología desarrollada en el caudalímetro Másico, nos brinda la posibilidad de ser
controlado a distancia, transmitiendo señales proporcionales al porcentaje de agua través
de un lazo de 4-20 ma. ó señales de pulsos proporcionales al caudal acumulado de agua
y petróleo a una PC remota. En el caso de Golfo San Jorge por medio del sistema
SCADA.
El panel del instrumento receptor
tiene en la parte superior un
totalizador digital que indica la
producción de fluido en m3/día,
porcentajes de agua, volumen neto
de petróleo, caudales instantáneos y
totalizador. La producción diaria se
determina a través de las lecturas del
totalizador registradas cada 24 horas.
En la actualidad esta información se
toma en forma automática mediante
el Sistema de Control y Supervisión
Remota (ver información detallada en
el capítulo del mismo nombre). Este
sistema puede ser consultado en
cualquier momento, y así disponer de
la información.
La energía es suministrada por sistemas de paneles solares.

MEDIDORES DE TURBINA: cuando se instalen, deberá verificarse su rango de medición
de caudal recomendado por el fabricante. En la Fig. 37-V se muestra un gráfico para las
turbinas Halliburton en el que se indica el rango de medición para cada diámetro de
turbina en galones por minuto y la caída de presión que experimenta el fluido a través de
la misma en psi (para pasar de GPM a m3/día multiplicar los GPM por 5.45).
Figura 37-V

A continuación se indican los rangos de medición de las turbinas utilizadas en nuestra
operación:
Diámetro Turbina Rango de Medición
GPM m3/día
1-1/2" 15-105 82-572
2" 40-400 218-2180
4" 100-1200 545-6540
6" 200-3000 1090-16350
Instalación
(1) El medidor se puede instalar en forma horizontal o vertical. La dirección del flujo
en la línea de conducción debe corresponder con la flecha que está indicada en
el cuerpo del medidor.
(2) Al instalar el medidor se requiere una sección recta de tubería sin restricciones
con una longitud mínima de cinco diámetros de tubería antes y después del
medidor. Ejemplo: diámetro del medidor 4", longitud recta mínima: 5" x 4" = 20".
(3) Obsérvese las siguientes indicaciones al instalar el medidor:
a. Limpiar el filtro antes de instalar el medidor.
c. No golpear el medidor para evitar daños en su interior.
d. No exceder los rangos de caudal recomendados por el fabricante.
e. Verificar que el sentido de flujo coincida con el de la flecha impresa en el
medidor.
• “Analice Riesgos de Espacios Confinados”.

CAUDALÍMETRO ULTRASÓNICO POR TIEMPO DE TRÁNSITO (EN PRUEBA)
Instalación

Una vez que se calcula el tiempo de tránsito diferencial , se deben tomar en cuenta
numerosas variables adicionales. La velocidad total del fluido se calcula de varias
velocidades individuales que varían según la distancia de la pared de la cañería . Las
velocidades en el centro de la cañería son mayores que las velocidades cerca de la
pared de la cañería. La combinación de estas velocidades individuales para un tipo de
fluido específico de cañería , produce una velocidad de distribución conocida como el
perfil del fluido, la cual es una función del número de Reynolds.
Los efectos del perfil del fluido son tenidos en cuenta cuando se calcula la velocidad del
fluido, siempre y cuando el medidor se configure correctamente. El medidor multiplica
esta velocidad por el área transversal de la cañería , para obtener el fluido volumétrico.
Condiciones Necesarias para la Instalación del Caudalímetro
(1)- El lugar seleccionado debe tener al menos 10 diámetros de tramo recto aguas
arriba del medidor y 5 diámetros de tramo recto aguas abajo de codos,
conexiones T, válvulas, orificios.
(2)- En caso de estar próximo a válvulas de control es necesario instalarlo algunos
diámetros aguas arriba , para mejorar la precisión . Cinco diámetros aguas abajo
son usualmente suficientes.
(3)- Dentro de lo posible, es recomendable que el caño donde se instale el medidor
esté en buenas condiciones. Exceso de corrosión o incrustaciones severas
pueden producir que el medidor no tenga las condiciones de operación.
DESHIDRATACION DEL GAS
El gas natural producido del pozo contiene vapor de agua y otros hidrocarburos
fácilmente condensables (gasolinas), que deben ser eliminados en la forma más
completa posible pues dichos componentes contribuyen en menor o mayor grado a
dificultar el transporte del gas a través del sistema general y redes secundarias. La
gasolina debe ser eliminada para evitar su condensación en la cañería y reducir por tal
motivo su diámetro útil.
El vapor de agua ocasiona los mayores inconvenientes ya que su condensación en la
línea disminuye la eficiencia de la conducción y en la temporada invernal provoca
obstrucciones por congelamiento. Además, el gas en presencia de agua y a
determinadas temperaturas y presiones forma hidratos (compuestos sólidos con
apariencia de hielo) que pueden provocar obstrucciones en válvulas y tramos de la
cañería.
Instalaciones. Para eliminar la humedad del gas se emplean varios métodos; en nuestra
operación utilizamos plantas que operan con Trietilenglicol (National, BS&B, Salcor,
Armexas,QB. Johnson). En esta sección describiremos el funcionamiento de una planta
deshidratadora tipo, y adicionamos esquemas y características de algunas
específicamente. La misma está compuesta de las instalaciones que se indican:

SCRUBBER
El gas que sale del
separador general pasa
por el radiador donde
pierde temperatura, y los
condensados: agua y
gasolina o pequeñas
gotas de petróleo
arrastradas por el flujo de
gas son retenidos en el
scrubber.
Los elementos internos
que tienen estos equipos
para efectuar la
separación
gas–condensador, están
constituidos
normalmente por un
deflector a la entrada y
en la parte superior un
rompeniebla (Fig. 38-V).
El líquido (agua y
gasolina) se acumula en
el fondo del recipiente y
su nivel se controla con
un flotante que actúa en
forma mecánica sobre
una válvula tipo LFA-401
DP (ver detalle en la Fig.
38-V). El scrubber cuenta
además con los
siguientes elementos de
control y seguridad: un
indicador de nivel de
vidrio en la parte inferior,
un manómetro, un termómetro y una válvula de seguridad
ubicada en la parte superior del recipiente y disco de ruptura.Figura 38-V

TORRE DE ABSORCIÓN (TORRE DE CONTACTO)
La torre de contacto
como se ve en la Fig.
39-V está constituida
interiormente por una
serie de platos con
campanas de burbujeo,
un serpentín y un
retenedor de niebla. Los
elementos de control y
seguridad consisten en:
un control automático
de nivel del glicol tipo
CTQ-406 que actúa
sobre una válvula
operada a diafragma
tipo DSA-160, un
indicador de nivel de
vidrio, termómetro,
manómetro y una
válvula de seguridad
ubicada en la parte
superior del recipiente.
El gas a tratar entra
por la conexión inferior
y sale deshidratado por
la conexión superior. El
glicol entra a la torre por
la conexión superior,
pasa a través del
serpentín, desciende
por los distintos platos de burbujeo y se colecta en la parte
inferior cuyo nivel controla el dispositivo CTQ-406. El gas en su recorrido ascendente
pasa por los platos de burbujeo llenos con glicol donde se produce el contacto íntimo.
El gas cede su vapor de agua al glicol, pasa a través del intercambiador de calor
(serpentín) para enfriar el glicol y a través del rompeniebla ubicado en la parte superior
de la torre. El rompeniebla retiene las pequeñas gotas de líquido que pueden ser
arrastradas por el flujo de gas. El glicol húmedo cuando alcanza un determinado nivel
que controla el conjunto CTQ-406 y la válvula DSA-160, sale de la torre y circula hacia la
planta deshidratadora de glicol desplazado por la presión de operación de la torre.
Figura 39-V

DESHIDRATACIÓN DEL GLICOL
El equipo consta de: el rectificador de glicol, compuesto por: un calentador de fuego directo
y las torres ciega y de destilación, el tanque de glicol seco que contiene un intercambiador
de calor (serpentina), las bombas alternativas, filtros y accesorios de control (Fig. 40-V).
Figura 40-V

El glicol húmedo de la torre de contacto pasa por el intercambiador de calor del tanque
de glicol seco, por los filtros y entra en la torre ciega, donde se separa parte del agua que
sale al exterior en forma de vapor. Luego pasa a la torre de destilación en la que el glicol
entra en contacto a contra corriente con los vapores generados en el calentador. Estos
vapores se componen fundamentalmente de vapor de agua y pequeñas cantidades de
vapores de glicol y gasolina.
El glicol que desciende por la torre condensa a los vapores de glicol. Los vapores de
agua y gasolina salen al exterior. El glicol húmedo desciende y entra al calentador donde
se separa el agua remanente en forma de vapor. El glicol ya deshidratado desborda por
un vertedero al tanque de glicol seco de donde es bombeado a la torre de contacto, con
lo que se completa el ciclo.
El tanque tiene un control de nivel de vidrio que permite además verificar el estado del
glicol. Como los vapores del glicol son corrosivos, se hace circular gas del sistema por la
parte superior del tanque para arrastrar los vapores hacia la torre de destilación.
BOMBAS
Son del tipo alternativas, de desplazamiento positivo y pueden ser de simple o de doble
efecto. En la Fig. 41-V (a) vemos un esquema en corte de una bomba de simple efecto;
el émbolo buzo que impulsa el glicol está accionado por un conjunto motriz neumático
que funciona con gas a presión.
Un sistema mecánico accionado por el cuerpo del émbolo buzo actúa sobre la válvula
de alimentación de gas la que deja pasar el fluido motor (gas), alternativamente en una y
otra cara del pistón motriz en cada extremo de carrera, produciendo de esta forma el
movimiento alternativo del conjunto.
En nuestra operación utilizamos bombas de este tipo (Union Simplex, WKM, Mirbla y
Texteam). Para mantener la bomba en buenas condiciones de operación es importante
controlar el sistema de lubricación de la parte motriz. Otro detalle a tener en cuenta es el
estado de las empaquetaduras; si se notan pérdidas de glicol a través de ellas será
necesario reemplazarlas para evitar el consumo de glicol por tal motivo.
El lubricador que utilizamos es el tipo "Norgren" que está instalado en la línea de
alimentación de gas de las bombas. El gas que circula arrastra el aceite en forma de
niebla lubricando la parte motriz de las bombas. En las plantas deshidratadoras de alta
presión se utilizan bombas marca "Kimray" en las que el fluido motor lo constituye el
glicol húmedo que proviene de la torre de contacto.
Nota: en invierno usar aceite lubricante SAE 10 y en verano SAE 30.
En la Fig. 41-V (b) se muestra un esquema de otro tipo de bomba; es una bomba de
doble efecto con dos pistones solidarios a un vástago que efectúan el bombeo de glicol
seco a la torre de contacto impulsados por el glicol húmedo que proviene de la torre. En
dicha figura se muestra el circuito de glicol motriz y el detalle de succión e impulsión de
glicol seco. Las válvulas manuales de regulación permiten variar el caudal circulante del
fluido motor (glicol húmedo) con lo que variamos en igual proporción el caudal de glicol
seco que circula por la torre de contacto.

Figura 41-V

FILTROS
Su objeto es retener toda suciedad que pudiese arrastrar el glicol. En nuestra
operación utilizamos filtros marca "Peco" de cuatro elementos filtrantes; su diseño prevé
un sistema de alivio interior que permite el libre flujo de glicol cuando los elementos
filtrantes se obstruyen.
La válvula de alivio esta regulada para abrir a 25 psi de presión. La caída de presión a
través del filtro se controla con dos manómetros que están ubicados respectivamente en
la tapa del filtro y en la parte inferior del recipiente. Dicha caída de presión oscila entre 5
y 10 psi.
Cuando se observa un aumento progresivo de la presión es indicio de que los
elementos filtrantes están sucios, por lo tanto se deberán reemplazar en lo posible antes
que se produzca la apertura de la válvula de alivio.
Para reemplazar los elementos filtrantes se cierran las válvulas de entrada y salida del
glicol, se descarga la presión del filtro a través de la válvula de drenaje y luego se quitan
los bulones de la tapa.
PROCESO DE DESHIDRATACION DEL GAS
En esta sección daremos los conceptos básicos sobre el proceso de deshidratación del
gas natural a fin de que el Supervisor conozca las variables que intervienen en el mismo.
Los ejemplos que se indican son a título ilustrativo por lo que toda vez que se requiera
mejorar las instalaciones u optimizar este proceso, deberá consultarse con el
Departamento de Ingeniería.
Como hemos visto, el gas a tratar pasa previamente por el radiador y el scrubber en el
que se separan del gas los condensados: gasolina y agua.
Para eliminar la humedad del gas utilizamos en nuestra operación plantas que operan
con Trietilen Glicol (TEG) que como hemos visto consisten de: una torre de absorción
(torre de contacto), un rectificador del TEG con un depósito para el mismo y los
accesorios (bombas, filtros, etc.).
El Trietilen Glicol es un compuesto químico cuya característica más importante es la
gran avidez por el agua, siendo por ello utilizado como elemento extractor de la misma en
el gas natural. Considerando que el gas proveniente de los pozos esté saturado con
vapor de agua, la cantidad de agua que puede tener el gas a distintas presiones y
temperaturas puede estimarse del gráfico para gas natural que se indica en la Fig. 42-V,
así por ejemplo a 300 psi y 60°F el gas saturado, puede contener hasta 48 Lbs. de
agua/millón de pie3 de gas. (0.8 cm3 agua/m3 gas).
Otro método útil de indicar el contenido de agua de cualquier gas es en términos del
"punto de rocío" del agua en el gas.Denominamos "punto de rocío" al valor de la
temperatura a la cual el vapor comienza a condensar, a una determinada presión. La

temperatura del punto de rocío depende de la presión a la cual efectuamos la
determinación.
Por ejemplo, del gráfico de la Fig. 42-V un gas que contenga 48 Lbs. agua/MMpie3 gas
a una presión de 300 psi tendrá un punto de rocío de agua de 60°F, si ese gas se regula
por medio de una válvula a 100 psi el gas seguirá manteniendo la misma cantidad de
agua (48 Lbs/MM pie3), pero el punto de rocío será ahora 31°F. Por esto es necesario
siempre que informemos la temperatura del punto de rocío, dar la presión a la cual se
efectuó la determinación.
Figura 42-V

MEDIDOR DE PUNTO DE ROCÍO MARCA SHAW
El medidor de punto de rocío Shaw es un equipo sencillo de operar, pesa alrededor de
5 kg, y es provisto dentro de una caja casi cuadrada (20 cm x 20 cm x 27 cm). Para
medir se conecta a la válvula de muestreo con una manguera y se deja fluir el gas por
dentro del equipo. La humedad de la muestra puede ser conocida en pocos minutos
(Fig. 43-a-V).
El procedimiento normal para
realizar el ensayo con este
equipo es el siguiente:
(1) Colocar la perilla de
accionamiento en la posición
BATT y comprobar la carga
de las baterías.
(2) Abrir la válvula de muestreo y
comprobar que no haya
salida de suciedad o
condensado. Si hay algo de
suciedad o condensado
arrastrado por el chorro de
gas, purgar hasta eliminarlo
o abandonar el ensayo.
(Generalmente este
problema puede aparecer a
la entrada del Scrubber).
(3) Sin presencia de suciedad o
condensado, interconectar la
válvula de muestreo con
cualquiera de las dos
conexiones del cilindro
superior del equipo Shaw
(4) Ajustar la válvula de
muestreo hasta obtener un
pasaje suave a través del
instrumento. ( 5 a 10 l/min es ideal. Aunque el caudal no es sumamente crítico para
la medición, no debe exceder los 20 l/min)
(5)- Dejar fluir el gas a través del equipo durante un intervalo de dos ó tres minutos con el
objeto de purgar la manguera de interconexión. Tapar el orificio de salida de gas del
cilindro superior con un dedo, hasta que la presión lo haga ascender. Remover el
dedo cuando el cilindro alcance el punto máximo. (Si no hay suficiente presión para
elevar el cilindro, conectar una manguera en el orificio de salida y levantar a mano
dicho cilindro).
Figura 43-a-V

(6)- La aguja del instrumento se moverá rápidamente (5 minutos) indicando la humedad
contenida en la muestra. Si la aguja se mueve hacia el extremo húmedo (hacia la
derecha) y luego hacia la izquierda, significa falta de purga antes de elevar el cilindro.
Si hay dudas acerca del caudal utilizado, incrementar el caudal después de alcanzar
la lectura máxima. Si la aguja se mueve hacia la zona seca, significa que el caudal
utilizado previamente era bajo.
(7)-Una vez terminada la lectura, bajar el cilindro superior y el equipo estará en
condiciones para el próximo ensayo.
(8)-Interpretación de las lecturas: la escala superior del dial del equipo marca el punto de
rocío, a presión atmosférica. Con ese valor entrar en la regla circular en la escala
"Dew point temperature centigrade" y leer el contenido de agua en las distintas
escalas que la circunscriben.
Ejemplo: Lectura -30 ºC = -22ºF = 0.28 mg de agua/litro de gas = 18 lb de agua/millón
de pie cúbico a 60 ºF y una atmósfera = 370 partes por millón de vapor de agua en
volumen (vpm) a una atmósfera = 0.276 mmHg presión de vapor de agua. Para 7 lb de
agua por millón de pie cúbicos de gas, el punto de rocío de gas es de -38.2 ºC
"La depresión del punto de rocío" (eliminación de agua) es la diferencia en grados de
temperatura entre el punto de rocío del gas de entrada y el de salida de la torre de
contacto. La depresión del punto de rocío es producida por el proceso de deshidratación
del gas.
Normalmente las especificaciones comerciales para el transporte de gas en
gasoductos indican que el contenido de vapor de agua en el gas no debe superar 7
Lbs.agua/MMpie3 gas (0.15 cm3 agua/m3gas). Por ejemplo, del gráfico Fig. 42-V si la
presión es 1000 psi, tal condición corresponde a un punto de rocío del agua de 32°F; por
lo tanto un gas cuyo punto de rocío a la entrada de la torre de contacto, es 75°F a 1000
psi, debe tener una depresión del punto de rocío de (75 - 32 = 43°F).
Las condiciones principales según las cuales pueden formarse hidratos en el transporte
del gas son:
• Gas por debajo del punto de rocío del agua y en presencia de agua libre.
• Bajas temperaturas del gas.
• Altas presiones.
En nuestra operación, y en lo que respecta al gas asociado, la tercera condición no es
un problema, ya que el transporte del gas se realiza a baja presión. Por lo tanto,
atendiendo a las dos primeras lo que trataremos de lograr es que el gas a la salida tenga
un bajo punto de rocío para garantizar que a bajas temperaturas no se verifiquen
problemas por formación de hidratos. Además, a presión constante y con un bajo punto
de rocío del gas se tendrá menor cantidad de agua por millón de pie3 de gas, con lo que
se logra menor cantidad de agua libre en la cañería en caso que la temperatura

descienda mucho. Este agua podrá ser eliminada de la línea mediante los "drips"
instalados en su trayecto y evitar de esta manera que pueda obstruirse la cañería por
congelamiento.
Temperatura de operación
La temperatura del gas de entrada a la torre de contacto influye en la eficiencia del
proceso de deshidratación. Si la presión es constante, a mayor temperatura del gas de
entrada, mayor será la depresión del punto de rocío para llevar el gas a las condiciones
de gasoducto (es mayor la cantidad de agua que debe eliminar la torre). En otras
palabras, para lograr un menor punto de rocío a la salida es recomendable una menor
temperatura del gas a la entrada.
Sin embargo se considera que 50 °F es la temperatura mínima de operación debido a
que el glicol es demasiado viscoso a menores temperaturas y se torna ineficiente el
proceso. También 100°F es límite superior práctico de la temperatura de operación ya
que a medida que esta temperatura aumenta, las pérdidas de glicol por evaporación
resultan mayores.
Cuando se utilicen calentadores de entrada para prevenir la formación de hidratos y
congelamiento en válvulas, etc. (caso pozos gasíferos) no debe aumentarse demasiado
la temperatura del gas.
Concentración de glicol
El glicol que sale de la torre de contacto (glicol húmedo) se deshidrata en la planta
rectificadora de glicol para luego volver al ciclo. Cuanto más concentrado (seco) sea el
glicol que entra a la torre de contacto, mayor será la eficiencia de deshidratación del gas.
El grado de deshidratación del glicol que pueda lograrse, depende en primer lugar de
las especificaciones de diseño de la planta de glicol. Así por ejemplo, tendremos plantas
cuyo diseño garantiza una eficiencia de concentración del glicol de: 98.5 %wt; 99.0 %wt;
99.5 %wt; (peso) etc.
Esto significa que si la eficiencia de una planta de glicol es de 98.5 % la concentración
de glicol será 98.5 % y el resto, 1.5 % es agua incorporada al glicol en el proceso (que la
planta no elimina). Conocida entonces la eficiencia de la planta podrá determinarse si la
misma trabaja de acuerdo a las especificaciones de diseño. Para ello se realiza un
análisis de determinación de agua: la muestra de glicol se debe tomar a la salida del
tanque de glicol seco.
Otros factores que influyen en el grado de deshidratación del glicol son: la capacidad
de tratamiento de la planta que está relacionada con el caudal de circulación del glicol
(como veremos más adelante) y la temperatura del calentador. Para lograr una
concentración adecuada del Trietilen Glicol, la temperatura del calentador debe
mantenerse entre 375°F y 390°F. Es importante controlar el valor máximo de
temperatura para evitar la degradación del (TEG) que ocurre alrededor de los 404°F.

Caudal de circulación del glicol
Cuando conocemos la concentración del glicol y el número de platos de burbujeo que
tiene la torre de contacto, la depresión del punto de rocío del gas saturado es función de
la velocidad de circulación del glicol. Las torres de contacto standard tienen 4 a 8 platos
de burbujeo.
La circulación del glicol para asegurar un buen contacto gas-glicol varía de 3 a 5
gal/Lbs. de agua en el gas. El valor práctico de operación de un sistema deshidratador
standard es 3 gal/Lbs. de agua a eliminar. Un caudal de circulación excesivo,
especialmente por encima de la capacidad de diseño, sobre-carga la planta rectificadora
de glicol e impide una buena reconcentración del glicol. En general una mayor depresión
del punto de rocío es más fácil de lograr aumentando la concentración de glicol que el
caudal de circulación.
Ejemplo:
Supongamos el siguiente caso: caudal de gas a deshidratar = 50400 m3/d
(1800000 pie3/d), punto de rocío del gas a la entrada de la torre de contacto = 40°F,
presión de operación = 85.3 psi (100 psia). Si adoptamos un valor límite de 7 Lbs.
agua/MMpie3, tendremos:
a. Contenido de agua del gas a la entrada; del gráfico Fig. 42-V para 40°F y 100
psia, encontramos que el gas puede contener 67 Lbs. agua/MM pie3.
b. Punto de rocío del gas a la salida; del gráfico para 7 Lbs. agua/MMpie3 y 100
psia, encontramos: - 15°F.
c. Depresión del punto de rocío: 40 - (-15) = 55°F
d. Agua a eliminar: 67 - 7 = 60 Lbs.agua/MMpie3 gas
Total = 1800000 pie3 gas x 60 Lbs./MMpie3 gas = 108 Lbs. de agua
e. Caudal de circulación del glicol: adoptando el valor práctico de 3 gal/Lb. agua
tendremos:
Q glicol = 3 gal/Lb. agua x 108 Lbs. agua = 324 gal.glicol/día
Q glicol = 324 = 13.5 gal/hora
24
Por lo tanto, con el dato de 13.5 gal/hora recurrimos al gráfico de caudales de la bomba
suministrado por el fabricante y determinamos los golpes por minuto a que debe trabajar
la misma para mantener dicho caudal horario de glicol en el sistema. En caso de no

contarse con los gráficos de la bomba, el caudal puede determinarse intercalando en el
sistema un medidor de caudal del tipo de desplazamiento positivo.
También podemos estimar el caudal circulante de la siguiente manera: se cierra la
válvula manual de la cañería de descarga del glicol de la torre de contacto y se mide la
altura del nivel por unidad de tiempo. Esta altura multiplicada por el área de la sección
interna de la torre dará el volumen de glicol bombeado:
h [cm/min] x A [cm] = Q glicol [cm/min]
Por ejemplo, en el caso anterior determinamos que el caudal de glicol era:
Q = 13.5 gal/hora = 13.5 gal/hora x 3785 cm3/gal x 1h = 851.6 cm3/min
60 min
Suponiendo una torre de contacto Natco, su diámetro interior es de aproximadamente 75
cm.
Area = 75 2 π = 4415 cm2
4
De acuerdo a lo visto:
Q glicol = h x A ∴ h = Q glicol = 851.6 cm3/min = 0.192 cm/min
A 4415.6 cm2
Es decir, midiendo el incremento de nivel por unidad de tiempo "h" podemos verificar si el
caudal de circulación es el que hemos estimado.
Nota: Si se dispone de equipo adecuado, medir el punto de rocío a la entrada de la torre
de contacto, y con el contenido de agua correspondiente estimar el caudal de circulación
de glicol.
DISPOSITIVOS AUTOMATICOS DE CONTROL.
CONTROL DE NIVEL DE GLICOL EN LA TORRE DE CONTACTO.
El sistema está formado por el control de nivel (flex-tube) CTQ-406 que actúa sobre la
válvula operada a diafragma DSA-160 de acción normalmente cerrada. En la Fig. 43-b-V
se muestra un esquema del funcionamiento: el conjunto recibe gas del sistema que
regula una válvula tipo 67-FR, el gas de alimentación pasa por un orificio (a) que deja
pasar un reducido flujo que se ventea por la boquilla (b). En esta posición los
manómetros no acusan presión y la válvula DSA-160 permanece cerrada por la tensión
del resorte regulador.

Cuando el nivel de glicol sube, el flotante del dispositivo de control provoca el cierre del
orificio de la boquilla y aumenta la presión hasta el valor de registro de la válvula de
descarga, con lo que ésta comienza a abrir permitiendo la salida del glicol.
El nivel de glicol en la torre puede regularse alejando o acercando la boquilla a la placa
de cierre del control, si se desea elevar el nivel se enrosca la boquilla en el caso contrario
se desenrosca. A su vez la válvula DSA-160 puede regularse a la presión más
conveniente ajustando el tornillo regulador.
Es importante mantener limpio el sistema de alimentación (válvula reguladora 67-FR)
para evitar el taponamiento del orificio (a) o la boquilla (b). Sí se obstruye el orificio no
podrá operar la válvula de descarga con lo que el nivel de glicol subiría hasta escapar por
la conexión superior de la torre.
Si se tapa la boquilla, la válvula de descarga permanecería abierta y esto podría
provocar el escape de gas de la torre de contacto a la planta de glicol con el consiguiente
peligro que ello implica.
Figura 43-b-V

CONTROL DE TEMPERATURA DEL RECTIFICADOR DE GLICOL.
Los controles de temperatura que utilizamos en los equipos Natco son los siguientes:
CTS-1030 y CTS-5025-B.
a. Control de temperatura CTS-1030.
El sistema está formado por el control de temperatura CTS-1030 que actúa
sobre la válvula operada a diafragma DSG-7501 de acción normalmente cerrada.
En la Fig. 44-V (a) se indica un esquema de funcionamiento del conjunto. El
control de temperatura esta constituido por: el elemento sensible (bulbo) que va
instalado en el interior del calentador, y el conjunto receptor y de regulación que
es exterior.
El conjunto receptor y de regulación esta constituido por: las conexiones de
alimentación y salida de gas con sus respectivos manómetros, el eje transmisor
de movimiento, el orificio (a), la boquilla (b), la placa de cierre y la perilla de
regulación.
Funcionamiento. El gas de alimentación pasa por una válvula reguladora tipo
67-FR y entra al control por la conexión (1). Al pasar por el orificio (a) se produce
una caída de la presión y un pequeño flujo de gas escapa por la boquilla, en esta
condición la válvula DSG-7501 está cerrada.
Cuando la temperatura desciende en el rectificador, el sistema térmico se
contrae y el eje transmisor del movimiento empuja a la placa que cierra el escape
de gas por la boquilla. La presión se incrementa hasta que al alcanzar el valor
de registro de la válvula DSG-7501, esta comienza a abrir y pasa el gas al
quemador.
Cuando el glicol llega a la temperatura de régimen el ciclo se invierte y la válvula
DSG-7501 cierra. Para regular el control a la temperatura deseada se gira la
perilla a la derecha para aumentar la temperatura, o hacia la izquierda para
disminuirla.
b. Control de temperatura CTS-5025-B.
El sistema está formado por el control de temperatura CTS-5025-B que actúa
sobre la válvula operada a diafragma DSG-7501 de acción normalmente cerrada.
En la Fig. 44-V (b) se indica un esquema del funcionamiento del conjunto. El
control de temperatura está constituido por el elemento sensible que va instalado
en el interior del calentador, y el conjunto receptor de regulación que es exterior.
El elemento sensible consiste en un tubo y una varilla interior al mismo
construidos con materiales de distinto coeficientes de dilatación térmica; la
característica del material del tubo es de un alto coeficiente de dilatación
comparado con el material de la varilla que es de muy bajo coeficiente de

dilatación. La varilla esta vinculada al tubo en su extremo opuesto al conjunto
receptor, de manera que al variar la temperatura el tubo se dilata o contrae
moviendo a la varilla en un sentido u otro.
El conjunto receptor y de regulación esta constituido por: las conexiones de
alimentación y salida de gas con sus respectivos manómetros, el vástago
transmisor de movimiento con un resorte concéntrico, la válvula interior
(obturador y asiento), el perno de apoyo ajustable y el orificio que comunica con
el conducto de salida.
Funcionamiento. Cuando desciende la temperatura del glicol en el rectificador, el
tubo se contrae y mueve la varilla hacia el conjunto receptor y de registro
presionando contra el vástago transmisor del movimiento [ver detalle en la
Fig. 44-V (b)]. Esto hace que se comprima el resorte y que el vástago se incline
en la dirección del punto de apoyo ajustable, con lo que el obturador de la válvula
interior también se inclina apoyando solamente en una parte de su asiento.
De esta manera aumenta el pasaje de gas a través de dicha válvula
incrementándose la señal de salida que actúa sobre la válvula DSG-7501 que
abre y permite el paso de gas al quemador del calentador. Cuando la
temperatura aumenta el tubo se dilata y mueve la varilla vinculada a él en el otro
sentido, de esta forma deja de presionar en el vástago con lo que el obturador
vuelve a su posición inicial disminuyendo la señal de salida y la válvula
DSG-7501 cierra el paso del gas al quemador.
La regulación de la temperatura se efectúa girando la perilla exterior que actúa
sobre el perno de apoyo. Según sea el sentido de giro que le demos a la perilla
el perno de apoyo bajará o se elevará, aumentando el paso de gas en el primer
caso y disminuyéndolo en el segundo.

Figura 44-V

OTROS MODELOS DE PLANTAS DESHIDRATADORAS DE GAS.
En nuestra operación contamos con otros modelos de equipos National y también de
marca BS&B, Armexas, QB.Johnson, Salcor. Las diferencias más notorias con el equipo
que hemos descripto son:
• El scrubber y la torre de contacto están contenidos en una misma torre.
• El rectificador de glicol no tiene torre ciega, solo la torre de destilación.
• El cuerpo del rectificador y el tanque de glicol seco están instalados uno
sobre el otro.
El funcionamiento es básicamente el mismo que hemos explicado; en la Fig. 45-V se
indica un esquema de funcionamiento de un equipo BS&B. Los condensados (agua y
gasolina) quedan retenidos en la sección de torre correspondiente al scrubber y se
descargan por la válvula (1). El glicol húmedo sale por la válvula (2), y por diferencia de
presión circula por el intercambiador de calor del tanque de glicol seco, por el filtro y entra
a la torre de destilación.
El glicol seco del rectificador ingresa al tanque a través de un vertedero y de allí lo
succionan las bombas para completar el ciclo. El sistema de regulación de temperatura
esta constituido por dos controles (T1 y T2) conectados en serie; éstos se regulan de la
siguiente forma:
a. Se mantienen ambos controles abiertos hasta alcanzar la temperatura deseada
en el rectificador.
b. Se regula uno (T) hasta que corte el suministro de gas.
c. Se marca (T) en la posición de corte y se lo abre nuevamente.
d. Se regula (T1) hasta que corte el suministro de gas.
e. Se vuelve (T) a la marca efectuada en el paso (c) y se deja el equipo en
operación.
Nota: en la actualidad todos los rectificadores de glicol cuentan con dos controles de
temperatura.

PLANTA DESHIDRATADORA DE GAS-TIPO B.S.& B
Figura 45-V
(1)
(2)

PLANTA JOHNSON
En los pozos de gas autónomos se instalan plantas deshidratadoras con T.E.G. a los
efectos de proceder a la deshidratación del gas producido por dicho pozo. Dichas plantas
son similares, en cuanto al funcionamiento, a las plantas centrales de las estaciones
colectoras, tan solo que al estar ubicadas en las inmediaciones de los pozos productores,
están equipadas con instrumentación preparada para trabajar en lugares alejados y con
la posibilidad de monitorear y cambiar los parámetros de funcionamiento a distancia.
Básicamente, en la
operación hay dos tipos
de estas plantas:
Unas están equipadas
con un separador
horizontal de alta presión
(para separar líquidos
antes del tratamiento) con
capacidad de tratamiento
200.000 m
3
/día de gas y
otras no cuentan con el
separador de líquidos y
tienen una capacidad para
100.000 m
3
/día de gas.
En la figura se puede
observar una planta de las
mencionadas, ubicada en
las inmediaciones del pozo PVH 618 para el tratamiento de su producción de gas.
DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN (SIN SEPARADOR)
En la boca de pozo está montada la correspondiente armadura de surgencia, que
entre otros accesorios incluye la válvula de orificio variable y la de corte por seguridad
line-break. La configuración de la armadura está definida por Ingeniería de proyecto y
varía con las presiones de cada pozo, es decir no todos los pozos de gas tienen
exactamente la misma armadura. Desde la boca de pozo hasta la planta de tratamiento,
generalmente ubicada a 100 mts de distancia, el gas es conducido por una línea
soterrada de alta presión hasta el ingreso a la misma.
En la entrada a la locación de la planta, está instalada una válvula de accionamiento
neumático (normal cerrada) de alta presión que controla presiones aguas abajo.
A partir de esta válvula reguladora de la presión de trabajo colocada al ingreso de la
planta de tratamiento, la instalación es de baja presión.
El gas pasa, previo a la torre de contacto, por un sistema de enfriamiento con
radiadores (que tienen un sistema de by-pass con válvula neumática que permite ser

accionada a distancia, para sacarlos de servicio ante un congelamiento u obstrucción)
para luego ingresar a un scrubber donde se drena los líquidos.
Este tiene instalado un control de nivel del tipo transmisor de presión diferencial que
actúa sobre una válvula neumática de acción normal cerrada, drenando a un recipiente
soterrado que tiene a su vez instalado un control de nivel y bomba automatizados para
mantener el nivel deseado en forma constante.
Los líquidos drenados son bombeados generalmente a un tanque de estación o línea
de pozo.
A continuaciòn el gas ingresa a la torre contactora donde se produce la separación de
agua a través del proceso de contracorriente con T.E.G. La torre tiene en su parte inferior
un scrubber con control de nivel del tipo desplazador, que actúa sobre una válvula,
drenado los líquidos al tanque soterrado ya mencionado.
Desde la torre el gas pasa al sistema siendo medido el caudal en un puente de
medición y antes de ingresar al sistema general colector, pasa por una válvula neumática
(de acción normal abierta) que regula el caudal de salida.
La parte correspondiente a los controles del
proceso de la planta, está ubicada en una casilla en
locación, desde donde los datos son transmitidos a
la estación remota en la Planta Zorro, donde el
operador tiene en la pantalla los parámetros de
presiones y caudales.
Todos estos datos son registrados en un “floboss”
ubicado dentro de la casilla, donde se almacenan
los últimos 30 días. El sistema esta montado de
manera que también a distancia se puedan
modificar los parámetros de producción y presiones.
En esta casilla también están instalados los equipos compresores que aseguran
mediante un tanque pulmón, el abastecimiento de aire para las bombas y la
instrumentación. Este tanque tiene una capacidad para que los equipos trabajen hasta 4
horas ante un corte eléctrico en la red.
La válvula controladora de presión en la entrada a la planta es seteada con el valor
deseado desde el floboss, al igual que la controladora de caudal a la salida del sistema.
La secuencia operativa es la siguiente: Al detectarse un caudal superior al seteado, la
válvula comienza a restringir el paso para reacomodar caudal, comenzando el sistema
interior de la instalación (torre contactora, scrubber y radiadores) a incrementar la
presión, que a su vez es detectada por la reguladora de presión comenzando a restringir
su paso. Esto hace que aumente la presión hacia el pozo en la cañería de alta presión,
hasta llegar al valor de regulación por alta de la line-break, punto donde esta cierra el
pozo.
Cada vez que esto ocurre se debe ir al pozo para activar manualmente esta válvula.

En este tipo de instalación el caudal es fijado mediante el orificio de la válvula
reguladora ubicada en la armadura de surgencia, de manera que siempre se debe setear
la válvula reguladora de caudal con un valor ligeramente superior al fijado en aquella. Por
ej.:si el caudal fijado en boca de pozo a través de la reguladora es de 100.000 m
3
gpd, se
debe setear la controladora neumática con 110.000 m3gpd. En caso contrario, ante una
pequeña variación en el caudal, se producirá alternativamente la secuencia descripta
anteriormente provocando cierres del pozo.
Se debe tener presente que el caudal estará dado en función de la presión en la boca
de pozo y el diámetro del orificio que se le de a la válvula, es decir que para saber el
valor de caudal tendremos que abrir parcialmente la válvula y observar el Floboss que se
encuentra en el interior de la casilla.
PROCESO EN LA PLANTA
Estas plantas vienen armadas en un trineo (paquetizadas).
Al ser preparadas para trabajar en lugares alejados, tienen la posibilidad de
autoalimentarse de gas combustible para el regenerador de glicol desde una conexión a
la salida de la torre contactora. Antes de ingresar al quemador el gas pasa por un
sistema de precalentado a traves del tanque de glicol seco y por un separador de líquidos
con corte por alto nivel.
El sistema de encendido del piloto es electrónico con sensor de llama.
En lo referente al circuito de glicol, el mismo tiene una diferencia con el resto de las
plantas, por la incorporaciòn de un tanque separador bifásico (tanque flash). El mismo
está intercalado entre los intercambiadores de calor glicol-glicol en el circuito de glicol
rico hacia la columna de destilación. Tiene la función de liberar el gas contenido en el
glicol y con un sistema de control de nivel de tipo desplazador, mantener una cantidad de
glicol estable. Este tanque posee una válvula de seguridad por sobrepresión en la parte
superior que ventea a la atmósfera.
Posteriormente al tanque flash se encuentran dos filtros, uno de media y el otro de
carbón que filtran las partículas sólidas del glicol en su fase final, antes de entrar en la
columna de destilación. Además del by-pass que tiene cada filtro, hay una válvula entre
el tanque y estos que actúa por sobrepresión, derivando el glicol directamente a la
columna en caso de una obstrucción en la línea.
Las bombas de glicol son del tipo TXT 6100 operadas por aire y con un sistema de
lubricación por goteo regulable. Las mismas tienen incorporado un filtro en la succión.
En el ingreso de glicol seco a la torre contactora, se produce el intercambio de
temperatura al atravesar el intercambiador gas-glicol.
Las bombas que recuperan líquidos del tanque de condensados son a pistón
accionadas eléctricamente para una presión de 400 psi, y dentro de la casilla de control
se encuentra el indicador de nivel del tanque. En caso de falla en el sistema de arranque
automático se pueden energizar en forma manual.

La instalación tiene válvulas de sobrepresión en todos los recipientes y discos de rotura
en el scrubber, capaces de ventear la capacidad de tratamiento de la planta.
INSTALACIÓN CON SEPARADOR DE ALTA PRESIÓN
En aquellos pozos con importante aporte de fluido, se incorpora un separador bifásico
horizontal de alta presión que separa los líquidos, enviándolos por diferencia de presión
directamente a una línea de conducción (oleoducto).
Desde el pozo el gas ingresa a este separador, el que posee a la entrada una válvula
que actúa por sobrepresión cerrando el ingreso de fluido. En su interior tiene un control
de nivel que cierra la entrada al separador en caso de superar cierta altura.
Luego del separador está la válvula reguladora de presión (que regula aguas abajo) y a
partir de esta, la instalación es similar a la descripta anteriormente.
En algunos casos es necesario instalar un calentador con serpentina de alta presión
entre la armadura de surgencia y la entrada a la instalación de planta, con el fin de
prevenir congelamientos en la válvula reguladora de presión.
CAPTACION DE BAJA.
En los yacimientos existen algunas causas que hacen necesaria otra forma de captar gas
de los pozos. Las mas importantes son :
A ).- Yacimientos con exceso de presión en las líneas de conducción y pozos con alto
G.O.R. ( Pozos muy distantes de estaciones – concurrencia de estos a varios
manifold de campo – líneas de diámetro insuficiente entre manifold de campo y
estaciones)
B ).- Yacimientos donde los pozos no tienen suficiente presión entrecolumna para
ingresar a la línea de conducción. Esto se da generalmente con bajos caudales.
En estos casos se recurre a un sistema que se denominó “ captación a baja presión
“ y consiste en llevar ese caudal aportado por la entrecolumna del pozo por una
línea individual ( donde solo circule este fluido ) hasta la planta deshidratadora, a
una presión generalmente equivalente a la del manifold principal de la estación (80 a
100psi).
Esto hace que el gas fluya mas fácilmente al tener menor contrapresión.
Una manera de maximizar al máximo el caudal individual de cada pozo es montar un
compresor centrífugo que literalmente succiona el csg manteniendo la presión
entrecolumna alrededor de 7 psi. ( en yac.K.Kayke )
Para determinar la factibilidad del proyecto se debe saber que caudal suplementario
se obtendrá con esta inversión. Para ello se utiliza un puente de medición portátil
(los parámetros de medición son los mismos que para las instalaciones fijas) que
puede tener una válvula Daniel de 2” o el juego de bridas portaorificio. Para la
medición se instala aguas abajo del orificio una válvula de contrapresión (del tipo
63R ) que se utiliza para generar dentro del csg del pozo una presión similar a la que
va a trabajar la captación, obteniendo de esta forma un caudal de aporte real en las
nuevas condiciones.
Por razones de política ambiental se instala luego del puente en locación un
recipiente que asegure la retención de cualquier líquido vertido.

Con este sistema se optimiza el aprovechamiento del gas y también se obtiene un
beneficio en la producción de petróleo derivado de la despresurización del espacio
anular.( ver esquema de un modelo de captación en el yacimiento L.Flores.)

PLANTA COMPRESORA DE GAS KOLUEL KAYKE.
Esta planta tiene como función captar el gas producido de las entrecolumnas de los
pozos, a través de un manifold de entrada, separar los líquidos por medio de un
separador de entrada bifásico horizontal con sus elementos de control de nivel y
descarga automática y válvula de seguridad.
El control de nivel es del tipo on-off, actuando sobre una válvula neumática y enviando
los líquidos a un tanque de 3000 lts de capacidad, mediante un sistema cerrado. Está
provisto de un eliminador de partículas liquidas mayor a 10 micrones y no permite un
arrastre superior a 0.1 galòn/MMSCF ( galón por millón de pies cúbicos ).
A la salida del separador y previo al compresor, se encuentra instalado el puente de
medición con placa orificio con su sistema de transmisor de presión diferencial, según
A.G.A.3.Estos datos de caudal y presión son colectados en un panel ubicado en locación.
Desde el puente de medición el gas continua hacia un scrubber de succión, en donde
es aspirado y comprimido por un compresor de desplazamiento positivo a paletas
accionado por motor eléctrico. Por último el gas pasa por un aeroenfriador y luego, en su
etapa final, se inyecta al gasoducto principal.
El equipo cuenta con un sistema de recirculación que permite, mediante un controlador
de presión, tener regulado el caudal del compresor.
Antes del separador horizontal se encuentra un sistema de venteo a antorcha que actúa
ante un exceso de presión en el separador. A esta línea concurren también los venteos
de válvulas de seguridad.
Todos los instrumentos funcionan con aire, provenientes de la batería E.V.-1
Este sistema de captación fue diseñado para las siguientes condiciones:
Caudal . 17000 m
3
gpd
Presión de succión : 1.5 a 10 psi ( 0.1 a 0.7 bar )
Presión de descarga : 60 a 90 psi ( 4 a 6 bar )
Temperatura succ. 50 a 70 º F.

NORMAS GENERALES PARA EL CORRECTO FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE
DESHIDRATACION DEL GAS - PROBLEMAS COMUNES.
PUESTA EN MARCHA DE LA PLANTA DESHIDRATADORA.
(a) Llenar con Trietilen Glicol el calentador hasta que comience a desbordar al
tanque de glicol seco y luego llenar este último hasta la mitad de su capacidad.
(b) Encender el calentador y una vez que el glicol alcanza la temperatura deseada
regular los controles de temperatura.
(c) Abrir la válvula de entrada de gas a la torre de contacto hasta que la presión sea
la normal y cerrar la circulación de gas.
(d) Poner en funcionamiento las bombas; al circular el glicol la temperatura en el
calentador comenzará a descender.
(e) Cuando la temperatura del glicol se restablezca al valor de régimen, hacer
circular el gas a tratar con lo que la planta deshidratadora quedará en marcha.
Cuando se detiene el funcionamiento de la planta se deberá derivar todo el glicol de la
torre de contacto a la planta de glicol. Para ello accionar manualmente el control
automático de nivel de la torre y drenar.
Antes de poner en funcionamiento la planta drenar nuevamente la torre de contacto a
fin de eliminar la gasolina y toda suciedad que pudiese contener. Esto evitará la
formación de espuma con la que se puede perder mucho glicol a través de la conexión
de salida del gas.
Utilizar el radiador a fin de que el gas pierda temperatura y queden retenidos en el
scrubber los condensados de vapores de agua y gasolina. Mantener la temperatura de
operación de la torre de con tacto entre 80°F y 90°F sin sobrepasar los valores límites
que hemos indicado (mínimo: 50°F; máximo: 100°F)
Mantener un flujo continuo de gas entre el tanque de glicol seco y la torre de destilación
a fin de desalojar los vapores de glicol que en presencia de oxígeno se oxidan y forman
ácidos orgánicos corrosivos. En caso de interrumpirse dicho flujo de gas se corre el
riesgo de que los vapores de agua existentes en la parte superior de la torre de
destilación pasen a través de la cañería de gas al tanque de glicol seco.
Mantener limpio el glicol, para ello se deberá controlar el estado de los filtros y proceder
a su recambio en caso que se prevea un taponamiento a corto plazo. Visualmente
puede examinarse una muestra de glicol para identificar algunos contaminantes,
por ejemplo:

• Un precipitado finamente dividido puede indicar la presencia de productos
de corrosión de hierro.
• Una solución negra, viscosa, puede contener hidrocarburos pesados.
• el olor característico del glicol descompuesto (olor dulce aromático)
generalmente indica descomposición térmica.
• Una muestra con dos fases indica que el glicol está contaminado con
hidrocarburos.
Las conclusiones visuales pueden ser avaladas por el análisis químico. Algunos de los
ensayos de rutina que pueden hacerse son: pH, contenido de agua, contenido de sólidos
y determinación de hidrocarburo.
Control de pH. La velocidad de corrosión del equipo crece rápidamente con la
disminución del pH en el glicol. Los ácidos orgánicos resultantes de la oxidación del
glicol y productos de descomposición térmica son los principales causantes de la
corrosión. Por lo tanto el pH del glicol debe ser controlado periódicamente y mantenido
entre valores de 7 a 7.5 como prevención de la corrosión.
En caso de que la solución tenga valores de pH menores a los indicados deberá
consultarse con el Departamento de Ingeniería quien recomendará los productos
químicos y proporciones adecuadas para elevar el pH de la solución de glicol.
Si la deshidratación del gas no es la adecuada y el punto de rocío a la salida es
demasiado alto, esto puede ser mejorado de la siguiente forma:
a. Elevar la temperatura en el calentador para incrementar la concentración de
glicol. No exceder la temperatura máxima pues puede descomponerse el glicol.
b. Verificar el caudal de glicol si es posible. Controlar las bombas para asegurarse
que trabajen bien.
c. Controlar que la temperatura del gas de entrada a la torre de contacto no sea
muy alta (el gas puede retener mayor cantidad de agua a mayor temperatura).
En tal caso disponer del radiador para disminuir la temperatura del gas y
controlar que la temperatura de operación de la torre se mantenga entre los
límites ya indicados.
d. Controlar la temperatura del glicol a la entrada de la torre; en caso de ser
necesario instalar un radiador para refrigerar el glicol.
Pérdidas de glicol en la torre de contacto: En este caso el glicol es arrastrado por el flujo
de gas a la línea. Las posibles causas son las que se indican:
a. Temperatura de operación superior a los 140°F.
b. Retenedor de niebla corroído o parcialmente tapado.

c. Formación de espuma: En este caso además de la pérdida de glicol, la espuma
causa un contacto pobre entre el gas y la solución de glicol disminuyendo por tal
motivo la eficiencia de la deshidratación del gas. Algunas de las causas de la
formación de espuma son: la turbulencia creada por alta velocidad del flujo de
gas, gasolina, sólidos finamente divididos, sales, etc.
Para prevenir la formación de espuma debe mantenerse limpio el sistema y
lasolución de glicol. En oportunidades debe recurrirse al uso de productos
anti-espuma que no resuelve el problema básico, es tan sólo un control
temporario hasta que puedan determinarse las causas de la formación de la
espuma.
d. Conducto de salida de vapores obstruidos.
Pérdidas en la torre ciega o de destilación hacia el tanque de agua, las probables
causas son:
a. Conducto de glicol desde la torre ciega a la torre de destilación obstruido.
b. Torre de destilación obstruida.
c. Exceso de contenido de agua en el glicol. En este caso la solución más
conveniente será: detener las bombas de glicol y cerrar la válvula manual de
retorno desde la torre de contacto manteniendo la temperatura del calentador al
máximo permitido por el Trietilen Glicol. Cuando se nota que la condensación de
vapor de agua en la línea de drenaje es mínimo podrá colocarse en
funcionamiento normal el sistema.
d. Conducto de comunicación del rectificador con el tanque de depósito obstruido.
CONTROLES PERIÓDICOS.
(1) Controlar la temperatura del rectificador, torre de contacto, y scrubber.
(2) Controlar el nivel de glicol en el tanque por posibles pérdidas.
(3) Controlar el agua drenada en el tanque. Una disminución repentina indicará
probablemente que la planta no funciona correctamente o que está circulando
menor cantidad de gas.
(4) Verificar manualmente el buen funcionamiento de los automáticos y drenar las
purgas.
(5) Verificar el nivel de aceite en los lubricadores de las bombas de glicol.
(6) Controlar el funcionamiento de las bombas.

(7) Intercambiar semanalmente las bombas a fin de evitar atascamiento por
corrosión y deposición de sólidos provenientes del agua que queda en ellas
cuando dejan de operar durante lapsos de tiempo prolongados.
POSIBLES PROBLEMAS EN EL FUNCIONAMIENTO DE LAS ESTACIONES
SATELITE Y SUS SOLUCIONES.
En las Fig. 46-V y 47-V se han esquematizado algunos de los principales problemas
que suelen presentarse en las estaciones satélite. La Fig. 46-V indica las causas que
pueden provocar que el petróleo pase a los tanques. Si se trata de una batería, el
separador general descarga a tanque, el esquema se simplifica.
Figura 46-V

Figura 47-V

De forma análoga la Fig. 47-V se refiere a las causas que provocan la descarga de
fluidos al tanque ecológico. Si este tanque recibiese petróleo, es señal de una
anormalidad en el funcionamiento de la estación.
Por eso debe inspeccionarse la pileta (si la hubiera) en cada recorrida a la estación, para
lo cual las mismas deben estar provistas de un indicador de nivel. Es importante que las
piletas tengan suficiente capacidad disponible para cualquier emergencia. En caso de
tener petróleo en la pileta, debe recuperárselo a la brevedad posible a fin de evitar un
aumento de la viscosidad debido a la evaporación de los hidrocarburos livianos, lo que
provoca posteriores problemas en el bombeo de recuperación.
Además de los problemas indicados en dichas figuras, se presentan otros que no están
relacionados entre sí y que en consecuencia no pueden esquematizarse de forma
análoga. A continuación indicaremos los principales.
(1)- Colector.
Roturas: debidas generalmente a un error en la operación de las válvulas o en
algunos casos por congelamiento de líneas fuera de servicio. (A las líneas fuera
de servicio se les deberá colocar tapones una vez que han sido descargadas.).
(2)- Calentadores - Generadores de vapor.
Rotura de la serpentina: En el calentador abierto rebasará por la tapa, en el
cerrado se abrirá la válvula de seguridad debido al aumento de presión.
Perdidas de agua: Controlar temperatura máxima, conexiones, tubo de fuego y
cuerpo de la misma.
Baja presión de vapor: Incorrecta regulación de la llama, equipo sobrecargado.
Alta presión de vapor (mayor de 15 psi): Válvula de seguridad (DXSG-7501)
defectuosa o mal regulada.
(3)- Separador de ensayo (exceso de presión).
Reguladora de contrapresión mal regulada o sucia, o pileta mal instalada.
Placa orificio del puente de gas mal seleccionada.
Línea de venteo a tanque ecológico.
(4)- Presión de bombeo muy alta.
Filtro del puente de medición o turbina obstruidos.
Calentador apagado.

Inyección de desemulsionante interrumpido.
(5)- Descenso anormal de presión de gas en la estación.
Válvula de contrapresión del separador general, de salida de la estación o ambas
mal reguladas.
Pérdidas de gas.
Wizard descargando a tanques.

Manual de Producción – PAE - Argentina 1-VI
VI- CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
CONTROL EN BOCA DE POZO
El control que se realiza en cada pozo se lleva a cabo por el Equipo de Producción
Multifunción, de acuerdo a un programa de recorrido preestablecido según la
producción de petróleo. Además de los controles a realizarse en las unidades de
bombeo y los motores, ya indicados en el Capítulo de Bombeo Mecánico, deberán
inspeccionarse:
1. Vástago pulido.
Debe estar derecho, bien centrado y cubierto por una delgada capa de petróleo, en
su defecto pueden presentarse los siguientes casos:
• Vástago seco y mucha temperatura. Puede ser señal de que el pozo no produce.
Confirmar abriendo la válvula de drenaje teniendo un recipiente de manera de
asegurar que no se ensucie la cabeza del pozo ni la locación.
• Golpeteo de vástago. Puede ser golpe de fluido, compresión de gas o golpe de
bomba. Asegurarse que tal efecto no provenga de la unidad de bombeo; un golpe
suave poco después de iniciar la carrera ascendente es normal y corresponde a la
válvula viajera que cierra. Si es golpe de fluido o compresión de gas, ocurrirá en la
carrera descendente. Si es golpe de bomba ocurrirá en general al comenzar la
carrera ascendente, o comienzo de la descendente si golpea en el punto muerto
superior. El mismo se detectará tocando el lateral superior del prensaestopa.
En caso de dudas, parar la unidad de bombeo 15 minutos, si al ponerla en marcha
nuevamente no se percibe dicho efecto, será golpe de fluido o compresión de gas.
Si el golpe aún persiste con la misma intensidad, el mismo proviene del equipo de
bombeo o bien es un golpe de bomba. Si se trata de un golpe de fluido o de gas se
reveerá el régimen de bombeo. Si golpea la bomba deberá reespaciarse de
inmediato. Es muy importante eliminar estas irregularidades en el bombeo porque
producen serios daños en todo el sistema.
2. Válvula de casing.
El casing del pozo debe estar conectado a la línea de producción con su válvula
abierta; permanecerá cerrada la válvula que no está conectada a la línea. (válvula
opuesta). Salvo que el pozo aporte a un sistema de captación de gas de baja
presión, en cuyo caso la situación será inversa. Si las presiones de línea y
captación fueran variables y existe la posibilidad de captar por ambas, las mismas
pueden estar abiertas, con el correspondiente chequeo de las válvulas de
retención para evitar migración de petróleo.

Manual de Producción–- PAE - Argentina 2-VI
3. Presión de bombeo
Es un buen dato para saber si el pozo produce normalmente; si la presión difiere de la
habitual las causas pueden ser :
• Alta presión. Puede deberse a deposición de parafina en la línea, falta de
desemulsionante o baja temperatura del fluido en la línea (calentador
apagado). En casos especiales, con varios manifolds auxiliares en línea, la
perdida de carga mandará sobre la excesiva presión.
• Presión baja o sin presión. Las causas pueden ser:
1. Pérdida en línea de conducción entre el pozo y la estación satélite.
2. Pérdida a través de los tubings dentro del pozo.
3. Pérdida de producción: en tal caso deberán probarse tubings y bomba
con equipo portátil en superficie para individualizar la falla y luego
ensayar el pozo a la brevedad.
4. Pérdida o fuga de fluido a través de la válvula de retención entre el
casing y la línea de conducción (flow line), por lo tanto el fluido se
encuentra recirculando al casing del pozo, en tal caso, cerrar la válvula
manual y verificar si la presión de bombeo sube.
4. Condiciones de bombeo.
La temperatura de la línea puede indicarnos si el pozo está produciendo,
especialmente en aquellos de alta producción de fluido. Deberá controlarse si el régimen
de bombeo (G.P.M.) es el que corresponde al pozo. Referente al balanceo del equipo,
algunas veces puede ayudarnos para el control de la producción; cuando el pozo pierde
producción el nivel de fluido sube y en consecuencia el equipo se desbalancea (exceso
de contrapeso), no obstante salvo casos evidentes deberá ensayarse el pozo.
POSIBLES CAUSAS DE LA PÉRDIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO
MEDIDAS A ADOPTAR.
Hemos tratado de esquematizar en las Figuras 1-VI, 2-VI, 3-VI, 4-VI y 5-VI, tanto las
causas como las medidas correctivas a emplearse en el caso de pérdidas de producción.
El esquema de la Fig. 1-VI señala las principales causas y los elementos de juicio más
inmediatos para detectarlos. Los diagramas dinamométricos se deben verificar con la
interpretación electrónica de las cargas en el fondo, desarrollado en el Capítulo II. No
nos detendremos a analizarlos individualmente, no obstante debemos señalar dos
puntos:
• La declinación natural del pozo no supone en realidad pérdida de producción sino
una caída de la misma debida al agotamiento de la presión de las capas

petrolíferas. En consecuencia, no puede remediarse mejorando las condiciones
de bombeo.
• Se señala el caso de llenado incompleto del barril debido a alguna obstrucción, o
compresión de gas, que impide la entrada de fluido en la bomba, porque la carta
dinamométrica que se obtiene es similar a la de golpe de fluido por falta de nivel
y puede llevar a confusiones.
La diferencia que se observa es que cuando es golpe de fluido por falta de nivel, el
sonolog indicará niveles bajos y el dinamómetro mayor peso de fluido. En cambio
cuando se debe a una obstrucción el sonolog indicará niveles altos y el dinamómetro
menor peso de fluido.
Con frecuencia los niveles de sonolog no son representativos debido a la formación
de espuma, en consecuencia cuando el dinamómetro indique golpe de fluido y el
nivel por sonolog sea alto, para salir de dudas puede efectuarse alguna de las
siguientes pruebas:
a) Colocar el pozo en ensayo con el gráfico de la descarga de barriles funcionando
correctamente. Después de algunas horas y continuando el pozo en ensayo,
agregar fluido al casing del pozo y observar el gráfico.
• Si la descarga de barriles se acelera no hay obstrucción alguna en la bomba
ni en el tubing y el pozo tiene golpe de fluido por falta de nivel. En
consecuencia no será necesario tomar ninguna medida correctiva salvo
bajar los golpes o cambiar la carrera.
• Si la descarga de barriles permanece constante, quiere decir que el fluido
que agregamos por el casing no llega hasta la bomba, en consecuencia la
pérdida de producción se debe a que existe una obstrucción en algún punto.
Esto ya nos ha ocurrido en algunos pozos y en general la causa fue el ancla
obstruída con arena o arcilla (el ancla en esos casos trabaja como packer).
Observaciones: una pérdida leve en la cañería de producción entre la bomba y
la boca de pozo puede ser causa de pérdida de producción del pozo; esta falla
puede quedar disimulada cuando se le agrega fluido por el espacio anular, ya
que al aumentar el nivel disminuye el peso de fluido sobre la bomba, por lo tanto,
disminuye la presión diferencial entre el interior del tubing y el espacio anular; en
estas condiciones, la falla del tubing (fisura u orificio o pérdida en roscas) puede
no producir fuga de fluido. Por lo tanto, en superficie se observa un incremento
en la descarga de barriles.
b) Tomar otro dinamómetro, mientras se está agregando fluido por casing:
Si el golpe de fluido desaparece el pozo no tiene nivel.
Si el golpe de fluido no desaparece existe una obstrucción en algún punto.
En los siguientes esquemas se indican la secuencia de controles que deben
efectuarse para determinar las causas de las pérdidas de producción.

Figura 1-VI

Figura 2-VI

Figura 3-VI

Figura 4-VI

Figura 5-VI

OTRAS MEDIDAS A APLICAR
1. Golpear y reespaciar la bomba.
Una de las causas de pérdida parcial o total de la producción de un pozo es el
bloqueo por gas, para lo cual pueden efectuarse las maniobras de golpear y
reespaciar la bomba. Una forma rápida de desbloquear la bomba es reducir el
espaciamiento hasta que el "rod coupling" toque el "rod guide" consiguiendo de esta
forma que el pistón esté en el extremo inferior de la bomba y la comprensión del gas,
eleve la presión, para que abra la válvula viajera (T.V.) (el golpe se siente en el
vástago). Si la bomba está bien espaciada deberá golpear aumentando la velocidad
de bombeo del equipo (en no más de dos G.P.M.y con motor a explosión), si no
ocurre así se debe proceder en la forma que se indica:
a. Parar el bombeador 20 pulgadas antes de terminar la carrera descendente y
luego colocar el soporte del vástago, para evitar que el peso de la sarta actúe en
el prensaestopa.
b. Instalar una grampa auxiliar en el vástago a 10" del prensaestopa.
c. Accionar el bombeador hasta dejar la columna colgada de la grampa auxiliar y el
estrobo libre. Frenar el equipo.
d. Aflojar la grampa del estrobo y subirla de 2" a 4".
e. Subir el balancín hasta colgar la columna del estrobo.
f. Sacar la grampa auxiliar y poner en bombeo.
Si el pozo no golpea repetir toda la operación tantas veces como fuese necesario.
Cuando golpee efectuar los pasos (a), (b) y (c), luego aflojar la grampa superior y
ubicarla unas 2" más abajo, con esto la operación quedará concluída.
Si no se cuenta con suficiente vástago sobre la grampa se puede enroscar un trozo
auxiliar de maniobras en la primera intervención de pulling se agregará a la sarta
trozos de varillas.
En los pozos que tienen instaladas bombas de tubing, "no efectuar la maniobra de
golpear la misma".
Si la bomba no golpea lo más probable es que no haya continuidad en la columna y
el pozo esté en pesca.
En el caso de tener instalado un vástago cromado reespaciar la bomba utilizando un
camión con pluma a fin de no dañar la superficie cromada.
Otra forma de desbloquear la bomba es agregarle fluido al casing del pozo para
que el aumento de presión en el barril provoque la apertura de al válvula viajera
(T.V.), liberándose el gas. En caso de dudas recurrir a los esquemas de las figuras
ya indicadas para seguir con la operación que corresponda.

2. Prueba de tubing
a. Con manómetro.
Este es un control sencillo que se realiza con el pozo en bombeo.
(1) Se instala un manómetro de 0 a 2000 psi en la válvula de drenaje de la armadura
del pozo, se abre la válvula y se lee la presión de bombeo.
(2) Se comienza a cerrar lentamente la válvula de la línea observando con
cuidado la lectura del manómetro. Cuando la presión llegue a 1000 psi debe
detenerse la unidad de bombeo. En general el aumento de presión una vez
cerrada la válvula podrá corresponder a alguno de los tres casos siguientes :
(2)-1-La presión sube rápidamente: este es el caso de los pozos sin gas donde en
general es conveniente que el control lo realicen dos personas para poder parar
a tiempo el equipo de bombeo.
(2)-2-La presión sube muy lentamente: es el caso de pozos con gas, en algunos
pozos para llegar a las 1000 psi puede llevar más de media hora.
La presión varía durante el ciclo de bombeo pero prácticamente no sube: suele
ocurrir en pozos con gas y con poca producción, en estos casos hay que detener
la unidad de bombeo en el punto que se alcance la máxima presión.
(3) Se controla la presión, si no se mantiene durante 5', hay una pérdida en la
instalación.
(3)-1-Si la presión baja rápidamente hasta cero el tubing pierde o bien puede deberse
a que ambas válvulas de la bomba estén en muy malas condiciones.
(3)-2-Si la presión baja lentamente puede haber una pérdida pequeña de tubing o
pérdida en el asiento o válvulas de la bomba o perdida en la válvula del puente.
(3)-3-La presión baja pero se estabiliza por encima de la que tiene el pozo cuando
produce normalmente. En este caso puede haber una pequeña pérdida pero que
no afecta la producción del pozo.
b. Con equipo de superficie. (motobomba)
En la mayoría de los casos son suficientes para la prueba unos 4 m3 de fluido.
Para operar se desconecta el puente de producción y se conecta la bomba de
superficie asegurándose que todas las conexiones y el prensaestopa no tengan
pérdidas, luego se coloca un manómetro en la válvula de purga de la cabeza del
pozo o en la salida de la bomba a continuación de alguna válvula de bloqueo. La
operación se efectúa de la forma que se indica :
(1) Bombear el fluido por el tubing hasta que la presión en el manómetro indique
1000 psi y controlar la cantidad de fluido utilizado.

(2) Para el bombeo, cerrar la válvula del tubing o de la bomba dependiendo de
donde se encuentre colocado el manómetro y observar la evolución de la presión
(2)-1-Si la presión se mantiene constante el tubing no pierde. Para verificar el
funcionamiento de la bomba de profundidad se baja la presión hasta la presión
normal de bombeo del pozo y se pone en marcha el equipo. Si el pozo no
levanta presión el problema está en la bomba o en las varillas.
(2)-2-Si la presión no llega a 1000 psi o si ésta baja rapidamente indica una pérdida
grande de tubing o bomba. En los casos que no se verifica incremento de
presión, existe una pérdida muy grande en el tubing (probable pesca).
(2)-3-Si la presión baja lentamente y llega al valor cero en aproximadamente 10
minutos existe una pequeña pérdida en el tubing o en la bomba.
Si la presión baja: desconectar la boca de pozo de la bomba del equipo y verificar
que la pérdida no sea a través de alguna válvula de superficie o a través de la
bomba del equipo portátil.
Es común efectuar pruebas en superficie con la unidad de petróleo caliente en
operaciones combinadas de circular pozo por inversa y luego probar tubing y
bomba, o viceversa.
Cuando se efectúa la prueba de tubing y bomba posterior a la circulación del
pozo, es necesario tener en cuenta que el pozo se encuentra lleno, de manera
que la presión hidrostática diferencial (interior y exterior del tubing) en el fondo o
a la profundidad de la bomba es cero, por lo tanto para simular la presión de
trabajo en condiciones normales, es decir con el nivel de fluido en la bomba, se
deberá aplicar en superficie una presión mayor sin sobrepasar el límite de las
instalaciones de superficie.
En condiciones normales la presión en la salida de la bomba y primer tubing está
compuesta por:
PESO DE FLUIDO (COLUMNA HIDROSTÁTICA) + PRESIÓN BOCA DE POZO
El peso de fluido es medido desde el nivel dentro del espacio anular hasta superficie,
independientemente de la profundidad de la bomba, por lo tanto el peso de fluido será
máximo cuando el nivel de líquido se encuentra en la bomba, y mínimo (cero) cuando se
encuentre en superficie (pozo lleno), por ejemplo, posterior a haber circulado con la
unidad de petróleo caliente.

Ejemplo:
Fluido = agua
Bomba a 2.000 mts.
Nivel de fluido anular 2000 m. 1000 m. 0 m.
Presión hidrostática (psi) ± 2940 ± 1470 0
Presión aplicada en superficie 1000 1000 1000
Presión diferencial en la
bomba (psi)
± 3940 ± 2470 1000
IMPORTANTE:
Las pérdidas leves en la cañería de producción, entre la bomba y la superficie, las fugas
a través de las válvulas de la bomba o el escurrimiento entre el pistón y el barril, o fugas
entre el asiento y el anclaje, pueden NO DETECTARSE cuando se agrega fluido al
espacio anular, esto es, como ya se explicó, debido a que disminuye la presión
hidrostática DIFERENCIAL ya que disminuye el PESO DE FLUIDO. Cuando se llena el
pozo por espacio anular, la presión diferencial sobre la bomba es prácticamente cero (0);
en estas condiciones las pérdidas pequeñas NO SE MANIFIESTAN y se puede observar
en superficie que el pozo produce o que incrementa la frecuencia de descarga de barriles
cuando se ensaya luego de agregar fluido.
Si se efectúa un control continuo del pozo, se observa que pasado un cierto tiempo,
nuevamente el pozo deja de producir o pierde parcialmente la producción, esto ocurre
cuando la bomba extrae el fluido agregado y baja el nivel en el espacio anular, y
nuevamente se manifiesta la falla en el sistema de producción.
Es necesario efectuar un análisis completo de los "síntomas" y las medidas adoptadas
para determinar la VERDADERA causa de la pérdida de producción, con el fin de evitar
operaciones costosas, como un cambio de bomba innecesario.
3. Cambio de bomba.
Los criterios a adoptar para decidir el cambio de una bomba se resumen en la guía
práctica que indicamos en el Capítulo de Intervenciones de Pozos.
Antes de cambiar una bomba por pérdida de producción se debe tratar de compensar
dicha pérdida con el aumento de la velocidad de bombeo (G.P.M.). De considerarse
conveniente cambiar el número de golpes, deberá consultarse con el Supervisor del
Area.

PROGRAMA DE ENSAYOS
Por lo general las estaciones están equipadas con separadores de ensayo bifásicos,
algún trifásico y tanques de ensayo convencionales o separadores de agua libre. Para
una buena distribución, en lo posible, se derivará a cada separador / tanque igual número
de pozos que en conjunto tengan similar producción de petróleo. Una vez efectuada esta
distribución se confeccionará el programa de ensayos, cuyo formulario se indica en la
Fig. 6-VI y de acuerdo a la siguiente descripción :
a. Se distribuirán los pozos en turnos de ensayos mensuales.
b. La ubicación de cada pozo en su turno correspondiente se efectuará en orden
decreciente de acuerdo al valor de producción de petróleo. Referente a este punto, a
continuación se indica en forma general la cantidad mínima de ensayos que
normalmente debe efectuarse a los pozos.
Producción de petróleo entre 1m3 y 19 m3 una vez por mes.
Producción de petróleo mayor de 20 m3 dos veces por mes.
Producción de petróleo de pozos nuevos según su evolución y requerimientos de
Ingeniería para su correspondiente completación. (idem para pozos reactivados o
reparados).
c. Se distribuirán los pozos en la lista de turnos de ensayos de tal forma que los pozos
de mayor producción se repitan a intervalos regulares.
Para llenar el formulario del programa de ensayos de la Fig. 6-VI, tomaremos valores
y pozos imaginarios.
Pozo Petróleo Pozo Petróleo Pozo Petróleo
PX 312 = 70 m3 PX 403 = 19 m3 PX 321 = 8 m3
PX 427 = 7 m3 PX 500 = 15 m3 PX 550 = 5 m3
PX 289 = 25 m3 PX 370 = 60 m3 PX 211 = 12 m3
PX 307 = 2 m3 PX 491 = 32 m3 PX 525 = 58 m3

Figura 6-VI

Como la cantidad de pozos con sus repeticiones superan los turnos (más pozos que
días del mes) se podrán ensayar en conjunto, aquellos de escasa producción. Si la
producción total fueran menor que la normal se ensayarán individualmente. Es usual la
necesidad de ensayos fuera del programa (intervenciones, pozos nuevos, disminución de
producción, cambio de golpes, etc.) para tal fin en dicho formulario hay un casillero donde
se indicará el pozo y el día de ensayo. Tanto el control del separador de ensayos
(calibración) como cualquier cambio en el programa, se deberá anotar en
"Observaciones".
Las estaciones que cuenten con Tanques Separadores de agua libre para ensayo de
pozos con alto porcentaje de agua, pueden considerar su utilización, para pozos con bajo
porcentaje, con ayuda de un colchón de agua auxiliar.
Para los ensayos a tanque se confeccionará un programa teniendo en cuenta :
1. Producción de petróleo de cada pozo.
2. Porcentaje de agua de los pozos.
3. Capacidad de tanque.
Los programas deberán prepararse teniendo en cuenta :
1. Cantidad de separadores/tanques disponibles en la Estación.
2. Cantidad de pozos.
3. Prioridad de ensayo por :
a. producción de petróleo
b. pozos afectados a proyectos de waterflood
c. pozos reparados o nuevos completados
FORMA DE REALIZAR EL ENSAYO - NORMAS GENERALES
(1) Al colocar un pozo en ensayo se deberá revisar cuidadosamente que en el manifold
no haya ninguna otra válvula abierta a ese separador. Se recomienda comenzar el
ensayo en horas de la mañana.
(2) Mientras se estabiliza el pozo en ensayo se deberá controlar la carrera y (G.P.M.) de
la unidad de bombeo y se tomarán lecturas de presión del tubing y casing. Prestar
atención a cualquier anormalidad que pudiera surgir a fin de estar seguros de que el
ensayo sea representativo.
(3) En todos los casos se tomarán 20 litros de muestra del fluido en boca de pozo para
determinar posteriormente el porcentaje de agua libre en probetas, "a excepción de
aquellos pozos que se ensayen a tanque y en los que se determina el contenido de
agua libre por medición directa con pilón y pasta reactiva, o pozos que se ensayan en
tanques separadores y de agua libre".

(4) El tiempo de duración del ensayo debe ser el mayor posible, preferentemente 24
horas. Si por alguna razón no se realiza el ensayo de 24 horas se deberá evitar en lo
posible las fracciones de hora. Avisar a la cuadrilla de mantenimiento mecánico cuál
pozo estará en ensayo.
(5) Controlar durante un tiempo prudencial que el funcionamiento de todos los elementos
del separador sea el correcto. Cualquier anormalidad que se detecte en el ensayo o
funcionamiento del separador deberá ser solucionada a fines de no perder el ensayo
del día.
(6) En cada separador debe colocarse el formulario "Programa de Ensayos" con los
pozos en orden correspondiente y en el cual se indicará la fecha en que se realiza
cada ensayo. También será necesario anotar la fecha y el resultado de cada
calibración del separador (cada tres meses). Anotando en "Observaciones" del
formulario original, cualquier tipo de novedad que sirva para informar la situación
presente de ese separador.
(7) Se utilizará un registrador de barriles y en la carta se anotarán los datos obtenidos en
el control de la boca de pozo. Una vez finalizado el ensayo, con la carta de registro
de barriles y el porcentaje de agua, se procesará el mismo en el sistema a través del
programa INFOPROD. En pozos nuevos, reparados o afectados a recuperación
secundaria, se enviará el registro de barriles y el formulario impreso al Departamento
de Ingeniería, luego de volcar los datos en el sistema (Infoprod) y a la Carpeta de
ensayos correspondiente.(Ver Fig. 7-VI y 7-a-VI). (Esto, mientras el pozo no es
completado).
(8) Cuando se efectúen mediciones de gas, las mismas se llevarán a cabo de acuerdo a
un programa preparado por el Departamento de Ingeniería.
(9) Es responsabilidad de los supervisores de campo registrar diariamente los datos en
el sistema(Infoprod) y en la carpeta de ensayos, a fin de detectar posibles errores o
disminución de la producción que deba tener inmediata intervención.
(10) Una vez al mes el departamento de ingeniería y estadísticas tomará el registro de
todos los ensayos del período, realizados en los Distritos, y así poder emitir los
correspondientes Una vez al mes, el Departamento de Ingeniería y Estadísticas
tomará el registro de reportes de producción, cerrar el capitulo cuarto, y definir los
factores de planta que mostraran los porcentajes de eficiencia logrados .

Figura 7-VI

Figura 7-a-VI

ENSAYOS DE POZOS A TANQUE
Estos ensayos se efectúan a aquellos pozos cuya producción de fluido es de alto
porcentaje de agua, en especial a pozos afectados a recuperación secundaria, a fin de
determinar con mayor aproximación la producción de los mismos. Los tanques utilizados
son los comunes de ensayo y los tanques de ensayo separadores de agua libre ya
descriptos en el capítulo correspondiente a estaciones satélites.
Los ensayos consisten en determinar el contenido del producto del tanque mediante
mediciones que se efectúan al iniciar y finalizar cada ensayo. Estas mediciones, como
veremos más adelante pueden realizarse aplicando el método de medición de altura o el
método de medición de vacío.
1. TANQUES COMUNES DE ENSAYO
En los esquemas de la Fig. 8-VI se muestra la forma de medir el volumen de petróleo y
agua contenidos en el tanque por el método de vacío. En dichos esquemas se indican: el
punto de referencia y la altura del tanque (sondaje); la forma de efectuar las medidas del
petróleo y el agua libre en el tanque y los elementos de medición utilizados a tal fin.
"El punto de referencia", es una marca efectuada sobre un punto de apoyo inamovible
con respecto al fondo del tanque, fácilmente accesible y ubicado en la boca de medición
desde la cual son tomadas todas las medidas.
"La altura del tanque" (sondaje), es la distancia exacta comprendida desde el fondo del
tanque hasta el punto de referencia sobre la boca de medición. Algunos tanques cuentan
con un tubo de sondeo para efectuar todas las mediciones a través de él, simplificándose
la operación, ya que evita la formación de espuma y el movimiento de la superficie líquida
en el espacio a medir.
"La primera y segunda medida", son respectivamente los registros de las medidas de
petróleo y agua libre contenidos en el tanque al iniciar y finalizar el ensayo.
"El corte", es la línea o señal dejada por el petróleo o el agua en el pilón o varilla
durante la medición.
Los elementos de medición que se utilizan son :
Cinta métrica, de acero milimetrada con portacinta que facilita su manejo y cuya
argolla de sostén corresponda al cero de la cinta (mediciones de vacío) o que
corresponda a un valor de medida tal que el cero esté en la parte inferior del pilón
(mediciones de altura).

Figura 8-VI

• Pilón, de bronce, rectangular y 240 mm de largo, con lectura en milímetros
desde 80 a 240 usado para mediciones de vacío. En su extremo superior
tiene una presilla para enganchar la cinta y un tornillo de regulación que
permite regular con precisión la distancia entre el cero de la cinta y 80 mm del
pilón. En las mediciones de altura se utiliza un pilón de bronce terminado en
punta y 160 mm de largo. En este caso el cero de la cinta se inicia en la
punta del pilón.
• Varilla para medición de agua, de bronce, milimetrada, de 500 mm de longitud
mínima y sección circular o cuadrada.
• Sacamuestras, consisten en botellas metálicas de un litro de capacidad con
una abertura de boca que permita la extracción del producto y que al llegar a
la superficie no lleguen enteramente llenos.
• Pasta reactiva, soluble en agua, es un producto que se extiende sobre la
varilla para la medición de agua libre a fin de hacer visible el corte.
MÉTODOS DE MEDICIÓN
Para la determinación del contenido de producto en un tanque pueden utilizarse dos
métodos: medición de altura y medición de vacío (Normas Iram - API A 65-2). En
nuestra operación utilizamos el método de medición por vacío por ser más confiable ante
problemas que pueden ocurrir con el método de altura debido a que el pilón no asiente
correctamente en el fondo o que algo obstaculice al mismo; no obstante para
conocimiento general describiremos ambos métodos.
a. Medición de altura del líquido.
Corresponde a la determinación de la distancia desde el fondo del tanque hasta la
superficie del líquido. Esta medida da la altura del producto contenido en el tanque.
Procedimiento: en la boca de medición se localiza el punto de referencia y se baja la
cinta hasta que el pilón toque ligeramente el fondo del tanque. Se mantiene en sentido
vertical la cinta en el lugar indicado por el punto de referencia, cerciorándose de que la
lectura de la cinta concuerde con el sondaje del tanque. Se levanta la cinta y se lee al
milímetro la medida indicada por el corte en la misma. Si la medida no fuera
perfectamente clara o mereciese dudas, se repite cuantas veces sea necesario. Por
razones de seguridad, al subir o bajar la cinta de medición, ésta debe estar en contacto
con el borde de la boca de medición para evitar la posible formación de corriente
estática.
b. Medición de vacío.
Corresponde a la distancia entre la superficie del líquido y el punto de referencia. La
medida de la altura del producto se obtiene por diferencia entre la altura del tanque
(sondaje) y el espacio medido.

Procedimiento: en la boca de medición se localiza la marca del "punto de referencia". Se
baja la cinta a través de la boca de medición hasta que el pilón toque la superficie del
líquido. Se esperan unos segundos hasta que el líquido permanezca inmóvil y se baja
lentamente la cinta hasta que la cifra de los centímetros más próxima se encuentre
exactamente en la marca del punto de referencia. Se mantiene vertical la cinta y se toma
la lectura de ésta.
Se levanta la cinta y se anota tanto la lectura observada sobre el punto de referencia
como la lectura de la marca del producto en el pilón. Ambas lecturas deben hacerse al
milímetro. Si alguna de ambas medidas no fuese perfectamente clara, introduciendo la
cinta uno a dos centímetros más. La medida es correcta si el resultado es el mismo en
ambas mediciones.
c. Medición del agua (interfase) y toma de muestras.
La varilla de bronce milimetrada, previamente recubierta por una capa delgada y
uniforme de pasta soluble en agua, se introduce en el tanque hasta donde suponemos
está la interfase. Cuando estemos buscando el corte o interfase en la primera medida y
se utilice un tanque de 80 a 160 m3, normalmente no tendremos más de 30 o 40 cm de
fluido en el tanque, lo que nos permitirá ubicar el corte haciendo que la varilla toque
prácticamente el fondo.
En la segunda medida y si estamos ensayando pozos con 80% o más de agua, nunca
tendremos más de 30 o 40 cm de petróleo. Es una buena práctica cuando hacemos la
medición de interfase, introducir la varilla hasta cubrirla con fluido. En caso de no
ubicarla en el primer intento, se repetirá la medición 10 o 20 cm más abajo y así
sucesivamente hasta ubicarla. El tiempo de espera hasta que la pasta actúe es variable
según el tipo de pasta que se utilice y la temperatura del fluido. La pasta de importación
"Weil" actúa prácticamente al instante. La pasta de origen nacional "Ameroid" tiene un
tiempo de espera variable según la temperatura del fluido, generalmente es de 3 a 10
minutos.
Finalmente una vez ubicado el corte de agua se procede a tomar la muestra. Se baja
la botella al tanque sostenida con una soga, uno de cuyos extremos amarra también el
tapón que se deja colocado. En el punto a partir del cual se desea tomar la muestra se
da un tirón a la soga para desprender el tapón. Cuando se saquen
muestras de corrida se deberá prever que el ingreso de fluido a la botella sea
representativo y proporcional al volumen total contenido en el tanque. Para ello debe
elevarse la botella a una velocidad constante de manera que la misma no llegue a la
superficie completamente llena.
d. Normas Generales
(1) Antes de efectuar las mediciones, verificar que la superficie del fluido esté quieta
y libre de espuma.
El sondaje del tanque debe controlarse periódicamente; en los tanques que no
tienen tubo de sondeo se deberá observar si al caminar sobre el mismo se
produce algún hundimiento en proximidades de la boca de medición, si ello
ocurriera se colocará una pasarela sobre el techo para evitar tal movimiento.

(2) Antes de efectuar cualquier medición se deberá dejar el contenido del tanque en
reposo el tiempo suficiente para que se separe el agua libre y podamos
determinar fácilmente el corte.
(3) Tomar la precaución de que todos los elementos de medición estén bien limpios
antes de comenzar a medir.
(4) Para obtener una buena separación de agua dosificar adecuadamente el fluido
con el producto químico correspondiente.
(5) Al igual que lo indicado para los ensayos de pozos en el equipo separador, todos
los ensayos a tanque deberán ser registrados en el programa de computadora,
completando el formulario (pantalla) donde el cálculo de producción es
automático de acuerdo a los datos ingresados. A requerimiento del
Departamento de Ingeniería se podrá enviar el formulario impreso.
2. TANQUES DE ENSAYO SEPARADORES DE AGUA LIBRE
Este tanque, a diferencia de los tanques comunes de ensayo, está diseñado para
sacar las muestras y efectuar la medición de petróleo a través de un conjunto de
tomamuestras ubicado en la zona calibrada superior del mismo (Fig. 9-VI). La medición
del fluido que ingresa al tanque se realiza en la zona calibrada inferior que cuenta con un
timer que es activado por un par de flotantes ubicados en los extremos de dicha zona.
El conjunto tomamuestras está constituído por un recipiente cilíndrico totalmente
comunicado con el tanque y un tubo de muestreo. El tubo se introduce en dicho
recipiente y se enrosca por su extremo inferior a una válvula de purga.

Figura 9-VI

Normas Generales.
1. Cada ensayo debe comenzar con el tanque vacío. Para ello, una vez finalizado un
ensayo se abrirá la válvula de drenaje de la zona de medición para desalojar el
petróleo y luego se abrirá la válvula de drenaje inferior del tanque completando el
drenaje del fluido.
Se pueden realizar ensayos con el tanque lleno de fluido, ya sea agua o bien fluido
correspondiente a un ensayo anterior de otro pozo, pero en este caso es necesario
determinar con precisión la cantidad exacta de petróleo ya contenida en el tanque a
fines de efectuar un correcto cálculo(normalmente en estos casos se utilizan pozos
con alto porcentaje de agua, de los cuales se aprovecha el agua para llenar el tanque
y así acortar considerablemente los tiempos de ensayo.
2. El vertedero se dejará regulado en una posición fija para evitar posibles
inconvenientes en la medición. Esto sucedería si el nivel de interfase alcanza la zona
del tanque donde existen accesorios internos, en el cual no es válida la calibración
del mismo. Para ello se debe regular dicho vertedero de manera tal que el máximo
volumen esperado de petróleo no alcance dicha zona, la que coincide con el nivel de
la válvula de purga del tubo tomamuestras.
3. Para obtener una buena separación del agua deberá dosificarse el fluido con el
producto químico correspondiente.
4. Una vez transcurrido el tiempo necesario de ensayo para acumular petróleo en la
zona calibrada superior, el tubo se debe introducir lentamente para minimizar la
turbulencia y posible error en el muestreo. Finalizada esta operación se tomará la
muestra del contenido total del tubo.
Nota: el agregado de una cantidad medida de kerosene al interior del tubo ayuda a la
extracción de la muestra.
5. Una vez obtenidos los datos de laboratorio de la muestra analizada, se registrará el
ensayo en la computadora completando el formulario (Fig. 10-VI). Al igual que los
ensayos a separador y a tanque común, la computadora calcula la producción
automáticamente en base al siguiente proceso: (Fig. 10a y 10b-VI)
a) La muestra obtenida en el tanque se envía a laboratorio para su análisis, en el
cual se determina CANTIDAD DE PETROLEO en la muestra (en cm3).
b) Se ingresa este dato en el formulario y se incluye el dato de "kerosene" agregado
para ser tenido en cuenta en el cálculo.
c) El programa relaciona los cm3 de petróleo de la muestra dividiendo por el factor
volumétrico del tubo tomamuestras.
d) El resultado obtenido, que representa altura en centímetros de petróleo dentro
del tubo y fuera de él, se multiplica por el factor volumétrico del tanque en la zona
calibrada, el resultado final es "cantidad de petróleo en el tanque".
Para determinar la producción diaria de fluido se relaciona la distancia conocida
de la zona calibrada inferior del tanque (L) en cm. con el factor del tanque (F) en
m3/cm y el tiempo registrado por el timer (T) en horas, como se indica:

Producción fluido =
L x F x 24
T
constante x 24
T
(m 3 / día )=
Finalmente se calcula la producción diaria de agua y su correspondiente
porcentaje de fluido.
Otra forma común de medir el fluido producido por el pozo en ensayo es circular
previamente a través de un separador de test, el cual descarga al tanque de ensayo para
acumular y luego medir el petróleo producido.
Figura 10-VI

ENSAYOS DE POZOS A TRAVES DE MEDIDORES MÁSICOS.
En algunas estaciones satélites del yacimiento la experiencia de ensayos de pozos con
Medidores Masicos ha sido exitosa. Si bien todavía no se ha generalizado y se sigue
experimentando también con algunas otras alternativas es importante desarrollar en este
capítulo lo que tenemos hasta ahora
La medición a través de esta metodología, es alternativa y debido a sus características,
brinda precisión, confiabilidad, rapidez y fundamentalmente optimización del tiempo de
los integrantes del Equipo de Producción.
La selección correcta de los pozos a ensayar, como en el caso de los ensayos a tanque
separador, es prioritario para resultados altamente satisfactorios.
La relación gas / petróleo en estos casos es determinante. Se deberán elegir aquellos
pozos en que este factor sea mínimo y que a través de las instalaciones
correspondientes, el remanente que quede sea eliminado en su totalidad.
El instrumento instalado con mejor perfomance en el Micro Motion modelo DS 300 de
3”de diámetro. La descripción del mismo esta incluída en el Capitulo de Estaciones
Satélites, cuando hablamos de la medición de la producción a la salida de las mismas.
(Cap. V ).
La capacidad de memoria del instrumento, NOC, permite tener almacenados datos de
varios pozos a la vez y de esta forma optimizar su utilización (densidades agua /
petróleo).
En la instalación del instrumento es imprescindible respetar parámetros que se detallan
a continuación: (Observar esquema de instalación tipo en la Figura 11-VI).
Un tanque previo (20 m3) calefaccionado y sobreelevado (80 cmts. mínimo) en
referencia a los tanques de producción de la estación satélite, eliminará el remanente de
gas asociado, si lo hubiera.
Un filtro de protección del medidor, de sólidos y / o impurezas, también previo al medidor
y posterior a la salida del tanque.
Una válvula de contrapresion inmediata, después del medidor (es parte del instrumento).
Que permitirá mantener el flujo y velocidad de descarga constante.
Revestimiento térmico o calefacción, para mantener temperaturas constantes en época
invernal.
Inyección de desemulsionante sobre la línea de flujo, previa al medidor si fuera
necesario. En la mayoría de los casos una pequeña cantidad dosificada durante el
ensayo ha mejorado la calidad de los mismos.
La posibilidad de pasar previamente, el pozo en ensayo, por un separador de los que
cuenta la estación, podrá favorecer la medición, aunque no es imprescindible.

Figura 11-VI

CONTROL DE LA PRODUCCION - ESTADÍSTICAS
El control estadístico de la producción representa un aspecto muy importante que
complementa el trabajo de campo, ya que permite observar gráficamente todo tipo
de variaciones en los valores de producción de los pozos, tanto en forma individual
como en conjunto.
El Líder y su Equipo de Producción tienen la posibilidad de graficar la producción diaria,
semanal o mensual de cada uno de los pozos , de las estaciones satélites, del Equipo y
de esta manera visualizar variaciones como por ejemplo declinación natural, pérdidas de
producción por fallas en los procesos de bombeo, pulling, mantenimiento, influencia de
proyectos de recuperación secundaria, pozos nuevos, etc.
La estadística, no solo significa CONTROL sino que es una herramienta muy
importante que permite prever y solucionar problemas operativos.
Dentro de esas herramientas, la incorporación del CHOKE MODEL, permitió a los
Equipos medirse permanentemente contra sus propias metas y las de la Compañía,
observando su índice de efectividad y vincularlo rápidamente a las oportunidades de
mejora desarrolladas por ellos mismos.
La producción de petróleo es el OBJETIVO BASICO y principal del supervisor de
campo, por lo tanto el gráfico estadístico se convierte en una herramienta de ayuda para
un buen control.
En las siguientes páginas se pueden observar distintos gráficos correspondientes a las
estadísticas de un Equipo de Producción, donde se registran valores de:
• Producción de Petróleo
• Pérdidas operativas
• Metas
• Otros.
La revisión periódica de todos estos indicadores hace al seguimiento permanente de los
resultados y a los cambios de planes de acción, que harán exitosa la perfomance de los
equipos y les mostrará a su vez el esfuerzo realizado.

PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE GAS
El método más usual para el control de la producción y consumo de gas es el de
medición con placa orificio. En nuestra operación utilizamos dos tipos de medidores de
orificio:
• Medidor con placa orificio y registrador de
presión diferencial y presión estática.
• Medidor con registrador de presión estática
(well tester),o con el correspondiente puente
de medición, back-presure, y registrador
diferencial.
• Medidor con turbina. En la compra a
Camuzzi en yacimiento Cerro Dragón.
MEDIDOR CON REGISTRADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL Y PRESIÓN ESTÁTICA.
Es el método que usamos en el control de la producción de las estaciones satélites,
separadores de ensayo, pozos productores de gas, sistema de captación de baja presión
y para la medición del consumo en el sistema de distribución. El mismo consiste en
intercalar en el conducto una placa orificio para provocar una caída de presión en el flujo
de gas y registrar en una carta los valores de presión diferencial y presión estática
(Fig. 12-VI).
La presión diferencial es la diferencia de los valores de presión medidos en ambos lados
de la placa orificio (P1 - P2) normalmente en pulgadas de agua, y la presión estática
corresponde al valor medido aguas abajo de la placa (P2) en psi.
• Actualmente en el yacimiento de Cerro Dragón
calculamos el balance de caudal de gas en
forma electrónica , midiendo sobre la placa
orificio la presión diferencial y manométrica, y
a 60cm. aguas debajo de la misma, la
temperatura de la vena de fluido. (En todos los
casos con transmisores electrónicos con
salida en lazo de 4 a 20 ma). Estas señales
son colectadas en la unidad terminal
remota(RTU) y esta a través de su CPU
calcula el caudal de gas según la norma que
impone el AGA3.
Este caudal de gas se transmite luego a la
central del sistema S.C.A.D.A (System Control

And Data Adquisicion) ubicado en el campamento Cerro Dragón cada 10 min.
Graficándose en el Software existente para su Visualización (FIX-DYNAMICS).
Lo particular de este sistema de Transmisión y en función a la superficie del
yacimiento Cerro Dragón, es que permite actualizar a distancia (en forma remota)
las dimensiones de la placa orificio sobre el algoritmo de calculo existente en la
R.T.U , ya que periódicamente el supervisor de producción modifica dichas
dimensiones (diámetro de la placa orificio) en función de las condiciones
operativas del momento.
COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN.
1. Placa orificio. Se fabrican en distintos diámetros y dimensiones generales de acuerdo
a las especificaciones AGA, N° 3. La Norma establece que el borde aguas arriba del
orificio debe ser construido en ángulo recto, sin contornos redondeados. Además
indica los valores de espesor que deben tener las placas para los distintos diámetros
de tubería y el espesor del borde aguas arriba del orificio. Este último no deberá
exceder de: 1/50 del diámetro de la tubería (D) y 1/8 del diámetro del orificio (d),
adoptándose el menor espesor que resulte de ambos requerimientos. Por tal motivo
es que algunas placas cuyo espesor supera el espesor requerido para el borde del
orificio, son biseladas o rebajadas para lograr reducir el borde al valor establecido en
la Norma.
• Haga el Análisis de su tarea antes de
su Ejecución.
• Ejecute los Permisos de Trabajo.

Figura 12-VI

Otra especificación importante de AGA, para minimizar los errores en la medición es
que la relación entre el diámetro del orificio y el diámetro interior del tubo medidor no
debe superar los límites de 0.15 y 0.70. Esta relación de diámetros (d/D) se denomina
Factor Beta. En la Tabla I-VI se indican los valores calculados de la relación Beta que
cumplen con la condición impuesta por los límites 0.15 - 0.70. Así por ejemplo los
diámetros de orificio mínimo y máximo que podemos utilizar en un puente de tubería de
3" son respectivamente 1/2" y 2-1/8".
TABLA I-VI -VALORES DE LA RELACION ββ: 0.15 A 0.70
(Medidas en pulgadas)
* diámetro nominal ** diámetro interior
DIAMETRO DIAMETROS DE TUBERIA PESO STANDARD
DE * 2 3 4 6
ORIFICIO ** 2.067 3.068 4.026 6.065
3/8 0.375 0.181
1/2 0.500 0.242 0.163
5/8 0.625 0.302 0.204 0.155
3/4 0.750 0.363 0.244 0.186
7/8 0.875 0.423 0.285 0.217
1 1.000 0.484 0.326 0.248 0.165
1-1/8 1.125 0.544 0.366 0.279 0.185
1-1/4 1.250 0.605 0.407 0.310 0.206
1-3/8 1.375 0.665 0.448 0.341 0.227
1-1/2 1.500 0.489 0.372 0.247
1-5/8 1.625 0.529 0.403 0.268
1-3/4 1.750 0.570 0.434 0.288
1-7/8 1.875 0.611 0.465 0.309
2 2.000 0.652 0.496 0.330
2-1/8 2.125 0.693 0.527 0.350
2-1/4 2.250 0.558 0.371
2-3/8 2.375 0.589 0.391
2-1/2 2.500 0.620 0.412
2-5/8 2.625 0.652 0.433
2-3/4 2.750 0.683 0.453
2-7/8 2.875 0.474
3 3.000 0.494
3-1/4 3.250 0.536
3-3/8 3.375 0.556
3-1/2 3.500 0.577
3-5/8 3.625 0.597
3-3/4 3.750 0.618
3-7/8 3.875 0.638
4 4.000 0.659
4-1/4 4.250 0.700

2. Porta-orificios. En nuestra operación utilizamos dos tipos: el de bridas (Fig. 13-VI) y el
porta-orificios "Daniel Senior" (Fig. 14-VI). La ventaja de este último es que permite
reemplazar la placa orificio sin interrumpir el flujo, eliminándose así el uso de by-
pass. La brida porta-orificios tiene dos agujeros roscados diametralmente opuestos;
de acuerdo a la posición que ilustra la Fig. 13-VI los dos de la parte superior se
utilizan para conectar el registrador de presiones (Foxboro) y los inferiores para
purgar el tubo medidor.
Los agujeros del tubo medidor para las conexiones de presión deben ser de 1/2" para
tubos de 4" o mayores, de 3/8" para tubos de 3" y de 1/4" para tubos de 2". Al
instalar las placas orificio deberá observarse la posición: normalmente vienen
marcadas en una de sus caras "inlet" (entrada), en este caso colóquese con dicha
cara aguas arriba. Si la placa no tuviera marca de posición y una de sus caras tiene
el orificio biselado o con un rebaje de espesor, debe instalarse con esta cara del lado
de aguas abajo.
La función del porta-orificios es mantener la placa en el centro del conducto,
normalmente las placas se corresponden con sus bridas por lo que el centrado de las
mismas es inmediato (al ajustar las bridas apretar los espárragos en forma uniforme
para evitar deformar la placa). En la Fig. 14-VI se describen las partes componentes
del porta-orificios "Daniel" utilizado en nuestras operaciones en los separadores de
ensayo y en puentes para la medición de las producciones y consumos. La
operación del mismo se efectúa de acuerdo a lo que se indica:

BRIDAS PORTA ORIFICIO
Figura 13-VI

PORTA ORIFICIO DANIEL “SENIOR”
Figura 14-VI

Extracción de placa orificio.
a. Abrir la válvula ecualizadora de presiones (9), máximo dos vueltas.
b. Abrir la válvula de compuerta (8), comunica a ambas caras.
c. Girar el eje del piñón inferior (7), levanta la placa primer tramo.
d. Girar el eje del piñón superior (6), levanta la placa segundo tramo.
e. Cerrar la válvula de compuerta (8).
f. Cerrar la válvula ecualizadora de presiones (9).
g. Abrir la válvula de venteo (5), queda sin presión la cámara superior.
h. Lubricar con la grasera (10), lubrica la guía.
i. Aflojar los pernos de fijación (1), sin sacar la placa de fijación (2).
j. Girar el eje del piñón superior (6), la placa orificio al ascender suelta el conjunto
empaquetadura y tapa (3, 4).
k. Sacar la pieza de fijación (2) y el conjunto (3, 4).
Instalación de la placa orificio.
a. Cerrar la válvula de venteo (5).
b. Colocar la placa orificio y girar el piñón superior (6) hasta que la placa apoye
suavemente en la válvula de compuerta (8).
c. Colocar el conjunto (3, 4), la placa de fijación (2) y ajustar los pernos (1).
d. Abrir la válvula ecualizadora de presiones (9).
e. Abrir la válvula de compuerta (8).
f. Girar el piñón superior (6).
g. Girar el piñón inferior (7), asienta la placa orificio en su posición de trabajo.
h. Cerrar la válvula de compuerta (8).
i. Cerrar la válvula ecualizadora de presiones (9).
j. Abrir la válvula de venteo (5).

k. Lubricar la guía.
l. Cerrar la válvula de venteo (5).
3. Tubo medidor. Lo constituye la parte recta del puente de medición ubicado a ambos
lados de la placa orificio. Es importante que el flujo de gas circule por el tubo
medidor con la menor perturbación posible a fin de obtener mayor exactitud en la
medición. Para esto se requiere una longitud recta mínima sin restricciones a ambos
lados de la placa orificio. Estas longitudes se expresan generalmente en diámetros
de la tubería de medición y dependen del tipo y disposición de los elementos que
forman el puente de medición (codos, reducciones, válvulas, etc.) y de la relación
Beta .
En la publicación N° 3 de AGA se indican distintos esquemas de instalación con sus
respectivas acotaciones de distancias mínimas, las que para Beta= 0,70 van de 12 a
39 diámetros de tubería para el tramo de aguas arriba de la placa orificio y de 5
diámetros de tubería para el tramo de aguas abajo. En caso que se requiera la
construcción de un puente de medición o que exista la duda sobre una instalación
realizada, deberá consultarse con el Departamento de Ingeniería
4. Accesorio para registro de temperatura. Deberá ser instalado aguas abajo de la placa
orificio a continuación de la distancia mínima requerida y no más de 20 diámetros de
tubería desde la placa (AGA N° 3).
5. Registrador de presiones. En nuestra operación utilizamos el registrador de presiones
diferencial y estática, en sus dos modelos de caja circular y rectangular. Los
registros de presión se efectúan con dos plumas sobre una carta circular impulsada
por un reloj. La pluma que registra la presión diferencial recibe el movimiento de un
medidor de diafragmas y la de presión estática de un tubo bourdon.
Las cartas que utilizamos están impresas en períodos de tiempo de 24 horas ó 7
días y en escala de presiones normalmente de : 0-100 pulgadas de agua para
presión diferencial y 0-150 psi para presión estática. El medidor de presión
diferencial del instrumento es del tipo de diafragmas (modelo 37) fabricado por
Foxboro, en la 15-VI se muestra un esquema del mismo con la indicación de sus
partes. El sistema constituído por los diafragmas, el pasaje entre ellos y el cuerpo
central está lleno de líquido. Un compensador de temperaturas bimetálico ajusta la
capacidad de dicho sistema a la variación de volumen que experimenta el liquido por
cambios en la temperatura ambiente.
Al actuar la presión aguas arriba de la placa orificio (Pl) el diafragma compensador se
comprime desalojando parte del líquido que expande al diafragma de rango. La
deformación de este diafragma es resistido por la presión aguas abajo de la placa
(P2) y la tensión del resorte, cuya característica determina el rango del instrumento.
Como resultado tendremos un movimiento lineal del diafragma compensador que es
proporcional a los cambios de presión diferencial (Pl-P2); dicho movimiento es
transmitido al mecanismo de registro por el conjunto: brazo de vinculación y palanca
impulsora.

Este medidor tiene además un tornillo de regulación para amortiguar excesivas
fluctuaciones de la presión diferencial, el mismo está ubicado en la parte superior del
medidor (Fig 16-VI). En caso de requerirse, debe quitarse la tapita protectora y girar
el tornillo en la dirección que corresponda para obtener el grado deseado de
amortiguación. El medidor de presión estática como se mencionó al principio, está
constituido por un tubo bourdon en forma de espiral que se conecta aguas abajo de
la placa orificio. Por efecto de la presión, el bourdon se deforma y este movimiento
es transmitido por un brazo al mecanismo de registro.
FORMA DE OPERAR EL REGISTRADOR DE PRESIONES
Al comenzar el registro.
a. Las válvulas de paso (1, 2) y de venteo (3) deben estar abiertas. Las válvulas
de paso (4 y 5) deben permanecer cerradas. (Fig. 15-VI).
b. Dar cuerda al reloj y ajustarlo al intervalo deseado.
c. Colocar la carta de registro y controlar el estado de las plumas.
d. Ajustar la pluma de presión estática al cero de la carta. Para ello regular el
tornillo del brazo de la pluma (Fig. 16a-VI).
e. Ajustar la pluma de presión diferencial al cero de la carta, para lo cual se cierra
la válvula de venteo (3) y se abre la válvula de paso (4); como la válvula (5)
está cerrada y las válvulas (1 y 2) están abiertas, la presión (P1) actuará
sobre ambos diafragmas. En esta condición ajustar la pluma al cero de la
carta con el correspondiente tornillo de regulación (Fig 16a-VI).
f. Abrir la válvula de paso (5) y cerrar lentamente la válvula (1), observando si la
pluma de presión diferencial se ubica en proximidades del punto medio de la
escala de la carta (en lo posible el registro debe estar entre 40 y 60 pulgadas
de agua).

ESQUEMA DEL REGISTRADOR DE PRESIONES
Y SUS CONEXIONES AL PUENTE DE MEDICIÓN.
Figura 15-VI

Figura 16-VI

Si en esta operación la pluma se aleja mucho en más o menos del punto medio
de la escala, habrá que cambiar la placa orificio por otra de distinto diámetro
(más adelante se explicará como seleccionar el diámetro de orificio más
conveniente).
Para cambiar la placa, las válvulas (1 y 2) deben estar abiertas, se cierran las
válvulas (4 y 5), a continuación se abre la válvula de venteo (3) y una vez
instalada la nueva placa orificio se continua con los pasos ya indicados.
g. Una vez logrado el paso (f) se cierra la válvula (2) y se comienza el registro.
Al finalizar el registro.
a. Abrir las válvulas (1, 2).
b. Cerrar las válvulas (4, 5).
c. Abrir la válvula de venteo (3).
Nota: Es importante que la trayectoria de la pluma correspondiente a la presión
diferencial siga el arco de carta y a que el programa de cálculo por sistema de
"digitalizado" toma el largo del brazo con una longitud fija. Si se varía el largo del
brazo la lectura será errónea.
SELECCION DEL DIÁMETRO DE ORIFICIO Y ESTIMACIÓN DEL CAUDAL DE GAS.
1. Selección del diámetro del orificio. Con la regla Daniel (Fig. 17-VI), podemos
seleccionar el diámetro de orificio que nos permita obtener un registro de presión
diferencial en un rango determinado, de esta manera evitamos probar con distintos
orificios hasta encontrar el que nos de el valor de presión diferencial que deseamos.
Para ello debemos conocer los siguientes datos :
- caudal estimado de gas a medir, en pie3/hora.
- diámetro del tubo medidor, en pulgadas.
- presión manométrica del sistema, en psi.
- temperatura estimada del gas (podemos adoptar un valor promedio de 60°F).
- gravedad específica del gas (0,6 valor promedio en nuestro yacimiento).

Figura 17-VI

Procedimiento. Para nuestro ejemplo supongamos los siguientes datos
- caudal estimado = 17.000m3 / d *
1
0,68
25.000pie3 / hora=
- diámetro tubo medidor = 4"
- presión del sistema = 30 psi
- temperatura estimada = 60 °F
- valor de presión diferencial deseado: 50" de agua
(1) Ver Fig. 17-VI; desplazamos la regla superior (1) y hacemos coincidir el valor de
25.000 pie3/hora (flow rate) con el valor de la presión diferencial (50"), que está indicado
en la escala fija superior.
(2) Desplazamos la regla intermedia (2) hasta hacer coincidir el valor de la presión del
sistema 30 psi (gauge pressure) con el diámetro del tubo medidor 4", que esta indicado
en la regla superior .
(3) Desplazamos la regla inferior (3) y hacemos coincidir el valor de la gravedad
específica del gas 0,6 con el valor de la temperatura 60 °F, que está indicada en la regla
intermedia
(4) Con la regla (1) en esa posición leemos el valor de la relación β en la escala superior
de la misma: 0,35.
Finalmente buscando en la Tabla 1-VI para un tubo medidor de 4" de diámetro nominal,
el valor de β más aproximado es (0,341) y encontramos el orificio a utilizar : 1-3/8" de
diámetro.
2. Estimación del caudal de gas. Para estimar el caudal de gas con la regla "Daniel"
procedemos en forma inversa a lo explicado para seleccionar el diámetro de la placa
orificio.
Supongamos el siguiente ejemplo donde en la carta de registro de presiones, como
lectura promedio, tenemos:
presión diferencial: 60" agua
presión estática: 50 psi
diámetro placa orificio: 4”
diámetro placa orificio: 2”
temperatura promedio gas: 60 °F

gravedad específica gas: 0.6
Procedimiento. De la Tabla 1-VI buscamos la relación β = 0.496.
(1) En la regla "Daniel", desplazamos la regla inferior hasta hacer coincidir
0.50 (0.496) con la flecha indicativa correspondiente a orificios con bridas.
(2) Desplazamos luego la regla intermedia hasta hacer coincidir el valor de la
temperatura del gas 60 °F con el valor de la gravedad específica (0.6), que está
indicado en la regla inferior.
(3) Manteniendo la regla intermedia en esa posición desplazamos la regla superior
hasta hacer coincidir el diámetro del tubo medidor 4" con el valor de la presión
estática 50 psi que está indicado en la regla intermedia.
(4) Buscamos en la escala fija superior el valor de la presión diferencial 60" y en
correspondencia con éste leemos en la regla (1) el caudal de gas: 70.000
pie3/hora.
Finalmente para calcular el caudal de gas en m3/d multiplicamos por 0.68
(70.000 pie3/hora x 0.68= 47.600 m3/d)
Observaciones: la regla de cálculo Daniel se utiliza solamente cuando se desea estimar
el caudal de gas ï n-situ"y donde no se requiere exactitud. Para obtener un cálculo más
preciso se utiliza un programa de computadora (llamado calculo de gas), con el cual se
calcula el caudal de gas en base a los datos suministrados.
Se pueden ingresar a la computadora los valores promedio de presiones y
temperatura o bien "digitalizar" la carta que se obtiene con el registrador de campo.
Este sistema tiene la ventaja de simplificar y acelerar el cálculo, y elimina las
diferencias de interpretación de lecturas de cada usuario, que genera la regla Daniel.
También se utiliza para la estimación del orificio a utilizar en una nueva instalación,
simulando datos de presión diferencial deseada, caudal aproximado a medir y presión
estática del sistema. Jugando con estos valores podemos rápidamente hacer una
estimación del orificio a instalar.
OPERACIÓN DEL PROGRAMA
Para el modo de calculo con los valores promedio se ingresan los datos de : diámetro
interior del tramo medidor, diámetro del orificio, gravedad especifica del gas, y los valores
de presión estática y diferencial leídos en la carta y la temperatura del gas. Luego el
programa nos da el valor de caudal correspondiente.
Para el modo de calculo con digitalizador se procede de igual modo hasta el punto
donde el programa nos pide el ingreso de los parámetros del equipo
medidor(FOXBORO), para luego digitalizar la carta. El programa nos va indicando los
pasos a seguir.

MODO 1
MODO 2

NORMAS GENERALES.
(1) Al instalar las placas orificio deberá verificarse su posición y limpieza. Las placas
que se guardan o transportan deberán ser protegidas para evitar que se dañe el
borde del orificio.
(2) Verificar que el movimiento de las plumas siga exactamente los arcos de las
respectivas escalas de la carta de registro, así no fuera reemplazarla por otra
con el brazo apropiado.
(3) El registro de presión diferencial deberá efectuarse en color rojo y el de presión
estática en color azul.
(4) En todos los registros que se efectúen se indicará en la carta los siguientes
datos:
• N° de pozo (gas de tubing/casing) estación, sistema al cual corresponde la
medición.
• Fecha y hora de comienzo y final de la medición.
• Registrar el cero en ambas escalas de presión. Diámetro del tubo medidor.
• Rangos de presión diferencial y estática del instrumento.
• Temperatura promedio del gas.
MEDIDOR CON REGISTRADOR DE PRESIÓN ESTÁTICA (WELL TESTER).
Este tipo de medidor de orificio está especialmente diseñado para medir bajos
caudales de gas a bajas presiones. El medidor consiste en un niple con conexión en un
extremo para roscarlo al tramo de cañería del pozo, en el otro extremo se enrosca el
portaorificios y en el cuerpo tiene una conexión para tomar la presión del flujo de gas.
El medidor de orificio "Well Tester" que utilizamos en nuestra operación es marca
"Merla" de 2" de diámetro; el juego de orificios que se emplea normalmente tienen los
siguientes diámetros: 1/8"; 1/4"; 3/8"; 1/2"; 3/4"; 1,0"; 1-1/4". Merla fabrica también
medidores well tester de otras dimensiones. En la tabla siguiente se indican las
características de cada uno de ellos.
Diámetro Longitud Capacidad de Medición Orificio (pulgadas)
2" 6-1/2" 1 MM pié3/d = 28.320 m3/d 1/8; 1/4; 3/8; 1/2; 3/4; 1; 1-1/4
3" 24" 3 MM pié3/d = 84.960 m3/d 3/4; 1; 1-1/4; 1-1/2; 2
4" 32" 3 MM pié3/d = 84.960 m3/d 1; 1-1/4; 1-1/2; 1-3/4; 2; 2-1/4; 2-1/2; 2-
3/4; 3

El instrumento registrador de presión estática, normalmente de marca Foxboro, puede
registrar dicha presión en pulgadas de agua, en pulgadas de mercurio o en psi. En
nuestra operación contamos con los tres tipos indicados. El registrador de presión se
conecta en la conexión que tiene el "well tester", próximo a la tapa portaorificio. La
instalación del medidor de orificio "well tester" en la cabeza del pozo o al sistema de
ensayo, se efectúa intercalando un tramo de cañería de igual diámetro que el medidor y
de un largo mínimo sin restricciones de 5 diámetros de cañería.
PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO.
En esta sección se incluyen las tablas de capacidad (Tablas II-VI; III-VI y IV-VI; con
presiones en pulgadas de agua, pulgadas de mercurio y en psi) y las tablas de los
factores de corrección por temperatura y gravedad específica del gas (Tablas V-VI y
VI-VI) utilizadas para el cálculo de los caudales de gas cuando se usa un medidor "well
tester" de 2" de diámetro.
(1)- Con el diámetro del medidor, diámetro de orificio y presión del registro se busca en
las tablas de capacidad el caudal de gas que está expresado en miles de pie3/día.
(2)- Se buscan los factores de corrección por temperatura y gravedad específica del gas
en las Tablas.
(3)- El caudal de gas real se calcula, es el resultado de : caudal de tablas de capacidad x
factor por temperatura x factor de gravedad específica.
Ejemplo:
Medidor well tester 2".
Diámetro de orificio : 1"
presión registrada: 18" de agua.
De las tablas de capacidad, encontramos Q gas = 110.000 pie3/día.
Los valores indicados en las tablas de capacidad son para las condiciones de gravedad
específica gas: 0,6 y 60 °F de temperatura. Si en nuestro ejemplo el gas tiene una
gravedad específica de 0,72 y una temperatura de registro igual a 70 °F, tendremos:
De tablas factor de corrección por temperatura = 0.9905
factor de corrección por gravedad específica = 0.9129

En consecuencia, el caudal de gas reas es:
Q = 110000 pie3/día x 0.9905 x 0.9129 = 99465 pie3/día
Para expresar este valor en m3/día, multiplicar por 0.0283.
99465 x 0.0283 = 2814.8 m3/día
(4)- Para determinar la relación gas-petróleo "GOR", se mide en tanque el petróleo
producido por el pozo. Si en nuestro ejemplo la producción es 10 m3/día, entonces:
GOR
m día
m día
= =
2814 8 3
10 3
281 48
. ( / )
( / )
.

TABLA II-VI
Medidor "Well Tester 2" - caudal: Mpie3/día
Basado en: 14.65 psi, 60°F - Gr.Esp: 0.60
DIAMETRO ORIFICIO (Pulg.)
Pulg.agua 1/16" 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)
1.0 .168 .528 1.68 3.56 6.27 14.2 25.8 43.9 69.6
1.2 .184 .578 1.85 3.91 6.87 15.5 28.3 48.0 76.2
1.4 .199 .625 1.99 4.22 7.42 16.8 30.6 51.9 82.3
1.6 .213 .669 2.13 4.52 7.94 17.9 32.7 55.5 88.0
1.8 .226 .709 2.26 4.79 8.43 19.0 34.6 58.9 93.3
2.0 .238 .747 2.37 5.05 8.87 20.0 36.5 62.0 98.5
2.2 .250 .784 2.49 5.29 9.31 21.0 38.3 65.1 103.
2.4 .261 .818 2.61 5.52 9.72 21.9 40.0 67.9 108.
2.6 .272 .852 2.71 5.76 10.1 22.9 41.6 70.7 112.
2.8 .282 .884 2.81 5.98 10.5 23.8 43.2 73.3 116.
3.0 .292 .915 2.92 6.18 10.9 24.5 44.7 76.0 121.
3.2 .302 .945 3.01 6.39 11.2 25.3 46.2 78.5 124.
3.4 .311 .975 3.11 6.58 11.6 26.1 47.6 80.9 128.
3.6 .319 1.00 3.19 6.78 11.9 26.9 48.9 83.3 132.
3.8 .329 1.03 3.28 6.96 12.2 27.6 50.3 85.5 136.
4.0 .338 1.06 3.37 7.14 12.5 28.3 51.6 87.8 139.
4.5 .357 1.12 3.58 7.58 13.3 30.1 54.7 93.1 148.
5.0 .377 1.18 3.71 7.98 14.1 31.6 57.7 98.1 156.
5.5 .396 1.24 3.95 8.37 14.7 33.2 60.5 103. 163.
6.0 .412 1.29 4.12 8.74 15.4 34.7 63.3 107. 170.
6.5 .428 1.34 4.30 9.10 16.0 36.1 65.8 112. 177.
7.0 .444 1.39 4.45 9.45 16.7 37.4 68.3 116. 184.
8.0 .479 1.50 4.76 10.1 17.2 40.0 73.1 124. 197.
9.0 .507 1.59 5.05 10.7 18.8 42.5 77.5 132. 209.
10.0 .533 1.67 5.32 11.3 19.9 44.8 81.6 138. 220.
11.0 .558 1.75 5.60 11.9 20.9 47.2 85.9 145. 231.
12.0 .584 1.83 5.86 12.4 21.9 49.3 89.8 152. 241.
13.0 .610 1.91 6.10 12.9 22.8 51.4 93.6 158. 251.
14.0 .632 1.98 6.33 13.4 23.7 53.3 97.3 164. 260.
15.0 .654 2.05 6.55 13.9 24.5 55.2 101. 170. 270.
16.0 2.11 6.72 14.2 25.1 56.8 103. 176. 278.
17.0 2.18 6.93 14.7 25.8 58.5 106. 181. 287.
18.0(*) 2.24 7.12 15.1 26.6 60.2 110.(*) 186. 295.
19.0 2.30 7.32 15.5 27.3 61.9 113. 191. 303.
20.0 2.36 7.51 15.9 28.0 63.5 115. 196. 311.
(*) Nota: Orificio de 1-1/2" para usar únicamente cuando orificios de menor diámetro no
permiten una correcta medición.
Orificio de 1/16" no recomendado.

TABLA II-VI (Cont.)
Presión DIAMETRO ORIFICIO (Pulg.)
Pulg.agua 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)
22.0 2.48 7.88 16.7 29.4 66.6 121. 206. 326.
24.0 2.59 8.22 17.4 30.7 69.5 126. 215. 341.
26.0 2.69 8.56 18.1 31.9 72.4 132. 224. 355.
28.0 2.79 8.89 18.8 33.2 75.1 137. 233. 368.
30.0 2.89 9.20 19.5 34.3 77.8 141. 241. 381.
32.0 2.99 9.50 20.1 35.5 80.3 146. 248. 394.
34.0 3.08 9.79 20.8 36.5 82.8 151. 256. 406.
36.0 3.17 10.1 21.3 37.6 85.2 155. 264. 418.
38.0 3.25 10.4 21.9 38.6 87.5 159. 271. 429.
40.0 3.34 10.6 22.5 39.6 89.8 163. 278. 440.
42.0 3.42 10.9 23.1 40.7 92.0 167. 285. 451.
44.0 3.50 11.1 23.6 41.6 94.1 171. 291. 462.
46.0 3.58 11.4 24.1 42.5 96.3 175. 298. 473.
48.0 3.66 11.6 24.7 43.4 98.4 179. 304. 482.
50.0 3.73 11.9 25.2 44.3 100. 183. 311. 493.
52.0 3.81 12.1 25.7 45.2 102. 186. 317. 502.
54.0 3.88 12.3 26.2 46.1 104. 190. 323. 511.
56.0 3.95 12.6 26.6 46.9 106. 193. 329. 521.
58.0 4.02 12.8 27.1 47.8 108. 197. 335. 530.
60.0 4.09 13.0 27.6 48.6 110. 200. 340. 539.
62.0 4.16 13.2 28.0 49.4 112. 203. 346. 549.
64.0 4.23 13.4 28.5 50.2 114. 207. 352. 557.
66.0 1.28 13.6 28.9 50.9 115. 210. 357. 565.
68.0 4.35 13.9 29.4 51.7 117. 213. 362. 575
70.0 4.42 14.1 29.8 52.4 119. 216. 368. 583.
72.0 4.48 14.3 30.2 53.2 120. 219. 373.
74.0 4.54 14.4 30.6 53.9 122. 222. 378.
76.0 4.60 14.6 31.0 54.7 123. 225. 383.
78.0 4.66 14.8 31.4 55.3 125. 228. 388.
80.0 4.72 15.0 31.8 56.1 127. 231. 393.
82.0 4.78 15.2 32.2 56.8 128. 233. 398.
84.0 4.84 15.4 32.6 57.4 130. 236. 403.
86.0 4.90 15.5 33.0 58.1 131. 239. 407.
88.0 4.96 15.7 33.4 58.8 133. 242. 412.
90.0 5.01 15.9 33.8 59.5 134. 244. 417.
92.0 5.06 16.1 34.1 60.1 136. 247. 422.
94.0 5.12 16.3 34.5 60.8 137. 250. 426.
96.0 5.17 16.4 34.9 61.5 139. 253. 431.
98.0 5.23 16.6 35.2 62.1 140. 255. 435.
100.0 5.28 16.8 35.6 62.7 142. 258. 439.

TABLA III-VI
Pulg.Mercurio 1/16" 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)
1.0 .595 1.91 6.23 13.2 23.1 52. 96. 162. 258.
1.1 .626 2.01 6.53 13.8 24.2 55. 100. 170. 271.
1.2 .657 2.11 6.83 14.5 25.2 58. 105. 178. 283.
1.3 .682 2.19 7.14 15.1 26.3 60. 109. 185. 295.
1.4 .704 2.26 7.37 15.6 27.4 62. 113. 192. 306.
1.5 .735 2.36 7.67 16.3 28.4 64. 117. 199. 317.
1.6 .754 2.42 7.89 16.7 29.5 67. 12. 206. 328.
1.7 .779 2.50 8.11 17.2 30.5 69. 125. 12. 338.
1.8 .807 2.59 8.41 17.9 31.6 71. 129. 219. 348.
1.9 .825 2.65 8.63 18.3 32.6 73. 132. 225. 358.
2.0 .850 2.73 8.86 18.8 33.7 75. 136. 231. 367.
2.2 .891 2.86 9.31 19.8 34.7 78. 143. 242. 386.
2.4 .928 2.98 9.69 20.5 35.8 82. 149. 253. 403.
2.6 .972 3.12 10.1 21.5 37.9 85. 155. 264. 420.
2.8 1.006 3.23 10.5 22.3 38.9 89. 161. 274. 445.
3.0 1.044 3.35 10.9 23.1 40.0 92. 167. 284. 451.
3.2 1.081 3.47 11.3 23.9 43.1 95. 173. 293. 467.
3.4 1.115 3.58 11.6 24.7 44.2 98. 179. 303. 482.
3.6 1.146 3.68 11.9 25.3 45.2 101. 184. 312. 497.
3.8 1.180 3.79 12.3 26.2 46.3 104. 189. 321. 510.
4.0 1.212 3.89 12.6 26.8 47.4 107. 194. 330. 524.
4.5 1.290 4.14 13.4 28.5 50.5 113. 206. 350. 558.
5.0 1.361 4.37 14.2 30.1 52.6 120. 218. 370. 589.
5.5 1.433 4.60 14.9 31.7 56.8 126. 229. 389. 619.
6.0 1.495 4.80 15.6 33.2 59.0 132. 240. 407. 648.
6.5 1.561 5.01 16.3 34.6 61.0 137. 251. 425. 676.
7.0 1.626 5.22 17.0 36.0 63.5 143. 261. 442. 704.
8.0 1.741 5.59 18.3 38.6 68.1 154. 280. 475. 756.
9.0 1.853 5.95 19.3 41.2 72.8 164. 298. 506. 806.
10.0 1.971 6.33 20.5 43.8 77.4 173. 316. 536. 854.
11.0 2.071 6.65 21.6 45.9 80.9 183. 333. 565. 899.
12.0 2.181 7.00 22.7 48.3 85.5 192. 349. 593. 944.
13.0 2.271 7.29 23.6 50.4 89.0 200. 365. 620. 986.
14.0 2.374 7.62 24.8 52.7 93.6 209. 381. 646. 1025.
15.0 2.470 7.93 25.8 54.7 97.0 217. 396. 672. 1068.
16.0 8.22 26.8 56.8 100.0 225. 411. 691. 1110.
17.0 8.49 27.6 58.6 104. 233. 425. 721. 1148.
18.0 8.80 28.7 60.8 107. 241. 439. 746. 1185.
19.0 9.08 29.5 62.7 110. 249 453. 769. 1223.
20.0 9.36 30.5 64.6 115. 256. 467. 793. 1262.
permiten una correcta medición. Orificio de 1/16" no recomendado.

TABLA III-VI (Cont.)
Pulg.Mercurio 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)
21.0 9.60 31.2 66.4 118. 264. 481. 816. 1296.
22.0 9.89 32.1 68.4 120. 271. 494 838. 1333.
23.0 10.1 32.9 70.0 123. 278. 507 861. 1370.
24.0 10.4 33.9 71.9 127. 285. 520 883. 1404.
25.0 10.6 34.6 73.6 131. 292. 533. 905. 1440.
26.0 10.9 35.5 75.4 133. 300. 546. 927. 1474.
27.0 11.2 36.4 77.2 136. 306. 559. 948. 1508.
28.0 11.5 37.2 78.9 140. 313. 571. 969. 1540.
29.0 11.7 37.9 80.5 142. 320. 583. 990. 1576.
30.0 11.9 38.7 82.2 145. 327. 596. 1011. 1608.
31.0 12.2 39.6 84.0 150. 334. 608. 1032. 1640.
32.0 12.4 40.5 86.0 152. 340. 620. 1052. 1673.
33.0 12.6 41.2 87.4 155. 347. 632. 1073. 1709.
34.0 12.9 42.0 89.0 157. 353. 644. 1093. 1740.
35.0 13.2 42.7 90.6 160. 360. 656. 1113. 1771.
36.0 13.4 43.5 92.2 164. 366. 668. 1133. 1802.
37.0 13.6 44.2 93.9 167. 373. 679. 1153. 1835.
38.0 13.8 45.0 95.5 169. 379. 691. 1173. 1866.
39.0 14.1 45.7 97.0 172. 386. 703. 1193. 1896.
40.0 14.3 46.4 98.7 175. 392. 714. 1212. 1928.
41.0 14.7 47.5 101. 178. 400. 729. 1240. 1957.
42.0 14.9 48.2 102. 180. 406. 740. 1250. 1990.
43.0 15.1 48.9 104. 184. 413. 752. 1270. 2019.
44.0 15.3 49.6 105. 187. 418. 763. 1300. 2052.
45/0 15.5 50.3 107. 189. 426. 775. 1320. 2080.
46.0 15.7 51.2 108. 191. 431. 787. 1337. 2112.
47.0 15.9 51.9 109. 193. 437. 798. 1348. 2145.
48.0 16.3 52.6 112. 198. 442. 809. 1369. 2172.
49.0 16.5 53.3 113. 200. 450. 819. 1390. 2203.
50.0 16.7 54.1 115. 202. 455. 830. 1411. 2230.
51.0 16.9 54.7 116. 205. 461. 841. 1422. 2260.
52.0 17.1 55.4 118. 207. 466. 853. 1441. 2293.
53.0 17.3 56.3 119. 211. 473. 865. 1463. 2320.
54.0 17.6 57.0 121. 213. 480. 877. 1485. 2350.
55.0 17.8 57.7 122. 216. 487. 887. 1506. 2380.
56.0 18.0 58.3 124. 219. 492. 897. 1527. 2410.
57.0 18.2 59.0 125. 222. 497. 907. 1538. 2440.
58.0 18.4 59.7 126. 224. 504. 918. 1559. 2470.
59.0 18.6 60.4 129. 226. 509. 929. 1578. 2500.
60.0 18.8 61.1 130. 229. 515. 940. 1590. 2530.

TABLA III-VI (Cont.)
Pulg.Mercurio 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)
61.0 19.0 61.8 132. 231. 521. 950. 1610. 2555.
62.0 19.2 62.5 133. 235. 526. 962. 1632. 2585.
63.0 19.4 63.1 134. 237. 533. 971. 1653. 2615.
64.0 19.6 63.9 136. 240. 538. 985. 1664. 2640.
65.0 19.9 64.5 137. 242. 545. 993. 1686. 2670.
66.0 20.1 65.3 139. 245. 552. 1000. 1706. 2700.
67.0 20.3 66.0 140. 247. 557. 1010. 1727. 2730.
68.0 20.5 66.7 141. 250. 563. 1020. 1738. 2760.
69.0 20.7 67.4 143. 253. 568. 1040. 1759. 2785.
70.0 20.9 68.0 144. 255. 573. 1050. 1780. 2810.
71.0 21.1 68.8 146. 259. 579. 1055. 1790. 2845.
72.0 21.3 69.4 148. 261. 585. 1062. 1812. 2870.
73.0 21.6 70.1 149. 263. 591. 1072. 1832. 2900.
74.0 21.8 70.7 151. 266. 595. 1083. 1843. 2930.
75.0 22.0 71.6 152. 269. 603. 1094. 1864. 2955.
76.0 22.2 72.2 154. 272. 609. 1104. 1885.
77.0 22.4 72.8 155. 274. 615. 1115. 1907.
78.0 22.5 73.4 156. 276. 619. 1126. 1917.
79.0 22.8 74.1 158. 278. 624. 1136. 1939.
80.0 23.0 75.0 159. 280. 632. 1147. 1959.
81.0 23.3 75.5 160. 284. 636. 1157. 1970.
82.0 23.4 76.0 162. 286. 642. 1168. 1991.
83.0 23.7 77.0 163. 289. 650. 1179. 2011.
84.0 23.9 77.5 165. 291. 654. 1188. 2025.
85.0 24.0 78.1 167. 294. 658. 1198. 2045.
86.0 24.3 79.0 168. 297. 665. 1210. 2065.
87.0 24.4 79.6 169. 299. 670. 1220. 2073.
88.0 24.6 80.2 171. 302. 676. 1230. 2093.
89.0 24.9 81.0 172. 305. 683. 1241. 2116.
90.0 25.1 81.4 173. 307. 687. 1251. 2127.
91.0 25.3 82.3 175. 309. 693. 1262. 2148.
92.0 25.5 82.9 176. 312. 700. 1273. 2170.
93.0 25.7 83.5 177. 313. 704. 1284. 2180.
94.0 25.9 84.3 179. 316. 710. 1294. 2200.
95.0 26.1 84.9 180. 318. 715. 1305. 2222.
96.0 26.3 85.7 183. 321. 722. 1314. 2232.
97.0 26.5 86.3 184. 324. 727. 1325. 2255.
98.0 26.8 87.0 186. 326. 734. 1335. 2275.
99.0 27.0 87.5 187. 329. 739. 1346. 2286.
100.0 27.2 88.3 188. 331. 744. 1357. 2306.

TABLA IV-VI
Psig 1/16" 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)
1.0 .867 2.76 8.95 19.0 33.9 76. 137. 233. 371.
1.5 1.065 3.39 11.02 23.3 41.0 93. 169. 287. 456.
2.0 1.231 3.92 12.7 27.0 47.7 108. 195. 332. 527.
2.5 1.389 4.42 14.3 31.4 53.4 121. 220. 374. 595.
3.0 1.520 4.84 15.7 33.5 59.2 133. 242. 411. 654.
3.5 1.652 5.26 17.1 36.3 64.0 144. 263. 445. 709.
4.0 1.772 5.64 18.5 39.0 68.8 156. 283. 480. 764.
4.6 1.888 6.01 19.5 41.6 73.6 166. 301. 511. 814.
5.0 2.007 6.39 20.7 44.2 78.1 175. 319. 542. 863.
5.5 2.111 6.72 21.8 46.4 81.8 185. 336. 571. 908.
6.0 2.218 7.06 22.9 48.8 86.3 194. 353. 599. 953.
6.5 2.315 7.37 23.9 51.0 90.1 202. 369. 626. 995.
7.0 2.419 7.70 25.0 53.2 94.5 211. 385. 653. 1036.
7.5 2.516 8.01 26.1 55.3 97.8 219. 400. 677. 1080.
8.0 2.608 8.30 27.0 57.3 101. 227. 415. 700. 1123.
8.5 2.699 8.59 28.0 59.3 105. 236. 429. 729. 1160.
9.0 2.793 8.89 29.0 61.4 108. 245. 442. 754. 1198.
9.5 2.884 9.18 29.9 63.4 112. 251. 458. 777. 1237.
10.0 2.969 9.45 30.8 65.3 116. 259. 472. 802. 1274.
11.0 3.142 10.0 32.4 69.4 121. 274. 499. 847. 1348.
12.0 3.299 10.5 34.0 72.6 129. 288. 526. 893. 1420.
13.0 3.456 11.0 35.9 76.3 134. 303. 552. 937. 1490.
14.0 3.644 11.6 37.6 79.7 141. 317. 577. 980. 1559.
15.0 3.801 12.1 39.2 83.2 147. 331. 603. 1023. 1626.
16.0 12.5 40.9 86.8 153. 344. 627. 1064. 1694.
17.0 13.1 42.4 90.0 159. 357. 652. 1105. 1760.
18.0 13.5 43.9 93.3 166. 370. 687. 1146. 1824.
19.0 14.0 45.5 97.2 171. 384. 699. 1187. 1887.
20.0 14.6 47.1 100. 177. 398. 725. 1233. 1949.
21.0 15.1 48.7 104. 183. 411. 749. 1270. 2012.
22.0 15.5 50.2 107. 189. 424. 773. 1316. 2075.
23.0 15.9 51.8 109. 193. 436. 796. 1346. 2140.
24.0 16.5 53.2 113. 200. 449. 817. 1388 2200.
25.0 16.9 54.7 116. 205. 461. 840. 1421. 2258.
26.0 17.3 56.3 119. 211. 473. 965. 1462. 2319.
27.0 17.8 57.7 122. 216. 487. 887. 1506. 2380.
28.0 18.2 59.0 125. 222. 497. 907. 1539. 2441.
29.0 18.6 60.4 129. 226. 510. 930. 1579. 2503.
30.0 19.0 61.9 132. 231. 522. 951. 1612. 2558.
31.0 19.4 63.2 134. 237. 534. 973. 1656. 2619.
- Orificio de 1/16" no recomendado.

TABLA IV-VI (Cont.)
Psig 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)
32.0 19.9 64.6 137.0 243.0 546.0 994.0 1690. 2675.
33.0 20.3 66.2 140.0 248.0 558.0 1012. 1729. 2737.
34.0 20.7 67.5 143.0 253.0 569.0 1043. 1764. 2798.
35.0 21.2 69.0 147.0 260.0 581.0 1057. 1797. 2858.
36.0 21.7 70.3 150.0 265.0 594.0 1076. 1836. 2916.
37.0 22.1 71.8 153.0 270.0 605.0 1098. 1872. 2976.
38.0 22.5 73.0 155.0 275.0 617.0 1120. 1911. 3036.
39.0 22.9 74.4 158.0 279.0 628.0 1141. 1948. 3095.
40.0 23.3 75.8 161.0 285.0 639.0 1162. 1980. 3155.
41.0 23.8 77.3 164.0 290.0 652.0 1184. 2028. 3215.
42.0 24.2 78.6 168.0 296.0 662.0 1205. 2056. 3274.
43.0 24.5 80.0 170.0 301.0 674.0 1226. 2085. 3334.
44.0 25.0 81.2 173.0 306.0 685.0 1247. 2122. 3394.
45.0 25.4 82.7 176.0 311.0 697.0 1269. 2163. 3454.
46.0 25.8 83.9 178.0 315.0 708.0 1291. 2194. 3513.
47.0 26.2 85.5 182.0 320.0 720.0 1312. 2229. 3573.
48.0 26.8 86.8 185.0 326.0 732.0 1333. 2271. 3633.
49.0 27.2 88.3 188.0 331.0 744.0 1357. 2306. 3692.
50.0 27.6 89.7 191.0 337.0 756.0 1379. 2341. 3752.
51.0 28.0 91.1 193.0 342.0 767.0 1401. 2377. 3811.
52.0 28.5 92.5 196.0 347.0 779.0 1422. 2413. 3871.
53.0 28.9 93.9 199.0 352.0 790.0 1444. 2449. 3931.
54.0 29.3 95.3 202.0 357.0 802.0 1466. 2485. 3991.
55.0 29.7 96.7 205.0 362.0 814.0 1488. 2522. 4051.
56.0 30.2 98.1 208.0 367.0 825.0 1509. 2558. 4110.
57.0 30.6 99.5 211.0 373.0 837.0 1531. 2594. 4170.
58.0 31.0 100.9 214.0 378.0 848.0 1553. 2630. 4230.
59.0 31.5 102.3 217.0 383.0 860.0 1573. 2666. 4289.
60.0 31.9 103.6 220.0 388.0 872.0 1596. 2702. 4349.
61.0 32.3 105.0 223.0 393.0 883.0 1618. 2738. 4409.
62.0 32.8 106.4 226.0 398.0 895.0 1639. 2774. 4468.
63.0 33.2 107.8 229.0 403.0 906.0 1661. 2810 4528.
64.0 33.6 109.2 232.0 409.0 918.0 1683. 2846. 4588.
65.0 34.0 110.6 235.0 414.0 930.0 1705. 2883. 4647.
66.0 34.5 112.0 238.0 419.0 941.0 1726. 2919. 4707.
67.0 34.9 113.4 241.0 424.0 953.0 1748. 2955. 4767.
68.0 35.3 114.8 244.0 429.0 965.0 1770. 2991. 4827.
69.0 35.8 116.2 247.0 434.0 976.0 1791. 3027. 4886.
70.0 36.2 117.5 250.0 440.0 988.0 1813. 3063. 4946.
71.0 36.6 118.9 252.0 445.0 999.0 1835. 3099. 5006.

TABLA IV-VI (Cont.)
Psig 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)
72.0 37.1 120.3 255. 450. 1011. 1856. 3135. 5065.
73.0 37.5 121.7 258. 455. 1023. 1878. 3171. 5125.
74.0 37.9 123.1 261. 460. 1034. 1900. 3207. 5185.
75.0 38.3 124.5 264. 465. 1046. 1922. 3244. 5245.
76.0 38.8 125.9 267. 470. 1057. 1943. 3280. 5304.
77.0 39.2 127.3 270. 476. 1069. 1965. 3316. 5364.
78.0 39.6 128.7 273. 481. 1081. 1987. 3352. 5424.
79.0 40.1 130.1 276. 486. 1092. 2008. 3388. 5483.
80.0 40.5 131.4 279. 491. 1104. 2030. 3424. 5543.
81.0 40.9 132.8 282. 496. 1115. 2052. 3460. 5603.
82.0 41.4 134.2 285. 501. 1127. 2073. 3496. 5662.
83.0 41.8 135.6 288. 506. 1139. 2095. 3532. 5722.
84.0 42.2 137.0 291. 512. 1150. 2117. 3568. 5782.
85.0 42.7 138.4 294. 517. 1162. 2139. 3605. 5842.
86.0 43.1 139.8 297. 522. 1174. 2161. 3641. 5901.
87.0 43.5 141.2 300. 527. 1185. 2182. 3677. 5961.
88.0 43.9 142.6 303. 532. 1197. 2204. 3713. 6021.
89.0 44.4 144.0 306. 537. 1208. 2225. 3749. 6080.
90.0 44.8 145.3 309. 543. 1220. 2247. 3786. 6140.
91.0 45.2 146.7 312. 548. 1232. 2269. 3821. 6200.
92.0 45.7 148.1 314. 553. 1243. 2290. 3857. 6259.
93.0 46.1 149.5 317. 558. 1255. 2312. 3893. 6319.
94.0 46.5 150.9 320. 563. 1266. 2334. 3929. 6379.
95.0 47.0 152.3 323. 568. 1278. 2356. 3966. 6439.
96.0 47.4 153.7 326. 573. 1290. 2377. 4002. 6498.
97.0 47.8 155.1 329. 579. 1301. 2399. 4038. 6558.
98.0 48.2 156.5 332. 584. 1313. 2421. 4074. 6618.
99.0 48.7 157.9 335. 589. 1324. 2442. 4110. 6677.
100.0 49.1 159.2 338. 594. 1336. 2464. 4146. 6737.

TABLA V-VI
FACTOR CORRECCION TEMPERATURA
FACTOR =
T+º460
520
Temp °F Factor Temp °F Factor Temp °F Factor Temp °F Factor
20 1.0408 65 0.9952 110 0.9551 155 0.9195
21 1.0398 66 0.9943 111 0.9543 156 0.9187
22 1.0387 67 0.9933 112 0.9534 157 0.9180
23 1.0376 68 0.9924 113 0.9526 158 0.9173
24 1.0365 69 0.9915 114 0.9518 159 0.9165
25 1.0355 70 0.9905 115 0.9510 160 0.9158
26 1.0344 71 0.9896 116 0.9501 161 0.9150
27 1.0333 72 0.9887 117 0.9493 162 0.9143
28 1.0323 73 0.9877 118 0.9485 163 0.9135
29 1.0312 74 0.9868 119 0.9477 164 0.9128
30 1.0302 75 0.9859 120 0.9469 165 0.9121
31 1.0291 76 0.9850 121 0.9460 166 0.9112
32 1.0281 77 0.9840 122 0.9452 167 0.9106
33 1.0270 78 0.9831 123 0.9444 168 0.9099
34 1.0260 79 0.9822 124 0.9436 169 0.9092
35 1.0249 80 0.9813 125 0.9428 170 0.9085
36 1.0239 81 0.9804 126 0.9420 171 0.9077
37 1.0229 82 0.9795 127 0.9412 172 0.9069
38 1.0219 83 0.9786 128 0.9404 173 0.9063
39 1.0208 84 0.9777 129 0.9396 174 0.9055
40 1.0198 85 0.9766 130 0.9388 175 0.9048
41 1.0188 86 0.9759 131 0.9380 176 0.9042
42 1.0178 87 0.9750 132 0.9372 177 0.9035
43 1.0168 88 0.9741 133 0.9364 178 0.9028
44 1.0157 89 0.9732 134 0.9356 179 0.9020
45 1.0147 90 0.9723 135 0.9348 180 0.9014
46 1.0137 91 0.9715 136 0.9341 181 0.9007
47 1.0127 92 0.9706 137 0.9333 182 0.9000
48 1.0117 93 0.9697 138 0.9325 183 0.8992
49 1.0107 94 0.9688 139 0.9317 184 0.9885
50 1.0098 95 0.9680 140 0.9309 185 0.8979
51 1.0088 96 0.9671 141 0.9301 186 0.8972
52 1.0078 97 0.9662 142 0.9293 187 0.8965
53 1.0068 98 0.9653 143 0.9284 188 0.8958
54 1.0058 99 0.9645 144 0.9279 189 0.8951
55 1.0048 100 0.9636 145 0.9271 190 0.8944
56 1.0039 101 0.9627 146 0.9263 191 0.8937
57 1.0029 102 0.9618 147 0.9255 192 0.8931
58 1.0019 103 0.9610 148 0.9247 193 0.8923
59 1.0010 104 0.9602 149 0.9240 194 0.8916
60 1.0000 105 0.9592 150 0.9233 195 0.8910
61 0.9990 106 0.9585 151 0.9225 196 0.8903
62 0.9981 107 0.8576 152 0.9217 197 0.8896
63 0.9971 108 0.8568 153 0.9210 198 0.8889
64 0.9962 109 0.9559 154 0.9202 199 0.8882
200 0.8876

TABLA VI-VI
FACTOR CORRECCION GRAVEDAD ESPECIFICA
FACTOR =
EspGr.
60.0
Temp °F Factor Temp °F Factor
0.500 1.0954 0.725 0.9097
0.505 1.0900 0.730 0.9066
0.510 1.0847 0.735 0.9035
0.515 1.0794 0.740 0.9005
0.520 1.0742 0.745 0.8974
0.525 1.0690 0.750 0.8944
0.530 1.0640 0.755 0.8914
0.535 1.0590 0.760 0.8885
0.540 1.0541 0.765 0.8856
0.545 1.0492 0.770 0.8827
0.550 1.0445 0.775 0.8793
0.555 1.0398 0.780 0.8771
0.560 1.0351 0.785 0.8743
0.565 1.0304 0.790 0.8715
0.570 1.0260 0.795 0.8687
0.575 1.0215 0.800 0.8660
0.580 1.0171 0.805 0.8635
0.585 1.0127 0.810 0.8607
0.590 1.0084 0.815 0.8580
0.595 1.0041 0.820 0.8554
0.600 1.0000 0.825 0.8528
0.605 0.9958 0.830 0.8502
0.610 0.9918 0.835 0.8476
0.615 0.9877 0.840 0.8452
0.620 0.9837 0.860 0.8353
0.625 0.9798 0.880 0.8257
0.630 0.9759 0.900 0.8165
0.635 0.9721 0.920 0.8076
0.640 0.9682 0.940 0.7989
0.645 0.9645 0.960 0.7906
0.650 0.9608 0.980 0.7825
0.655 0.9571 1.000 0.7746
0.660 0.9535 1.020 0.7669
0.665 0.9498 1.040 0.7595
0.670 0.9463 1.060 0.7523
0.675 0.9427 1.080 0.7543
0.680 0.9393 1.100 0.7385
0.685 0.9359 1.120 0.7319
0.690 0.9325 1.140 0.7255
0.695 0.9292 1.160 0.7192
0.700 0.9258 1.180 0.7131
0.705 0.9225 1.200 0.7071
0.710 0.9193 1.220 0.7013
0.715 0.9161 1.240 0.6956
0.720 0.9129 1.260 0.6901

Manual de Producción – PAE- Argentina 1-VII
VII - RECUPERACIÓN SECUNDARIA
Cuando se perfora un pozo en un yacimiento petrolífero y se coloca el mismo en
producción, se crea una zona de baja presión que permite a los fluidos moverse desde el
yacimiento al pozo. En recuperación primaria el petróleo fluye debido a la energía propia
del reservorio.
Cuando esta energía natural disminuye, se puede recurrir a otro método de
recuperación obteniendo así una cantidad adicional de petróleo. Si por cualquier
mecanismo se le entrega energía a un reservorio, se dice que la producción es por
recuperación asistida (secundaria o terciaria).
El barrido con agua (waterflooding) es un método de recuperación secundaria en el
cual ésta es inyectada en uno o más pozos, formando un frente que desplaza el petróleo
a través de la formación hacia los pozos productores (Fig. 1-VII). La inyección de agua
produce la energía suficiente para desplazar el petróleo de la vecindad de los pozos
inyectores hacia los pozos productores. Este es el más difundido de los métodos de
recuperación asistida por su bajo costo y alta eficiencia.
Pan American tiene actualmente (a Diciembre, 2001) 53 proyectos de recuperación
secundaria en marcha, con un total de 779 pozos inyectores y 1115 pozos productores.
Se inyectan aproximadamente 100.000 m
3
agua por día y se producen 4.000 m
3
ppd, que
corresponden a recuperación secundaria; en la Tabla I-VII se resumen las características
de cada proyecto (la tabla I-VII se adjunta al final del capítulo).
Figura 1-VII

OCTUBRE 2001
Oct.-01
Proyecto En Fecha Pozos Pozos Numero Inyeccion % Produccion Produccion % % Numero De
Marc
ha
Comienzo En En Arenas Mes(M3/d) Inyectado Total Secundaria Produccion Agua En La Instalaciones
Inyeccion Inyeccion Produccion Mes(M3/d) Mes(M3/d) Secundaria Produccion Selectivas
A.GRANDE 1 Diciembre 1974 16 24 11 2143,5 4,3 93,3 91,2 97,7 0,0 1
BAYO PILOTO 1 Octubre 1997 6 11 1 388,4 0,8 42,7 24,9 58,3 0,0 -
C.DRAGON B-1 1 Octubre 1978 25 53 12 7656,7 15,3 166,8 152,9 91,7 0,0 12
C.DRAGON B-III 1 Mayo 1999 4 11 1165,6 2,3 92,9 60,4 65,0 0,0 4
C.DRAGON B-IV 1 Julio 1970 13 24 5 2977,7 6,0 82,8 70,7 85,4 0,0 1
C.GRANDE B-I 1 Junio 1983 1 8 9 478,2 1,0 10,1 10,1 100,0 0,0 1
C.GRANDE B-II 1 Junio 1983 1 18 11 833,5 1,7 77,3 67,7 87,6 0,0 4
C.GRANDE B-IIIE 1 Enero 1992 5 10 4 732,4 1,5 46,3 18,2 39,4 0,0 4
C.GRANDE B-III-W 1 Octube 1996 4 17 8 816,9 1,6 86,9 46,6 53,7 0,0 4
C.GRANDE B-IIW 1 Enero 1989 7 37 10 1173,7 2,3 132,6 71,6 54,0 0,0 9
C.GRANDE B-V 1 Octubre 1978 4 7 5 706,6 1,4 20,4 20,4 100,0 0,0 3
CERRO TORTUGA II 1 Febrero 1998 7 28 8 1300,0 2,6 175,0 69,2 39,5 0,0 7
ESCORIAL B-III 1 Diciembre 1996 3 16 13 279,9 0,6 82,2 47,7 58,0 0,0 3
ESCORIAL B-IV 1 Marzo 1992 10 22 8 1303,5 2,6 102,3 47,7 46,6 0,0 9
EL TRIANGULO 1 Febrero 2001 4 10 910,3 1,8 48,3 15,6 32,3 0,0 4
HUETEL SUR 1 Enero 2001 5 21 14 498,5 1,0 100,2 6,4 6,4 0,0 6
LA MADRESELVA B-II 1 Febrero 1993 2 7 5 344,1 0,7 50,2 37,8 75,3 0,0 1
LA MADRESELVA B-IV y V 1 Mayo 1998 4 13 11 522,0 1,0 125,9 88,2 70,0 0,0 4
LAS FLORES II 1 Febrero 1998 5 17 14 1170,4 2,3 76,6 36,8 48,1 0,0 5
LAS FLORES I & N 1 Febrero 2001 16 27 2690,2 5,4 106,0 63,4 59,8 0,0
M. CATORCE B-I 1 Diciembre 1994 1 22 12 447,8 0,9 81,0 37,4 46,1 0,0 2
M. CATORCE B-II 1 Febrero 1992 5 36 7 916,9 1,8 192,4 113,6 59,0 0,0 5
M. CATORCE B-III + EXP 1 Marzo 1996 (**) 10 35 10 1868,7 3,7 383,9 233,7 60,9 0,0 3
ORIENTAL B-Ib,III & IV 1 Marzo 1999 11 40 12 2103,7 4,2 382,2 305,8 80,0 0,0 11
RESERO B-I 1 Febrero 1993 9 20 10 1576,9 3,2 121,1 84,1 69,4 0,0 9
RESERO B-II 1 Diciembre 1994 3 11 6 158,6 0,3 34,2 17,6 51,3 0,0 3
RESERO B-III 1 Diciembre 1994 6 19 10 919,3 1,8 103,3 45,8 44,4 0,0 6
RESERO B-IV&V 1 Marzo 1999 5 14 11 716,2 1,4 92,5 44,9 48,6 0,0 5
TRES PICOS II 1 Diciembre 1996 4 15 13 423,6 0,8 38,6 10,9 28,3 0,0 3
V.HERMOSO B-II 1 Octubre 1988 2 8 2 372,5 0,7 23,9 14,1 59,0 0,0 2
V.HERMOSO B-IV 1 Setiembre 1988 1 6 4 428,0 0,9 22,9 19,3 84,4 0,0 1
V.HERMOSO B-IX 1 Febrero 1975 6 10 3 1308,7 2,6 52,0 52,0 100,0 0,0 3
ZORRO B-I 1 Octubre 1990 8 26 12 2172,0 4,3 184,8 114,9 62,2 0,0 8
ZORRO B-I EAST 1 Octubre 1993 7 23 13 1787,2 3,6 225,3 164,3 72,9 0,0 2
ZORRO B-IV 1 Diciembre 1994 4 10 5 946,3 1,9 60,3 34,9 57,8 0,0 4
ZORRO BLOCK II + BLOCK VI 1 Enero 1994 (*) 17 59 15 3986,1 8,0 314,5 171,5 54,5 0,0 14
ZORRO BLOCK III 1 Noviembre 2000 1 7 14 218,5 0,4 24,0 3,5 14,5 0,0 7
ZORRO V 1 Marzo 1996 10 37 17 1555,9 3,1 245,3 153,2 62,4 0,0 10
TOTALES 38 252 779 325 49999,03 100 4300,85 2668,62 - - 180
(*) Se incorpora el proyecto Zorro Block VI a partir de Noviembre 2000.
(*) Se incorpora el proyecto Expansión a partir de Enero 2001.
Información general - Recuperación Secundaria
(Tabla I-VII)

FUENTES DE AGUA DE INYECCIÓN
El agua de inyección se obtiene de la separación agua-petróleo en las plantas
deshidratadoras y en algunas estaciones satélite con equipamiento para el tratamiento
del fluido y de inyección. Otra fuente la constituyen los pozos productores de agua que
se utilizan temporariamente hasta el llenado del yacimiento.
El agua separada del petróleo en las plantas deshidratadoras se deriva a las piletas
API, para luego a través de decantadoras (piletas de tierra), tanques bafleadores,
depuradores Wemco desde donde se transfiere a los tanques de almacenaje, solo en
planta de Cerro Dragón previo al almacenaje, el agua de pileta se transfiere a un equipo
depurador de agua (Wemco).
En la Fig. 2-VII se indica un esquema del sistema de recuperación secundaria donde el
agua es obtenida del proceso de deshidratación en planta.
Figura 2-VII

Figura 3-VII

En Meseta Catorce, Escorial , Zorro, Triángulo, el agua se separa del petróleo en un
tanque cortador de agua libre y se deriva a las piletas decantadoras (piletas de tierra
revestidas); desde allí se la transfiere a los tanques de almacenaje desde donde se
alimentan las bombas inyectoras.
En la Fig. 3-VII se indica un esquema del sistema de recuperación secundaria en los
yacimientos anteriormente mencionados.
TRATAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIÓN
1- EQUIPO DEPURADOR DE AGUA (WEMCO).
El depurador Wemco, Modelo 144-X, es utilizado para eliminar restos de petróleo,
partículas sólidas y gases disueltos (principalmente oxígeno y sulfuro de hidrógeno) que
puede contener el agua transferida desde las piletas decantadoras, mediante la
introducción de gas natural por el rotor dispersor al medio líquido en las cuatro celdas de
tratamiento.
Al ascender, las burbujas de gas diseminadas en el líquido arrastran las partículas
sólidas y gotas de petróleo formando en la superficie un manto de espuma que es
eliminado por los depuradores del equipo.
El equipo depurador está constituido por varios motores eléctricos de 30 HP, ubicados
en su parte superior, encargados de accionar los rotores dispersores a +/- 200 r.p.m., y
dos motores eléctricos de 1 HP, ubicados en la parte de entrada de agua y que
comandan las paletas barredoras de la película de petróleo.
Un controlador neumático de nivel, tipo Fisher Level-trol N° 2502 y una válvula
neumática serie BF con actuador Fisher tipo 480 POP (psneumatic operation plunger)
ubicada en la línea de descarga de agua, mantiene el nivel operativo dentro del
depurador. La presión neumática necesaria para el accionamiento de la válvula es de
20/25 psi.
El petróleo colectado es conducido hacia la pileta API ubicada en la planta de
tratamiento.
En las Figuras 4-VII y 4a-VII se muestra un esquema del depurador Wemco y su control
de nivel.
Tanques de Bafleado:
tienen la particularidad de recibir el fluido y a través de un circuito interior laberíntico,
romper emulsiones agua/ petróleo desplazando a este último a la superficie, donde se
colecta en bandejas circunferenciales o tipo embudo, derivándolo a piletas API. Mientras
que el agua limpia, a los tanques de almacenaje correspondientes.
La eficiencia de estos tanques es alta (20 ppm de petróleo o menor), y
fundamentalmente de bajo costo de mantenimiento y operación.
Importante es destacar que por el volumen tratado y las velocidades de llenado/
vaciado que se producen en emergencias, deben contar con válvulas de presión/ vacío y
sistema de inertización, con inyección de gas.

Figura 4-a-VII

Figura 4-VII

2. PRODUCTOS QUÍMICOS.
Entre los distintos productos químicos que se utilizan en nuestra operación hay que
diferenciar aquellos empleados para facilitar la separación agua-petróleo de aquellos
involucrados directamente en el mejoramiento del agua de inyección.
El primero es un desemulsionante, Wellaid 7000 / DBC 4865 soluble en petróleo, que
se inyecta al fluido en las estaciones satélite y colectores auxiliares y/o boca de pozos.
Los aditivos utilizados para mejorar la calidad del agua son:
• Desemulsionante inverso-clarificador, Wellaid 720 / DBC 4865 soluble en
agua, que se inyecta en los tanques separadores de agua libre.
• Floculante-espumante, FR-67 / FBS 1760/1880 LP, que se inyecta en la
entrada al depurador Wemco aumentando su eficiencia.
• Bactericida, XC-370, que se inyecta en la salida de Bafleadores, depurador
Wemco y tanques de almacenaje de agua y que permite controlar la
reproducción de bacterias sulfato-reductoras que son la principal fuente de
gas sulfídrico.
• Inhibidor de corrosión e incrustaciones, WF- 45, que previene la formación de
precipitados de carbonatos. Se inyecta en la entrada del distribuidor, en la
planta de tratamiento de Valle Hermoso y en la estación Anticlinal Grande en
forma continua y en pozos que tienen problemas de incrustación de bombas,
líneas, etc.; en bachos.
• Manipulee los Productos Químicos “que son”
y con los Elementos de Protección Personal

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Los 53 proyectos en marcha presentan diferentes esquemas de distribución y que los
agruparemos de acuerdo a su frente de agua:
1. PROVENIENTE DE PLANTA DESHIDRATADORA.
En Plantas de Tratamiento (Fig.5-VII) el agua tratada ingresa a tanques de almacenaje
de distintas capacidades, que alimentan las bombas de inyección de los proyectos, en
alta presión y directamente a los manifolds inyectores y / o busters de reinyección. (por
necesidades de incremento de dicha presión y caudales)
También se realiza transferencia en baja presión hacia proyectos distantes, provistos
de almacenaje y planta individual de inyección, con manifolds inyectores, eventuales
busters y pozos.
Las Plantas de referencia son las situadas en C.Dragon, V.Hermoso, A.Grande,
K.Kaike, P.Clavada.
2. PROVENIENTE DE ESTACIONES SATÉLITE.
En estaciones satélite con plantas de tratamiento e inyectora, el agua obtenida del
tanque separador de agua libre de 1600/450 m
3
de capacidad, ingresa a piletas
decantadoras (pileta de tierra revestida) y desde allí al tanque de succión de 320 m3 de
capacidad que alimenta las bombas de inyección. Con este esquema (Fig. 6-VII) se
encuentran varios proyectos en la Unidad de Gestión.
En la Tabla II-VII se indican algunas características de diferentes proyectos en marcha.

Figura 6-VII

Tabla 2-VII

DISTRIBUIDOR DE INYECCION
Desde la planta inyectora se transfiere el agua hacia los distribuidores en los que se
controla periódicamente la presión y caudal de cada línea de inyección. La instalación
(Fig. 7-VII) consta de: un caudalímetro, una toma de presión, tres válvulas de paso, una
línea derivadora (by pass) y un niple utilizado como alternativa para la instalación de un
regulador de caudal de superficie, y los correspondientes accesorios de conexión.
Figura 7-VII

1. CAUDALÍMETROS.
Los caudalímetros utilizados en los distribuidores de inyección son del tipo Oilgear
(rotor babuceado) / Krohne (magnéticos) de velocidad proporcional, para volúmenes de
15 a 5000 GPM (84-27360 m3/d) y presiones de 275-3600 psi.
Los primeros están constituidos por dos partes independientes, ambas estancas, una
motriz y otra contadora o totalizadora, desmontable, vinculadas por bulones de fijación.
En las Figuras 8-VII y 8-a-VII se indican sus partes y principio de funcionamiento.
La parte motriz está compuesta por una cámara donde trabaja el rotor balanceado
perpendicular al flujo de la corriente, imprimiéndole los efectos de una rueda, y una
turbina de flujo centrífugo. Esta combinación de efectos le da al rotor una velocidad
proporcional a la velocidad del flujo que pasa a través de la cámara del rotor. En el
extremo del eje del rotor se ubica una cupla magnética capaz de inducir una corriente de
arrastre al mecanismo totalizador.
El modelo seleccionado responde a la siguiente codificación:
S L 15 S - 6 A 1 S - 20 T 900
cuyo significado es:
S Tabique de calibración sólido.
L Tipo de fluido líquido.
15 Código de caudal para 84-552 m
3
/d.
S Tipo de material del cuerpo: acero inoxidable.
6 Tipo y material de los cojinetes: tungsteno-carbide.
A Rotación: lado derecho de la dirección del flujo.
1 Cantidad de totalizadores utilizados.
S Tipo de material del rotor: acero inoxidable.
20 Código de la medida de conexión: 2".
T Tipo de conexión: roscado.
900 Código de presión: serie 900, presión máxima 2160 Psi.

Los segundos, los caudalímetros magnéticos, se diseñan para medir el flujo de líquidos
eléctricamente conductivos en una cañería cerrada.
Las ventajas incluyen; baja obstrucción, rendimiento lineal, resistente a la cohesión en
las partes en contacto con el fluido, y alta exactitud.
No hay partes móviles que se desgasten, y la perdida de carga es mínima e igual a la
ofrecida por una sección de cañería con longitud y diámetro interior de iguales
dimensiones.
Las únicas partes en contacto con el fluído son, los electrodos y una camisa aislante.
Por estas características, estos pueden seleccionarse para medir caudal en el mas
corrosivo de los medios químicos.
La señal de salida es lineal y directamente proporcional a la velocidad del flujo. La
exactitud se sitúa en general en el orden del 1%.
Figura 8-VII Figura 8-a-VII

Principios de operación
Los caudalímetros magnéticos, operan con el principio de la ley de Faraday, de la
inducción electromagnética.
Sin entrar en la teoría matemática, se puede decir que:
Es= (1/C)xBxVxD
Donde:
Es = tensión en volts inducida en el electrodo.
B = densidad del campo magnético.
V = velocidad del liquido.
D = diámetro interno del caudalímetro.
C = constante adimensional.
La ecuación muestra, esencialmente, que un voltage se genera cuando un conductor
pasa a través de un campo magnético. El voltaje desarrollado es proporcional a la
densidad del campo magnético, la longitud del conductor, y a la velocidad del conductor
moviéndose a través del campo.
En la ecuación no se mencionan, la temperatura, presión, densidad, o viscosidad
porque el caudalímetro magnético desarrolla su señal independiente de estos
parámetros.
En la construcción convencional de un caudalímetro magnético, las bobinas están
montadas por fuera de una sección
de cañería no magnética. Se aplica
a estas bobinas una tensión alterna
de entre120 ó 240 volts a 50 ó 60
hz.
Cuando la corriente alterna pasa
a través de las bobinas, un campo
magnético se genera dentro de la
sección de la cañería. El líquido
pasa a través de dicha sección en
un plano perpendicular al plano del
campo magnético.
Figura 9-VII

Esquema de Funcionamiento.
Cuando el flujo de un líquido conductivo pasa a través de la sección de la cañería, se
genera un voltaje.
Este, se extrae a través de un par de electrodos que se instalan en oposición a los lados
de la cañería.
Cuando la sección de la cañería se construye de un material conductivo, como el
acero, debe estar encamisado con un material no conductivo, para así aislar la cañería
de los electrodos e impedir que el voltaje generado por el flujo, se disipe.
La densidad del campo magnético es fija para cada tamaño de medidor.
La longitud del conductor es la distancia entre los electrodos y también es fija de acuerdo
al tamaño. Esto deja la velocidad como la única variable en la ecuación, por consiguiente,
puede decirse que los caudalímetros magnéticos son dispositivos que miden velocidad
de flujo.
El sistema.
El voltaje desarrollado en los electrodos, es una señal de valor sumamente bajo. El
voltaje real varía por modelo, tipo de medidor y fabricante.
Para usar este bajo nivel, se dispone de un transmisor o un convertidor de señal para
amplificar, que condiciona y presenta una señal usualmente en la forma de 4 a 20
miliamperes de corriente contínua (ma.cc) que es la norma de la industria.
Se les incorpora una salida de frecuencia que se utiliza como totalizador, y al ser la
salida de señal del caudalímetro estrictamente lineal, la señal de salida para el caudal
será de 4 ma., para un valor de 0 y 20 ma, para el 100% del caudal, siendo los valores
intermedios proporcionales a la velocidad del flujo. Lo mismo ocurre para considerar la
frecuencia utilizada para el totalizador.
La utilización de estos caudalímetros esta centralizada en pozos inyectores, manifolds
de inyección y acueductos troncales.
Las marcas mas conocidas son, Fischer & Porter desde 1997 y actualmente Krohne con
el mismo principio de funcionamiento.
2. REGULADORES DE CAUDAL.
El regulador de caudal permite mantener el régimen de inyección deseado en cada
línea en forma constante independiente de la presión disponible. Si la presión de la zona
aumenta, [Fig. 10-VII (a)], el regulador se abre permitiendo que pase el mismo caudal de
fluido con una menor presión diferencial.
Si hay un incremento en la presión de inyección, [Fig. 10-VII (b)], el regulador se
cerrará automáticamente hasta mantener el flujo deseado.

El rango de caudales de los reguladores de fondo es de 9 a 260 m3 de agua por día
para válvulas de 1 ½ " y de 9 a 150 m3 de agua por día para válvulas de 1".
En nuestra operación tenemos instalados dos tipos de reguladores: los de superficie
ubicados en el distribuidor de inyección, y los de fondo alojados en los mandriles en
profundidad del pozo.
El principio de operación de ambos reguladores es el mismo, y consta básicamente de
una placa orificio intercambiable, un pistón cuyo movimiento es resistido por la acción de
un resorte calibrado y un orificio fijo cuya área de pasaje es variable de acuerdo a la
posición del pistón. Su principio de funcionamiento garantiza un caudal constante a
través de la placa orificio cuando la presión diferencial es de 100 psi.
Los reguladores de superficie [Fig. 10-VII(c)] están construidos para mantener una
caída constante de presión de 100 psi a través del orificio de control de flujo. El rango de
flujo requerido es determinado por el diámetro del orificio según se muestra en la Tabla
IIIa-VII de selección.
Los reguladores de
caudal de fondo
empleados son: de salida
inferior [Fig.11-VII (d)],
ubicada en el sentido del
flujo principal, y de salida
lateral [Fig. 11-VII (e-f)]
donde el flujo ingresa por
la nariz del regulador. La
diferencia operativa
observada es que
cuando decanta arena
sobre el regulador de
salida inferior es difícil
recuperar dicha válvula
por no permitir ecualizar
sus presiones, mientras
que para la de salida
lateral es muy poco
probable que decante
sólidos encima del
regulador.
Figura 10-VII

Figura 11-VII

3. REGULACIÓN. (VER FIG. 12-VII).
Todo el flujo pasa a través del orificio fijo del pistón "Ao" y sale a través del orificio
variable "Av". Este flujo a través de "Ao" crea una caída de presión (Pu-Pd) que es
función del flujo. Esta caída de presión actúa sobre el área neta del pistón (Ap-Ao) para
crear una fuerza igual a (Pu-Pd) * (Ap-Ao) que actúa en la dirección de compresión del
resorte. Si el flujo aumenta a través de Ao, aumenta la caída de presión a través de Ao.
Este incremento de flujo y de caída de presión continúa hasta que la caída de presión
(que actúa sobre el área neta del pistón) ejerce una fuerza igual y opuesta a la fuerza
ejercida por el resorte. Esta condición de balance de fuerza es el principio de la
regulación. Si más flujo trata de pasar a través de Ao, se generará un diferencial mayor.
Ya que el resorte es la única fuerza en oposición a esa provocada por el diferencial de
presión mayor, el pistón se moverá para comprimir el resorte y al mismo tiempo restringir
el orificio variable (Av). Av será restringido hasta que el flujo, y por lo tanto el diferencial
a través de Ao, se reduzcan a los valores fijados por las condiciones de flujo deseadas.
Nuevamente se ha obtenido un balance entre la fuerza del resorte (Fs) y la fuerza debida
al flujo
Ff= (Pu-Pd) * (Ap-Ao).
Las válvulas reguladoras de 1½ "de salida lateral utilizadas en la operación son del tipo
Baker modelo RF, Mc Murry modelo VR-WF y Camlow modelo PL, y de salida inferior
Baker modelo BF. La válvula Camlow PL-15 [Fig. 11-VII (e)] tiene la entrada lateral en su
parte superior y salida lateral.
Las Tablas IIIa-VII, IIIb-VII, IIIc-VII y Fig. 13-VII muestran los caudales correspondientes
a cada orificio de cada tipo de válvula.

Figura 12-VII

INSTRUCCIONES PARA DIMENSIONAR LOS REGULADORES
Se usan las figuras 14-VII y 14a-VII para seleccionar el orificio fijo del pistón (Ao) de
acuerdo al rango requerido. Después de elegir el orificio correcto el regulador se debe
calibrar bajo condiciones de flujo.
Las curvas que muestran flujos máximos y mínimos representan los caudales máximo
y mínimo al cual el regulador puede calibrarse con ese orificio.
Para seleccionar un orificio, trace una línea horizontal partiendo desde el caudal
deseado y cruce las curvas que representan los distintos orificios del pistón (máximo y
mínimo). Leyendo en el eje de abajo, elija el orificio que se encuentra más cerca de
dividir esta línea por la mitad.
Ejemplo (Ver Figura 14-VII).
Necesitamos inyectar 245 B/D (barriles por día). Tiramos la línea y vemos que la
elección lógica es un orificio de 7/32". Para un cálculo de 245 B/D a través de regulador,
vemos que se requiere una presión de 40 psi.
Después de elegido el tamaño del orificio, debe calibrarse el regulador bajo
condiciones de flujo.
CALIBRACION DEL REGULADOR
Con el regulador instalado en el calibrador hay que asegurarse que se cuente con
presión suficiente. En el ejemplo anterior se vio que eran necesarias 40 psi por lo menos
a través del regulador. Toda vez que sea posible se aconseja ajustar el regulador con la
presión diferencial de la operación esperada.
Se procede al ajuste del regulador. Ajustando el tornillo en el sentido de las agujas del
reloj comprime el resorte e incrementa el caudal.
El regulador tiene un tope interno para cada extremo del tornillo de ajuste.
NO FUERCE EL REGULADOR TRATANDO DE PASAR ESTOS EXTREMOS.
Cuando se consiguió el caudal buscado se traba el tornillo de ajuste con el Allen que va
encima. Esta traba final debe hacerse sin presión en el regulador para asegurarse que
queden bien las roscas. Antes de sacar el regulador, es aconsejable verificar una vez
más el caudal, para asegurarse que el tornillo de calibración no se movió en el proceso
de traba.

TABLA IIIa-VII
SELECCION DE ORIFICIO PARA REGULADOR DE SUPERFICIE
Medida Agua Dulce Agua Salada (Bbl/d)
(Pulg.) (bbl/d ± 10%) Gravedad Específica
1.020 1.040 1.060 1.080 1.100 1.120 1.140 1.160 1.180 1.200
5/64 55 54 54 53 53 52 52 52 51 51 50
6/64 80 79 78 78 77 76 76 75 74 74 73
7/64 125 124 123 121 120 119 118 117 116 115 114
8/64 145 144 142 141 140 138 137 136 135 133 132
9/64 185 183 181 180 178 176 175 173 172 170 169
10/64 250 248 245 243 241 238 236 234 232 230 228
11/64 290 287 284 282 279 276 274 272 269 267 265
12/64 345 342 338 335 332 329 326 323 320 318 315
13/64 405 401 397 393 389 386 383 379 376 373 370
14/64 465 460 456 452 447 443 439 436 432 428 424
15/64 530 525 520 515 510 505 501 496 492 488 484
16/64 610 604 598 592 587 582 576 571 566 562 557
17/64 665 658 652 646 640 634 628 623 617 612 607
18/64 725 718 711 704 698 691 685 679 673 667 662
19/64 805 797 789 782 775 767 761 754 747 741 735
20/64 900 891 883 874 866 858 850 843 836 828 822
21/64 980 970 961 952 943 934 926 918 910 902 895

TAPÓN O VÁLVULA CIEGA.
Válvula ciega, denominada
"Dummy" [Fig. 15-VII (a)],
destinada a sellar la
comunicación entre el tubing y
el casing, constituida por un
cuerpo de igual configuración
que la reguladora, sin orificio
de salida y con doble juego de
copas que se ubican en el
bolsillo del mandril confiriendo
un positivo sello entre el
tubing y el casing.
Se utiliza en diseño
selectivo cuando deseamos
aislar una o más arenas del
resto, en ensayos de
hermeticidad de mandriles
previos a ser bajados al pozo
y en pruebas de hermeticidad
de diseños (tubing, niples,
mandriles).
CABEZA DE PESCA.
En la parte superior de la
válvula se coloca el conjunto
de pesca y el mecanismo de
traba "Latch" [Fig. 15-VII (b)]
vinculados con un perno de
corte.
La cabeza de pesca formada
por dos conos permite el manejo de la válvula para su asentamiento, cono inferior, y en
su recuperación, cono superior. El seguro traba mecánicamente la válvula en el bolsillo
no permitiendo que ésta se libere de su ubicación durante el tiempo de inyección.
En la recuperación de la válvula será necesario provocar el corte del perno por tracción
para liberar la traba mecánica de la misma. En este tipo de trabajo será necesario tener
en cuenta la correcta información del tipo de cabeza de pesca y observar en las
especificaciones del fabricante el tipo de herramienta de pesca requerida.
Los tipo de "Latch" utilizados son Mc Murry modelo RA y Baker modelo R.
Figura 15-VII

MANDRIL CON BOLSILLO LATERAL
Este elemento del diseño de inyección, de sección circular u oval, está diseñado para
alojar la válvula reguladora y permitir realizar trabajos con herramientas especiales para
el asentamiento y recuperación de la misma, como así también la ejecución de perfiles
de admisión con válvulas instaladas.
La Fig. 16-VII, muestra los mandriles de salida inferior y de salida lateral con el diseño
de su bolsillo lateral.
La medida del mandril a instalar estará relacionada con el diámetro de la cañería de
aislación (casing), de allí que para un casing de 5 ½ " se bajarán mandriles de 2 3/8" y para
casing de 7" serán mandriles de 2 7/8" ó 3 ½ " según sea su diseño.
Los tipos de mandriles utilizados en la operación son Mc Murry modelo FMH de salida
lateral, Camlow modelo M de salida lateral y Baker modelo MM de salida inferior, todos
en medida de 2 3/8" para alojar válvulas de 1 ½ ". Especificaciones técnicas que se
deberán tener en cuenta:
Material: Aleación de acero AISI 4130.
Máxima 22 y 36 RC para bajo y alto tratamiento térmico.
Presión: Máxima de prueba
22 RC 36 RC
Externa 5000 psi 6000 psi
Interna 6000 psi 8000 psi
Esfuerzo: Al límite de
fluencia 104000 Lbs 136000 Lbs
PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DEL MANDRIL
1. Asegurar el mandril en un banco de trabajo.
2. Instalar los niples, superior de 4' e inferior de 2', ajustándolo con 1200 Lbs.ft de
torque.
3. Instalar válvula ciega "Dummy" en el bolsillo lateral del mandril asegurando la
traba mecánica en el alojamiento, utilizando running tool y tijera de ser necesario.
4. Pasar una barra calibradora de 48.2 mm, a través del mandril y niples de 2 3/8",
asegurando el correcto diámetro interno de trabajo (Drift diameter).
5. Colocar un tapón y llenar de agua asegurando que todo el aire ha sido eliminado
del interior del mandril.
6. Presurizar hasta alcanzar los 4000 psi y observar si hay alguna pérdida.
7. Si hay pérdida, retire la válvula ciega y reemplace sus sellos y/o controle la
válvula y repita nuevamente el procedimiento.

SELECCIÓN DE VÁLVULAS Y MANDRILES
De acuerdo a los diseños de válvulas y mandriles vistos se deberá tener cuidado al
realizar la elección del tipo de válvula a bajar y la limitación aparece en las Camlow
modelo PL-15, de entrada lateral, que no podrán ser bajadas con mandriles Mc Murry.
Figura 16-VII

MOVIMIENTO DE VÁLVULAS
La extracción y colocación de válvulas reguladoras puede realizarse mediante servicios
de cable o alambre.
Los servicios de cable o alambre para el movimiento de válvulas tienen diferencias
operativas entre sí muy grandes por causa de la gran disparidad entre las
especificaciones mecánicas del cable y el alambre.
El alambre estándar es el de diámetro .092", el cual posee una tensión de ruptura de
1547 Lbs. (Tabla IV-VII). El cable en uso es el de diámetro 7/32" con una tensión de
ruptura de 5200 Lbs.
Comparando ambos valores de ruptura, el cable ofrece un mayor margen de seguridad.
En la práctica, para evitar rupturas en superficie, ambos poseen puntos débiles de menor
tensión de corte en la punta, sobre las herramientas. En el alambre el punto débil se
diseña para cortar a 900 Lbs, la Figura 17-VII (a) muestra la construcción de un punto
débil de este tipo, pasando el alambre por un perno y envolviendo 9 vueltas del alambre
excedente sobre sí mismo. Al llegar a la tensión de 900 Lbs el alambre deberá
desenroscarse, librándose.
En la práctica este sistema de punto débil no es eficiente y se corre el riesgo de que el
alambre se corte en superficie, con la consecuente pesca del alambre. Para evitar este
riesgo se prefiere usar una herramienta cortadora de alambre o "pata de cabra"
[Figura 17-VII (b)], que consiste en una barra con un agujero central y una ranura en toda
su longitud que permite enhebrar el alambre en superficie. En su parte inferior tiene un
tope que activa una cuña y este a su vez activa un cuchillo. La herramienta una vez
enhebrada en el alambre se larga por caída libre en el pozo, cuando el tope de la cuña
choque con la punta de la herramienta en pesca, cortará el alambre, quedando
engrampada al alambre recuperándose ambos en superficie.

Figura 17-VII

El punto débil del cable se diseña para cortar a 3500 Lbs, lo cual se consigue trabando
algunas de las hebras de alambre de la armadura interior y exterior del cable, como
vemos en la Tabla IV-VII, el cable seccionado en donde se indican con una "X" las
hebras a trabar; 4 interiores Y 10 exteriores, cortándose las restantes.
En conclusión, con el cable tenemos una relación de 4 a 1 en la tracción antes de
cortar el punto débil. La comparación de la resistencia al desgaste y la corrosión, otorga
mayor seguridad al cable, ya que en estas condiciones el cable comienza a cortar hebras
en la zona afectada sin que por ello el cable se corte totalmente, permitiendo su
extracción y reemplazo.
En el caso del alambre su mantenimiento y revisión deben ser muy intensivos
buscando fallas ocultas.
El servicio de cable permite traccionar en situaciones normales hasta 2000 Lbs, y en
casos extremos hasta 2500 Lbs, lo cual permite el uso en todo momento de la tijera
hidráulica, dando un servicio más eficiente y seguro.
Otra cualidad muy importante del servicio de cable es la posibilidad de utilizar un
localizador de cuplas (CCL) en la operación de extracción y colocación de válvulas, ya
que permite ubicar con precisión y rapidez la profundidad correcta de los mandriles.
HERRAMIENTAS PARA MOVIMIENTO DE VÁLVULAS
Las herramientas de pozo utilizadas en movimiento de válvulas son :
• Punta de cable
• Cuenta cupla (CCL)
• Barra de peso
• Tijera mecánica
• Tijera hidráulica
• Kickover
• Running tool
• Pescador
En la Fig. 18-VII se indica cada una de ellas siendo sus funciones las siguientes:
-Punta de cable: compuesta por un cuerpo con cabeza de pesca en cuyo interior
trabaja un resorte; su finalidad es la de absorber los impactos provocados en las
maniobras, y la conexión del punto débil del cable para evitar que éste quede dentro de la
sarta del tubing en un atascamiento de válvula.

Figura 18-VII

• Cuenta cupla CCL: permite ubicar la profundidad del mandril mediante la
señal enviada a superficie a través del cable.
• Barra de peso: utilizada para proporcionar energía y para mantener el cable
tensionado facilitando la bajada del tren de herramientas, son de 2, 3 y 5
pies de longitud y de material de alta densidad (grado 4140).
• Tijera: Su propósito es el de disponer de un mecanismo golpeador sobre el
resto de las herramientas en la profundidad del pozo, pudiendo ser
mecánica o hidráulica. La primera proporciona el golpe hacia abajo
mientras que la hidráulica golpea hacia arriba.
• Kickover: es una herramienta de brazos articulados retráctiles unidos en su
parte superior a una rótula de movimiento universal, que permite trabajar
dentro del mandril a fin de colocar o retirar la válvula del bolsillo lateral. La
Fig. 19-VII muestra el kickover y su posición en el mandril.
• Running tool: instalada debajo del kickover, es la herramienta encargada de
transportar y asentar la válvula, está constituida por un cuerpo en cuyo
interior aloja al cono inferior de la cabeza de pesca y por dos pernos de
corte (bronce) utilizados como elementos de sujeción.
Después de colocar la válvula y trabar el gatillo del latch, el running tool se
desvinculará cortando los pines de bronce por medio del golpe ascendente
de la tijera hidráulica.
• Pescador: instalado debajo del kickover, es utilizado para retirar la válvula
del bolsillo lateral del mandril, su mordazas internas toman al cono superior
de la cabeza de pesca de la válvula y cortando el pin de bronce, mediante el
golpe ascendente de la tijera hidráulica, libera la traba "Latch" del bolsillo.
Si durante la operación de pesca la válvula no libra, será necesario
desvincular el pescador del latch, esto se logra cortando el pin de bronce
que sujeta a las mordazas mediante un golpe hacia abajo con la tijera
mecánica.

Figura 19-VII

APLICACIONES DEL TRAZADOR RADIACTIVO.
• Medición de caudales en tubing y anular tubing-casing.
• Control de hermeticidad pérdidas en la instalación.
• Detectar intercomunicación en packers.
• Detectar intercomunicación entre capas por fallas de aislación del casing.
Figura 20-VII

Figura 21-VII

EL TRAZADOR RADIACTIVO EN POZOS INYECTORES DE AGUA.
La velocidad del fluido en los distintos tramos de un pozo inyector puede ser
determinada inyectando una pequeña cantidad de material radiactivo en el fluido y
midiendo el tiempo que tarda dicho material en pasar frente a dos detectores espaciados
con una distancia determinada.
La disposición física de la herramienta está representada por la Figura 20-VII, mientras
que las Figuras 21-VII (a) y 21-VII (b) muestran registros típicos realizados en régimen
turbulento y laminar.
El cálculo de la velocidad del fluido queda reducido entonces a una medición de
tiempos, ya que la distancia física entre los detectores es conocida, por lo que podría
esperarse resultados sumamente exactos. Sin embargo, la práctica ha indicado que el
procedimiento descrito ha producido discrepancias de hasta un 30% en relación a los
volúmenes de agua realmente inyectados. En el pasado, estas diferencias se dejaban
sin explicar, o bien, a falta de otra posibilidad, se ajustaba la información obtenida de
modo que coincidiera con los datos reales de superficie. En la actualidad las fuentes de
error son conocidas, por lo cual la exactitud de las mediciones puede mejorarse por
medio de factores de corrección.
FUENTES DE ERROR EN EL CÁLCULO DE CAUDALES MEDIANTE EL USO DE
TRAZADORES RADIACTIVOS.
Corrección de la velocidad obtenida del perfil mediante le medición de tiempos. El
caudal desplazado se calcula conociendo la sección de la cañería y la velocidad
promedio del fluido.
Q = A * V
Es evidente que la lectura del trazador radiactivo se aproxima a la de la velocidad
máxima ubicada en el centro del caño, dependiendo la relación entre velocidad máxima y
velocidad promedio del régimen de flujo, turbulento o laminar.
Régimen De Flujo Turbulento
El flujo turbulento se presenta a velocidades altas cuando el número de Reynolds se
hace superior a 2000, por ejemplo cuando el caudal de inyección es mayor que 20
m3/día de agua en cañería de 5 ½ "; se caracteriza por movimientos arremolinados e
irregulares en los cuales los componentes de velocidad tienen fluctuaciones diferentes
impuestas sobre el valor promedio (ver Fig. 20-VII). El fluido en contacto con la pared de
la cañería es estacionario. La velocidad máxima se encuentra en el centro, sobre un
frente de velocidad casi plano.
La turbulencia y la difusión molecular tienden ambas a dispersar el material
radiactivo, pero como la velocidad promedio es relativamente alta y el frente plano, el
material radiactivo pasa frente a los detectores antes de ser excesivamente dispersado.

Los registros realizados en estas condiciones son altamente repetibles. Una vez
realizada la corrección por la distribución de velocidad, los valores calculados coinciden
en general con los valores de superficie. La corrección a aplicar para el flujo turbulento
es :
V = 0.83 Vmax
Régimen De Flujo Laminar
Se establece en bajos caudales, cuando el número de Reynolds es inferior a 2000. Se
caracteriza por un perfil de velocidad parabólico (Fig. 21b-VII), en donde la velocidad va
desde un valor mínimo o nulo en las adyacencias de la cañería a un valor máximo en el
centro de la misma.
Una vez que el material radiactivo llega a la pared del pozo, parte del mismo quedará
estacionario, mientras que el del centro continuará siendo arrastrado a una velocidad que
es un 50 % mayor que la velocidad promedio del fluido. El detector de rayos gamma
detectará no sólo el material más veloz, sino también el más cercano a las paredes. Es
por este motivo que los registros carecen de valor y resulta difícil realizar el cálculo. A
velocidad de flujo cero, las mediciones son imposibles. Cuando las mediciones de pico a
pico no son posibles, se utilizan las primeras deflexiones o se mide el tiempo transcurrido
desde la inyección hasta el arribo al primer detector. Evidentemente, el tiempo calculado
tendrá un error por la dispersión ocurrida.
La corrección a aplicar para flujo laminar es :
V = 0.50 Vmax
1) Mecanismos de dispersión del material radiactivo:
• Difusión molecular
• Mezcla turbulenta
• Distorsión en flujo laminar
2) Desplazamiento del pico de la curva de rayos gamma debido a la reacción no
instantánea del mismo.
3) El tiempo anticipado en que el detector reacciona.
Los errores 3 y 4 se minimizan utilizando únicamente herramientas con dos detectores y
circuitos medidores con respuestas idénticas de tiempo.
En flujo turbulento, el tiempo de recorrido debe ser leído entre los picos de las curvas,
mientras que en flujo laminar se debe leer entre los bordes de las curvas.

POZOS INYECTORES
La distribución y el control del caudal a inyectar en cada zona son de fundamental
importancia. Esto se hace más difícil en el caso donde hay mayor número de zonas a
inundar, por esto, se utilizan tres tipos de inyectores:
• Pozos perforados y completados como inyectores con entubación
múltiple (tubingless).
• Pozos perforados y completados como inyectores con diseño
selectivo.
• Pozos productores, antieconómicos y abandonados reparados
(convertidos) a inyectores.
POZOS INYECTORES CON ENTUBACIÓN MÚLTIPLE
Estos pozos son perforados en su tramo inicial con trépanos de 17-½ "hasta
aproximadamente 400 m y entubados con cañería de 13-3/8". Posteriormente y hasta su
profundidad final se perforan con trépanos de 12-1/4" y se entuban con cuatro columnas
de tubing de 2-7/8" (Fig. 22-VII). Antes de bajar los tubing al pozo deben ser medidos,
calibrados y codificados, luego se colocan los turbulizadores y rascadores. Otros
elementos que forman parte de la columna son: el zapato de fondo, los anillos
separadores y los centralizadores individuales (Fig. 23-VII).
Para bajar las cuatro columnas, el equipo de perforación debe estar provisto de una
cabeza colgadora, elevador y B.O.P. especiales para cuatro caños, y dos plataformas
adicionales. La cementación se realiza con dos camiones bombeadores en forma
simultánea por dos de las cuatro columnas, las que están provistas de zapato y collar de
cementación; las otras dos tienen zapatos ciegos. Los perfiles de control de cemento,
CCL y neutrón se realizan en una de estas últimas columnas.

Figura 22-VII

Figura 23-VII

Figura 24-VII

En la operación de punzado se utiliza un cañón unidireccional con un dispositivo
orientador para dirigir las perforaciones en dirección opuesta a las columnas adyacentes.
La herramienta se baja a la profundidad deseada. Sobre el cañón se encuentran un
detector radioactivo (desfasado 180° del cañón) y un motor eléctrico que se fija a la
columna a punzar; el motor que es comandado desde superficie hace girar en forma
solidaria al cañón y detector (Fig. 24-VII).
Por otra columna se baja una fuente radioactiva a la misma profundidad del detector.
Una vez en posición se procede a hacer girar el motor; cada vez que el detector acuse un
máximo de radioactividad, el sentido de disparo será opuesto a la columna de la fuente.
Para mayor seguridad se procede a bajar la fuente radioactiva en los dos tubing
restantes para tener la disposición correcta de las columnas debido a que pueden estar
desplazados por irregularidades del pozo. Una vez punzada la columna, se bombea
agua por la misma para verificar la eficiencia de la operación (no tiene que observarse
circulación por los otros tubing).
POZOS COMPLETADOS O CONVERTIDOS A INYECTORES
La elección de la ubicación de estos pozos dependerá de la mejor distribución de
reservas económicas del proyecto, para la situación de las conversiones será necesario
aislar las arenas a inundar del resto de las arenas abiertas mediante cementaciones a
presión.
De acuerdo al número de arenas a inyectar pueden tener una instalación simple o una
instalación de packers múltiples con reguladores de caudal de fondo.
La razón por la que se utiliza una instalación de packers múltiples es controlar
individualmente la inyección por arena. Dicha instalación consta básicamente de los
siguientes elementos (Fig. 25-VII):
• Packer de fondo: Su función es empaquetar y anclar la columna de
inyección. En nuestra operación se utilizan cuatro tipos de packers:
Guiberson, Hidráulico "FH", Lok-Set y San Eloy "P".
• Packers intermedios: Utilizados para aislar cada zona a inundar y
son: el de tensión y el hidráulico.
Dentro de los proyectos de recuperación secundaria se han experimentado diseños
alternativos con packer múltiples:
• Packer Lok-Set o "P" y packer de tensión (Fig. 26-VII)
• Packer hidráulico "FH" y packers de tensión (Fig. 27-VII)
• Packers hidráulicos "FH" en tandem (Fig. 28-VII).

Figura 25-VII

Figura 26-VII

Figura 27-VII

Figura 28-VII

INSTALACIÓN CON PACKER LOK-SET O "P" Y PACKER DE TENSIÓN
Esta alternativa es la más común en nuestra operación para un diseño selectivo y es
necesario efectuar rotaciones con la sarta de tubings en el asentamiento y el librado.
Las características de los packers de fondo utilizados, Lok-Set o "P", como así también
sus maniobras de asentamiento y librado se encuentran explicadas en el Capítulo I y no
difieren para esta aplicación.
El packer de tensión o empaquetador tandem de tensión (Fig. 29-VII), desarrollado
para aislar capas de pozos con inyección selectiva, presenta un dispositivo de doble "J"
para su fijación, el que está asegurado en su posición por pernos de corte. Cada perno
tiene un valor de corte de 3500 lbs. Se podrá colocar hasta cuatro como máximo cuando
el "J" pins se encuentre en la posición 1 y se romperán únicamente por peso; para la
segunda alternativa el "J" pins en la posición 2 se podrá colocar hasta seis como máximo
y se romperán por peso o por tracción. En nuestra operación se bajan los packers con el
"J" pins en la posición 1 y con tres pernos, una vez roto los pernos de corte, para
empaquetar la herramienta es necesario aplicar tensión.
Los packers utilizados son del tipo Baker modelo "C" y del tipo San Eloy modelos
"SAT-1" y "SAT-2", este último caracterizado por el doble juego de gomas para asegurar
mayor superficie de empaque.
Se baja al pozo uno o dos tubing entre el tapón de fondo y el primer mandril, se
instalan tubings intermedios y a continuación se coloca el Lok-Set o "P", luego, según las
profundidades, se van intercalando el resto de los mandriles con los packers de tensión.
Se bajarán tantos mandriles y packers según el número de arenas a inundar, tratando
que por lo menos haya un tubing entre elementos.
Todos los mandriles se bajarán abiertos sin las reguladoras a fin de no generar
presiones diferenciales, facilitando el asentamiento de todos los packers.
Alcanzada la profundidad de diseño se fija el packer de fondo, según lo visto en el
Capítulo I, luego se aplica el peso necesario (5000/10000 lbs) para romper los pernos de
corte, recordando que se requiere 3500 Lbs por cada perno; ahora se comienza a
levantar la sarta girando suavemente hacia la izquierda manteniendo la torsión hasta dos
vueltas y media, para una instalación de 6/8 tandem, palpando la entrada del mecanismo
en la "J" larga de cada packer. A medida que van ingresando a dicha "J" la sarta va
perdiendo torsión.
Una vez asegurados todos los packer en la "J" larga y sin torsión se adiciona entre
10000 y 20000 lbs de tensión para provocar el empaquetamiento (mínimo
recomendado=8000 lbs), no debiendo superar las 75000 lbs. de corte de los "J" pines,
verificando luego hermeticidad por ensayo de circulación.
Para librar estos packers debe darse peso hasta eliminar la tensión aplicada a los
mismos, rotar la sarta de tubings a la derecha de modo de lograr 1/8 de vuelta en cada
packer y volver a dar tensión para que los pines se ubiquen en la "J" corta de posición 1.
Luego se procede a librar el packer de fondo según Capítulo I, para extraer la instalación.

Packer de Tensión
Figura 29-VII

INSTALACIÓN CON PACKER HIDRÁULICO Y PACKERS DE TENSIÓN
Esta alternativa es utilizada cuando no es posible el asentamiento del packer por rotación
por problema de pozo (desviado).
El packer hidráulico utilizado es del modelo "FH" (Fig. 30-VII) y sus principales ventajas
son: su asentamiento hidrostático/ hidráulico, donde no se requiere de la rotación de la
sarta de tubing, su fácil librado mediante un anillo de corte por tracción, sus cuñas
superiores (hold downs) que confieren mayor sujeción ante el incremento de la presión
diferencial y poder formar diseño de "FH" en tandem.
Los packer de tensión utilizados son los modelos "C" y "SAT", su distribución con los
mandriles son coincidente al caso anterior, siendo el packer de fondo para este caso el
"FH".
Habiendo llegado a la profundidad de fijación, y manteniendo el pozo lleno, proceder al
sellado de los mandriles con las válvulas ciegas "Dummy", luego se irá incrementando la
presión hidráulica en el tubing hasta aproximadamente 1000 psi para cortar los pernos
que liberan el mecanismo de fijación y empaque.
Para las situación en que el pozo no puede mantenerse lleno se aplicará hasta
aproximadamente 1000 psi cuando la presión hidrostática anular sobre el packer sea de
1500 psi o superior (1055 mts o más de columna de agua sobre el packer), y se aplicará
hasta aproximadamente 2000 psi cuando la presión hidrostática anular sea menor de
1500 psi (menos de 1055 mts de columna de agua sobre el packer), para esta situación
se necesita incrementar el número de pernos de corte.
Fijado el packer hidráulico procederemos a fijar los packer de tensión, tal cual lo
explicado en la alternativa anterior.
La operación de librado del packer se realiza mecánicamente traccionando la tubería
entre 30000 y 50000 Lbs. hasta superar la tensión de rotura del anillo de corte alojado en
la parte inferior del mismo. Los respectivos valores de presión y tracción para fijar y librar
el packer hidráulico "FH" son recomendados por el Departamento de Ingeniería.
• Seguridad en el
• Trabajo Mediante la
• Observación
• Preventiva

Figura 30-VII

INSTALACIÓN CON PACKERS HIDRÁULICOS EN TANDEM
Aprovechando una de las ventajas que ofrece el packer hidráulico, estos se podrán
disponer en tandem como se indica en la Fig. 28-VII a fin de aislar las zonas a inundar.
La fijación y librado de los packers hidráulicos se realizan de acuerdo a lo explicado
anteriormente, sólo se deberán tener en cuenta el número de pernos de corte y la
tensión de rotura de los anillos en cada packer, para que la operación resulte progresiva.
RECOMENDACIÓN DE DISEÑO SELECCIONADO
De acuerdo a la alternativa seleccionada se elabora la Tabla V-VII, de especificación de
los distintos elementos que componen el diseño, con sus respectivas profundidades de
asentamiento.
ARMADURA DE POZOS INYECTORES
En la Fig. 31-VII y 32-VII se indican los dos tipos de armadura de pozos inyectores:
simple y de cuatro columnas.
CONDICIONES OPERATIVAS ÓPTIMAS
En todo proyecto de recuperación secundaria se deben cumplir cuatro puntos básicos a
fin de obtener la máxima eficiencia:
a. Exponer la totalidad del espesor permeable de la arena al agua de inyección.
b. Mantener una buena distribución del agua de inyección. Para esto se deben controlar
periódicamente los caudales y presiones de inyección y efectuar las correcciones que
sean necesarias para lograr tal propósito.
c. Producir los pozos a máximo régimen. A tal fin, en aquellos casos en que se supere
la capacidad de las unidades de bombeo mecánico se recurre a otros sistemas de
extracción; en nuestra operación: bombas centrífugas electrosumergibles.
d. La presión de inyección en cada arena deberá ser inferior a la presión de fractura de
la formación.
Por tal motivo se efectúan ensayos (step rate test) con el objeto de determinar las
presiones de fractura de las formaciones y adecuar los valores de caudales de
inyección por debajo un 10 % de dichas presiones.

Figura 31-VII

Figura 32-VII

Estos ensayos se realizan durante la completación o conversión de pozo productor a
inyector, con arenas selectivas, y el procedimiento que se cumple es el siguiente:
1. Utilizar camión bombeador con capacidad para mantener caudales constantes.
2. Utilizar registrador de presión, con instrumento tipo "Foxboro", preferentemente con
escala 0-5000 psi. a efectos de probar el RBP con 3000 psi.
3. Utilizar agua de inyección y equipos en óptimas condiciones de limpieza.
4. Utilizar RBP y PKR con sarta de tubing inspeccionada, diferente de la sarta de trabajo
del pozo. Fijar las herramientas comprobando la hermeticidad de ambos asegurando
buena aislación de la zona a ensayar.
5. Realizar ensayo SRT con un mínimo de 6 etapas. Cada etapa implica mantener el
caudal constante durante 10 minutos registrando la presión, (Fig. 33-VII). Tener en
cuenta que puede ser necesario inyectar durante algunos minutos, previo al ensayo, a
fin de lavar y evitar el efecto de "llenado de pozo". Durante esta operación se
detectará en forma aproximada la presión de cierre de la fractura después del lavado-
llenado.
6. Incrementar el caudal al pasar a cada etapa sucesiva, cuidando que el tiempo que
insuma realizar esta operación sea siempre el mismo.
7. Graficar los datos obtenidos: caudal y presión, para cada etapa (Fig. 34-VII). Tener
en cuenta que el objetivo será contar con tres puntos por debajo y tres por encima de
la presión de fractura determinada en este gráfico.
Para la situación que se efectúe ensayo SRT en pozo con una sola arena y con
instalación de solo tubing, se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:
(1) Elementos necesarios para realizar el ensayo :
(a) En el distribuidor:
• niple porta-orificios intercambiables.
• manómetro que se instala aguas abajo del niple porta-orificio.
• medidor de caudal (Oil-Gear).
• registrador de presión que se instala en boca de pozo.

REGISTRO DE ENSAYO SRT
Pagina 33-VII

Figura 34-VII

(b) En el puente portátil
• Válvula de aguja (tipo Oct.)
• Manómetros
• Medidor de caudal
• Registrador de presión
(2) Debe interrumpirse la inyección en el pozo un día antes de la fecha en la que se
realizará el ensayo, con el fin de que disminuya la presión del reservorio a su valor
estático.
(3) El ensayo comprenderá como mínimo seis etapas. Cada una de éstas deberá tener
una duración de 10 minutos.
(4) Durante cada etapa del ensayo el caudal de inyección debe mantenerse constante;
asegurarse de que el regulador de caudal (orificio o válvula de aguja) funcionen
correctamente.
(5) El caudal de inyección en el distribuidor se fijará de acuerdo al diámetro del orificio que
se instale. A continuación se presenta una tabla para facilitar la selección de los
orificios.
Para el puente portátil el caudal de inyección se fijará de acuerdo a la apertura de la válvula
de aguja.
(6) Una vez seleccionado el primer orificio se comienza el ensayo para lo cual se toma la
lectura inicial del caudalímetro y luego se establece la inyección controlando el tiempo
de duración.
Finalizado el ensayo (10 minutos) se interrumpe la inyección, se instala el segundo
orificio y se comienza el siguiente ensayo, procediendo de la forma ya indicada.
Se deberá tratar de que el tiempo que insuma interrumpir la inyección, cambiar el
orificio y restablecerla, sea mínimo y de la misma duración para cada etapa.

(7) El ensayo concluirá cuando se hayan efectuado las seis etapas requeridas para el
mismo. Luego se dejará el pozo inyectando en forma normal.
(8) Los datos de este ensayo se anotan en una planilla confeccionada al efecto, que
debe enviarse al Departamento de Ingeniería para su posterior interpretación
junto al registro de presión. En la
Fig. 35-VII se indica el resultado del ensayo SRT realizado a la arena R-4 del
pozo inyector ICG-I.
Figura 35-VII

CÁLCULO DE ESFUERZOS PARA PACKERS DE TENSIÓN EN TANDEM
Baker "C-1"
San Eloy "Sat-1"
Datos:
Pozo :
Presión de inyección: 2000 psi
Casing: 5-1/2 "
Tubing: 1400 mts 2-7/8" - 600 mts 2-3/8
Cantidad de packers : 5 de tensión + 1 Lokset o P
Packer de tensión sup. @ : 1440 m
Packer de tensión inf. @ : 1950 m
Packer Lokset o P @ : 2000 m
Fuerza de empaquetamiento de tandem: 12000 Lbs. (Min. 8000 #)
Fuerza admisible de corte de "J" pin:75000 Lbs
Temperatura de reservorio : 190 °F
Temperatura ambiente promedio anual 65 °F
Temperatura del agua de inyección 65 °F
Nivel estático de fluido : Pozo lleno
Presión diferencial entre packers 200 psi
Presión de admisión de la zona : 1200 psi
Area interior del tubing 2-7/8" 4.68 pulg2
Area interior del casing 5-1/2" 19.24 pulg2
Area exterior del tubing 2-7/8" 6.49 pulg2
Area anular del tubing 2-7/8" 1.81 pulg2
Area interior del tubing 2-3/8" 3.12 pulg2
Area exterior del tubing 2-3/8" 4.43 pulg2
Area del sello del packer 2-3/8" 5.94 pulg2
Análisis de esfuerzos en el packer superior, para la condición de pozo lleno.
F(pkr sup) = Fe + Fb + Ft + Fp
Fe = Esfuerzo de empaquetamiento [Lbs].
Fb = Esfuerzo de acortamiento y alargamiento del tubing por variaciones
de presión (efecto balloning) [Lbs]. (Figura 36-VII)
Ft = Esfuerzo debido a variaciones de temperatura [Lbs]. (Figura 37-VII)
Fp = Esfuerzo debido a presiones hidráulicas [Lbs]. (Figura 38-VII)

Figura 36-VII

Figura 37-VII

EMPAQUETADOR DE TENSIÓN
Figura 38-VII

1. FUERZA DE EMPAQUETAMIENTO
Fe= 12000 Lbs.
2. FUERZA POR EFECTO BALLONING
Fb=0.6[ ( ∆ pt*Ait ) - ( ∆ pan * Aet)][Lbs]
∆ pt = Valor promedio de las variaciones de presiones en el tubing
[psi].
∆ pan = Valor promedio de las variaciones de presiones en el espacio anular
[psi].
∆ pt = (Phid
+ Piny
+ Piny) / 2 = (2050 + 2000 + 2000) / 2 = 3025 psi
∆ pan = Phid / 2 = 2050 / 2 = 1025 psi
Fb = 0.6 * [(3025 * 4.6) * (1025 * 6.5)] = 4350 psi
Determinación gráfica
∆ pan = 2050 psi / 2 = 1025 psi.
Diámetro de tbg = 2-7/8"
Fb= 3800 Lbs
3. FUERZA DEBIDA A VARIACIONES DE TEMPERATURA
Ft = 207 (Aet – Ait) * ∆ t [Lbs]
Aet = Area exterior del tubing 2-7/8" [pulg2]
Ait = Area interior del tubing 2-7/8" [pulg2]
∆ t = Valor promedio de variación de temperatura [°F]
∆ t = (190 + 65) / 2 - 65 = 62.5 °F
Ft = 207 (6.49 - 4.68) * 62.5 = 23.400 Lbs

Determinación qráfica
Ft= 23.000 Lbs
4. FUERZA DEBIDA A PRESIONES HIDRÁULICAS
Fp = Pan sup * (Aic – Aet) + Pan inf * (Aic – As) + Ptbg* (As – Ait)
Aic = Area interior del csg [pulg2]
As = Area del sello ( 2 3/8 ") [pulg2]
Area de tubing 2-3/8"
Pan sup = Phid = 1440 * 3.28 * 8.33 * 0.052 = 2050 psi
Pan sup = Phid + Padministrador de la zona = 2050 + 1000 = 3050 psi
Ptbg = Phid + Piny = 2050 + 2000 = 4050 psi
Fp = 2050 * (19.24 - 4.43) + 3050 (19.24 - 5.39) + 4050 * (5.94 - 3.12)
Fp= 23.303 Lbs
Fpkr sup = 2000 + 4.075 + 23000 + 23303 = 62378 Lbs
Fpkr inf = Fpkr sup + 4 * [ ∆ pan * (Aic - As)]
= 62378 + 4 * [200 * (19.24 - 5.94)]
= 73.18 Lbs
Esfuerzo total a que estará sometido
Ftotal= 73018 Lbs
Fadm.>Freq.
75000 > 73000

ANEXO ARTEX
MÉTODOS DE MEDICIÓN DE CAUDAL EN POZOS INYECTORES
La medición de caudales en pozos inyectores, es posible llevarla a cabo por dos
métodos tradicionales con buenos resultados a costos accesibles. Estos sistemas de
medición son el SPINNER y el TRAZADOR RADIOACTIVO.
Años atrás, antes del advenimiento de la informática, las diferencias que llevaban a
elegir uno u otro, eran las siguientes:
SPINNER: Buena resolución en altos caudales, ya que su principio de funcionamiento
está basado en una hélice movida por el pasaje de fluido a través de ella, lo que a su vez
lo hace muy impreciso en bajos caudales debido a la inercia de todo su sistema
mecánico. Por otra parte, el sistema mecánico de la hélice, se ve perturbado por
cualquier impureza que sea arrastrada por el fluido del pozo. No hay posibilidades de
realizar mediciones que no estén relacionadas con el pasaje de fluido directamente por
su hélice.
TRAZADOR RADIOACTIVO: Buena resolución en caudales bajos, ya que su principio de
funcionamiento está basado en la medición de la velocidad con que pasa entre dos
puntos (detectores de rayos gamma) un elemento radioactivo (Iodo- 131) que es
arrastrado por el fluido del pozo. La alta velocidad del fluido en el tubing con altos
caudales de inyección y la falta de precisión en la correlación de las curvas de los
detectores, hizo que años atrás, la medición de altos caudales no fuera precisa. En la
actualidad, con las posibilidades que ofrecen los sistemas basados en computadoras de
usar bases de tiempo sumamente precisas, realizar interpretaciones complejas para la
correlación de curvas con gran exactitud sin la necesidad de tener que efectuarlas en
forma manual como se hacia anteriormente, ha hecho que el trazador radioactivo,
reemplace en su totalidad al spinner, ya que sumó a sus ventajas las ventajas del
spinner.
Mediciones de caudal que van desde 0 M
3
/día a 1000 M
3
/día en tubing de 2 3/8", no
ofrecen dificultad a ser medidas con sistemas de perfilaje computarizados.
La posibilidad de detectar el elemento trazador inyectado al fluido aunque el mismo no
esté en contacto directo con los detectores, lo hace ideal para determinar pérdidas en
packers, roturas de tubing o casing, caudal de admisión de capas, etc..
MEDICIÓN DE CAUDAL CON TRAZADOR RADIOACTIVO
Las técnicas de recuperación secundarias actuales, tienen como principal ayuda para
la inyección controlada de agua, la instalación selectiva. Esto implica la necesidad de
medir no solo el fluido que se esta inyectando en cada mandril para hacer un control de
la válvula reguladora, sino que también se hace necesario tener idea de lo que se está
inyectando en cada una de las capas que corresponden a la zona que delimita el mandril
y sus dos packers asociados para poder relevar una malla de inyección del yacimiento.
Para poder cumplir con las exigencias de las instalaciones selectivas, se hace
necesario que la geometría de la sonda de trazador sea variable para poder adecuar la
distancia entre detectores a los caudales inyectados y separaciones entre puntos a

medir. La configuración física de la sonda, esta básicamente conformada de la siguiente
manera:
Un eyector en su parte superior, (FIG. l), el cual lleva un tanque conteniendo un
elemento trazador en muy baja concentración (lodo- 13 1) al que se lo puede inyectar en
el fluido en forma controlada.
El agregado de un elemento trazador en el fluido inyectado, permite que este sea
detectado tanto al estar en contacto directo con los detectores de rayos gamma como así
también al pasar por el espacio anular entre el tubing y el casing.
Sigue un detector de cuplas (CCL) para la puesta en profundidad de la sonda y dos
detectores de rayos gamma independientes a través de los cuales se efectúa la
medición.
La FIG.1 nos muestra en la POSICIÓN A, la ubicación de la sonda con respecto a la
instalación selectiva para medir por directa el caudal inyectado, y a su vez esperar el
retorno por el anular para determinar si hay perdida en el packer.
En la POSICIÓN B, la sonda esta posicionada para medir caudal por directa y, por
retorno de anular, el caudal que circula hacia el punzado por sobre el mandril.
La teoría de la medición esta basada en que, si podemos medir la velocidad con la que
pasa el fluido en ese punto y tenemos valores conocidos del área en el cual se esta
midiendo, es posible calcular el caudal que esta circulando.
El área se calcula por la diferencia entre la superficie interior del tubing o casing en la
que este la sonda menos el área de la sonda:
(1) Area de Medición = CCAÑERÍA - SSONDA
La velocidad del fluido se calcula a través del tiempo que tarda en pasar el trazador
entre el Detector de G/R #1 y el Detector de G/R 92 (FIG. 2), los cuales están a una
distancia conocida.
Distancia entre D1 y D2
(2) Velocidad del Fluido = --------------------------------------------
Tiempo entre D1 y D2
La aplicación de diversas funciones matemáticas (correlación por desplazamiento de
curvas, cuadrados mínimos, etc.), permiten la computación del tiempo con gran exactitud
aun con diferencias entre curvas de 0.05 de segundo.
El tiempo entre detectores, en una aproximación manual, se calcula entre los puntos
que se generan al trazar la pendiente de las curvas y su intersección con la línea de base
de las mismas (ver FIG. 3).
De (1) y (2), vemos que para el calculo del caudal la ecuación a usar es:
(SCAÑERIA - SSONDA) * DISTANCIAD1-D2 * K
TIEMPOD1-D2
Siendo K una constante de conversión según se necesite el resultado del caudal en
Barriles/Día, Mts.
3
/Día, etc..

Ejemplo:
Dadas las Arcas en mts.
2
, las distancias en mts. y el tiempo en segundos para un
tubing de 2 7/8" 6.4 Libras/Pie y una sonda de trazador de 1 3/8" con 1.49 mts. entre
detectores, en la ecuación (3) Q seria igual a:
(0.0030155m
2
- 0.000958m
2
) * 1.49m. * 86400 seg. 264.87
Q = --------------------------------------------------------------------------- = ---------------
Tiempo entre D1 - D2 en seg. Td1-d2
La TABLA 1 nos muestra el área anular en Mts
2
entre una sonda de 13/8" de diámetro
y los tubing y casing de las características mas usadas.
TIEMPO DE ESPERA DE RETORNOS PARA MEDICIÓN DE PERDIDAS 0 CAUDALES
DE ADMISIÓN DE ARENAS POR DETRÁS DEL TUBING
La diferencia de velocidad del fluido es muy distinta dependiendo del área anular en la
que se este efectuando la medición. Esto hace necesario tener una idea aproximada del
caudal de perdida o inyección que se desea medir por detrás del tubing, de manera de
que el tiempo que se espera el paso del trazador sea lo suficiente como para a este a
llegue hasta los detectores.
Como ejemplo de esta diferencia, un caudal inyectado de 300 Mts.
3
/Día, recorre en un
tubing de 2 7/8"con la sonda en su interior, un metro en 0.593 de segundo, mientras que
este mismo caudal, en el anular entre un tubing de 2 7/8" y un casing de 5.5" tarda 3.42
segundos en recorrer un metro.
El tiempo entre sonda-mandril es generalmente muy bajo, ya que las velocidades en
los tubing son altas y en general se busca de efectuar el disparo del fluido trazador
prácticamente sobre el mandril, por lo que el tiempo de espera del retorno por anular,
pasa a ser prácticamente el producto de la distancia entre el mandril hasta el punto en
que se realiza la medición (en mts.), por el tiempo que tarda en recorrer un metro el
caudal que se espera en el anular tubing-casing.
La tabla del ANEXO C nos muestra para distintos caudales y distintos anulares el
tiempo que tarda un cierto caudal en recorrer un metro de distancia, tanto para el anular
sonda-cañería como para el anular tubing-casing.

PAUTAS CONVENIENTES A TENER EN CUENTA PARA EL DISEÑO DE LA
INSTALACIÓN SELECTIVA
1 . El mandril por debajo de los punzados, Facilita la medición del caudal inyectado a
cada punzado.
2. La distancia al punzado mas cercano por sobre el mandril, tiene que ser de tres
metros en lo posible para poder permitir la medición de caudal por anular.
3. Entre mandril y packer no debe haber una distancia menor de 9 mts. para facilitar la
maniobra de puesta y extracción de válvulas reguladoras, como así también facilitar la
bajada de la instalación al no ser un conjunto rígido packer-mandril.
4. Por debajo del primer mandril es aconsejable poner, como mínimo, un caño de cola
(dos seria lo ideal), para tener una buena cámara de deposición de arenas u otras
impurezas lo que evita que se tape el primer mandril.
5. Como norma tácita de numeración, se cuentan los mandriles de abajo hacia arriba,
el mas profundo seria el primero, el que le sigue hacia arriba el segundo, etc.. El
mismo criterio se usa con los packers.
6. Es conveniente colocar un niple en el mandril para no ejercer torsión directamente
sobre el mismo al armar la instalación en boca de pozo. También es conveniente que
el niple superior sea largo y el niple inferior corto para distinguir la posición correcta
en el armado del mandril cuando se arma la instalación.

GENERALIDADES SOBRE RADIACIÓN
RADIACIÓN NATURAL:
La medición de los niveles radioactivos en cualquier punto del planeta, nos indica que
estamos expuestos a una constante radiación natural de bajo nivel. Los materiales
capaces de emitir radiación, se encuentran en la tierra, en el agua y nos llegan en forma
de rayos cósmicos desde el espacio exterior.
La vida se ha gestado y desarrollado sobre la tierra, aun con un constante bombardeo
de radiaciones, las que probablemente fueran mucho más intensas en la antigüedad ya
que la actividad radioactiva va decayendo en forma logarítmica con el tiempo.
Luego del descubrimiento del radio y los rayos-x, en los últimos tiempos, se han
generado artificialmente niveles de radiaciones muy elevados. El uso de altos niveles de
energía en plantas atómicas o la manipulación de elementos radioactivos que aumentan
las exposiciones, hacen necesaria la toma de precauciones especiales para evitar
contaminaciones peligrosas.
EXPOSICIÓN A LA RADIACIÓN:
Los factores fundamentales a tener en cuenta cuando se manipulan materiales
radioactivos, son:
BLINDAJE - DISTANCIA A LA FUENTE - TIEMPO DE EXPOSICIÓN
El BLINDAJE de la fuente, evita la salida de radiación hacia zonas donde no es
necesaria la exposición. Dependiendo del tipo de radiación y la energía emitida, es el tipo
y espesor de blindaje a usar. En la Fig. 4, vemos como son afectados distintos tipos de
radiaciones por blindajes diversos.

Distancia a la Fuente - La radiación disminuye la energía en forma cuadrática con la dis-
tancia. De esto se desprende, que cuanto más lejos se esté de una fuente radioactiva,
mucho menor va a resultar la energía que se va a recibir. Por ejemplo, la radiación que
se recibe a dos metros de distancia de una fuente, no es la mitad de la que se recibe a
un metro, sino cuatro veces menos.
Tiempo de Exposición - La radiación que se absorbe, es acumulativa. El tiempo que se
puede estar expuesto, depende de la energía de la fuente y el blindaje protector. A mayor
blindaje o mayor distancia de la fuente, menor es la radiación recibida, por lo tanto mayor
es el tiempo permitido de la exposición.
Como regla general, podemos definir que, en caso de SER NECESARIO manipular
elementos radioactivos, hacerlo con: Pinzas o guantes protectores que nos eviten el
contacto directo con la fuente. Manipular las fuentes lo más rápido posible para evitar
tiempo de exposición innecesario. Mantenerse siempre alejado de cualquier fuente
radioactiva y mantener el material radioactivo lo más alejado posible del área de trabajo.
Guardar inmediatamente después de ser usadas las fuentes radioactivas en su búnker
protector, los cuales están especialmente diseñados para absorber las radiaciones y
evitar niveles dañinos en su proximidad.
TIEMPO DE VIDA MEDIA
Todo elemento radioactivo es inestable, y se va desintegrando hasta llegar a un estado
estable, donde deja de emitir radiaciones. El tiempo que tarda en llegar al 50% de su
actividad inicial es lo que se llama VIDA MEDIA. La vida media de los isótopos más
típicos es:
Los tipos de fuentes que actualmente utiliza Artex S.A. son las de AmBe de 5 Curies
para los perfiles de neutrón de correlación, la de AmBe de 15 Curies para los perfiles de
neutrón de porosidad ambas con un tiempo de vida media de 280 años, y el IODO 131
de 10 MiliCuries para trazadores con un tiempo de vida media de 8 Días.
Como el IODO 131 es el más usado en el campo, daremos algunas pautas sobre su
comportamiento.

• El IODO 131 es medicinal, o sea, usado por los médicos en los pacientes para los
estudios de glándulas e irrigación sanguínea.
• Su tiempo de vida media de 8 días hace que al mes, su actividad sea
prácticamente nula y a los 3 meses, se lo pueda desechar como un desperdicio
común sin ningún tipo de cuidado especial (es decir, se ha convertido en un
elemento estable).
• Como blindaje protector, es suficiente un recipiente de plomo de 8 cm. de
diámetro.
• La Comisión Nacional de Energía Atómica (institución que lo provee), lo transporta
en vuelos normales de línea.
• Desde que es despachado en origen, hasta que llega al campo para ser utilizado,
su actividad ya es del orden de los 7 MiliCuries.
• Estos 7 MiliCuries, son rebajados 15 veces, y al ser usados en un perfil, lo que se
eyecta en el pozo es de aproximadamente 0.07 de MiliCurie por disparo.
ANEXO A
CALCULO DE LA ACTIVIDAD DE UNA FUENTE
La actividad de una fuente radioactiva luego de un cierto tiempo, está expresa por la
ecuación:
C= Co e
-0.693 t/T media
Donde:
C = Actividad después de un cierto tiempo (t)
e = Constante matemática
t = Tiempo transcurrido para el cual se quiere calcular la actividad
T media = Tiempo de vida media del isótopo.
La curva de Fig. 8, muestra la pérdida de actividad del IODO - 131 . En la misma se
observa como después de transcurridos 26 días, la actividad cae a un 10,8% de la
original.

CURVA DE DECAIMIENTO DEL 1-131

ANEXO B
TIEMPO DE EXPOSICIÓN PERMITIDO SOBRE LAS MANOS AL OPERARSE EL
YODO-131 / IRIDIO-192 CON FUENTES SIN BLINDAJES

ANEXO C

Equipo Wireline para Intervención de Pozos Inyectores

Operat. Real Dif.
PCD-44 189 0 (189) Operat. Real Dif.
#¡REF! Meeter PCD-80 68 0 (68) PCG-158 686 429 (257)
#¡REF! Suma iny. PCD-149 186 0 (186) CG BQ. I 686 429 (257) [m3
/d]
#¡REF! Coef. PCD-169 238 0 (238) PCG-82 456 471 15
PCD-170 307 0 (307) PCG-101 316 322 6
CD BQ. II PCD-171 190 0 (190) CG BQ. II PCG-196 200 185 (15)
#¡REF! [m3
/d] PCD-229 495 0 (495) PCG-255 330 613 283
Cañadón Grande 5 PCD-230 307 0 (307) 1879 1591 289 [m3
/d]
PCD-267 298 0 (298) PCG-6 204 300 96
#¡REF! [m3
/d] PCD-833 72 0 (72) PCG-7 150 522 372
Cañadón Grande 6 2350 0 (2350) PCG-8 335 328 (7)
PCG-37 250 259 9
#¡REF! [m3
/d] #¡REF! [m3
/d] PCG-39 0 0 0
Cañadón Grande 7 AGUA DISPONIBLE CG BQ. II W PCG-219 330 344 14
2 Centrífugas BJ #¡REF! Meeter PCG-236 330 67 (263)
#¡REF! [m3
/d] 5601 Suma iny. PCG-261 280 226 (54)
Cerro Dragón 1 #¡REF! [m3
/d] #¡REF! Coef. PCG-277 0 0 166
AGUA EN USO 1879 2045 1061 [m3
/d]
#¡REF! [m3
/d] PCG-107 184 116 (68)
Cerro Dragón 3 #¡REF! 2 Quintuplex B a CT PCG-108 259 376 117
COEFICIENTE Q. Máx.: 2500 m3/d PCG-117 165 124 (41)
#¡REF! [m3
/d] CG BQ. III E PCG-118 150 114 (36)
Cerro Dragón 4 PCG-178 255 203 (52)
3 Centrífugas BJ 1013 932 (81) [m3
/d]
#¡REF! [m3
/d] Q. Máx.: 15000 m3/d PCG-860 Disposal 604
Cerro Dragón 8
#¡REF! [m3
/d] PR-20 137 162 25
Cerro Tortuga 2 PR-59 230 200 (30)
Meeter #¡REF! R I PR-702 250 151 (99)
#¡REF! [m3
/d] Suma iny. 1704 PR-803 185 138 (47)
Cerro Tortuga 3 Coef. #¡REF! PR-804 236 211 (25)
PR-827 136 147 11
#¡REF! [m3
/d] Meeter #¡REF! 4 Quintuplex B 4 Siam 275 PR-828 198 364 166
El Triángulo Suma iny. 1550 CD I 5 Triplex B 3 Siam 300 PR-830 148 119 (29)
Coef. #¡REF! Operat. Real Dif. Q. Máx.: 11680 m3/d Q.Máx: 7480 m3/d PR-845 187 210 23
#¡REF! [m3
/d] Man.PCD180 PCD-180 630 643 13 Meeter #¡REF! Meeter #¡REF! 1707 1704 (3) [m3
/d]
Jorge CD III PCD-186 255 244 (11) Suma iny. 5706 Operat. Real Dif. Suma iny. 1811
PCD-191 310 331 21 Coef. #¡REF! ICD13-C4 200 200 (0) Coef. #¡REF! PR-12 200 94 (106)
#¡REF! [m3
/d] 2 Siam J300 PCD-192 180 333 153 Man.ICD13 PCD-2 352 307 (45) PR-704 0 0 0
La Piedra Q. Máx.: 2080 m3/d 1375 1550 175 [m3
/d] PCD-6 100 0 (100) R II PR-821 60 4 (56)
Meeter #¡REF! 1 Siam 275 PCD-34 225 200 (25) 260 98 (162) [m3
/d]
#¡REF! [m3
/d] Suma iny. 1584 Q. Máx.: 1150 m3/d PCD-66 150 169 19 PR-5 25 1 (24)
Manif. 1 - Cdón Gde 6 Coef. #¡REF! CD-206 129 95 (34) 1027 876 (151) [m3
/d] PR-13 95 11 (84)
CG IIIW PCG-200 230 271 41 ICD13-C3 60 32 (28) PR-711 210 274 64
#¡REF! [m3
/d] Man.PCG149 PCG-227 122 248 126 PCD-62 235 100 (135) R III PR-808 385 273 (112)
Manif. 1 - Cerro D.4 1 Siam J275 PCG-843 205 98 (107) PCD-232 380 366 (14) PR-818 283 190 (93)
Q. Máx.: 935 m3/d 686 712 26 [m3
/d] 675 498 (177) [m3
/d] PR-835 175 146 (29)
#¡REF! [m3
/d] ICG1-C1 0 0 0 1173 896 (277) [m3
/d]
Manif. 4 - Cdón Gde 6 ICG1-C2 0 0 0 PR-831 120 110 (10)
Man.ICG1 ICG1-C3 100 62 (38) PCD-4 665 222 (443) PR-841 105 107 2
#¡REF! [m3
/d] CG V ICG1-C4 50 55 5 Man.PCD238 PCD-182 665 444 (221) R IV & V PR-847 240 216 (24)
Pampa 1 Nat 275 PCG-46 265 276 11 PCD-194 524 398 (126) PR-855 121 115 (6)
Q. Máx.: 1150 m3/d PCG-55 415 408 (7) 2 Nat. 275 1854 1063 (791) [m3
/d] PR-864 281 269 (12)
#¡REF! [m3
/d] PCG-65 50 71 21 Q. Máx.: 2300 m3/d ICD14-C1 120 109 (11) 867 817 (50) [m3
/d]
Resero 1 880 873 (7) [m3
/d] ICD14-C3 270 224 (46)
ICD14-C4 130 104 (26) PCT-41 145 22 (123)
#¡REF! [m3
/d] ICD15-C1T 50 36 (14) 2 Siam J-275 L PCT-50 275 259 (16)
Resero 2 ICD15-C2 100 269 169 Q.Máx: 3314 m3/d PCT-56 40 67 27
ICD15-C3 470 447 (23) PCT-62 210 190 (20)
ICD16-C1A 160 76 (84) CT II PCT-67 165 185 20
Operat. Real Dif. ICD16-C1T 106 42 (64) 2 Quintuplex (Dic. 2001) Meeter #¡REF! PCT-70 210 171 (39)
ICD1-C2 200 147 (53) ICD16-C2 90 46 (44) Q.Máx: 1800 m3/d Suma iny. 1081 PCT-80 170 188 18
ICD2-C3 250 284 34 ICD16-C3 450 337 (113) 1 Quintuplex (2002) Coef. #¡REF! 1215 1081 (184) [m3
/d]
#¡REF! [m3
/d] Meeter #¡REF! ICD3-C1 180 156 (24) ICD16-C4 360 261 (99) Q.Máx: 2700 m3/d
Suma iny. 3429 ICD6-C1 300 261 (39) ICD17-C1A 26 35 9 (3 bbas.)
Coef. #¡REF! ICD7-C1 250 163 (87) ICD17-C3 270 0 (270) PCT-247 169 200 31
ICD7-C4 190 150 (40) ICD17-C4 270 175 (95) Meeter PCT-253 261 151 (110)
ICD9-C4 100 142 42 L-20 630 570 (60) Suma iny. 1450 PCT-259 190 138 (52)
ICD10-C3 390 342 (48) PCD-65 580 536 (44) Coef. #¡DIV/0! PCT-269 262 211 (51)
CD IV ICD10-C4 200 159 (41) 4082 3268 (814) [m3
/d] Perf-1 169 147 (22)
ICD11-C3 200 161 (39) CT III(1° etapa Dic.2001) Perf-2 150 364 214
ICD12-C3 166 148 (18) Perf-3 140 119 (21)
ICD12-C4 66 50 (16) Perf-4 109 210 101
PCD-14 440 228 (212) Meeter 1450 1541 91
PCD-19A 220 138 (82) Suma iny. 951
PCD-19T 110 117 7 Coef. #¡DIV/0! PCT-250 181 211 30
PCD-47 46 58 12 PCT-252 193 147 (46)
PCD-54 106 44 (62) CT III(2° etapa fin2002) PCT-256 180 364 184
PCD-141A 80 75 (5) PCT-268 230 119 (111)
PCD-141T 60 51 (9) CTN-2 167 210 43
PCD-825 135 180 45 951 1052 101
3689 3053 (636) [m3
/d]
PCD-113 Disposal 376 [m3
/d]
Mayo de 2001
POZOS PROD. DE AGUA
PLANTA DE INYECCION CERRO DRAGON - 2002
ESTACIONES
PLANTA

Manual de Producción - PAE Argentina 1-VIII
VIII -SISTEMA AUTOMATICO DE CONTROL Y MEDICION DE
PETROLEO (Lease Automatic Custody Transfer - LACT)
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
El sistema automático de control y medición de petróleo, instalado en las áreas
de contrato de Pan American Energy, está constituido por :
• Unidad de rechazo y medición del porcentaje de agua en hidrocarburos (Phase
Dynamics) contenido en el petróleo a transferir y un medidor de caudal de
desplazamiento positivo del petróleo que se transfiere al oleoducto; montadas en
las Plantas de Tratamiento de Cerro Dragón y Valle Hermoso.
• Tres unidades para medir el petróleo que se entrega, montadas en las cercanías
de la Playa de Tanques de Termap SA en Caleta Córdoba, y en las salidas de los
yacimientos de Piedra Clavada y Koluel Kaike. (Fig 1-VIII y Fig. 2-VIII)
Figura 1-VIII

El sistema está constituido por los siguientes elementos principales :
1. UNIDADES DE RECHAZO
• Un analizador de agua en hidrocarburos.
• Una válvula de tres vías de accionamiento a diafragma.
• Una válvula a solenoide para comando de la válvula precedente.
• Una válvula reguladora de presión de gas de alimentación a los instrumentos.
• Un panel de control.
2. UNIDAD DE MEDICIÓN
a) Válvula de seguridad por presión.
b) Mezclador estático
c) Tomamuestras Isocinéticos
d) Desgasificadores
e) Filtros para sólidos
Figura 2-VIII

f) Medidores de desplazamiento positivo.(figura 3).
g) Generador de pulsos.
h) Computador de caudal.
i) Válvula de cuatro vías accionadas hidráulicamente/electricamente.
j) Tubo de calibración para la prueba individual de los medidores.
k) Válvula de contrapresión.

OPERACIÓN
La producción tratada en las plantas de tratamiento se bombea a Caleta Córdova / P.
Truncado, previo paso por la unidad de rechazo. De esta manera la unidad de medición
de porcentaje de agua en hidrocarburos monitorea continuamente mediante una sección
de medición montada en el oleoducto, que a través del principio de absorción de ondas
de muy alta frecuencia (Microondas) el valor límite prefijado no supere el 1%. Esta unidad
de medición cuenta con un panel electrónico, que le permite al usuario visualizar los
valores de porcentaje de agua y temperatura, en forma local.
Cuando el contenido de agua supera el máximo programado, acciona un dispositivo de
control de tiempo, da una alarma en el panel electrónico y remota al sistema SCADA, y si
esta circunstancia se mantiene por un tiempo preestablecido por el usuario, actúa sobre
el solenoide de la válvula permitiendo el paso de suministro de gas a la misma, cerrando
el acceso al oleoducto y derivando el bombeo a los tanques de la planta de tratamiento
correspondiente. Al volver a la normalidad el contenido de agua, se restablecen las
condiciones iniciales.
La producción se bombea a la unidad LACT, cuya función principal es medir y transferir
un producto crudo y asegurarse de la cantidad y calidad para la contabilidad y
fiscalización. Con estos datos se determina el volumen neto de petróleo que PAE entrega
a TERMAP/REPSOL YPF.
Al llegar a ésta, pasa primero por un filtro con desaereador automático, y un medidor
de desplazamiento positivo “C” marca Smith modelo JA 10. Luego por un mezclador
estático, permitiendo la homogeneidad de la emulsión; posteriormente se extraen las
muestras, con 2 muestreadores del tipo isocinéticos (uno oficial y el otro de respaldo).
A continuación el fluido es derivado por alguno de los dos ramales de medición en uso (A
o B) que cuentan con medidores de iguales características que el “C”.
El pasaje por los ramales A o B se hace primeramente por un separador con
desaereador automático, un filtro del tipo canasto y por el medidor correspondiente. De
esta manera se realiza continuamente una doble medición, de tal forma que ante
cualquier desperfecto de los medidores oficiales de entrega (A o B) se vende con el
medidor C.
En la parte superior del medidor se encuentra un generador de pulsos (PXP-1000),
estos pulsos conjuntamente con un registro de presión continua a la salida de los
medidores, para determinar el factor C.P.L. (corrección de presión en el líquido) que sirve
para llevar el volumen entregado al estado de presión base, es decir, 0 Psig, (estado en
el cual se tiene el factor mecánico del medidor contra el tubo calibrado) y un registro
continuo de la temperatura, para determinar el factor C.T.L. (corrección de temperatura
en el líquido) que sirve para llevar el volumen entregado al estado de temperatura base,
es decir 15°C; es transferido a un computador de caudal, el cual se encarga de realizar
los algoritmos matemáticos correspondientes basados en la tabla API que corresponda.

DESCRIPCIÓN FUNCIONAL DE LOS COMPONENTES
TOMAMUESTRAS
La unidad tiene un sistema de muestreo del fluido para determinar la gravedad
específica, el porcentaje de agua por destilación, y el sedimento por extracción,
consistente en un controlador y una sonda. El controlador esta equipado con un motor
interno el cual es activado por una tarjeta de control. Esta orden puede ser interna,
dependiendo de un temporizador de 1 a 9.999 segundos entre muestras, o externa
dependiendo de un computador de caudal, que es nuestro caso. Esta tarjeta transmite la
señal al motor el cual gira 180°; este movimiento es transmitido a la sonda. Esta última
esta compuesta por un tubo, en cuyo extremo hay dos ventanas y en su interior existen
una serie de piezas que transmiten el movimiento de rotación (180°) a una cámara, que
se encuentra en el mismo lugar que la ventana, permaneciendo esta siempre abierta.
Esta sonda se inserta en la cañería en sentido transversal. Las ventanas quedan en el
centro del caño y en el sentido de la vena del fluido.
En el momento que la cámara comienza a girar, extrae una muestra de 1,5 ml. hasta
llegar a los 90°, al llegar a este punto la cámara se cierra y transfiere la muestra al interior
de la sonda, luego sigue girando hasta los próximos 90° y quedar nuevamente abierta.
Las sucesivas muestras se van desplazando dentro de la sonda hasta caer dentro del
recipiente recolector.
El nombre isocinético justamente se debe a que en el punto de muestreo el fluido tiene
las mismas características dinámicas que en el resto de la cañería.
CONTROL DE LA MUESTRA:
En función de la capacidad del recipiente recolector, del caudal y del volumen de una
muestra; se determina la relación de cantidad de muestras por unidad de volumen.
Al efectuar una venta retiramos el recipiente recolector de muestras, este contiene un
volumen de fluido dependiente de lo antes expuesto. Para determinar si este volumen es
el correcto debemos realizar las siguientes operaciones:
Volumen = Peso del recipiente - Tara = [Lts]
Densidad a 15°C
Este es el volumen real de la muestra, de aquí determinamos el Tamaño Real de la
Muestra de la siguiente manera:
Tamaño Real de la Muestra [TRM] = Volumen [Lts] X 1000 = [mLts]
Cantidad de muestras
También es importante controlar el rendimiento del equipo con el transcurso del tiempo,
para ello se procede de la siguiente manera:
• Se toma el valor promedio del TRM de las 30 primeras ventas.
• A este valor se lo llama Tamaño Teórico de la Muestra [TTM].
• En cada venta y cálculo del TRM, se realiza la siguiente relación para
determinar el factor de comparación:

Tamaño Real de la Muestra = Factor de comparación
Tamaño Teórico de la Muestra
• Este Factor no debe exceder en +/- 10% el TTM. De ocurrir lo contrario nos
indica que debemos intervenir el equipo.
Como fue mencionado anteriormente, contamos con 2 equipos, a los cuales se les
efectúa los mismos controles en cada venta. Si el muestreador oficial sale del 10% de
rango se tendrán en cuenta las muestras extraídas con el equipo de respaldo.
El precintado de este sistema se hace de acuerdo al procedimiento y asegura la
autenticidad de la muestra en el momento de concretar la medición para la venta del
producto.
TOMAMUESTRA

MEDIDOR DE CAUDAL:
Los medidores tienen una capacidad de medición de 100 litros por revolución. Son
dispositivos simples cuyas características y funcionamiento son los siguientes: una caja
maquinada con precisión contiene el rotor, el cual gira sobre cojinetes a bolillas y
desplaza una paleta de espaciado constante. Cuando el líquido entra en el medidor, el
rotor y las paletas comienzan a girar y por intermedio de un árbol de levas se logra que
las paletas se desplacen. El sucesivo movimiento de las paletas forma una cámara de
medición de un volumen preciso, limitado por dichas paletas, el rotor y la parte superior
de la caja.
Una de las características sobresalientes de estos tipos de medidores es que mientras
se está midiendo el flujo no tiene ningún disturbio, ya que no se gasta energía para
disminuir la velocidad del líquido y en consecuencia es común en estos medidores
obtener seguridad y eficiencia.
El principio de funcionamiento es el siguiente (Ver Fig. 03-VIII):
(1) El petróleo sin medir (área sombreada) entra en el medidor. El rotor y las paletas
están girando en sentido de las agujas del reloj. Las paletas (A) y (D) están
completamente extendidas, formando la cámara de medición. Las paletas (B) y
(C) están contraídas.
(2) El rotor y las paletas han girado 1/8 de revolución. La paleta (A) está
completamente extendida. La paleta (D) está retrocediendo y la (B) está
comenzando a extenderse.
(3) Cuando se ha cumplido ¼ de revolución la paleta (A) todavía está extendida y la (B)
ahora se ha movido totalmente para afuera. En esta posición se está midiendo en
la cámara un exacto y conocido volumen de petróleo.
(4) 1/8 de revolución después el petróleo medido está saliendo. La segunda cámara
de medición está comenzando a formarse entre las paletas (C) y (B). La paleta (A)
está comenzando a retraerse.
(5) En media revolución se han formado dos cámaras de medición y se está formando
una tercera.
Este movimiento de rotación es transferido a la parte externa del medidor a través de
un tren de engranajes, con el cual se fija la unidad en la cual se va a medir, y un eje que
atraviesa la tapa. En este punto se comienzan a instalar los dispositivos externos para
contabilizar el caudal, que en nuestro caso son PXP-1000 o LEATC y contador mecánico.

MEDIDOR DE CAUDAL
Figura 3-VIII

En la operación contamos con los siguientes medidores:
Marca Smith, modelos 3” E3, 4” F4, 8” H8, 10” JA10.
Con las siguientes especificaciones operativas:
Modelo ASA Caudal Máximo Unidades, por revolución
3” 300 1600 Lts/min 5 U.S. Galones o 1 decalitro
4” 300 2250 Lts/min 1 Barril o 5 decalitros
8” 600 365 m3/h 10 U.S. Galones, 1 Barril o 10 decalitros.
10” 300 550 m3/h 1 Barril o 10 decalitros
Viscosidad:
Standard: 200 mPa·s (1000 SSU) máximo, máxima presión de trabajo y a 100°F (38°C).
Opcional: 2 Pa·s (10.000 SSU) máximo especificar “Medidor para alta viscosidad”.
Por encima de 2 Pa·s: especificar “Medidor para alta viscosidad” e indicando rango
máximo de flujo en directa proporción a la viscosidad por encima de 2 Pa·s (Por ejemplo,
a 4 Pa·s, un rango máximo de flujo del 50% del rango continuo normal - 275 m3/h)
1000 mPa·s = 1000cP = Pa·s
Temperatura:
Standard: -20°F a 125°F (-29°C a 52°C)
Opcional: -20°F a 200°F (-29°C a 93°C), especificar “Medidor para alta temperatura”.
Otras temperaturas: Consultar al fabricante.

Mínimo rango de flujo a un desempeño típico.
Medidor Linealidad Unidades Viscosidad (mPa·s)
0,5 1 5 20 100 400
± 0,15% USGPM 80 50 20 5 1 0,25
l/min 303 190 75 19 4 1
3" ± 0,25% USGPM 50 35 15 4 0,8 0,2
l/min 190 132 57 15 3 0,8
± 0,50% USGPM 40 25 10 2,4 0,5 0,13
l/min 150 95 38 10 2 0,5
± 0,15% GPM 100+ 60 25 6 1,25 0,3
LPM 375+ 227 95 23 4,75 1,14
4" ± 0,25% GPM 75 45 18 4 1 0,25
LPM 284 170 68 15 3,8 0,95
± 0,50% GPM 50 30 12 3 0,6 0,15
LPM 190 114 45 11 2,25 0,57
± 0,15% USGPM 180 70 20 4 1
m3/h 41 16 4,5 0,9 0,2
8" ± 0,25% USGPM 135 55 15 3 0,75
m3/h 31 12 3,4 0,7 0,2
± 0,50% USGPM 90 35 10 2 0,5
m3/h 20 8 2 0,5 0,1
Viscosidad
1 5 20 100 200
± 0,15% USGPM 50 20 5 1 0,25
l/min 190 75 19 4 1
10" ± 0,25% USGPM 35 15 4 0,8 0,2
l/min 132 57 15 3 0,8
± 0,50% USGPM 25 10 2,4 0,5 0,13
l/min 95 38 10 2 0,5

COMPUTADOR DE CAUDAL OMNI
Este equipo ha sido fabricado para realizar todas las tareas que le competen a este tipo
de operación. Podemos destacar como las más importantes:
• Medición.
• Cálculo.
• Venta.
• Generación de reportes.
• Calibración.
MEDIDORES

OPERACIÓN
Medición: El computador esta constantemente recibiendo información del Generador de
pulsos que esta sobre el medidor, y de los sensores de temperatura y de presión.
Previamente al computador se le definió el sistema de medición, para nuestro caso es el
métrico; la tabla API 54 A y el Factor mecánico del medidor.
Cálculo: Con todas estas variables y/o constantes se realiza la siguiente operación
matemática cada 500 mseg. para determinar el Caudal Total Compensado a 15°C:
Pulsos Crudos X CTL X CPL X FM = Caudal Total compensado a 15°C
en donde los Pulsos Crudos son los que genera el PXP-1000, el CTL es el factor de
corrección de volumen por la temperatura en función de la densidad que sale de las
tablas API, el CPL es el factor de corrección por presión y el FM es el factor de medición.
Venta: Automáticamente a la hora que se le fije al computador, realizara una venta del
caudal que ha pasado en un lapso de tiempo, poniendo a cero los acumuladores que
aparecen en el visor de cuarzo líquido, pero no los electromecánicos que están en el
panel frontal del computador.
Reportes: En el momento de efectuar la venta automáticamente se genera un reporte
con todos los datos de lo ocurrido en ese lapso de tiempo, este se puede imprimir en la
impresora local, o mediante una PC acceder al OMNI con el programa OMNICOM y
extraer el reporte.
Calibración: Para efectuar esta operación el computador tiene en cuenta la información
recibida de los puntos antes mencionados, más la presión y temperatura a la salida del
calibrador, fuga en la válvula de 4 vías, estado de los interruptores del calibrador y toma
en cuenta la tara, el factor de dilatación del acero por efecto de la temperatura, el factor
de expansión del acero por efecto de la presión. Con todos estos datos calcula el Factor
de Medición. Mas adelante se explica en detalle de la operación de calibración de la
Unidad en su conjunto.
Se cuenta con una red colectora de drenajes y venteos, que vierten a un tanque
sumidero, con una bomba de recuperación que retorna a la unidad.
Las válvulas de cuatro vías del probador y la válvula de by pass de éste, debido a su
importancia, son válvulas de doble cierre (block and blade), con control hidráulico de
cierre.
Todo el sistema de medición tiene un by pass, para entregar directamente en tanques.
La unidad automática de medición se precinta de manera tal que ni el representante del
vendedor ni el comprador por separado puedan cambiar los arreglos mecánicos y/o
electrónicos sin el consenso y/o conocimiento del otro. Para esto se sigue las
instrucciones del Procedimiento Administrativo referidas a este tema.

CALIBRACIÓN DE LA UNIDAD
Las unidades automáticas de medición permiten, utilizando medidores de
desplazamiento positivo como los descriptos, la medición continua del petróleo que se
entrega en los tanques de almacenamiento. Se comprobó que tales medidores
introducen diferencias en las mediciones cuando están sujetos a condiciones operativas
cambiantes, principalmente en el caudal y la viscosidad, como así también a cambios
mecánicos debido al desgaste de sus partes internas.
Por esa razón cada unidad de medición debe ser periódicamente verificada con
respecto a un patrón para determinar el error o variación en la medición, inducidas por
situaciones particulares de operación y condiciones mecánicas. Si no se hacen las
debidas correcciones, el error de medición o la variación de funcionamiento puede tener
un efecto significativo en el volumen que está siendo integrado.
Un error que normalmente pueda suponerse que es pequeño puede representar una
cantidad apreciable de m3 por año. Por ejemplo, en una medición de 1000 m3 por día
con un error del 0,1 % resulta una pérdida de 365 m3 de petróleo por año. El error de
medición es determinado como un factor matemático que se utiliza para corregir el
volumen medido y ajustarlo al verdadero. Este factor matemático de corrección se
conoce con el nombre de “factor de medición” y se expresa con cuatro decimales.
El factor de medición es igual a la siguiente relación :
Volumen verdadero
Factor de medición =
Volumen medido
El procedimiento por el cual se determina el factor de medición se llama prueba de
medición. El método utilizado en nuestra operación es el método volumétrico con
desplazadores mecánicos. La mayor ventaja que tiene este método sobre los restantes
es que los medidores son probados bajo las condiciones reales de flujo, temperatura y
presión. Otras ventajas son
• Eliminan la necesidad de arrancar y parar mecánicamente los medidores, como
se requiere cuando se usan tanques probadores o medidores patrones.
• Eliminan los problemas asociados con los petróleos de alta viscosidad y la
tendencia de ciertos líquidos a adherirse a la superficie del probador.
• Es un proceso rápido, y la operación es selectivamente sensible.
• Pueden ser fabricados de acuerdo a distintas configuraciones.
• Son automatizados fácilmente.
• Reducen los errores provenientes de la evaporación del líquido durante la prueba.
El principio básico de los probadores con desplazamiento mecánico es el movimiento
seguro y repetitivo de un volumen conocido y precalibrado entre dos detectores
señaladores (este volumen se precalibra con agua y con probetas con certificado),
montados en un recipiente cilíndrico mediante un dispositivo mecánico. Un pistón o

esfera elástica de nitrilo inflable hidrostáticamente, pudiendo variar su diámetro según las
condiciones de uso de un 2 a 4% mayor que el interior del cuerpo o diámetro del tubo
calibrador a los fines de que no permita ninguna fuga o pérdida de líquido, es desplazada
a través del recipiente por la energía portante de la corriente a ser medida, esta activa los
señaladores o interruptores cada vez que pasa frente a ellos. De esta forma se determina
una relación entre el volumen desplazado conocido y el volumen medido indicado, esta
se utiliza para determinar el factor de medición.
Describiremos ahora el probador bidireccional. (Fig. 04-VIII)
La característica bidireccional se debe al movimiento alternativo de la corriente medida a
través del caño probador. El manifold con una válvula de cuatro vías cambia
alternativamente la dirección del flujo de la corriente medida. Esto ocasiona que el
desplazamiento de la esfera barra a través de la sección calibrada en dos direcciones,
por lo tanto realiza contacto con un u otro interruptor, según corresponda (delantero o
trasero). Cada una de estas corridas se llama medio viaje o carrera y la suma de las dos
es un viaje circular.
Cuando le indicamos al computador de caudal OMNI que comience el ensayo, previa
habilitación de la válvula de cuatro vías, este controla que no exista perdida de presión
entre las cámaras de la válvula y que la temperatura y presión a la salida del probador se
mantengan estables. De cumplirse con estas condiciones inicia el ensayo dándole la
orden a la válvula de cuatro vías para así comenzar con la primera media carrera
desplazando la esfera, esta al pasar por el primer interruptor lo activa, el computador de
caudal reconoce este cambio de estado y comienza a contabilizar los pulsos generados
en el medidor, hasta que la esfera acciona el segundo interruptor en la cual el
computador de caudal deja de contabilizar. La esfera continua hasta el final del probador
y el petróleo pasa desde el probador al oleoducto.
La segunda media carrera cuando el computador de caudal da la orden para invertir la
posición de la válvula de cuatro vías y el flujo hace retroceder a la esfera. Acciona el
primer interruptor, que antes era el segundo, el computador sigue contabilizando pulsos
hasta que la esfera acciona el segundo interruptor, que antes era el primero, y el
computador deja de contabilizar. De esta manera se completó una carrera.
• “Realice su PRP”

Fig 4-VII

CURVAS DE MEDIDORES
Puesto en marcha el medidor por primera vez, o luego de una reparación; se
realizan 30 calibraciones, se calcula el Factor de Medición Promedio, el cual será el
Factor de Medición Medio en el gráfico de seguimiento del medidor. A este gráfico se le
fijara el Factor de Medición máximo, que será + 0,125 % del Factor Medio; y un Factor de
Medición Mínimo, que será – 0,125 % del Factor Medio.
El Factor de Medición oscilara dentro de estos límites reflejándose alguna tendencia que
puede obedecer a variaciones de temperatura (cambia la viscosidad) o al desgaste de
los elementos internos del medidor, este último caso es el más importante. Cuando el
Factor de Medición se va de los límites 2 o 3 veces consecutivas, nos está indicando que
se debe proceder a la intervención mecánica del medidor.
Para determinar el verdadero volumen se realiza la siguiente operación:
Volumen del Probador x CTS x CPS x CTL x CPL
Además tiene salida de alarmas que se transmiten el sistema SCADA. A saber:
• Alta Presión
• Falla del medidor: A, B, C
• Falla del medidor: -Bajo Flujo
-Alto Flujo
-Baja Temperatura
-Alta Temperatura
-Control Interno
-Energía Eléctrica
Esta unidad computa continuamente, totaliza y muestra el total acumulado bruto y neto y
totales de venta; es programable y compensa la expansión volumétrica del líquido de
acuerdo a la tabla A.P.I. 6-a (usada en nuestro caso).
Operan con tensión continua, alterna o una combinación de ambas. Ante un corte de
energía, hay un banco de baterías de una autonomía prudencial que tiene establecida
una alarma por bajo voltaje, que leemos en el sistema SCADA.
Sobre los medidores electrónicos hay contadores mecánicos que contabilizan el gross
parcial y total medidos, que con el registro de temperatura y los A.P.I. de la muestra
pueden realizar una venta a 15 °C, llamada venta de emergencia.
La válvula de contrapresión de salida de la unidad es utilizada para mantener una cierta
presión en los medidores, para garantizar que éstos no se bloqueen o aceleren (como
mínimo el doble de la tensión de vapor de nuestro petróleo).
La instalación cuenta con dos válvulas de alivio por sobrepresión: una aguas arriba, que
está conectada a la pileta de tierra, y otra aguas abajo conectada a un tanque de la playa
de C. Córdova / P. Truncado.
Hay una alarma de sobrepresión establecida al 50 % de la apertura de la válvula ubicada
aguas arriba (llamada válvula de seguridad de PAE).

Manual de Producción – PAE - Argentina 1-IX
IX - PLANTAS DE TRATAMIENTO
Las plantas de tratamiento son instalaciones colectoras de grandes volúmenes de
fluido cuya misión es la separación de esos fluidos en sus componentes más puros
posibles. El petróleo deberá ser deshidratado a fin de poder comercializarlo con
contenido de agua inferior al 1%.
Del mismo modo el agua deberá ser tratada a fin de disponer de ella en condiciones
aptas para su empleo en proyectos de inyección de Recuperación Secundaria.
Las plantas de tratamiento reciben el fluido de las distintas estaciones satélite, lo
deshidratan y lo bombean a la playa de tanques de Caleta Córdova / P.Truncado. Dado
que el porcentaje de agua en el fluido es elevado, 85% ó más, el proceso de
deshidratación en una sola etapa no es posible ni económico, por lo que el mismo se
efectúa de la siguiente manera:
(1). Se separa el agua libre (Tanques F.W.K.O. de 1400 y 1600 m3).
(2). Se separa el agua emulsionada (Tratadores térmicos y luego tanques lavadores)
Además, complementariamente se realizan las siguientes operaciones.
a. Se trata el agua de drenaje (piletas API).
b. Se bombea el petróleo deshidratado.
c. Se efectúa la medición del petróleo que se bombea.
Cada una de las operaciones indicadas se realizan en las siguientes unidades:
PLANTA DE TRATAMIENTO DE CERRO DRAGON (FIG. 1-IX)
1. UNIDADES DE SEPARACIÓN DE AGUA LIBRE
Está constituida por tres tanques cortadores de agua libre de 1400 m3 de capacidad
cada uno, por un tanque de succión de 760 m3 y por dos bombas centrífugas
horizontales.
El total de fluido que ingresa a la planta, aproximadamente 32.000 m3/día, se deriva a los
tres tanques cortadores de agua libre, la emulsión (agua-petróleo) pasa al tanque de
succión (760 m3) y unos 27.000 m3/día de agua separada se drenan a la pileta API. Del
tanque de succión se bombea la emulsión al grupo de tratadores térmicos mediante dos
bombas centrífugas comandadas por un control de nivel instalado en el tanque.

Figura 1-IX

2. UNIDAD DE TRATAMIENTO DE LA EMULSIÓN
Esta unidad está compuesta por un grupo de seis tratadores térmicos, dos tanques
lavadores de 3000 m3 de capacidad cada uno y un tanque de succión de 1500 m3. Un
cuarto tanque de 1500 m3 se utiliza para almacenar el petróleo que no cumple con el
porcentaje límite de agua, y que rechaza en forma automática la unidad de control
correspondiente (petróleo fuera de especificaciones).Un quinto tanque de 3000m3 y otro
de 20000 m3 se utilizan de almacenaje ante eventuales restricciones de bombeo.
La emulsión proveniente de la unidad de separación de agua libre fluye a través de los
tratadores térmicos, incrementando su temperatura y drenando parte del agua que
contiene el fluido. Luego se deriva a dos tanques lavadores que operan en paralelo
(tanques 1 y 2) en los que se finaliza la deshidratación del petróleo.
La emulsión petróleo-agua ingresa a estos tanques por seis platos distribuidores de flujo,
ubicado en su parte inferior, y asciende a través de un colchón de agua donde se
promueve la coalescencia de las pequeñas gotas de agua emulsionada con el petróleo.
En su recorrido hasta la parte superior del tanque, el agua decanta y el petróleo
deshidratado, fluye por gravedad hasta el tanque de succión Nro. 4.
Los tanques lavadores Nro. 1 y 2 poseen controladores mecánicos de interfase que
regulan el nivel del colchón de agua (sifón regulable).
La incorporación de sistemas de radares para el control instantáneo de niveles, hace que
los mismos tengan permanente monitoreo y faciliten controles de producción parciales en
cualquier momento que se necesiten. Todo el sistema es permanentemente chequeado
por SCADA tanto en plantas, como en las bases correspondientes.
3. UNIDAD DE BOMBEO
El petróleo deshidratado proveniente de los tanques lavadores se almacena en el
tanque de succión Nro. 4. Luego de pasar por la unidad de rechazo y medición y
verificado que el fluido cumple con las especificaciones, se lo bombea a Caleta Córdova.
Un flotante en el tanque Nro. 4 regula la velocidad de bombeo (actúa sobre los
aceleradores de las bombas) hasta un cierto régimen mínimo, y luego opera sobre el
actuador de una válvula de recirculación instalada en la línea de impulsión de las
bombas, que deriva el petróleo nuevamente al tanque de succión Nro. 4. Este tanque
cuenta con un rebase de emergencia conectado a las piletas de stock, tiene succión
móvil y drenaje automático de agua libre. Además posee un sensor de temperatura y
nivel de fluido, datos que son enviados al sistema de telemedición y pueden ser
observados tanto en la oficina de la Planta como en la oficina de Radio-alarma.
La necesidad de aumentar la capacidad de bombeo hacia la Caleta, por diferentes
inconvenientes operativos, climáticos, logísticos, hizo que se rediseñara el sistema,
incorporando mas bombas de impulsión y haciendo un rebombeo desde C.Dragón, de
toda la producción del Yacimiento.

Para ello, la producción de las zonas de Anticlinal Gde.,Tres Picos / Zorro y Valle
Hermoso, luego de ser tratada y deshidratada (en pta. De V.H.), debe transferirse a
C.Dragón .
Los incrementos de producción previstos por el desarrollo más la inestabilidad de los
embarques, está haciendo revisar todo el proceso y rediseñar las condiciones de
evacuación de la producción y los correspondientes sobrestocks.
4. UNIDAD DE RECHAZO Y MEDICIÓN
Esta unidad contabiliza el fluido que se bombea a la playa de tanques de Caleta Córdova
no permitiendo que ingrese al oleoducto petróleo con un porcentaje de agua mayor que
el especificado o preestablecido. Los dispositivos fundamentales de esta unidad son:
- un sensor de porcentaje de agua (detector sónico).Phase Dynamics.
- una válvula de tres vías
- un medidor (*) de desplazamiento positivo SMITH, con un cabezal ATJ
electrónico.
(*) envía señal a la computadora
El sensor, instalado en la succión de las bombas, envía una señal a la válvula de tres
vías. Si el porcentaje de agua supera un valor prefijado, la válvula deriva nuevamente el
fluido al tanque de rechazo Nro. 3, 5 , 6 ; este petróleo ingresa luego al sistema de
tratamiento ya descripto para disminuir su porcentaje de agua y poder ser bombeado en
especificaciones.
El medidor de caudal contabiliza el petróleo bombeado sin tener en cuenta el porcentaje
de agua. Esta medición se corrige con la señal enviada por el sensor de porcentaje de
agua para obtener finalmente el volumen de petróleo deshidratado que se bombea a
Caleta Córdova.

Unidad de
Medición
Unidad de Rechazo

5.UNIDAD DE TRATAMIENTO DE AGUA
El agua proveniente de las etapas de separación de agua libre y del agua emulsionada
ingresa a la pileta API donde se separa gran parte del petróleo arrastrado. El agua pasa
a través de un circuito cerrado y un tanque pulmón a las bombas centrífugas y con las
mismas se la transfiere a la planta inyectora.
Luego de ser tratada en un tanque bafleador, el agua ingresará a tanques de stock,
desde donde las bombas utilizadas para recuperación secundaria serán las encargadas
de inyectar o transferir en algunos casos, este agua en o a los pozos inyectores
asignados a cada proyecto (ver detalles en capítulo Recuperación Secundaria).
El petróleo recuperado en la pileta API, en el sumidero correspondiente, se bombea a los
tanques cortadores de agua libre para su posterior tratamiento en los tratadores y
tanques lavadores.
PLANTA DE TRATAMIENTO DE VALLE HERMOSO (FIG. 2-IX)
La Planta de Tratamiento de Valle Hermoso realiza básicamente las mismas operaciones
que se indicaron para la planta de Cerro Dragón:
Recibe la producción de estaciones correspondientes a los Distritos I y III.
El diagrama operativo adjunto permite visualizar los circuitos de deshidratación del
petróleo y de purificación del agua que es utilizada en los proyectos de recuperación
secundaria en funcionamiento
El petróleo deshidratado y en especificaciones tiene la opción de ser bombeado
directamente a C. Córdoba o en su defecto, cuando las condiciones operativas lo
requieren, a C.Dragón para su rebombeo.
Es importante también señalar que un porcentaje de la producción de la Planta ya llega a
esta parcialmente deshidratada, en tratamientos que se realizan en Zorro y Anticlinal
Grande, cuyos procesos esquematizados se adjuntan en la Fig.3-IX.

Figura 2-IX

Figura 3-IX

PLANTAS DE TRATAMIENTO DE PIEDRA CLAVADA Y K.KAIKE (Fig.4-IX).
En estas plantas, si bien los procesos son similares a los de C.D y V.H. como así
también los objetivos, cabe señalar que hay procesos intermedios que marcan
diferencias operativas relevantes.
Los tratadores termoeléctricos, a diferencia de los térmicos de C.D. y V.H. muestran
rápidamente una diferencia fundamental en el proceso en cuanto a cantidad y calidad.
Dentro de las mejoras en el mediano plazo para C.Dragon la incorporación de estos
tratadores está en estudio.
Los FW horizontales cerrados también marcan diferencia, a los Tanques FW usados en
los procesos de C.D.y V.H.
La utilización de depuradores Wemco en el proceso de tratamientos de agua, se ve en
K.K. ya que en otros procesos se reemplazaron con tanques de Bafleado de muy buena
perfomance, y skimmers.
La utilización de piletas API , también son de utilización alternativa en algunas de las
plantas, según requerimientos del tratamiento.
Esquemas de todos los procesos ilustran las alternativas detalladas.

Figura 4-IX

VÁLVULAS DE PRESIÓN Y VACÍO.
Son utilizadas en tanques de almacenamiento u operación con la finalidad de mantener
las presiones internas de los mismos, equilibradas, permitiendo solamente el venteo
mínimo requerido, para mantener el equilibrio interno.
Esto se produce con mas periodicidad, en aquellos tanques con variaciones de niveles y
caudales de entrada y salida bruscos.
FUNCIONAMIENTO:
Los vapores o gases desprendidos del producto almacenado, actúan normalmente al
área presurizada.
Cuando la fuerza de esos gases o vapores, supera cierto valor, la paleta comienza a
separarse de su asiento permitiendo el escape controlado. Cuando la presión disminuye,
automáticamente la válvula cierra por su propio peso.
En los casos que se produzca vacío, la presión atmosférica, con su fuerza normal,
obligará a la paleta a separarse de su asiento, permitiendo el ingreso de aire
correspondiente.
Una vez estabilizado el sistema, la paleta vuelve otra vez por su propio peso a caer y
cerrar la entrada de aire. Ambos sellos están dotados de empaquetadores de membrana
que amortiguan sus cerramientos y aperturas logrando sello perfecto en ambas
situaciones. (Fig.5-IX)
Obs: Normalmente estos equipos van acompañados en su instalación con arrestallamas
y bocas de hombre de inspección con ventilaciones de emergencia.(Fig.6 y 7-IX).

Figura 5-IX

Figura 6-IX

Figura 7-IX

INERTIZACIÓN
Estos sistemas operativos , permiten mantener una atmósfera protectora de gas
sobre líquidos en tanques de muy baja presión positiva (0.7 GR/CM2 ) aún cuando el
líquido es bombeado o se produce un enfriamiento atmosférico.
No mantener esta inertización acelera los procesos corrosivos en paredes y techos de
tanques.
OPERACIÓN :Se utiliza una presión de gas reducida, para operar la válvula principal.
La presión del tanque será sensada por el diagragma del piloto y por el actuador de la
válvula. Esto permitirá mantener constante una baja presión positiva como atmósfera
protectora sobre los líquidos almacenados. (Ver Fig. 8/9/10/11-IX).
Figura 8-IX

Figura 9-IX

Figura 10-IX

Figura 11-IX

BOMBAS INYECTORAS DE PRODUCTOS QUÍMICOS
Son bombas de desplazamiento positivo utilizadas para la inyección de productos
químicos (desemulsionantes, antincrustantes, bactericidas, floculantes-espumante, etc.)
en el casing del pozo, líneas de conducción, estaciones satélites, sistema de
recuperación secundaria, etc.
En esta sección se indican las tablas y gráficos de caudales de las bombas más
comunes usadas en nuestra operación.
1. TEXTEAM SERIE 1200
El brazo de la bomba se conecta a la viga balancín de la unidad de bombeo con una
cuerda. Los valores que se indican en las tablas siguientes están expresados en galones
por día y por diente de la rueda dentada que mueve al pistón. Si la cuña toma más de un
diente se multiplican los valores indicados en las tablas por el número de dientes de
regulación.
Diámetro pistón 1/4"
VOLUMEN (Galones/día)
GPM Carrera
Corta Mediana Larga
6 0.005 0.010 0.0150
8 0.0075 0.0125 0.020
10 0.0087 0.0162 0.025
12 0.010 0.020 0.030
14 0.0125 0.0225 0.035
16 0.0137 0.0262 0.040
18 0.0162 0.0287 0.045
GPM Carrera
Corta Mediana Larga
6 0.0125 0.025 0.0375
8 0.0175 0.0325 0.050
10 0.0212 0.0412 0.0625
12 0.025 0.050 0.075
14 0.030 0.0575 0.0875
16 0.0337 0.0662 0.10
18 0.0387 0.0737 0.1125

Carrera
GPM Corta Mediana Larga
6 0.0212 0.0437 0.0662
8 0.0287 0.0587 0.0875
10 0.0362 0.0737 0.110
12 0.0437 0.0887 0.1325
14 0.0512 0.1037 0.1537
16 0.0575 0.1175 0.1762
18 0.065 0.1325 0.1975
Nota: Para bomba con dos cabezales los valores indicados se duplican.
2. SERIE 3700
Del mismo sistema que la bomba serie 1200 pero con motor neumático. Para
determinar los valores de caudal en galones por día pueden utilizarse las tablas de la
bomba serie 1200 hasta 18 golpes por minuto. Como esta bomba puede operar hasta
100 golpes por minuto, en la siguiente tabla se indican los correspondientes valores para
carrera larga y se incluye el pistón de 1/8" de diámetro.
GPM 1/8" 1/4" 3/8" 1/2"
20 0.0172 0.0690 0.1718 0.3902
40 0.0390 0.1562 0.3905
60 0.0762 0.3045 0.7622
80 0.1031 0.4124 1.0310
100 0.1281 0.5123 1.2808
Aplicable a bombas con cabezal simple, si la bomba tiene dos cabezales los valores indicados se
duplican.
3. TEXTEAM SERIE 5000
Esta bomba (Fig.12-IX) está equipada con motor neumático. En las páginas siguientes
se adjuntan los gráficos de caudales (galones por día) con los valores usuales en nuestra
operación.

4. STONEBOR MODELO C-5
Esta es una bomba de diseño especial y está equipada con motor neumático.
5. PASCAL MODELOS DGP 500 Y DGP 370
Estas bombas están equipadas con motor neumático.
6. BOMBAS A EMBOLO BUZO MARCA INDONEU (MIRBLA S.A). (Fig. 13-IX)
Son bombas de émbolo aspirante e impelente que pueden ser accionadas por un
controlador neumático (Fig. 14-IX) de gran estabilidad o bien respondiendo a la señal de
un instrumento medidor en la corriente de su proceso.
Son altamente confiables durante su operación continua, no requieren casi ningún
mantenimiento por disponer de una sola pieza móvil.
Tanto la longitud de desplazamiento como el número de emboladas pueden ajustarse
fácilmente durante su operación.
Los modelos utilizados en nuestra operación son los siguientes:
IQ 635 DC 300 con oscilador neumático MK III
IQR 1270 DC 400 P con oscilador neumático MK III
IQR 5715 DC 600 P con relevador PO 4-4
7. BOMBAS DIAFRAGMA, DOSIVAC, MODELO MD-50 CON MOTOR ELÉCTRICO
(FIG. 15-IX)
Estas bombas se utilizan para inyectar diferentes productos químicos en las Plantas
donde se dispone de energía eléctrica.

Figura 12-IX

BOMBA INDONEU A ÉMBOLO BUZO
Figura 13-IX

Figura 14-IX

BOMBA DOSIVAC – MODELO MD-50
Figura 15-IX

Manual de Producción – PAE- Argentina 1-X
X-AUTOMATIZACIÓN
SISTEMA DE SUPERVISION ,CONTROL Y ADQUISICION DE DATOS
GENERALIDADES
La industria del petróleo, por su carácter permanente no puede escapar a la influencia
del continuo avance de la tecnología electrónica y progresivamente ha ido adoptando
mayor número y variedad de equipos electrónicos destinados a medir, controlar, alertar y
en definitiva, a todo lo que signifique automatizar la operación de los yacimientos.
Una de las fases más velozmente desarrolladas en la automatización industrial,
aplicada al campo, ha sido la supervisión, control y adquisición de datos en forma
remota.
Literalmente, éstos términos se refieren a la habilidad para controlar un dispositivo
específico y confirmar su perfomance.
En un sistema de supervisión, control y adquisición de datos (S.C.A.D.A.) una Unidad
Terminal Remota (R.T.U.) es el nexo entre los elementos del proceso y un computador
central o Unidad Terminal Central (U.T.C. o HOST) .
Tal sistema comprende :
(1)- Un proceso, tal como cualquiera de los procesos existentes en la industria petrolera:
• producción de petróleo : pozo productor – colector auxiliar – batería –
planta de tratamiento - unidad de venta.
• producción de agua: pozo – batería – planta deshidratadora de petróleo –
planta inyectora de agua salada – colector de inyección – pozo inyector.
• producción de gas: pozo productor – planta deshidratadora – planta
compresora Planta de tratamiento - unidad de gas.
• servicio eléctrico distribución: subestación eléctrica – reconectador
eléctrico –celda de medición .
Todo monitoreado o vigilado por instrumentos y operado - controlado por sistemas
remotos .
(2)- Una Unidad Terminal Remota (R.T.U.), capaz de tomar el comportamiento de cada
una de las variables del proceso, controlarlas y/o reportarlas remotamente .
(3)-Un computador central (HOST), esto es, un computador ubicado en alguna zona
central que monitorea los instrumentos y opera los controles en forma remota según las
necesidades del proceso.
(4)-Finalmente, una persona que controla el computador.
La RTU se sitúa entre los instrumentos y/o elemento de control y el CTU o HOST
Central. Los instrumentos y/o elementos de control están directamente conectados,

Manual de Producción–- PAE- Argentina 2-X
mediante cables, a la RTU. El vínculo entre la RTU y CTU o HOST puede ser mediante
un enlace vía radio de alta o baja velocidad. Mientras que la información que transmiten
los instrumentos hacia la RTU o ésta a los elementos de control son simples señales
eléctricas, ya sean continuas o discretas, de corriente o tensión, la información que fluye
entre la RTU y CTU o HOST Central es una señal eléctrica compleja, de tipo digital. Esta
señal, en adelante llamada mensaje, es básicamente una secuencia de dígitos (“unos” y
“ceros”) que contienen además de la información, códigos de direccionamiento, error,
inicio y fin de mensaje, etc, conformando una cierta estructura o protocolo propio y único
del sistema.
La C.T.U. dispone de 2 formas para adquirir información de campo, denominado
“adquisición de datos “ :
a) Pulling: Significa que la C.T.U. pide información a la R.T.U. del estado de todos los
sensores o instrumentos que están monitoreando el proceso en campo .
Este tiempo es variable y puede ir desde unos pocos segundos a varios minutos
dependiendo del rendimiento del canal de comunicación.
b) Demanda: Significa que al generarse una condición de alarma en el instrumento
de campo, producto de una anormalidad en el proceso, la R.T.U. que está
sensando cada instrumento en campo, se reporta inmediatamente a la C.T.U.
En lo referente a “control“, el computador C.T.U. envía un mensaje de “control“ a campo,
la R.T.U. lo interpreta y responde operando los dispositivos de control remotos.
Actualmente, con la alta tecnología que disponen las R.T.U.´s, por ejemplo C.P.U. de
alta velocidad de procesamiento e indefinida cantidad de módulos de entradas y salidas
de campo, permite que el control tienda a realizarse en las R.T.U.´s y quitarle así la
responsabilidad al C.T.U. con el consiguiente riesgo por ocupación del canal de
comunicación, que no siempre está disponible .
Por ejemplo, supongamos que queremos controlar el nivel de un tanque en una
Planta Inyectora de Agua Salada modulando la velocidad de una bomba centrífuga que
inyecta a un determinado caudal y presión a la formación .
Entonces, disponemos de un transductor de presión hidrostática ubicado en la base
del tanque, la R.T.U. de la locación y el modulador de velocidad de la bomba .
El transductor de presión monitorea toda variación del nivel del tanque y se reporta
continuamente a la R.T.U., si la misma dispone de un programa que analiza dicha
variación, puede tomar decisiones (según los set point incorporados) tales como acelerar
el motor de la bomba cuando el nivel del tanque llegue al 80 % y desacelerar el motor
cuando el nivel del tanque llegue al 30 % .
La C.T.U. inmediatamente se entera de los sucesos que ocurren en campo y los
muestra en su pantalla, pero no toma ninguna decisión, es decir si el nivel del tanque es
superior al valor máximo incorporado en el C.T.U., el software del sistema de control
indicará una condición de alarma,denominada “Alto Nivel de Tanque de Agua “ y avisa al
operador a través de una indicación, que puede ser visual (parpadeo del mensaje) o
sonora (sonido particular) y espera que la misma sea reconocida por el operador, por lo
cual la alarma dejará de parpadear y el sonido cesará .
Bajo ésta condición, la indicación de la alarma “Alto Nivel de Tanque de Agua“ se
mantendrá en pantalla hasta tanto dicha condición desaparezca en campo, es decir, el
nivel del tanque vuelva a sus parámetros normales .

INSTRUMENTOS ANALÓGICOS :
Un transmisor conectado en la base del tanque, es un transmisor de presión
hidrostática, que mide la presión de la columna de agua en el tanque y transmite ésta
información a la R.T.U. .
La forma de la señal utilizada es una corriente eléctrica modulada en un estandar
denominado 4–20 miliamperios que representa la presión .
En la R.T.U., esta señal es convertida a números, esto es, a forma digital. Las señales
moduladas de corriente o tensión de cada clase se llaman señales analógicas
INSTRUMENTOS DE ESTADO :
Un interruptor o contacto, es por ejemplo las indicaciones del manómetro de presión de
aceite de los motores de combustión interna de las bombas de impulsión de las baterías,
el cual indica y reporta la llegada de la aguja principal al tope inferior de seteo en la
escala.
Este interruptor puede registrar solamente dos condiciones: la presión de aceite del
motor es lo suficientemente baja como para tocar el switch inferior o la presión no está
presente en dicho punto.
Un indicador de “estado” es el que tiene dos estados, tal como si/no, presente/ausente,
arriba/abajo, etc.
Otro “interruptor” puede ser de temperatura, donde indica cuando la unidad de
calentamiento está encendida o apagada y el mismo toma el nombre de termostato .
Notar la diferencia entre éste último y un transmisor de temperatura, el primero como
explicamos indica 2 estados (instrumento de estado), el segundo nos muestra toda
variación de la señal primaria siempre dentro del rango de medición del
instrumento(instrumento analógico).
INSTRUMENTOS ACUMULADORES :
El medidor de caudal a turbina de desplazamiento positivo tal como el existente en la
unidad de Venta de Petróleo (L.A.C.T), registra la cantidad de petróleo que ingresa al
oleoducto de venta. A medida que el petróleo fluye, la turbina genera una señal discreta
(pulso X unidad de volumen) que se envía a la R.T.U. existente cada vez que realiza un
giro . Un “acumulador” en la RTU cuenta el número de pulsos (comenzando a partir de la
última vez que el acumulador fue puesto a cero), los cuales, proveen una medición
precisa del petróleo producido.
INSTRUMENTOS DE CONTROL:
Existen en el mercado instrumentos específicos para realizar controles o directamente se
pueden realizar sobre la R.T.U., ya que la misma dispone de un potente procesador de
alta velocidad y salidas por relé que pueden activarse o desactivarse para controlar
varias funciones .
Por ejemplo, si disponemos de una unidad de calentamiento, tal como puede ser un
calentador indirecto ubicado en una batería de producción de petróleo y por razones de

seguridad , necesitamos cortar inmediatamente el suministro de gas al piloto, cuando el
mismo se apague.
Para ello utilizaremos un transductor de temperatura que sensará permanentemente la
temperatura del piloto, dicha señal ingresará a la R.T.U., quien se encargará de
monitorearla constantemente, cuando la temperatura disminuya por debajo de un valor
estipulado (condición de piloto apagado), la R.T.U. mandará una señal a través de sus
relé de salida que comandará una válvula neumática que cerrará el suministro de gas al
piloto .
No todas las funciones son controladas por relé. También la R.T.U., genera una señal de
salida en formato analógico, es decir variable en el tiempo, correspondiente a un voltaje o
corriente (esto es lo opuesto a las señales de entradas analógicas). Esta salida puede
usarse, por ejemplo, para abrir o cerrar una válvula en forma proporcional o parcial .
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SCADA UTILIZADO EN LOS YACIMIENTOS CERRO
DRAGÓN Y KOLUEL KAIKE-PIEDRA CLAVADA
Tal como lo indica, la network o red del sistema scada del Yacimiento de Cerro
Dragón, cada una de las RTU´s de campo se reportan al concentrador o repetidor de su
zona y los mismos al campamento de Cerro Dragón, donde se ubica la Unidad Maestra
o Unidad Terminal Central (UTC) .
Luego a través de la red LAN (Local Area Network o Red de Area Local) y WAN
(Wide Area Network o Red de Area Extensa) que dispone Pan American Energy L.L.C.,
la información generada en campo se traslada a cada uno de los campamentos (CD-
VH–TP-AG) y Plantas de Tratamiento de Petróleo (CD – VH) del yacimiento .
De igual manera, la información enviada por cada una de las RTU´s y/o PLC´s del
sistema scada del Yacimento Koluel Kaike – Piedra Clavada, se visualizan en la Unidad
Maestra o Unidad Terminal Central (UTC) ubicada en el campamento de Koluel Kaike y
luego a través de la red LAN y WAN se traslada dicha información a cada uno de los
campamentos (PC-1, PC-4) y Usinas del Yacimiento .
UNIDAD TERMINAL CENTRAL O HOST CENTRAL :
Una Unidad Terminal Central o Host Central, es una computadora del tipo industrial con
una elevada capacidad de memoria y alta velocidad, donde reside el programa o
software de control, tal como es el FIX-DYNAMICS en el Campamento de Cerro Dragón
y el WONDERWARE en el Campamento de Koluel Kaike .
Sobre cada uno de dichos software residen las bases de datos de cada sistema y con
las herramientas de programación que disponen (dibujos y gráficos temporales) se
pueden realizar pantallas, tales que cualquier persona pueda interpretar perfectamente,
el comportamiento en intervalos temporales configurables, de cada variable analógica
(presión manométrica–presión diferencial – corte de agua – nivel de tanque – caudal
instantáneo – temperatura – interfase-etc.) existentes en cada uno de los procesos de
producción .Cada uno de éstos software, dispone de una herramienta muy poderosa, que
es a través de la red LAN (Local Area Network) ó WAN (Wide Area Network) poder
visualizar cualquier información residente en su base de datos, mostrándola en los
campamentos a donde llega la red .

Es así que la visualización en tiempo real de las variables que interactúan en los
distintos procesos se observan en los Campamentos de Cerro Dragón – Valle Hermoso
–Tres Picos – Anticlinal Grande–Koluel Kaike–Piedra Clavada # 1- Piedra Clavada # 4 -
Planta Compresora de Gas de Bayo–Planta
Compresora y Venta de Gas de Zorro -
Plantas de Tratamiento de Petróleo de Cerro
Dragón –Valle Hermoso–Piedra Clavada –
Koluel Kaike – Usinas de Koluel Kaike # 1 y
Koluel Kaike # 2 .
A través del manejo del “mouse” de la PC,
se puede navegar por los distintos modos de
presentación de la información en pantalla .
El modo más usual es la pantalla sumario
de alarmas, esto es, la visualización de todos
los estados de alarmas o situaciones
anormales .
Cada estado de alarma puede ser generado
por un instrumento de estado, o por un
instrumento analógico o acumulador, al
exceder el rango fijado por el operador.
Cuando se origina un estado de alarma, se
muestra en la pantalla de alarmas y en la
pantalla propia del proceso .
En la primera se representa en una misma
línea un mensaje con la identificación de la
alarma, el estado si es una señal digital o el
valor puntual si es una señal analógica, fecha
y hora del suceso, todo en un color que puede
ser rojo o negro según su importancia en el
proceso en cuestión, parpadeante y con un
sonido de alerta. El operador puede reconocer
éste mensaje, presionando un determinada botón designado para tal fin en la pantalla de
alarmas, momento a partir del cual el mismo deja de parpadear, se elimina el sonido de
alerta y aparece un tilde en el margen derecho de la descripción. El mensaje desaparece
automáticamente de la pantalla una vez que se normaliza la situación que lo originó .
En la segunda pantalla, la alarma se muestra con el color particular estandarizado que
la produjo sobre la instalación de superficie afectada en el proceso de producción, por
ejemplo:
Una alta presión del Separador de Ensayos de una Batería, se indicará cuando el
Separador existente en el proceso se “pinte” de color rojo y una baja presión del mismo
se mostrará cuando el Separador de Ensayos pase a tomar el color azul .
Otro ejemplo muy común es un alto nivel de Tanque de almacenaje de una Batería, dicha
alarma en la pantalla de la Batería se representa “pintando” el tanque en color rojo y
como es una señal analógica muestra el valor de altura de tanque que produjo la alarma .
La indicación volverá a estado normal es decir pintado de color gris, cuando
automáticamente se normalice la situación que la originó .
A continuación se pueden observar los distintos tipos de pantallas que muestra cada una
de los sistemas para la visualización de datos.

Dado que el reporte de todas las situaciones de alarmas o anormales originadas en
cada uno de los procesos de producción es la principal función del sistema, también
éstos mensajes de estados de alarmas, al momento que aparecen en pantallas, son
guardados en un archivo diario en formato word, para ser analizados en cualquier
momento del año .
También es posible obtener un reporte diario impreso sobre los caudales diarios
producidos para los distintos procesos que posee Pan American Energy L.L.C es decir
información de los caudales de petróleo y agua que producen cada una de las Baterías ,
caudales de fluido de entrada–salida de las Plantas de Tratamiento de Petróleo, caudales
de gas de entrada–salida de las Plantas de Gas, caudales inyectados de agua, etc.
La hora de cierre para realizar el reporte es totalmente configurable, pero se fijó a las 7
hs. y la impresión del mismo se realiza automáticamente todos los días a las 7:30 hs.
Dicho reporte se muestra al final de dicha sección .

UNIDADES TERMINALES REMOTA ( R.T.U.)
En la actualidad hay instaladas en el Yacimiento de Cerro Dragón aproximadamente 175
RTU´s, localizadas en, pozos productores de petróleo, pozos productores de gas,
estaciones satélites, colectores de producción de petróleo, planta de tratamiento de
petróleo, unidad de venta de petróleo, plantas deshidratadoras de gas, planta
compresora de gas, planta de inyección de agua salada, colectores de inyección de agua
salada, sistema eléctrico de servicios, sistema de comunicaciones de servicios
En el Yacimiento de Koluel Kaike–Piedra Clavada se encuentran aproximadamente 40
RTU´s
La RTU está compuesta de :
• Equipo de radio en UHF .
• CPU ( Unidad Procesadora de Control )
• Fuente de alimentación 220 Vca a 24 Vcc.
• Conversor de 24 Vcc a 12 Vcc .
• Borneras – Fusibles .
• Módulos de entradas y salidas
• Gabinete metálico apto para intemperie
Los módulos pueden ser AI (entradas analógicas), DI ( entradas digitales ), DO (salidas
digitales), AO (salida analógica) y la cantidad de los mismos dentro de la RTU está
condicionada por los requerimientos de la locación .
El suministro de energía a la RTU puede ser a través de paneles solares con su
respectivo banco de baterías o simplemente con alimentación alterna del sistema .
INSTRUMENTOS DE CAMPO
En la tabla adjunta se muestra un listado generalizado del instrumental que
encontramos en una batería de producción tipo.
• “Aísle la Energía”.

ELECTRIFICACIÓN DE POZOS TELESUPERVISIÓN
INTRODUCCIÓN
El sistema MOSCAD propuesto para la telesupervisión de pozos electrificados, consta de
tres elementos fundamentales : las RTU de campo, encargadas de obtener la información
presente en cada locación, la FIU (field interface unit), programada para recibir y procesar la
información obtenida por las RTU’s y finalmente los sitios concentradores de
comunicaciones, algunos de ellos ya presentes en el sistema actual. Las RTU de campo
estarían vinculadas por medio de un vinculo radioeléctrico en UHF, con radios Motorola
SM50, a través de una red de comunicaciones de telemetría análoga a la existente en el
yacimiento Cerro Dragón para sus RTU’s MOSCAD de estaciones de bombeo.
Dicha red seria configurada para utilizar una característica propia del sistema MOSCAD,
denominada store & forward, según la cual la capa de red del protocolo MDLC de
comunicaciones se encargara de “rutear” y repetir todo tipo de mensaje a través de los
sitios que hemos denominado “concentradores de comunicaciones” y que a los efectos
prácticos se pueden entender como simples repetidoras, no ya utilizando dos equipos de
radio, sino efectuando una lógica de transmisión sobre el mismo canal de comunicaciones
para retransmitir la información al sitio de destino.
Así, un paquete generado por cualquiera de las RTU del sistema, será recibido por el
concentrador elegido, el cual decodificando el mensaje MDLC, retransmitirá el mismo al
sitio final de destino, en nuestro caso la nueva FIU del SCADA de Cerro Dragón.
Para este vinculo final se ha previsto utilizar un enlace de 56Kb sincrónico entre un
concentrador elegido y el concentrador de Cerro Dragón, obviando la instalación de un
CPU en Cerro Dragón con una radio en la frecuencia de transmisión de los pozos.
Eventualmente, se podría instalar dicho vinculo radial (utilizando preferentemente el
canal sincrónico) para ser seleccionado al fallar el canal principal, utilizándolo como canal
de backup.
De la misma forma, un paquete de comunicaciones enviado desde la FIU, viajara al
concentrador de Tres Picos por el enlace sincrónico y será retransmitido por radio hasta
el sitio final de destino.
A diferencia de los sistemas actualmente instalados, se ha previsto, debido a lo
irregular del terreno en el cual se instalaría el sistema, que ciertas RTU instaladas en los
pozos actúen también como concentradores, o RTU repetidoras adicionando una zona
de radio especifica para el grupo de RTU’s que tienen comunicación directa con estas.
Entonces un paquete transmitido por una RTU de campo, seria retransmitido por la RTU
repetidora al concentrador elegido, el cual lo retransmitiría a Cerro Dragón a través del
enlace sincrónico.

La estructura de red de comunicaciones puede observarse en el siguiente grafico :

CONFIGURACIÓN DE RED
La configuración incluirá cada nodo de la red y los vínculos que en ellos confluyen. Esta
configuración es utilizada por MDLC para seleccionar el ruteo de la información y repetir
el mensaje entre para alcanzar el sitio de destino.
El diagrama de nodos quedaría de la siguiente forma :
Esta información debe estar presente en cada RTU integrante del sistema, para ser
utilizada por MDLC e incluir en su telegrama la información necesaria para el ruteo. El
download de esta información se hace con el mismo programa de configuración y es
previo al la carga de la aplicación en el CPU.
OPERACIÓN DE LA RTU
Básicamente, y tal como hemos dicho, la RTU se limita a obtener información de
campo a través de sus módulos de E/S. En el caso de los pozos petroleros, se obtendrá
un numero a determinar de señales digitales y la presión de boca de pozo, sin estar
prevista la operación de comandos o salidas digitales.
Asimismo, cada sitio cuenta con un equipo de protección de motores, incluido en el
tablero de maniobra, el cual nos brinda información detallada de las variables eléctricas
presentes en dicho tablero y que involucran al funcionamiento del motor. Este equipo
será comunicado con el CPU de la RTU MOSCAD a través del puerto de
comunicaciones RS485 (Puerto 1 A), por medio del protocolo MODBUS RTU.
Debe hacerse notar que el equipo de protección de motores debe estar equipado con el
modulo de aislación de señales (Symcom RS485MS o equivalente) para la protección del
puerto de comunicaciones y del CPU mismo, ya que al operar con valores de tensión
elevados, el equipo de protección de motores puede inducir sobre las líneas de datos y
dañar en forma definitiva al CPU MOSCAD.
Algunas de las variables que se pueden obtener de dicho equipo se detallan a
continuación:

ID
MODBUS
DESCRIPCION
43 TENSION ENTRE LAS FASES C Y A
45 TENSION ENTRE LAS FASES B Y C
47 TENSION ENTRE LAS FASES A Y B
49 TENSION PROMEDIO DE LAS TRES FASES
51 CORRIENTE INSTANTANEA EN LA FASE C
53 CORRIENTE INSTANTANEA EN LA FASE B
55 CORRIENTE INSTANTANEA EN LA FASE A
57 CORRIENTE INSTANTANEA PROMEDIO DE LAS TRES FASES
62 ANGULO DE FACTOR DE POTENCIA
247 - 250 ULTIMAS CUATRO FALLAS DETECTADAS
Toda la información obtenida ha de ser transmitida a la FIU de Cerro Dragón de la
siguiente manera :
• Las señales digitales mediante el reporte por excepción.
• Todas las señales analógicas de los módulos de E/S y las obtenidas del equipo
de protección de motores cada diez minutos .
• Una vez por hora una integridad de la base de datos completa.
• A demanda del operador la información capturada para el análisis de la
corriente del motor.
ANÁLISIS DE LA CORRIENTE DEL MOTOR
Se ha sugerido la posibilidad de efectuar un seguimiento de la corriente promedio
medida por el equipo de protección de motores, con el fin de graficar la curva de
consumo en el centro de control.
A tal fin se capturara el valor de la corriente promedio en intervalos de un segundo, en
tablas configuradas en la RTU, de tal manera de tener a disposición siempre los valores
leídos durante la ultima hora de trabajo, a los efectos de poder transmitir todos los
registros obtenidos hacia la FIU.
De acuerdo a un calculo preliminar, el tiempo de transmisión de dichas tablas seria de
aproximadamente cinco minutos.
Se prevé que cada pozo reportara solo una vez al día la información para el análisis, y
quedara a criterio del administrador del SCADA la autorización para estos
procedimientos, ya que al ser critico el tiempo de transmisión, este debería ser
administrado responsablemente para no sobrecargar los vínculos de radio.
En principio, y de no mediar la decisión de realizar un software dedicado a tal fin, la
información recibida por la FIU seria volcada a la base de datos en intervalos de un
segundo, para que el programa de adquisición de datos históricos pudiera estampar los
valores en la base de datos con dicha resolución. Asociado a esto debería existir un
diagrama de tendencia de la variable de corriente promedio del pozo en cuestión, para
poder ver la curva de respuesta del mencionado dato.

Asimismo, del control de la variable de corriente promedio, se podría extraer la
señalización de parada del motor, utilizando la misma no solo como alarma a reportar al
SCADA sino para calcular los tiempos de parada y funcionamiento del equipo de bombeo
y utilizarlos para seguimiento del pozo en cuestión.
El dato podría ser reportado al SCADA en dos contadores de 32 bits, en los cuales
tendríamos el tiempo transcurrido en minutos, para cada caso.

EQUIPAMIENTO SUGERIDO
DESCRIPCION
RTU INSTALADA EN EL POZO
RTU MOSCAD-L
MODEM DE RADIO MODULACION FSK
2 MODULOS MIXED I/O
RADIO SM50 / SM120 – POTENCIA FIJADA EN 5 WATTS
MODULO AISLADOR DEL EQUIPO PROTECTOR DE MOTORES (RS485MS)
RTU REPETIDORA
RTU MOSCAD-L
2 MODULO MIXED I/O
RADIO SM50 / SM120 – POTENCIA FIJADA SOBRE LOS 15 WATTS
MODULO AISLADOR DEL EQUIPO PROTECTOR DE MOTORES (RS485MS)
CONCENTRADOR DE COMUNICACIONES ELEGIDO
2 CPU 400 MOSCAD
TARJETA ADAPTADORA RS232 PARA CPU MOSCAD
RADIO SM50 / SM120 / GM300 – POTENCIA FIJADA SOBRE LOS 25 WATTS

DESCRIPCION
CABLES Y ADAPTADORES DE RADIO
CABLES Y ADAPTADORES RS485
CONVERSOR DE NORMA RS232 – V35 SINCRONICO
CONCENTRADOR DE COMUNICACIONES CERRO DRAGON
2 CPU 400 MOSCAD
RADIO SM50 / SM120 / GM300 – POTENCIA FIJADA SOBRE LOS 25 WATTS
CABLES Y ADAPTADORES DE RADIO
CONVERSOR DE NORMA RS232 – V35 SINCRONICO
FIU CERRO DRAGON
CPU 400 MOSCAD
MISCELANEOS
PROGRAMMING TOOLBOX 8.50
THIRD PARTY PROTOCOL (MODBUS)
CPU 400 FLASH SYSTEM 7.01

TELESUPERVISIÓN DE POZOS ELÉCTRICOS
• Telesupervisión de grupos de pozos eléctricos, con visualización en los
Campamentos de Cerro Dragón y Tres Picos.
• PC de Radioperador en CD, con reporte de alarmas (señal de pozo parado
y motivo de paro).
• PC de SCADA y supervisores de producción - Ing. de Producción .
VARIABLES A TELESUPERVISARSE
• Presión de boca de pozo (p(t)).
• Estado de parada/marcha del motor eléctrico.
• Tiempo de marcha y tiempo de parada del motor eléctrico (pozo).
• Falta de 220 Vca. en celda de comando de equipo de maniobra.
• Señales que indican motivos de parada:
- Baja presión sistema de aire Cilindro
- Alta presión sistema de aire Cilindro
- Vibración de equipo de bombeo.
- Sobretemperatura en motor eléctrico
- Sistema de seg. boca de pozo .
SEÑALES EN RS-232 :
• Tensión entre fases C-A, B-C, A-B.
• Tensión promedio de las 3 fases.
• Corriente instantánea de fases A-B-C
• Corriente promedio de las 3 fases.
• Angulo de factor de potencia.
• Últimas 4 fallas detectadas.
DEMANDA DE INFORMACIÓN EN CENTRAL
• Variables digitales reporte por excepción.
• Variables analógicas cada 10 minutos.
• Una vez por hora la base de datos completa.
• Corriente del motor a demanda del operador.
• Captura de la corriente en la RTU cada 1 segundo .
VENTAJAS
• Rápida determinación de pozo parado.
• Diagnóstico anticipado al llegar al pozo sobre el motivo de paro .
• Disminución aproximadamente 75 % de downtime .
• Incremento de valor agregado a la operación ( producción - estadística ).
• Optimización de recorridos de mantenimiento .

MONITOREO
• Incorporación de piloto de Monitoreo para pozos eléctricos de los
Yacimientos Zorro –Madreselva - Madreselva Sur .
• Visualización en tiempo real en el Campamento de Tres Picos y ciertas
variables “seleccionadas” en Cerro Dragón .
MONITOREO-VARIABLES
• Visualización tiempo real :
- Cartas dinamométricas .
- Régimen de bombeo ( GPM ).
- Tensión de carga de sarta de varillas
- Tiempo de funcionamiento del pozo.
• Parada-Arranque a distancia .
• Control a distancia ( G.P.M. - Pto de monitoreo)
AUTOMATIZACIÓN EN POZOS ELÉCTRICOS (1)
Telesupervisión de pozos con motor eléctrico y visualización en tiempo real de variables
de
proceso y eléctricas en cada uno de los campamentos (CD-VH-TP-AG)
• Marcha / Parada de pozo.
• Presión de boca de pozo.
• Estado de producción del pozo ( produce / no produce ).
• Corriente/ Tensión de fase del motor eléctrico.
• Motivo de paro por :
- Baja / Alta presión de aire de cilindro.
- Sobretemperatura del motor eléctrico.
- Vibración de equipo de bombeo.
- Perdida en boca de pozo ( ecológico).
- Corte de tensión en línea principal.
AUTOMATIZACIÓN EN POZOS ELÉCTRICOS (2)
Telesupervisión y control a distancia de pozos eléctricos con sistema monitoreo con
visualización en tiempo real de variables de proceso y eléctricas en cada uno de los
campamentos (CD-VH-TP-AG)
• Las mismas variables detalladas para la telesupervisión de pozos
eléctricos.
• Cartas dinamométricas.
• Tensión de la sarta de varillas.
• Visualización y regulación de golpes por minuto del pozo.
• Control del punto de Pump-Off.
• Posibilidad de arranque / parada a distancia .

VENTAJAS
• Disminución estimada del 80 % del Downtime .
• Optimización de tiempos operativos de las cuadrillas de mantenimiento .
• Alto valor agregado en flujo de información de gestión ( Infoprod - Mantec)
• Alto valor agregado en la operación de producción y mantenimiento .
OPORTUNIDAD DE MEJORA
La compañía con el aporte de su personal y con el objetivo de lograr nuevos niveles de
competitividad ha diseñado un nuevo modelo operativo que eliminará las pérdidas
operativas y posibilitará un incremento en la frecuencia de recorrido de los pozos.
Este modelo ayuda a detectar los problemas con anterioridad posibilitando, mediante una
acción preventiva, realizar los trabajos correctivos necesarios para incrementar el tiempo
medio entre fallas.
Se crearon grupos formados con personal propio y de empresas contratistas, cuya
finalidad es la de llevar a cabo este concepto, compuesto en una serie de etapas, en
donde la primera consiste en transferir los conocimientos de cada parte (producción /
mantenimiento) operativo y técnico logrando una homogeneidad en la integración de
diversas compañías.
Otra de las Etapas, fue basada en la generación y confección de los puntos de
inspección, - en adelante denominadas rutinas-. Es notable destacar que desde su inicio
hubo una participación activa de todo el personal, tanto Operativo, como Líderes,
Especialistas y el aporte permanente de la empresa proveedora de la herramienta.
A fin de lograr esto se intentó aplicar una tecnología denominada HAND HELD (HH), que
es similar a una computadora y que tiene los atributos característicos de una agenda
electrónica (Palm).
Lo que se buscaba era proveer un medio que permita la optimización del proceso de
recolección de datos de campo, realizados por los equipos multifunción de GSJ.
El HH forma parte de un modelo de información integrado de PAE para el área de
operaciones, brindando la posibilidad de crear un inventario actualizado diariamente de
las instalaciones de superficie.
El diseño del software incluido permite utilizarlo como ayuda en la rutina de inspección,
evitando la posibilidad de saltear alguno de los puntos que comprenden la misma.
Este sistema además cuenta con la ventaja de reducir el tiempo de carga manual de
transferencia de datos a sectores involucrados en el modelo operativo, mejorar la
frecuencia en el cumplimiento de la supervisión de pozos comprendidos en cada rutina,
disponer de datos en la locación y contar con recordatorios de seguridad.
El HH cuenta con una password de seguridad para personalizar la información generada
por cada usuario.
Nos permite ir adecuando las rutinas, ya que diaria o semanalmente se realiza la
programación de las mismas (cantidad de pozos a recorrer y tipo de rutina).

METODOLOGÍA UTILIZADA
Para desarrollar el sistema, se utilizó como base de información los datos que se
relevan diariamente en las rutinas de pozos (boca de pozo- motor- aib).
El método consiste en seguir una rutina punto por punto, de cada uno de los elementos
que componen la locación, como así también las frecuencias, que fueron acordadas,
discutidas largamente y consensuadas entre los líderes de mantenimiento y producción
del Área Cerro Dragón, utilizando como metodología el diagrama de pareto basándonos
en la recolección de datos (anteriormente documentada en planillas), y de ésta manera
lograr un monitoreo documentado de los datos de cada pozo en forma permanente.
Cabe destacar, que a diferencia de otros planes pilotos, en este caso se incorporó en la
etapa inicial del diseño, buscando como premisa la participación de cada uno de los
sectores involucrados, incorporando la herramienta al servicio de los operadores y no a la
inversa. Por tal motivo y como ya mencionamos anteriormente, los usuarios se
involucraron activamente desde su etapa inicial aplicando distintas herramientas de
calidad. En el proceso de generar ideas se utilizó el Brainstorming, y para dar respuestas
a los inconvenientes de los puntos de inspección de las rutinas la matriz de impacto. En
un próximo paso para facilitar nuestro trabajo y el manejo óptimo de la tecnología al
servicio de la operación, se vincularán los programas MANTEC e INFOPROD con la
base de datos HH, eliminando por otra parte, la duplicidad en el trabajo de transferencia
de información, ya que con sólo la validación del Líder (mantenimiento - producción) se
genera en caso del Mantec el pedido de trabajo, y en el caso del Infoprod el ingreso de
los datos de producción.
Durante el desarrollo de la confección de las rutinas, se puso especial énfasis en dar
un orden a los puntos de inspección realizando el Porqué? Porqué?, y de esa forma dar
respuesta a la consigna más importante de la compañía que es preservar la seguridad de
la persona en el momento de realizar la tarea. Analizando otro punto que afecta a la
seguridad de la persona y eliminando toda posibilidad de lesiones durante el traslado del
HH, los móviles cuentan con un soporte para el traslado del mismo, evitando de esa
forma que el elemento sea despedido como un proyectil en caso de una maniobra brusca
o frenada imprevista. También se aplicó el método causa-efecto para llevar un control de
las fuentes de contaminación detectadas, aportando información valiosa para así llevar a
cabo el programa de cumplimiento de la norma ISO 14001.
• “Cumpla los Procedimientos”.

Visualización del Diseño de la Rutina con sus Resultados
PRODUCTO DEL EQUIPO
Con respecto a los recorridos se logra obtener una visualización gráfica entre lo
programado y lo cumplido, de ésta forma se puede optimizar la programación de visita a
los pozos, como así también se recaba una alta calidad de información y además
disponible en el día.
Teniendo en cuenta todo lo mencionado anteriormente se obtiene una información
detallada de los tiempos realizados en cada rutina y tiempo total de vista en locación.
Toda la información relevada, es almacenada en una base de datos que permite la
obtención de estadísticas actualizadas en tiempo real, como así también la visualización
resaltada de las observaciones/ anormalidades de los recorridos cumplidos. Lo
mencionado anteriormente es accesible mediante la red de la compañía ( LAN- WAN ).
Como comentario adicional podemos mencionar que la disponibilidad de la base de
datos generada permite eliminar el almacenaje de información en papel.

RESULTADOS
Los resultados específicos que soportan los beneficios de esta herramienta, son entre
otros, la ganancia de tiempo en el control y chequeo de la operación, ya que luego la
transferencia de datos es automática a través de la interface del Sistema Hand Held con
las aplicaciones Infoprod y Mantec.
El logro total del proceso que comprende el relevamiento de información y la posterior
generación de pedidos de trabajos (Mantec) y carga de datos de producción en el actual
sistema (Infoprod) nos reduce el tiempo de dedicación a los mismos en un 50 % del
tiempo actual.
La pérdida operativa es optimizada, ya que se cuenta con la información de un tiempo
real de visita en la locación a través del detalle de realización de cada tarea.
Como resultado, se obtuvo una grata experiencia ya que se rompió con el mito de la
resistencia a la utilización de una herramienta informática, teniendo como contraposición
la aceptación de los usuarios debido a la amigabilidad y sencillez en el uso de esta nueva
tecnología, tanto para la operatibilidad en campo, como para la visualización en la red de
la información obtenida.
APRENDIZAJES
Realizando un estudio del mercado y observando como resuelven otras empresas el
inconveniente de relevamiento de datos y su posterior ingreso, Coca-Cola utiliza los Hand
Held como solución; si bien la industria a la que se hace referencia no tiene relación con
la del petróleo, se observó que dicha tecnología puede adecuarse a las necesidades que
requiere la operación que involucra a Pan American Energy.
Una de las ventajas que aplica éste sistema (HH), es que tiene la virtud de poder ser
utilizado por el operario a la intemperie en condiciones climáticas adversas, siendo que
anteriormente el relevamiento de datos debía ser efectuado con elementos de uso
convencional (Lápiz, papel), ocasionando un trastorno para la interpretación de la
información debido a la calidad de la presentación de la misma. Por otra parte, se
reducen los tiempos de carga manual hacia las diversas bases de datos, que
normalmente limitan los tiempos operativos, disminuidos por la excesiva dedicación
enfocada a las tareas administrativas. Adquirimos como hecho importante, la aceptación
de la tecnología sin condiciones por el usuario final para ser incorporado en el desarrollo
diario de sus actividades. Esto es muy importante para quienes tienen a cargo la
implementación del proyecto Hand Held, motivo por el cual todos los comentarios de
feedback son utilizados para la optimización y mejora continua durante la confección de
los puntos de inspección, sin tener la preocupación por la resistencia u oposición que
normalmente dificulta el avance de un proyecto.
Refiriéndonos a la arquitectura de la Base de Datos del Sistema (HH), se desarrollo la
misma teniendo en cuenta el lenguaje empleado en las Aplicaciones Mantec e Infoprod
de la compañía, con lo cual facilitará en el futuro desarrollar las convenientes interfaces
sin tener ningún tipo de incompatibilidad en el momento de la trasferencia de
información.
Como corolario de todo lo mencionado, podemos concluir reflexionando que, la
tecnología puede ayudarnos a ser más eficientes para desarrollar las tareas que
comprenden nuestras responsabilidades y obtener de ésta manera un mejor rendimiento
de nuestro desempeño.

De acuerdo a la experiencia obtenida en esta primera fase de implementación
observamos la posibilidad de expansión en las siguientes áreas de operación:
Incorporación de nuevas rutinas:
• Equipos de especialistas.
• Pozos con motor eléctrico, ESP.
• Estaciones Satélite.
• Otras instalaciones de superficie.
Incorporación de la Orden de trabajo.
• Salud.
• Seguridad.
• Medio Ambiente.

Manual de Producción–PAE-Argentina 1-XI
XI - CORROSIÓN DE LOS METALES
INTRODUCCIÓN.
El transporte del fluido en nuestro yacimiento se realiza mediante distintos tipos de
conductos que podemos clasificar en:
• (flowlines líneas de conducción): conducen el fluido desde el pozo a la estación
satélite o a manifolds auxiliares. Están construidas con cañería de acero,
roscada y/o soldada, de 6, 4, 3, y 2 pulgadas de diámetro. En K.Kaike, donde
se presentan problemas de corrosión por el tipo de fluido que se transporta, se
utilizan cañerias de ERFV ( epoxi reforzado de fibra de vidrio).
También están comprendidas dentro de esta clasificación los conductos que
van desde los manifolds auxiliares a las estaciones satélite, línea de
conducción general y línea(s) de conducción de ensayo(s), construidas con
cañería de acero, roscada, y/o soldada,de 6, 4, y 3 pulgadas de diámetro
respectivamente.
• oleoductos secundarios: transportan el fluido desde las estaciones satélite a las
plantas deshidratadoras de petróleo. Están construidos con cañería de acero,
soldada, de 4, 6, 8 y 10 pulgadas de diámetro.
• oleoductos principales: oleoducto principal que transporta el petróleo desde las
plantas deshidratadoras de Anticlinal Grande, Valle Hermoso, Cerro Dragón,
K.Kaike y P.Clavada, hasta el lugar de almacenamiento y entrega (Terminal de
TERMAP en Caleta Córdova) o Pico Truncado. Está construído con cañería de
acero, soldada, de 12 y 14 pulgadas de diámetro.
El tendido de estas cañerías es soterrado y en consecuencia, las de acero, están
expuestas en mayor o menor grado a los efectos de la corrosión externa.
CORROSIÓN DE LOS METALES
Es un flagelo desde siempre, ya los Romanos revestían ciertas cañerías para evitar la
herrumbre. La corrosión que nos ocupa es la que puede autogenerarse en las
estructuras metálicas enterradas, se encuadra dentro del campo de la electroquímica.
Los metales se corroen en presencia de un medio conductor de cargas eléctricas
(electrolito), éste actúa de puente entre dos zonas de la estructura metálica, provocando
la pérdida de material en determinados lugares de la misma debido a las reacciones
electroquímicas que se producen.
Habrá un cierto flujo de corriente desde ciertas áreas de la superficie metálica hacia otras
áreas a través de una solución capaz de conducir la electricidad (electrolito). Ver
[Fig. 1-XI (a)].

Manual de Producción–- PAE-Argentina 2-XI
Figura 1-XI

El circuito eléctrico externo, se cierra internamente mediante la solución, que por ser
conductora de la electricidad recibe el nombre de electrolito. En consecuencia, una pila o
celda de corrosión queda formada como se indica en el esquema.
El término "ánodo" se utiliza para describir aquella parte de la superficie metálica que
se corroe y desde la cual la corriente deja el metal para entrar en el electrolito. El término
"cátodo" se utiliza para describir la superficie del metal desde la cual la corriente
abandona el electrolito y vuelve al metal.
El circuito se completa fuera del electrolito, a través del metal o en caso de dos piezas
metálicas a través de un conductor que las une.
El conjunto ánodo, cátodo, electrolito y conductor constituye lo que se denomina celda
de corrosión o galvánica. (Fig 2-XI-a Fig 2-XI-b)
En el caso de una tubería enterrada, el ánodo es una parte de la superficie de la
cañería, denominada zona anódica, el cátodo similarmente es un área de la cañería
denominada zona catódica.
El conductor metálico que posibilita la corriente de electrones es el tramo de caño que
interconecta las zonas anódicas y catódicas. El electrolito, en este caso es el terreno.
En lo que concierne a la corrosión en suelos y aguas, los metales se corroen por la
formación en su superficie de gran cantidad de celdas galvánicas. Existen dos tipos de
celdas galvánicas, la constituida por diferencias en el metal y la constituida por
diferencias en el electrolito.
El hecho que hace que los metales se corroan es una consecuencia natural de su
inestabilidad en la forma metálica. Para alcanzar este estado metálico a partir de su
estado en la naturaleza, los minerales absorben y almacenan, para un consumo posterior
por la corrosión, la energía requerida para liberar los metales de sus componentes
naturales.
La cantidad de energía requerida y almacenada varía de metal a metal. Si a cualquier
metal se lo deja en contacto con un medio adecuado tenderá a descargar dicha energía
almacenada, retornando a su estado natural. Aquellos metales que almacenan mayor
energía durante el proceso de obtención tendrán mayor energía para entregar a su medio
ambiente, es decir se corroerán con mayor facilidad.
Las diferencias de potencial de las medias células son una medida de la tendencia de la
reacción que va a ocurrir. Para propósitos de comparación, el potencial del electrodo
normal de hidrógeno ha sido puesto, arbitrariamente, a cero voltios. Todos los otros
potenciales se refieren a este electrodo normal de hidrógeno.

Cuanto mas reactivo sea el metal, menos positivo (mas negativo) es su potencial normal.
En el caso del hierro, es –0.440 volt. Recíprocamente, cuanto mas noble es el metal,
mas positivo es su potencial. En el caso del oro, es + 1.68 volt. La Tabla siguiente
enumera los potenciales normales de varios metales.
Metal Potencial Norma (Voltios)
Extremo Activo
Potasio - 2.922
Magnesio -2.34
Aluminio -1.67
Zinc -0.762
Cromo -0.710
Hierro -0.440
Niquel -0.250
Hidrogeno -0.000
Cobre +0.345
Plata +0.800
Platino +1.20
Oro +1.68
Extremo pasivo
Un ejemplo lo constituyen las conexiones entre cañerías y válvulas de diferentes
metales [Fig. 1-XI (b)]. De acuerdo a la tabla, la cañería de hierro tiene más energía
disponible para la corrosión que la válvula de bronce, en consecuencia la cañería se
comporta como ánodo y la válvula como cátodo. La corriente de corrosión abandona la
cañería y se introduce en el electrolito, luego abandona el electrolito y vuelve al metal de
la válvula.
Otro caso de celda galvánica, por diferencias en el metal, lo constituyen las conexiones
de tramos de cañería nueva con cañería vieja de un mismo metal, por ejemplo un
reemplazo de cañería [Fig. 2-XI (a)]. Aquí la celda se forma porque la cañería vieja ya ha
entregado parte de su energía al medio ambiente, mientras que el tramo nuevo tiene
toda su energía disponible para la corrosión.
Al efectuar el reemplazo de la cañería, el nuevo tramo se corroerá más rápidamente
además de existir la condición corrosiva del suelo se está favoreciendo la formación de la
celda.
Las diferentes condiciones de la superficie de un mismo metal [Fig. 2-XI (b)],
constituyen otro ejemplo de formación de celdas galvánicas.
Cuando la superficie del metal presenta irregularidades, como ser extremos de roscas
o marcas producidas por herramientas durante la instalación, estas zonas son anódicas
respecto del resto de la superficie del metal. Esto se debe a que al trabajar el metal en
frío se produce una concentración de tensiones en esos puntos, que le adiciona cierta
energía que queda almacenada y disponible para la posterior corrosión.

Figura 2-XI
(b)

DIFERENCIAS EN EL METAL
a. Diferencias de los suelos. Este tipo de celda galvánica es la responsable de gran
parte de la corrosión que tiene lugar en los suelos. Las cañerías, por ejemplo,
atraviesan diferentes suelos en su recorrido [Fig. 3-XI (a)]. En cada caso, donde
dos suelos diferentes están en contacto con la misma pieza de metal es posible
que se forme la celda.
La mayoría de las veces, en suelos naturales, la porción del caño que se
encuentra en el suelo con mayor concentración de sales es el "ánodo", mientras
que la que se halla en el suelo menos concentrado es el "cátodo". Los suelos
húmedos, por sí mismos, actúan como electrolito y la cañería constituye el circuito
de conexión.
La corriente fluye del área anódica al suelo, luego a través del suelo al área
catódica y finalmente a lo largo del caño al área anódica. Las sales disueltas en el
suelo son muchas y variadas, usualmente incluyen compuestos de aluminio, calcio
y magnesio, además puede haber sulfatos, cloruros, hidróxidos, etc.
b. Aireación diferencial. Denominadas también celdas de concentración de oxígeno.
Son muy comunes en caños enterrados [Fig. 3-XI (b)]. El caño descansa
usualmente sobre terreno no removido en el fondo de la zanja, a ambos lados y en
la parte superior del caño se encuentra el suelo de relleno relativamente suelto que
ha sido reemplazado.
A causa de que este relleno es más permeable al oxígeno, que se difunde desde
la superficie, se forma una celda.
El "ánodo" es la superficie de la parte inferior del caño, mientras que el "cátodo" es
el resto de la superficie, el electrolito es el terreno y el circuito de conexión es el
metal mismo del caño.

Figura 3-XI

RESISTIVIDAD DEL ELECTROLITO
El suelo se presenta en muchas variedades y posee propiedades físicas diferentes que
se pueden medir, en particular interesa la determinación de la cantidad de las varias
sales disueltas. Una manera de conocer aproximadamente la cantidad total de sales
disueltas en el suelo es midiendo su "resistividad eléctrica".
Los terrenos salitrosos, son muy conductores, tal como sucede en las atmósferas
marinas.
Cuando mas conductivo es un suelo, mas agresivo se considera para la estructura
metálica que lo atraviesa.
La resistividad es una propiedad de la sustancia, cualquier material capaz de
transportar corriente tiene cierto valor de resistividad característico de la sustancia, se
expresa en "ohm-cm". Cuanto menor sea la resistividad del electrolito, más activo será
éste.
A continuación se indica el grado corrosivo de los suelos de acuerdo al valor de
resistividad:
Resistividad (OHM-CM) Tipo de suelo
0 – 1000 Muy corrosivo
1000 – 3000 Corrosivo
3000 – 5000 Medianamente corrosivo
5000 – 10000 Levemente corrosivo
10000 o mayor Normalmente no corrosivo
En el control de la corrosión de cañerías enterradas las mediciones de resistividad son
importantes en dos aspectos: ayudan a predecir la corrosividad probable del suelo y son
necesarias para un diseño correcto de sistemas de protección catódica.

TIPOS DE CORROSIÓN
La corrosión toma muchas formas, dependiendo del metal y del medio ambiente en
que se encuentre, y el proceso de corrosión bajo el cual se crea el daño. La figura
siguiente muestra los tipos más comunes de corrosión. Los párrafos siguientes tratan las
causas y efectos de cada uno.
Corrosión uniforme sobre grandes áreas de superficie metálica es tanto la forma más
común de corrosión como la más fácil de medir.
Corrosión galvánica ocurre cuando dos metales diferentes se juntan por una senda
conductiva; puede ser de naturaleza uniforme o no-uniforme.
Corrosión de erosión ocurre cuando el flujo líquido y materiales lijantes impiden la
formación de una membrana protectora y, exponen continuamente el material fresco al
ambiente. El rozamiento y la cavitación son formas especiales de corrosión de erosión.
Corrosión grieta, como el nombre lo denota, ocurre en grietas que se encuentran en
empaquetaduras, juntas solapadas, tornillos o roblones; o es creada por depósitos de
barro
o acumulación de productos de corrosión.
Picadura se caracteriza por la formación de huecos superficiales en una superficie de
otra
manera relativamente inatacada. Una picadura entonces, es efectivamente una grieta
formada en sí.
Exfoliación se caracteriza por una apariencia escamosa y ampollada de la superficie. La
exfoliación es muy común en aleaciones de aluminio.

Lixiviación selectiva implica remoción de un elemento de una aleación. La más común
por ejemplo, decincado (dezincification), remueve el cinc de las aleaciones de latón
Corrosión intergranular Ataque localizado o es un selectivo a las fronteras reticulares.
Corrosión a fuerza es un ataque localizado e insidioso que ocurre la mayor parte por
dentro del metal, en donde no puede ser observado. Rupturas casi imperceptibles se
forman en la superficie, luego crecen hacia adentro, para destruir, la integridad del metal.
PROCESOS DE CORROSIÓN
Los procesos de la corrosión a menudo involucran, de maneras complicadas, aspectos
de química, metalúrgia, y electroquímica. Dependiendo del ambiente, factores
metalúrgicos y aspectos microesctructurales pueden o no influir reacciones de corrosión.
Las variables microestructurales. generalmente ejercen poco efecto en los régimenes de
corrosión uniforme de metales y aleaciones, pero parecen influir marcadamente esas
reacciones de la corrosión en las cuales ocurren ataques de corrosión localizados o
preferenciales.
El régimen del ataque destructivo dependerá de condiciones como precisión,
temperatura, velocidad, pH, composición química. El grado de la corrosión no puede ser
anticipado antes de la exposición y, en muchos casos, debe ser determinado
experimentalemente.
Se está haciendo rápido progreso en el desarrollo y uso de materiales nuevos y
mejores, aunque este avance es parcialmente anulado por más grandes demandas de
estos materiales. Todas las formas de la corrosión son perjudiciales, costosas y
peligrosas.
CONTROL DE LA CORROSION.
El control de la corrosión se realiza para eliminar o disminuir la acción del medio
ambiente sobre el material a proteger. Para ello se utilizan distintos sistemas de
protección, a saber:
1. REVESTIMIENTOS ANTICORROSIVOS
Su función es evitar el contacto directo entre la superficie metálica de la cañería y el
electrolito con el fin de separarlas eléctricamente. En nuestra operación se utilizan
básicamente tres tipos de revestimientos anticorrosivos: cintas plásticas, bituminosos
y polipropileno expandido.
Los primeros se aplican en frío, están compuestos por una base de pintura
imprimadora, una envoltura de cinta de polietileno y finalmente una envoltura, para
protección mecánica de la anterior, de velo de vidrio saturado en asfalto.
Los bituminosos están compuestos por una base de pintura imprimadora, una capa
de esmalte de base asfáltica de aplicación en caliente, una envoltura de velo de vidrio
hilado, una segunda capa de esmalte de base asfáltica en caliente y finalmente una

envoltura de velo de vidrio hilado saturado como protección mecánica. Comúnmente
este revestimiento se conoce como de doble cobertura. Si bien el oleoducto principal
fue revestido originalmente con cinta de polietileno sobre base asfáltica y con una
protección mecánica de asbesto en asfalto, las reparaciones se realizan con
revestimiento bituminoso de doble cobertura. El revestimiento plástico se usa en
oleoductos secundarios y en líneas de conducción.
El revestimiento anticorrosivo con polietileno o polipropileno extendido, llamado
normalmente tricapa, se forma sobre la superficie del tubo granallado y calentado
previamente, aplicando una capa de epoxi en polvo y en forma sucesiva se extruye el
adhesivo y el polietileno en varias capas, hasta adquirir el espesor deseado. Este tipo
de revestimiento es adecuado para temperaturas entre –40 y 80 grados centígrados
como alternativa, en lugar de polietileno se puede utilizar polipropileno aplicando su
uso hasta 120ºC.
Para los tres tipos de revestimiento, debe efectuarse una limpieza a fondo de la
superficie de la cañería mediante arenado o granallado, antes de la aplicación de la
base de pintura imprimadora.
De lograrse un revestimiento anticorrosivo perfecto, la corrosión no ocurriría pues no
habría posibilidad de que la corriente que la ocasiona abandone la estructura. En la
práctica los revestimientos no son perfectos, por lo general presentan muchas fallas
de índole diverso (por ejemplo debidas al manipuleo, aplicación del revestimiento,
fallas del material, etc.), que permiten la formación de áreas anódicas y catódicas,
localizadas en las fallas, y por lo tanto la corrosión de dichas áreas. Justamente para
asegurar la defensa de aquellas zonas de revestimiento fallado es que se utiliza la
protección catódica.
2. PROTECCIÓN CATÓDICA.
Como ya se explicó, la corrosión se produce donde la corriente abandona el metal
(áreas anódicas); donde la corriente fluye desde el suelo hacia la cañería (áreas
catódicas) no se produce corrosión.
Definicion
Como un primer paso es necesario acordar una definición para la "protección
catódica'' de manera que pueda establecerse una base sobre la que pueda
construirse un mejor conocimiento de la manera en que funciona y de su utilización -
práctica.
La protección catódica se define como: "Reducción o eliminación de la corrosión
haciendo un cátodo del metal por medio de una corriente continua fija o conexión a un
ánodo de sacrificio (usualmente magnesio, aluminio o cinc)".
Un cátodo es el electrodo donde se produce la reducción (con prácticamente
ninguna corrosión). Previa a la aplicación de la protección catódica, la mayoría de las
estructuras susceptibles de corrosión tendrán áreas catódicas y anódicas (áreas
donde se produce la corrosión). Se desprende, entonces, que si todas las áreas
anódicas pueden ser convertidas en áreas catódicas, la estructura entera se
convertirá en un cátodo eliminándose la corrosión.

Como Funciona La Proteccion Catodica
El segundo paso es mostrar como la aplicación de una corriente eléctrica continua a
una estructura metálica que se corroe puede transformarla en un cátodo en toda su
extensión. Para comenzar la corriente eléctrica continua se encuentra asociada con el
proceso de corrosión en una estructura metálica enterrada o sumergida. Esto está
ilustrado en la Fig.(1-XI) la cual muestra el flujo de la corriente continua entre las
áreas anódica y catódica de una sección de un caño enterrado.
Como se muestra, existe una corriente continua fluyendo de las áreas anódicas
hacia el terreno, a través del terreno y vuelta hacia las áreas catódicas y vuelta a
través del mismo caño para completar el circuito.
Para un voltaje impulsor dado (potencial galvánico entre ánodo y cátodo) el flujo de
la corriente (o cantidad) se encuentra limitado por factores tales como la resistividad
del ambiente (expresada normalmente como ohm-centímetros) y el grado de
polarización en las áreas anódicas y catódicas. La corrosión se produce donde la
corriente se descarga del metal al terreno en las áreas anódicas.
Donde la corriente fluye desde el ambiente hacia caño (áreas catódicas), no se
produce corrosión. Entonces, el objetivo al aplicar la protección catódica a una
estructura es forzar a la superficie entera expuesta al ambiente a recibir corriente del
ambiente.
Cuando se ha conseguido esta condición, toda la estructura expuesta será un cátodo
y la corrosión puede ser mitigada exitosamente.
La manera básica en la cual se consigue la protección catódica está ilustrada en la
Fig. 2-XI -la cual muestra como la sección que originalmente se corroía en el caño de
Ia Fig.1-XI ha sido convertida en un cátodo con bloqueo de todas las áreas de
descarga de corriente en la superficie del caño.
De la inspección de la Fig. 2-XI puede verse que la corriente de protección catódica
debe fluir dentro del ambiente desde una conexión especial del terreno (usualmente
llamado dispersor de corriente) establecida para ese propósito. Por definición, los
materiales utilizados en los dispersores son ánodos y debe producirse un consumo de
material(corrosión). Se sigue entonces, que la corrosión no ha sido eliminada por la
aplicación de la protección catódica sino que ha sido transferida de la estructura a
proteger hacia ubicaciones conocidas(dispersores) los cuales pueden ser diseñados
para descargar la corriente de dispersión catódica por un periodo razonablemente
largo y que, una vez consumido, pueden ser reemplazados sin interrupción en la
función normal de la estructura bajo protección. De lo hecho hasta ahora, resulta
obvio que el principio básico de la aplicación de la protección catódica es muy simple.
Sin embargo, al intentar la aplicación práctica de este método de control de
corrosión, aparecen enseguida varías preguntas que necesitan aclaración. Estas
incluyen por ejemplo: ¿Qué corriente mínima se necesita para proteger una estructura
dada?; ¿cuál es la fuente de corriente continua que debe utilizarse?; ¿cómo debe
diseñarse realmente la instalación? ¿y cómo puede asegurarse, en una estructura
completamente enterrada, si toda su superficie se ha convertido realmente en un
cátodo y toda la corrosión se ha detenido?.
Son respecto a lo que puede hacer la protección catódica debe ser capaz de fluir a
través de un ambiente conductor a la superficie metálica que se protege. Tomando un
conducto como ejemplo, una instalación básica de protección catódica como la
mostrada por la Fig. 2-XI puede proteger solamente aquellas superficies externas de

la cañería que se encuentran en contacto con un ambiente conductor. Las superficies
internas de la cañería no recibirán protección. Esto se cumplirá aun cuando la cañería
puede contener un material conductor, dado que la corriente es interceptada por la
cañería y devuelta a su fuente. Cualquier porción del sistema de la cañería expuesta
al aire (tales como porciones de superficies, válvulas, cabezales múltiples de
superficie, etc.) no puede recibir nada de la corriente de protección desde que el aire
no transportará corriente a las superficies no enterradas. Si debe protegerse un
conjunto de estructuras con poca separación entre ellas tales como una cantidad de
cables de energía eléctrica o comunicaciones forrados en plomo, la corriente del
sistema simple de protección catódica mostrado en la Fig.2-XI, fluirá en su mayoría a
las superficies ubicadas más afuera en el conjunto de cables. Relativamente poca
corriente a las estructuras más internas en el conjunto.
Esto está ilustrado por la Fig. 3-XI.
Dado que el flujo de corriente a las estructuras más internas del conjunto es
limitado, la cantidad que alcanza dichas superficies puede no ser suficiente para
protegerlas adecuadamente aun cuando las estructuras más exteriores del conjunto
se encuentren recibiendo plena protección catódica. A esto se lo llama "pantalla
eléctrica" desde que las superficies de las estructuras metálicas en las porciones más
exteriores del conjunto interceptan el flujo de corriente protectora y alejan de ella las
estructuras más interiores.
Donde se encuentran problemas especiales (tales como la pantalla eléctrica
mencionado anteriormente y la protección de las superficies interiores de las cañerías
que transportan material corrosivo), pueden utilizarse tipos especiales de sistemas de
protección catódica. Estos sistemas especiales serán descriptos más adelante.
Fuentes De Corriente De Protección Catódica
A continuación se describen las diferentes fuentes de energía eléctrica necesarias
para vencer las corrientes de corrosión que se producen en una estructura
transformándola en un cátodo.

Ánodos Galvánicos
Galvánico quiere decir a
menudo “un contacto metálico
disímil "que resulta en un
potencial electrolítico.
En una unión metálica disímil
un ánodo es el miembro que se
corroe. Un ánodo galvánico
(también conocido como
“sacrificio”) puede ser descripto
como un metal que tiene una
diferencia de voltaje con
respecto a la estructura que se
corroe y que descargará la
corriente que fluirá a través del
ambiente a la estructura. Para
efectuar esto, el ánodo
galvánico debe estar
conectado eléctricamente a la
estructura a proteger
catódicamente y debe estar en
contacto también con el
ambiente conductor que
contiene la estructura. Esto es
mas simple de lo que parece.
La Fig. 4-XI contiene los
elementos esenciales. Como
se muestra en la Figura puede
medirse un voltaje entre la
estructura que se corroe y el
Material que va a utilizarse
como ánodo. La estructura
debe ser positiva (+) con
respecto al ánodo antes que el ánodo pueda descargar corriente.
Existen ciertos requerimientos para que un material sea un ánodo galvánico práctico.
(1) - El potencial entre el metal del ánodo y la estructura que se corroe debe ser lo
suficientemente grande como para vencer las células ánodo-cátodo en la estructura que
se corroe.
(2) - El material del ánodo debe poseer el contenido de energía eléctrica suficiente para
permitir una vida útil suficientemente larga con una cantidad práctica de material anódico.
(3) - Los ánodos deben tener buena eficiencia. Esto significa que debe disponerse de un
porcentaje alto del contenido de energía eléctrica del ánodo para una producción de una
corriente de protección catódica útil. El resto de la energía que se consume en la
auto-corrosión del ánodo debe ser muy pequeña.
Figura 4-XI

corriente de protección catódica útil. El resto de la energía que se consume en la
auto-corrosión del ánodo debe ser muy pequeña.
El contenido de energía eléctrica de un material anódico es una característica básica del
metal utilizado. Se expresa en ampere-hora/ kilo (libra).
Por ejemplo, el cinc puro tiene un contenido teórico máximo de energía eléctrica de
820,1ampere-hora/ kilo (372 amp-h/ libra), Esto significa que si un ánodo de cinc
descarga un ampere continuamente, un kilo se consumiría en 820,1 horas (1 libra = 372
horas) - o, si descarga 1/10 . de ampere le llevaría 8201 horas (alrededor de 48
semanas) para consumir 1 kilo (ó 3720 horas = 22 semanas para consumir una libra).
Realmente, el cinc opera típicamente, con alrededor de un 95% de eficiencia . Esto
significa, entonces, que el contenido de energía disponible para una producción de
corriente útil sería de 820,1 x 0,95 = 779 amp-h/kilo (372 x 0,95 = 353 amp-h/libra).
Otra manera de expresar esto es en términos de kilos por ampere-año (libras por
ampere-año). Con una producción útil para el cinc de 779 amp-hora/ kilo (353 amp-
hora/libra) la conversión sería:
Hora por Año / Amp-hora/kilo = kilo/amp-año
8760 / 779 = 11,2
Hora por Año/ Amp-hora/Lbs. = Lbs./amp-año
8760 / 353 = 24,8
Significa qué peso de cinc será consumido de un ánodo descargando un ampere por
un año. El valor de "kilo/ampere-año"(libra/amp-año) es útil en calcular la vida esperada
de una instalación de un ánodo galvánico.
Los ánodos de sacrificio se suministran en bolsas con un material relleno (backfill)
para asegurar un mejor y uniforme contacto con el suelo, esto significa menor resistencia
de contacto y por lo tanto menor pérdida de energía.
En nuestro Yacimiento utilizamos ánodos de magnesio y de zinc. Dada la complejidad
del trazado de las líneas de conducción y oleoductos en todo el Yacimiento (cañerías
adyacentes o cercanas, trazas cortas, etc.), falta de energía eléctrica y requerimientos de
corriente relativamente bajos, se ha optado por el uso de ánodos de sacrificio de
magnesio de 17 libras. En las inmediaciones de los colectores de líneas, las cañerías son
protegidas con ánodos de zinc en cinta de 0.25 libras/pie, dado que están muy cercanas
entre sí y en muchos casos cruzadas.

Sistemas De Corriente Impresa
La ilustración utilizada en la
Fig. 5-XI para mostrar como
se aplica la protección
catódica también es típico de
un sistema de protección
catódica de corriente impresa.
Esto se utiliza cuando la
energía requerida para lograr
la protección catódica supera
a la que disponer los ánodos
galvánicos. Con tal sistema,
no se depende de los ánodos
galvánicos como fuente de
energía eléctrica. En su lugar,
se conecta o fija alguna
fuente externa de corriente
continua entre la estructura a
proteger y los ánodos
dispersores. El terminal
Positivo de la fuente de
energía debe estar siempre
conectado al dispersor el cual
es forzado entonces a
descargar tanta corriente de
protección catódica como
resulta deseable. Esto es
importante. Si se comete un
error y el terminal positivo se
conecta erróneamente a la
estructura a proteger, la
estructura se convertirá en un
ánodo en lugar de un cátodo
y se corroerá activamente,
justamente lo opuesto al resultado deseado. Como se menciona
anteriormente, los ánodos dispersores forzados a descargar la
corriente se corroerán.
Un punto importante para recordar es que todas las partes enterradas del dispersor
conectadas al terminal positivo de la fuente de energía pueden descargar corriente y
corroerse en cualquier punto donde el metal se encuentre en contacto con el ambiente
conductor en el cual se encuentre colocado el dispersor. Esto incluye el cable del
rectificador a los ánodos dispersores y el cable que interconecta los ánodos entre si. Para
evitar la descarga de corriente de los cables deben proveerse conductor de alta calidad
de aislación eléctrica, adecuados para uso subterráneo y todos los empalmes y
conexiones deben estar perfectamente aislados. Ante cualquier defecto en el sistema de
aislación del cable se producirá descarga de corriente que corroerá el conductor hasta
que se corta, rompiendo por lo tanto la conexión eléctrica entre el rectificador y todo o
parte de la instalación del dispersor.
Figura 5-XI

Por contraste, todos los conductores enterrados que conectan los ánodos galvánicos
auto-generadores de energía a una estructura protegida están sometidos a la toma de
corriente del ambiente y se encuentran libres de corrosión. Se utiliza aislación sobre esos
alambres para evitar que recoja una corriente innecesaria. Esto es también para el cable
aislado que se extiende del terminal negativo de la fuente de corriente impresa a la
estructura protegida.
Cuando se especifican sistemas de protección catódica de corriente impresa, la fuente
de energía más utilizada es un rectificador. Este es un dispositivo provisto con energía de
los sistemas de electricidad, que convierte la corriente alternada a una corriente continua
de voltaje menor por medio de un transformador reductor y un dispositivo rectificador que
utiliza comúnmente elementos de silicio o selenio. Estos elementos tienen baja
resistencia al flujo de corriente en una dirección y una alta resistencia en la dirección
opuesta.
La Fig. 5-a-XI muestra un circuito simplificado de un rectificador utilizando un elemento
rectificador conectado en "puente" el cual se utiliza en la mayoría de los sistemas de
protección con rectificador.
Los símbolos en forma de flecha en los elementos rectificadores muestran la dirección
en que la corriente puede fluir libremente. Para la fuente usual de corriente alternada de
60 ciclos la dirección del flujo de corriente se invierte 120 veces por segundo.
Refiriéndose a la Fig. 5-a-XI, en algún momento, puede estar originándose la corriente en
la conexión (1) en el transformador secundario. El único paso que esta corriente podrá
tomar será a través de la rama (C) del rectificador conectado en puente, a través del
circuito externo (disperso hacia la estructura protegida) y a través de la rama (B) del
rectificador para retornar al enrollamiento secundario en (2). Un ciento veinte de segundo
después, la dirección de la corriente
habrá invertido y originará en la
conexión (2). Bajo esta condición, el
único paso que puede tomar para
alcanzar la conexión (1) será a través
de la rama del rectificador (D), el
circuito externo y la rama del
rectificador (A). Para cualquiera
dirección del flujo de corriente
alternada, el flujo de corriente a través
del circuito externo se produce en una
dirección solamente (corriente
continua).
Se debe insistir sobre una
precaución: Nunca se debe conectar
el terminal positivo (+) de una fuente
de energía de corriente fija a la
estructura a proteger. Si así se hace,
en lugar de protegerlo se puede
corroer malamente.
Figura 5-a-XI

OTRAS FUENTES DE ENERGÍA
En algunas circunstancias donde pueda ser deseable instalar un sistema de protección
catódica de corriente impresa, puede no estar disponible una de corriente alternada. En
tales casos existen otras fuentes de energía directas de corriente continua que pueden
utilizarse en lugar de rectificadores.
Estas incluyen:
(1)- Baterías. De aplicación Iimitada donde la necesidad de la extracción de corriente es
muy baja
(2)- Equipos Generadores. Para consumos grandes de energía, poseen un motor para el.
cual debe proveerse combustible que acciona un generador de corriente continua o
un generador de corriente alternada que se utiliza con un rectificador
(3)-Generadores termo-eléctricos. Un generador termoeléctrico está constituido por
termocuplas que generan corriente continua bajo la acción de calor producido por
combustión de gas natural. La capacidad de energía de estas fuentes es limitado (se
obtienen bajos valores de corriente y voltaje) y por lo tanto su uso también es limitado.
En nuestra operación utilizamos el sistema para la protección de los oleoductos
principales, algunos oleoductos secundarios y protección de Casing en el yacimiento de
K.Kaike. Los ánodos dispersores utilizados son de hierro-silicio tipo tubular de
aproximadamente 2" de diámetro y 2 m de largo. Las fuentes de energía la constituyen
los rectificadores en su gran mayoría y en algunos casos particulares un termogenerador.
El rectificador convierte la corriente alterna en corriente continua de menor voltaje,
mediante un transformador reductor y un dispositivo rectificador de corriente. Por ende
es utilizado en aquellos lugares que cuentan con energía eléctrica.
Es factible proteger catódicamente una instalación enterrada sin revestimiento, pero
ello implica un mayor costo de instalación y mantenimiento debido a un gran
requerimiento de corriente.
Las funciones de ambos tipos de protección, revestimiento anticorrosivo y protección
catódica, se complementan y guardan estrecha relación al punto de ser imprescindible
una para la otra. Resulta prácticamente imposible la aplicación de protección catódica
sin la existencia de cobertura aislante dados los costos del procedimiento como tampoco
es posible pretender una protección segura con la sola existencia del revestimiento
teniendo en cuenta sus imperfecciones.
El tendido de cañería revestida y con protección catódica, para el caso de oleoductos
secundarios y líneas de conducción, se inició en el año 1979. Desde entonces se lleva a
cabo un programa de reemplazos de cañería desnuda, que fuera instalada con
anterioridad. Con el transcurso de los años el registro de pérdidas y/o roturas, evidencia
un avanzado estado de corrosión de estas cañerías.

JUNTAS DE AISLACIÓN
Son accesorios que se utilizan para aislar eléctricamente distintas partes de la
estructura metálica que componen la celda de corrosión. Se utilizan en las conexiones
de metales diferentes, reemplazos de cañerías, para aislar cañerías protegidas de otras
que no lo están y en especial para conexiones entre cañerías enterradas e instalaciones
de superficie, tales como puentes de producción en pozos, calentadores de líneas,
manifolds de estaciones, conexiones de instrumentos, etc.
Los accesorios aislantes utilizados en el yacimiento son junta plana, camisa para
espárrago y arandela aislante para el caso de uniones bridadas, uniones dobles aisladas
para el caso de conexiones roscadas, y juntas aislantes tanto para soldar como para
enroscar.
CAÑERÍAS DE PRFV Y ERFV.
Durante un tiempo se decidió usar cañería de fibra de vidrio reforzada de 3 pulgadas de
diámetro, para tendido de líneas de producción en reemplazo de la cañería de acero en
el área de C. Dragón. Al ser un material no corroíble, se evita el revestimiento y la
Esta alternativa parecía muy atractiva, más aún si tenemos presente algunas ventajas
adicionales como lo son la instalación, el transporte, la reducción en la deposición de
parafina.
Se evaluaron los inconvenientes del caso, como roturas por impacto (por ejemplo por
efecto de la acción de una máquina retroexcavadora en las inmediaciones), roturas por
efecto de sobrepresiones momentáneas (por ejemplo desplazamiento de petróleo muy
viscoso a bajas temperaturas) costos de inversión y mantenimiento, con la finalidad de
adoptar un plan de acción progresivo en el futuro con vistas al desarrollo de la
perforación y la recuperación secundaria.
En K.Kaike, debido a las características del agua de inyección, se utiliza cañería de
EREFV de 3”, serie 1500, para los pozos inyectores.
Igualmente algunos oleoductos y líneas de pozos productores de esa zona, fueron
construidos con este tipo de material.
CONTROL DE LA PROTECCIÓN CATÓDICA
Para controlar si la cañería está protegida catódicamente, se realizan mediciones de
potencial cañería-suelo. La base de esto es que si la corriente está fluyendo hacia una
estructura protegida, debe haber un cambio de potencial de ésta con respecto al suelo.
Una cañería enterrada sin protección catódica tiene un potencial natural de
aproximadamente -0.40 volts. Se ha comprobado que el hierro deja de ser anódico (no
se corroe) cuando el potencial de la estructura es de -0.80 volts con respecto a un
electrodo de referencia de cobre-sulfato de cobre (se ha adoptado como valor práctico -
0.85 volts).
El potencial cañería-suelo se mide con un voltímetro cuyo terminal negativo se conecta
al punto de prueba (conectado eléctricamente con la cañería) y el terminal positivo se lo
conecta al electrodo de referencia (cobre-sulfato de cobre). (Ver Fig. 6-XI).

Cualquier criterio utilizado en conexión con la protección catódica es un medio que puede
ser usado para determinar sí una estructura supuestamente bajo protección catódica
está o no realmente protegida completamente contra la corrosión.
Potencial al Ambiente
Las mediciones de potencial son usadas en su mayoría comúnmente como un criterio
de protección. Las bases para esto es que si la corriente está fluyendo hacia una
estructura protegida, debe haber un cambio en el potencial de la estructura con respecto
al ambiente. Esto es a causa de que el flujo de corriente provoca un cambio de potencial
el cual es una combinación de la caída de voltaje a través de la resistencia entre la
estructura protegida y el ambiente y el potencial de polarización desarrollado en la super-
ficie de la estructura.
La resistencia entre la estructura protegida y el ambiente incluye la resistencia de
cualquier pintura o recubrimiento eléctricamente aislante sobre la estructura. El resultado
neto es que la estructura que se está protegiendo se hará más negativa con respecto a
su ambiente. Esto está ilustrado por la Fig. 7-XI.
Para ampliar un poco el concepto de la polarización, si solo se colectara la corriente
suficiente en las áreas catódicas como para polarizarlas exactamente al potencial de
Figura 6-XI

circuito abierto de las áreas anódicas, la corrosión se detendría a causa de que no
existiría más un potencial de conducción que cause el flujo de la corriente de corrosión.
Sin embargo, en las aplicaciones prácticas de la protección catódica, es muy raro
conseguir tal delicado equilibrio y el caso usual es tener un flujo neto de corriente en las
áreas originalmente anódicas. Sin embargo, esto indica que la medición del potencial de
polarización debe ser una buena manera de decir cuando la cantidad mínima de
corriente dando plena protección está alcanzando la superficie metálica. Sobre estas
bases, el lugar deseable para medir potencial debe ser a través de la interfase entre la
cañería y el ambiente como se representa por los terminales marcados "potencial de
polarización" sobre el circuito equivalente de la Fig. 7-XI. Realmente, en la práctica esto
no es posible en gran cantidad de casos (particularmente en estructuras enterradas) y se
hace necesario recurrir a potenciales medidos entre la estructura y la superficie del
ambiente directamente arriba (o de otra manera la más cercana) de la estructura. El
potencial medido incluye ahora el potencial de polarización más una porción de la caída
de voltaje a través de la resistencia estructura-tierra remota como se muestra por el
potencial medido entre la estructura y el punto A en la Fig. 7-XI. Bajo algunas
condiciones, es deseable la medición del potencial entre la estructura y la tierra remotas
punto C,

Figura 7-XI. Cambio de potencial estructura-suelo con el flujo de la corriente de
(a) Esquema general:
A-Fuente de energía de protección catódica.
B-Ánodo dispersor.
C-Caño.
D-Recubrimiento en la cañería
E-Punto B contacto con el conducto.
F-Voltímetro .Cuando está conectado como se muestra, la aguja se moverá
hacia arriba en la escala cuando el sistema de protección es energizado y fuerza
a la corriente a fluir a la superficie del caño
G-Punto A de contacto con la tierra “ cercana”.
H- Punto c de contacto con la tierra “remota” al terminal (+) del voltímetro
Figura 7-XI

(b) Circuito equivalente 1-Conducto dentro del “área de influencia” del dispersor.
A-Fuente de energía.
B-Combinación de la resistencia ánodo-tierra y la resistencias de caño y ánodo a
la tierra remota.
C-Punto A de la tierra sobre el caño.
D-Potencial polarizado.
E-Punto B de contacto con el conducto.
(c) Circuito equivalente 2-Dispersor eléctricamente remoto del conducto.
A-Fuente de energía.
B-resistencia de los ánodos dispersores a la tierra remota.
C-Punto C (ver H en parte (a)).
D-Resistencia entre el conducto y la tierra remota.
E-Punto A en la tierra sobre el caño (ver G en parte (a))
F-Polarización (potencial).
G- Punto V (ver E en parte (a))
La expresión "tierra remota" usada arriba y dibujada díagramáticamente en la figura 7-
XI significa el conductor infinito (resistencia cero para los propósitos prácticos) que
constituye la masa de la tierra. Con alguna idea de donde medir el potencial, la cuestión
siguiente es como hacerlo y que lectura de voltaje es necesaria para indicar protección.
Aunque en la medición de un potencial entre una estructura enterrada y la tierra, es
bastante fácil visualizar un alambre(u otro conductor metálico) conectando un voltímetro
a la estructura, conectar realmente un alambre del voltímetro a la tierra es otro asunto.
Esto se hace por contacto de la tierra (u otro ambiente conductor) con un electrodo de
referencia. Este es un dispositivo estable, adecuado para uso de campo, el cual permitirá
resultados reproducibles. La Fig. 8-XI muestra como pueden tomarse las mediciones.
En nuestra operación se efectúan controles periódicos, al menos dos veces al año y en
distintas épocas estacionales (invierno-verano), del potencial cañería-suelo, de
oleoductos y líneas de colectores auxiliares, a efectos de controlar si el grado de
protección catódica es el requerido por la instalación. Sobre estos resultados se realizan
los programas de mantenimiento (reemplazo de ánodos, reparación del revestimiento,
reparación de puntos de prueba, etc.).
En la actualidad se dispone de una terminal/voltímetro computarizado portátil con el
cual se logra un importante ahorro de tiempo en el registro de datos.
Básicamente este equipo consiste de un voltímetro, que mide la diferencia de potencial
entre el suelo y la celda de referencia, y una terminal de datos portátil (de mano) que
almacena las lecturas del voltímetro en una memoria RAM. Una vez tomados todos los
potenciales de interés en el campo, dicha terminal se conecta a una PC y los datos son
transferidos a un archivo en el disco rígido en un formato de hoja de datos.
Un software dedicado (FERA) permite el fácil manejo de estos datos, pudiendo
obtener en forma inmediata gráficos históricos, estadísticas, tendencias, etc. Este nuevo
programa nos permitió reemplazar los archivos de potenciales que por muchos años se
registraran en extensos archivos manuscritos y en los últimos años con una base de
datos/planilla de cálculo comercial (Lotus).

A la fecha existen registros de potencial históricos de todos los puntos de prueba
correspondientes al oleoducto principal y oleoductos secundarios y líneas genera y
ensayo de colectores auxiliares. En poco tiempo más dispondremos de una base de
datos similar para todos las líneas de conducción, dado que se está haciendo un
relevamiento de las mismas en un plan para conocer la integridad de las instalaciones.
Electrodos de Referencia
Un electrodo de referencia común (llamado a veces "media celda) que se muestra en el
detalle de la Fig. 8-XI es un electrodo de referencia cobre-sulfato de cobre utilizado
ampliamente en el trabajo de protección catódica. Cualquier lectura de voltaje tomada
entre la estructura y el electrodo de sulfato de cobre consistirán en dos partes
(potenciales de media celda). Una de estas será el potencial de media celda entre el
electrodo en sí y la tierra a través del contacto del tapón poroso; este es un valor
constante, para todos los propósitos prácticos, bajo la mayoría de las condiciones de
campo. La otra será el potencial de media celda entre la estructura y la tierra: esta es la
variable en que estamos interesados. En la práctica, no es necesario separar los dos
potenciales de medias celdas desde que estamos interesados principalmente en los
cambios estructurales y este cambio se muestra muy bien en el valor total registrado por
el voltímetro.
Si nos referimos a una estructura de acero, un valor de -0,85 volt o más leído en el
voltímetro de la Fig. 8-XI indicará plena protección catódica. Esto se interpreta como
significando que el potencial. de la estructura es de menos 0,85 volt con respecto al
electrodo de sulfato de cobre y está basado en el valor -0,80 volt asignado al acero más
altamente anódico encontrado en las situaciones prácticas. A causa de que el electrodo
de sulfato de cobre no puede ser colocado cerca de la estructura que se controla en
muchos casos (tales como cuando tiene que ser colocado en la superficie de la tierra
sobre una estructura enterrada) y para permitir algún aumento en el potencial de las
áreas más altamente anódicas, se ha adoptado el valor práctico de -0,85 volt.
Cuando deben protegerse otros metales distintos al acero pueden utilizarse como
criterios de protección potenciales diferentes a la referencia de Sulfato de cobre. Para
cables forrados de plomo, un valor común es –0,70. Para el aluminio, el potencial debe
ser mantenido entre los limites de –1,00 y –1,20. Nótese que se da un valor superior para
el aluminio. Esto es a causa de la alcalinidad provocada sobre la superficie de aluminio.
Este metal, si está sometido a protección catódica excesiva, puede corroerse más
rápidamente que si no estuviera protegido. El acero no está sometido a este efecto.
Usualmente, el plomo no es un problema a menos que se interrumpa la fuente de
corriente de protección catódica, durante un periodo prolongado. En este caso la
alcalinidad desarrollada en la superficie de plomo tendrá una oportunidad de corroer el
plomo.

Figura 8-XI. Medición de potencial
estructura-suelo.
(a)- Detalle del electrodo de referencia
de sulfato de cobre.
A-Varilla de cobre conectada al
Voltímetro .
B-Tapa o tapón sellador.
C-Recipiente hecho de material
aislante.
D-Solución saturada de sulfato de
cobre con exceso de cristales
para asegurar la saturación
completa.
E-Tapón poroso que permite que la
solución de sulfato de cobre pase
lentamente efectúe contacto
eléctrico con el suelo o el agua.
(b)- A-Voltímetro de alta resistencia
.(Ver sección posterior acerca de
requerimientos sobre
instrumental)
B- Electrodo de referencia estable
Tal como el electrodo de sulfato
de cobre. (Ver parte(a)).
C-Tanque de metal sumergido o
enterrado a proteger.
D-buen contacto eléctrico.
El grado de protección catódica conseguido puede también ser evaluado utilizando otros
electrodos de referencia estables para lo cual los potenciales indicadores de protección
serán diferentes cuando sus potenciales de media celda difieren de aquel del electrodo
de cobre-sulfato de cobre. El electrodo de calomel es utilizado por algunos investigadores
para investigaciones sobre el terreno aunque se lo utiliza mucho más comúnmente como
una referencia a estudios de laboratorio. El electrodo de plata-cloruro de plata se utiliza
frecuentemente en trabajo en agua de mar, donde el electrodo debe estar sumergido,
desde que no está sometido a contaminación por el agua salada como puede suceder
con el electrodo cobre-sulfato de cobre (la presión a una profundidad moderada fuerza el
agua de mar dentro de la celda provocando la contaminación).
El cinc puro con material de relleno (“Backfíll") constituye un buen electrodo de
referencia de instalación permanente para control periódico de puntos claves. El cinc
puro sin relleno puede utilizarse en agua de mar pero debe ser controlado contra otro tipo
de referencia previo a cada uso. No es adecuado el contacto a la tierra con una varilla de
acero, el potencial de la media celda acero-tierra no es estable.
Figura 8-XI

En la Tabla siguiente se incluye una guía práctica a la diferencia de potencial entre
electrodos.
TABLA Comparación de potenciales de otros Electrodos de Referencia con el del
electrodo de Referencia Cobre-Sulfato de Cobre a 25ºC.
Tipo de electrodo de
Referencia Comparativo (1) (2)
_______________________________________________________________________
Calomel (saturado) -0,778 volt Agreg. –9,072 volt
Plata-Cloruro de plata -0,48 Agreg. –0,010
(solución 0,1N Clk)
Plata-Cloruro de Plata -0,78 Agreg. –0,07
(Malla de plata con
Cloruro de plata depositado)
Cinc puro +0,25 (3) Agreg. –1,10
(grado especial)
_______________________________________________________________________
(1)-Lectura Estructura –Electrodo comparativo de referencia equivalente a –0,85 volt con
respecto al electrodo de referencia de sulfato de cobre.
(2)-Para corregir lecturas entre la estructura y el electrodo comparativo de referencia a
lecturas equivalentes con respecto al electrodo de referencia de sulfato de cobre.
(3)-Basado en el cinc con un potencial de circuito abierto de –1,10 volt con respecto al
electrodo de referencia de sulfato de cobre.
Testigos
Puede obtenerse una mejor prueba de que la protección catódica esta funcionando
utilizando muestras del mismo metal que compone la estructura protegida. Se pesan
cuidadosamente y se conectan eléctricamente a la estructura protegida. Los trozos
deben ser colocados donde puedan recibir la misma "exposición” a la corriente de
protección catódica que recibe la estructura, y después de un tiempo de exposición
conocido pueden ser retirados y pesados. Cualquier pérdida de peso indicará una
protección catódica incompleta. Las muestras de metal pueden ser colocados donde los
potenciales de protección son más bajos (como se indique por mediciones a un electrodo
de referencia adecuado) o en ubicaciones donde se sospeche que el grado de protección
puede evitar completamente la corrosión

Cambio de Potencial
Algunos especialistas, cuando se deben entender con estructuras desnudas grandes,
utilizan un cambio de potencial de 0,2 a 0,3 volt cuando se aplica corriente de protección
como una indicación de un grado razonable de protección catódica. Esto involucra la
medición del potencial estructura-electrodo de referencia con la corriente sin circular y
luego con la corriente circulando. Un cambio de potencial en la dirección negativa de 0,2
a 0,3 volt indica que la estructura está acoplando corriente. Esto puede no significar que
se haya alcanzado el valor mínimo de protección de -0,85 volt con respecto al electrodo
de sulfato de cobre (para acero) y como resultado no puede decirse que la corrosión se
haya detenido completamente. Sin embargo, en muchas ocasiones puede reducirse en
gran medida la velocidad de corrosión. El criterio de –0,85 volt (para el acero) es
preferido por la mayoría de los ingenieros en corrosión.
Relevamientos de Protección Catódica.
En muchas circunstancias, previo al diseño de la instalación de protección catódica, es
necesario efectuar un reconocimiento sobre el terreno. Tal examen se efectúa para
reunir los datos necesarios para permitir un diseño apropiado.
Ensayos de Requerimientos de Corriente
La corriente necesaria para proteger una estructura metálica enterrada dada puede
variar entre límites muy amplios que dependen de la naturaleza del terreno, si tiene o no
un recubrimiento protector y de la calidad y efectividad del recubrimiento. Como un
ejemplo se supone que una estructura de acero a proteger está enterrada en un terreno
corrosivo poseyendo un área expuesta de 92,9 m
2
la corriente requerida (suponiendo una
distribución razonablemente uniforme de esa corriente) puede ir de alrededor de 3
amperes si la estructura es desnuda a 30 microamperes o menos, si la estructura tiene
un recubrimiento de calidad superior. Esto significa que una estructura desnuda puede
requerir 100.000 veces más corriente que la misma estructura si estuviera bien
recubierta.
Sin embargo, no puede suponerse que solo por el hecho de que una estructura se
encuentre recubierta, tomará una cantidad de corriente muy pequeña para protegerla
catódicamente. Un material de recubrimiento pobre (o un material excelente pobremente
aplicado) puede tomar mucha más corriente que la cifra baja dada anteriormente. Para la
misma estructura de 92,9 m 2 un recubrimiento relativamente pobre puede resultar en
un requerimiento de corriente para protección catódica en el orden de los 15 miliamperes
o más. Una corriente de 15 miliamperes puede no parecer mucho pero es 500 veces
más grande que la cifra de 30 microamperes, dada anteriormente para un recubrimiento
superior. Tal diferencia significa mucho cuando se trabaja con estructuras muy grandes
(tales como los conductos de gran diámetro que atraviesan grandes extensiones de
terreno).

Ensayos para una línea Revestida
Obviamente, con el rango muy amplío de requerimientos de corriente, se necesita
alguna clase de ensayos para determinar justo cuanta corriente se necesita realmente
para dar una protección adecuada a una estructura dada. Esto puede hacerse aplicando
corriente utilizando un equipo de ensayo temporario y ajustando la corriente de la fuente
de poder hasta que se obtengan potenciales de protección adecuados. Esto puede
conseguirse como se muestra en la Fig. 9-XI para una sección de 150 m de una cañería
recubierta de 92cm (36") que cruza debajo de un río.
Con el dispositivo de ensayo como se muestra para un cañería revestida pueden
utilizarse baterías como suministro de energía. Las baterías pueden ser de las que se
utilizan en los automóviles o baterías secas de servicio pesado (tales como las baterías
de ignición). El flujo de corriente puede ser regulado por medio de resistencias ajustables
de servicio pesado. Con el interruptor cerrado, puede aumentarse la corriente
gradualmente hasta que el voltímetro en posición B alcanza los -0,85 volt con respecto
de un electrodo de sulfato de cobre colocado directamente en ese punto sobre la cañería
bajo ensayo. Es más provechoso tener un observador en la posición B para controlar el
cambio de potencial, particularmente si se dispone de radio u otros medios de
comunicación entre A y B.
En este ejemplo, una vez que se alcanza 0,85 volt en la posición B, el observador
puede cambiar su electrodo de sulfato de cobre a una posición sobre el caño en el lado
opuesto de la junta aislante en el oleoducto (posición b) y observar la lectura del
voltímetro con el interruptor abierto y con el mismo cerrado. El observador en A debe
efectuar el mismo ensayo en la posición C. La razón para este procedimiento (no es
necesario cuando se trabaja con estructuras aisladas) es ver si las juntas eléctricamente
aislantes son plenamente efectivas.
Estos son, ejemplos de tipos de resultados que pueden obtenerse:
Ejemplo 1. Con -0,85 volt en B, una lectura de -0,85 volt con la corriente circulando y
-0,68 volt con la corriente interrumpida en D, debe indicar que la junta aislante no es
efectiva. Esto es a causa de que el valor de corriente circulante leído en D es el mismo
que el leído en B. La lectura de corriente, interrumpida en B debe ser controlada y si se
encuentra ser igual al de D (-0,68 volt) es probable una junta aislante en corto circuito.
Ejemplo 2. Con –0,85 volt en B, una lectura en D de (por ejemplo) -0,65volt sin cambios
con la corriente circulando y con la misma interrumpida, podría indicar que la junta
aislante se comporta correctamente y que ninguna cantidad significativa de protección
catódica (corriente) se escapa de la sección de conducto.
Ejemplo 3. Con -0,85 volt en B, una lectura en D de algo alrededor de -0,63 volt con
corriente circulando y -0,65 volt con corriente interrumpida indicaría una tendencia de la
corriente a descargar del extremo no protegido de la sección del caño (corroyéndolo) y
fluir a través de la tierra alrededor de la junta aislante a la sección protegida bajo ensayo.
Esto no significa que la junta aislada sea defectuosa sino que significa que puede haber
una corrosión local en el extremo de la sección protegida (en la posición D) la que
requeriría corrección.
Si los ensayos para la situación ilustrada por la Fig. 9-XI muestran que las bridas
aisladas son efectivas y que se ha conseguido -0,85 volt en la posición B con la fuente de

poder en la protección catódica temporaria descargando 25 miliamperes, puede
esperarse que una instalación permanente de protección catódica efectúa el trabajo con
aproximadamente la misma cantidad de corriente.
Los 150 m del caño de 90 cm (36") utilizado en la ilustración deben tener una
superficie de 437,7 m
2
. Esto significa que el requerimiento de corriente promedio por
metro cuadrado para protección catódica debe ser 25 miliamperes / 437,7 metros
cuadrados o sea 0,057 miliamperes/m
2
. Esto es equivalente a 57 millonésimos de
ampere (microampere) por metro cuadrado.
Figura 9-XI Medición de la corriente requerida para proteger un conducto revestido. A, B,
C, D.- Voltímetros. E.-Interruptor. F.-Amperímetro de corriente continua. G-Fuente
ajustable de corriente continua. H.-Dispersor temporario de varillas enterradas en terreno
de baja resistencia a 30 m ó mas del conducto. I- Electrodo de referencia de sulfato de
cobre cercano (directamente sobre el conducto).
Ensayos para una Estructura Desnuda
La discusión precedente tenía relación con una estructura revestida. Cuando se hacen
ensayos de requerimientos de corriente en estructuras "totalmente desnudas", los
resultados pueden ser muy diferentes. Suponiendo, como se muestra en la Fig. 10-XI,
que un tanque grande de acero desnudo enterrado (que lo ha estado durante varios años
y ha formado una pérdida por corrosiva) deba ser protegido catódicamente, que se
encuentre aislado eléctricamente de toda otra estructura metálica y que posea una
superficie expuesta de 464,5 m2.
Figura 9-XI

Figura 10-XI. Requerimiento de
protección catódica sobre una
estructura desnuda (no revestida)
A- Fuente de energía de corriente
continua.
B- Amperímetro.
C- Tanque de acero enterrado,
superficie 464.5 m
2
.
D- Voltímetro de alta resistencia.
E- Electrodo de referencia de
sulfato de cobre (ubicación
remota).
Un ensayo de requerimiento de corriente puede efectuarse utilizando un dispersor
temporario y una fuente de poder como se describe en el ejemplo anterior para una
cañería recubierta. En lugar de colocar el electrodo de referencia directamente sobre el
tanque enterrado, puede colocarse en una ubicación remota como se muestra en el
croquis en E (Fig. 10-XI).
La razón para la ubicación diferente del electrodo de referencia puede explicarse de la
manera siguiente: Sobre una estructura bien recubierta, la mayoría de la resistencia entre
la estructura y la tierra consiste en la resistencia del recubrimiento mismo. Bajo estas
condiciones, una medición de potencial entre la estructura bajo ensayo y el terreno más
cercano (directamente sobre la estructura) normalmente será suficiente para indicar el
grado de protección catódica.
Con una estructura desnuda o sin recubrimiento, por otro lado, la resistencia entre la
estructura y la tierra consiste en la resistencia de contacto entre la estructura y la tierra
en la superficie de la estructura más la resistencia de la masa de la tierra que rodea la
estructura. Esto significa que para leer el potencial máximo entre el tanque y la tierra, es
necesario colocar el electrodo de referencia lo suficientemente lejos de la estructura de
manera que incluya la mayor parte de la resistencia.
Aunque existen refinamientos a este procedimiento, una distancia de 30 m desde la
estructura, será adecuada a menos que sea demasiado grande. Lo adecuado de esta
distancia puede ser probado muy fácilmente efectuando una medición (bajo una
condición pareja de flujo de corriente de protección catódica a la estructura bajo ensayo)
a la distancia de 30m y moviendo entonces más lejos el electrodo de la estructura, P.
ejemplo a intervalos de 15 m por vez, y tomando una lectura de potencial en cada nueva
posición.
Si lecturas sucesivas de potencial se hacen más negativas en valor a medida que se
aumenta la distancia, significa que la posición original del electrodo no era exterior a la
mayor porción de la resistencia estructura-tierra. Sin embargo, una vez que se alcanza
un punto más allá del cual no existe aumento significativo en las lecturas negativas, la
Figura 10-XI

mayor parte de la resistencia ha entrado en puente y el electrodo está en la zona
“eléctricamente remota” a la de la estructura bajo ensayo.
Con un potencial de una estructura desnuda de acero de -0,85 volt con respecto a un
electrodo de referencia de sulfato de cobre colocado en la tierra remota, se obtiene un
grado práctico de protección catódica. Sin embargo, la protección pueden no ser
absoluta a menos que la estructura se encuentre completamente polarizada, lo cual
significa que la lectura de la estructura debe ser -0,85 volt con respecto a la referencia de
sulfato de cobre inmediatamente después de abrir el interruptor de la fuente de energía
(condición de corriente interrumpida) más que alcanzar últimamente el mínimo de -0,85
volt con la corriente circulando. Los potenciales de polarización deben leerse
rápidamente (dentro de 1segundo) después que se abre el interruptor de la fuente de
energía a causa de que comienzan a desaparecer inmediatamente.
Una estructura bien recubierta polarizará muy rápidamente cuando se aplica una
corriente de ensayo de protección catódica. Esto significa que, con un valor dado de
corriente aplicada, los potenciales observados entre la estructura y la tierra justo después
que la corriente es aplicada, representarán para todos los fines prácticos, los potenciales
polarizados finales de protección obtenidos con una instalación permanente de
protección catódica. Sin embargo, cuando se efectúa un ensayo en una estructura
desnuda grande, se encontrará que, en la mayoría de los casos, el potencial observado
entre la estructura y la tierra con un valor dado de corriente de ensayo aumentará (se
hará más negativo) con el tiempo. Esto es causado por el desarrollo de una película de
polarización. Bajo algunas condiciones no puede conseguirse la polarización completa
por días, semanas o aun meses. Esto sugiere que el efectuar un ensayo de
requerimiento de corriente en una estructura desnuda grande (como se mostró en la
Fig.10-XI) puede ser un proceso largo. Este procedimiento puede ser acortado
sustancialmente mediante el trazado de una curva de polarización la cual, aunque no
esté completa, pueda ser extrapolada (extendida) para dar los probables resultados
finales para un valor dado de la corriente de ensayo.
La corriente de ensayo utilizada debe ser una aproximación razonable del
requerimiento probable de corriente. Esto puede ser estimado admitiendo 10,7
miliamperes por metro cuadrado para una estructura desnuda de acero recién enterrada
ó 32,2 miliamperes por metro cuadrado si ha estado enterrada durante varios años. En el
ejemplo del tanque desnudo viejo discutido en la Fig.10-XI, una corriente de ensayo
razonable podría ser 464,5 m
2
(la superficie del tanque exterior expuesta) multiplicados
por 32,2 miliamperes por metro cuadrado. Esto es aproximadamente 15.000 miliamperes
o sea 15 amperes. La fuente de energía para el ensayo debe poseer capacidad
suficientes para producir esta corriente durante un tiempo sustancial.

CORROSION MICROBIOLÓGICA: Presencia de bacterias.
Las bacterias se encuentran virtualmente en toda la superficie terrestre y una amplia
variedad de sustancias orgánicas le sirven como sustento para su crecimiento y
proliferación.
Preferentemente crecen en aguas dulces, aunque algunas son capaces de
desarrollarse en aguas de concentraciones tan altas como 100.000 ppm de sales
disueltas.
La Corrosión Microbiológica es producida por la presencia de BACTERIAS,
principalmente Desulfovibrio Desulfuricans, con desarrollo de Sulfídrico (H2S) y formación
de Sulfuro de hierro (FeS) en presencia de hidrocarburos y sulfatos.
Las bacterias Desulfovibrio fueron descubiertas en el año 1923, y son los
microorganismos de mayor interés, muy pequeños, de diferentes formas, y diámetros del
orden de 0.5 micrones, y longitudes de 1 a 100 veces ese valor. Existen miles de
especies diferentes de bacterias que se clasifican en géneros y familias y según
requieran o no oxígeno para vivir.
• Aeróbicas: bacterias que requieren oxigeno
• Anaeróbicas: bacterias que crecen sólo en ausencia de oxígeno.
• Facultativas: que pueden crecer ya sea en presencia o en ausencia de
oxigeno.
¿CUÁLES SON LAS BACTERIAS PROBLEMÁTICAS EN EL CAMPO PETROLERO ?
Las bacterias perniciosas que pueden aparecer en un campo petrolífero son :
• Sulfato reductoras
• formadoras de mucilagos
• Ferrooxidantes
• sulfurooxidantes
Los mayores problemas se tienen con las SULFATOS REDUCTORAS (SRB) y
generalmente del género Desulfovibrio, y en menor proporción un tipo de bacterias del
Género Clostridium.
Bacterias Sulfato Reductoras (SRB): como se comentó son las bacterias Desulfovibrio
Desulfuricans, son anaeróbicas y pueden crecer en agua dulce o salobre. Son bacterias
sesiles, es decir que se adhieren a una superficie donde crecen. Estas bacterias
reducen los iones sulfatos a sulfuros. La aparición de iones sulfuro en el sistema por
acción bacteriana tiene como consecuencia la formación de H2S, corrosión de los
equipos y taponamiento debido a la formación de Sulfuro de Hierro (FeS).

¿CUÁLES SON LOS SÍNTOMAS DE LA EXISTENCIA DE ESTAS BACTERIAS?
• Una gradual acidificación del agua de inyección, que muestra un aumento
de la concentración de sulfuros y/o ennegrecimiento.
• Pérdida de inyectividad de la formación.
• Deterioro del metal en el sistema, en especial en los puntos sin movimiento
(fondos de tanques, decantadores, etc.).
• Presencia de hierro en las aguas, "pitting" y eflorescencia en las superficies.
• Aguas negras y mucílago negro.
IDENTIFICACIÓN Y CONTEO DE LAS BACTERIAS.
Un especialista puede identificar los microorganismos utilizando un microscopio y
diferentes técnicas de teñido, pero las mismas son muy sofisticadas y complicadas, por
lo que se recurre a otras menos selectivas pero más apropiadas para el campo petrolero.
Estas técnicas son las de cultivo, es decir hacer crecer las bacterias en "medios de
cultivos", o sea cultivo "in vitro". En nuestro yacimiento utilizamos cultivos que pueden
identificar a las bacterias SRB.
El procedimiento es que una muestra de agua en la que se sospecha existencia de
bacterias se coloca en un medio de cultivo, de modo que las bacterias crezcan y se
multipliquen. El cultivo se realiza a diferentes diluciones con lo cual se puede obtener
una indicación del número de bacterias presentes. Este procedimiento esta indicado por
la norma API RP 38 y los pasos que se siguen son :
1- Se toma un frasco que contenga 9 ml de caldo de cultivo estéril.
2- Se inyecta 1 ml de la muestra de agua en el primero de ellos y se mezcla.
3- Se retira 1 ml. de solución del primer frasco con una jeringa descartable y se
inyecta en el segundo. Se mezcla y se descarta la jeringa.
4- Se retira 1 ml. de solución del segundo frasco con una nueva jeringa y se inyecta
en el tercer frasco. Se mezcla y se tira la jeringa.
5- Este procedimiento se puede repetir con el número de frascos que se desee. La
dilución será para el n-ésimo frasco 1/10n-1
La idea del procedimiento es que se diluya la muestra al punto que el ml que se inyecta
en el último frasco no tenga bacterias, o sea que la actividad bacteriana se haya
extinguido. Una vez inoculado los frascos se los incuba en una estufa, durante un
período de 21 días a una temperatura constante de 38°C. El crecimiento de bacterias
queda indicado por la aparición de un oscurecimiento para el caso de bacterias SRB. Si
aparece un solo frasco negro la probabilidad es que tenga entre 1 a 10 bacterias por
mililitro, si tengo 2 frascos negros puede haber entre 10 y 100 bacterias por ml.

CONTROL DE MICROORGANISMOS
Existen cuatro tipos de reactivos químicos para el control de los microorganismos:
• Bactericidas: son sustancias que matan bacterias.
• Bacteriostatos: sustancias que inhiben el crecimiento de las bacterias.
• Biocidas: sustancias que aparte de matar bacterias, matan otras formas de
vida.
• Biostatos: son compuestos que retardan el crecimiento de bacterias y otras
formas de vida.
La decisión de eliminar las bacterias o solamente inhibir su crecimiento y su
reproducción depende del tipo de bacterias que se encuentren. Las SRB requieren un
bactericida dado que debemos buscar su eliminación total.
En la operación de C.Dragón, recién en el año 1977 se observaron algunos deterioros
leves por corrosión en los equipos e instalaciones de superficie, imputables a la
presencia de bacterias sulfato-reductoras y su producto, el sulfuro de hidrógeno. Para
controlar el desarrollo de estos microorganismos se comenzó a utilizar productos
bactericidas. Estos productos no pueden destruir a las bacterias si no entran en contacto
con ellas.
Significa esto que las colonias que se desarrollan debajo de residuos, barros o
incrustaciones, no pueden contactarse con los bactericidas, salvo que se remuevan estos
depósitos, constituyendo esto la primera operación que debe realizarse al iniciar un
tratamiento para eliminar o controlar la proliferación de bacterias.
Así, posteriormente a la limpieza mecánica y química para remoción de incrustaciones
y sedimentos en líneas y columnas inyectoras, se inicia la adición de un bactericida
industrial. Debido a que las bacterias son muy adaptables y pueden desarrollar
resistencia hacía un determinado bactericida, luego de un tiempo prolongado de
tratamiento es aconsejable, cuando las circunstancias lo indiquen, reemplazarlo.
El bactericida que normalmente se utiliza es un producto químico formulado en base
de amonios cuaternarios. Se alterna con otros productos tales como aldehídos o
glutaraldehidos.
EL AGUA EN LOS PROCESOS CORROSIVOS
El agua químicamente pura, es decir, la que no contiene sustancias disueltas, es muy
poco corrosiva para el acero. La agresión al metal se reduce paulatinamente debido a la
aparición de una capa protectora formada por productos de corrosión, generalmente
óxidos hidratados.
A este fenómeno se lo designa como pasivador superficial. No obstante, cuando
contiene ciertas impurezas o sustancias disueltas, el agua puede transformarse en
corrosiva. Así, sales disueltas como cloruros, sulfatos o carbonatos de sodio, calcio o
magnesio, o gases en solución como el oxígeno, anhídrido carbónico o el sulfuro de
hidrógeno, hacen sensiblemente más corrosiva al agua.

Puede existir también corrosión por aireación diferencial, que son celdas de
concentración de oxígeno entre dos áreas del sistema, produciéndose una diferencia de
potencial entre la porción con alto contenido de oxígeno y aquella de baja concentración.
La presencia de sales disueltas en el agua hace que el ataque corrosivo del oxígeno a
los metales sea más rápido e irregular, formando superficies muy rugosas con profundas
picaduras. El producto de la corrosión se desprende fácilmente, quedando superficies
limpias expuestas a repetidas y enérgicas reacciones corrosivas.
El sulfuro de hidrógeno no es corrosivo en ausencia de humedad. Es muy soluble en
agua produciendo soluciones ácidas, y en presencia de oxígeno se torna muy agresivo
aumentando a tal punto su corrosividad, que puede atacar incluso aleaciones especiales
resistentes a ácidos .
Con la finalidad de observar la efectividad del tratamiento adoptado se realiza en
forma periódica y en diferentes puntos, controles de corrosión interna basados en la
inspección visual y medición de pérdida de peso de probetas de corrosión.
CASOS TIPICOS DE CORROSION.
INCRUSTACIONES: las formaciones de costras de herrumbre u óxido de hierro, así
como las de sulfato de calcio, sulfuros y carbonatos de hierro deben evitarse porque
reducen la efectividad de los inhibidores químicos que se aplican en la figura se
muestran varias clases de incrustaciones. La muestra del centro es producto de la
humedad. El óxido no se compacta y se remueve fácilmente por abrasión, con lo cual la
superficie no encostrada queda expuesta al rápido ataque de la corrosión. Generalmente
la humedad ataca toda la superficie. Mientras mas salada sea el agua mas veloz es el
ataque.
La muestra superior es de costra de carbonato y óxido de hierro. Esta se puede evitar
mediante el uso de aditivos que inhiben la acumulación de incrustaciones.
La muestra inferior, compone una costra compacta de sulfuro de hierro.

OXIGENO: aquí se
observa la corrosión
ocasionada por
oxígeno disuelto en
agua salada. Hay
abundancia de
picaduras y una con
otra tienden a unirse.
A medida que
aumenta la
concentración de
oxigeno y en
combinación con
otros gases y
cloruros, el problema
de corrosión del
sistema aumenta
considerablemente.
ÁCIDO SULFÍDRICO: las
picaduras formadas por ácido
sulfidrico aparecen al azar,
dispersas sobre la superficie
del metal. Las bases de las
picaduras son redondas y las
paredes empinadas. Tanto las
superficies de las picaduras
como las del metal aparecen
cubiertas de una densa costra
de sulfuro de hierro, la cual
también corroe el acero. El
tercer efecto es la vitrificación
por hidrógeno. Cuando hay
una falla por esta causa, las
caras de la rotura parecen
quebradizas.

BACTERIAS: aquí vemos
el resultados de ataques
de colonias de bacterias
que se forman en la
superficie del acero en
ausencia de luz y aire. Las
picaduras son también al
azar, y tienen múltiples
grietas en su base,
resultantes del ácido
sulfídrico que generan las
bacterias y que corroe y
vitrifica el metal situado
debajo de sus colonias.
Para eliminar estos
problemas, hay que usar
bactericidas adecuados y
vigilar cuidadosamente los
fluidos ¨sospechosos¨.
BIÓXIDO DE CARBONO: estas picaduras son redondas en la base y sus paredes,
empinadas y con bordes filosos. Quedan rellenas de carbonato de hierro y se
interconectan longitudinalmente por largos trechos mediante las áreas catódicas situadas
alrededor de ellas. El bióxido de carbono reduce el PH del agua y la acidez consiguiente
ataca fuertemente al acero.

ÁCIDO: las picaduras son profundas ocasionadas por el ataque del ácido y en ellas no
se forma costra metálica.
CORROSIÓN
GALVÁNICA: esto
ocurre cuando se
unen dos metales
diferentes. Si bien
la mayoría de las
veces estos son
compatibles, aquí
tenemos un caso
de acoples entre
acero al carbono y
una aleación bajo
ciertas condiciones
desfavorables. La
superficie mas
pequeña del
acople de acero al
carbono se
convirtió en el ánodo de sacrificio del área metálica mas grande.

ELECTRÓLISIS: esta es generada por las corrientes inducidas o parásitas que fluyen
hacia los metales o que emanan de ellos. La picadura es de forma irregular y tiene
generalmente un cono de metal en la base.
CHOQUE: aquí se ve que ocurre cuando el gas en solución se escapa y las partículas
sólidas que arrastran, erosionan y acaban por cortar el metal.

Manual de Producción –PAE- Argentina 1-XII
XII - UNIDAD DE PETROLEO CALIENTE "HOT OIL UNIT"
El uso de este equipo está destinado a la desparafinación de las líneas de conducción
entre el pozo y la estación satélite, y la tubería de producción del pozo (tubing). Hay dos
formas de intervenciones: preventiva y de reparación. En ambas situaciones, deberemos
prever las condiciones de Seguridad y Medio Ambiente vigentes como así también
órdenes de trabajo detalladas según procedimientos. También la inspección previa de la
locación del pozo e instalaciones adicionales, si las tuviera (calentadores de linea,
manifolds auxiliares, pinchos de intervenciones anteriores etc..).Para ello se cuenta con
los formularios correspondientes que luego de ejecutado el trabajo enriquecerán las
bases de datos correspondientes.
Importante: aclarar siempre en la orden de trabajo la existencia o no de Packers de
producción.
La ejecución de pinchos debe ser previa a la intervención, en los casos de antecedentes
conocidos.
El equipo deberá, en muchos casos, transitar por la picada de la línea, debemos verificar
previamente su estado y eventuales tranqueras cerradas por el superficiario, anuladas,
etc..
1. PREVENTIVA
Conociendo los pozos productores de petróleo con parafina, es recomendable efectuar
intervenciones periódicas con la unidad de petróleo caliente previniendo de esta forma el
taponamiento de las cañerías (al menos una vez al año antes de comenzar el período
invernal).
2. DE REPARACIÓN
Cuando una línea está obstruída y no se puede bombear por ella, es necesario desplazar
el elemento que la obstruye hasta poder mover el fluido y luego proceder a la
desparafinación normal. En nuestro yacimiento se presentan dos casos de
obstrucciones de líneas: por parafina o por petróleo muy viscoso.
a. Por parafina.
En esta caso la parafina a una temperatura inferior a los 120-130ºF, 49-55ºC se
deposita en la pared de la cañería y le disminuye progresivamente el diámetro
hasta taponarla totalmente. Las formas de prevenir la obstrucción de la líneas
son:
• instalación de calentadores intermedios para evitar que la
temperatura del petróleo sea menor de 120-130ºF.
• limpiar la línea con la unidad de petróleo caliente antes de que se
produzca el taponamiento total.

Tener en cuenta que son pozos problema, y deben ser seguidos de cerca para
generar los preventivos necesarios antes de que se produzca el taponamiento.
b. Por petróleo muy viscoso.
Este tipo de pozos se identifica fácilmente porque en general bombean con
presiones altas y cuando se detiene el bombeo por alguna causa, el fluido en la
línea pierde temperatura y aumenta su viscosidad; por lo tanto se necesitará
bombear con mucha presión para poder desplazar el fluido en esas condiciones.
Con este tipo no será útil como prevención el tratamiento con petróleo caliente.
Para estos casos el Departamento de Ingeniería recomendará la instalación de
calentadores de línea y su correcta ubicación. Si el pozo produce con 20% o
más de agua, la aplicación de desemulsionante puede mejorar el bombeo.
3. FORMA DE OPERAR CON LA UNIDAD DE PETRÓLEO CALIENTE
a. Línea de conducción
(1) Antes de comenzar la operación instalar en boca de pozo un manómetro y
registrar la presión de bombeo.
(2) Con el equipo del pozo parado, bombear petróleo caliente inicialmente con
no mas de 60 grados C, para luego ir incrementando y terminar con 80 / 85
grados C. a través de la línea de conducción.
(3) Si la presión tiende a subir (sin cambiar nada), reducir el régimen de bombeo
y la temperatura del petróleo. Si la presión tiende a disminuir aumentar el
régimen de bombeo y la temperatura.
(4) La línea estará bien destapada cuando bombeando al régimen normal del
pozo, la presión sea igual o inferior a la presión normal del pozo antes de
parafinarse. Es imprescindible bombear a la línea un volumen de petróleo
por lo menos igual al volumen de la línea hasta la estación.
(5) Con el equipo del pozo en marcha, bombear por el casing (circulándolo)
petróleo caliente a máximo régimen, respetando las presiones máximas
autorizadas por procedimiento ( 300 psi en pozos de mas de 5 años y de 500
psi en los nuevos).
(6) Controlar la evolución de la presión en el tubing, si ésta tiende a aumentar se
debe repetir la operación de bombear por la línea de conducción hasta
reducir la presión.
(7) Los desplazamientos en todos los casos, deben comenzar desde el pozo.
Para luego, si fuera necesario, avanzar desde los pinchos hacia manifolds
auxiliares y por último en la estación.

b. Tubing
Previa desparafinación de la línea, si fuera necesario, se comenzará la operación
bombeando petróleo caliente por el casing como se describió en los puntos (5) y
(6).
Conectar en la línea del puente de producción un camión preparado a tal efecto.
Este recibirá todo el petróleo pesado o la parafina que tuvieran los tubing.
Se deberán tener en cuenta las presiones máximas a utilizar durante la
operación de circulado del pozo por entre-columna. En los pozos nuevos la
presión máxima es de 500 psi, mientras que en pozos de más de cinco (5) años
o con rotura de casing detectada, la presión máxima es de 300 psi. La presión
máxima en prueba de tubing no deberá superar los 3000 psi.
GENERALIDADES :
PUNTOS PRIORITARIOS A TENER EN CUENTA ANTES Y DURANTE LAS
OPERACIONES.
• Análisis de los riesgos previos a la ejecución del trabajo.
• Distancia entre los equipos y la boca de pozo en el montaje. ( 25 metros
como mínimo).
• Presiones máximas a alcanzar.
• Temperaturas a emplear.
• Caudales.
• Hermeticidad de líneas y conexiones.
• Puestas a tierra. Caños de escapes y arrestallamas.
• Venteos independientes de otros equipos de apoyo( camión chupa).
• Registradores de presión y temperatura.
• Utilización de otros fluídos y aditivos especiales.
• Señalizacion de las operaciones.
• Limpieza y mantenimiento de la locación e instalaciones afectadas.
• Empaquetamiento del pozo con elementos nuevos.(Stuffing Box).

Manual de Producción – PAE-Argentina 1-XIII
XIII - PLANTA FRACCIONADORA DE GASOIL
INTRODUCCIÓN
La Planta Fraccionadora de Gasoil, instalada en inmediaciones de la Planta de
Tratamiento de Cerro Dragón, fue diseñada para la producción de Gasoil a partir de una
corriente de alimentación de 145 Tn/día (aproximadamente 159 m3/día) de crudo
Escalante.
El crudo, que es una mezcla de varias sustancias puras cuyas propiedades físicas son
variables, puede ser separado, FRACCIONADO, en sus distintos compuestos o
fracciones de componentes por diferentes métodos; uno de esos métodos es la
DESTILACION.
El Gasoil, que tiene un rango de ebullición determinado, es uno de esos compuestos y
hay que extraerlo de la mezcla de hidrocarburos contenida en el crudo.
Las características del gasoil son:
• Punto de Ebullición:
Es la temperatura a la cual la presión interna de un líquido iguala o sobrepasa
ligeramente la presión que está soportando. Se mantiene constante si no se cambian
las condiciones hasta que todo el producto pase a estado gaseoso.
• Rango de Ebullición - Destilación:
La mezcla de distintas sustancias líquidas comienza a pasar al estado de vapor y la
temperatura va aumentando a medida que se van separando los distintos
componentes. Esta variación de temperatura se llama rango de ebullición.
Hay un punto inicial y un punto final de ebullición, que son la temperatura donde se
produce la primer gota de vapor condensado y la última gota de destilado,
respectivamente.
• Punto de Inflamación - Flash Point:
Es la menor temperatura a la que comienza a emitir vapores en cantidad y que
cuando se acerca una pequeña llama se produce su combustión instantánea en un
tiempo breve.
• Punto de Enturbiamiento - Cloud Point:
Es la temperatura a la cual las primeras trazas de parafina comienzan a separarse.
• Punto de Escurrimiento - Pour Point:
Es la temperatura a la cual toda la muestra se ha transformado en sólida debido a la
cristalización de la parafina. El Pour Point siempre debe ser inferior a la temperatura
a la cual el producto va a ser usado.

Manual de Producción –PAE- Argentina 2-XIII
• Viscosidad:
Es una medida de su resistencia al movimiento interno; la unidad es el poise, que es
la fuerza que se necesita para desplazar un plano líquido de 1 cm2 de superficie a una
distancia de 1cm a una velocidad de 1cm/seg.
Otras características y que sólo enunciaremos son: punto de combustión, auto
ignición, peso específico, color.
1. DESTILACIÓN - FUNDAMENTO DEL FRACCIONAMIENTO.
El fraccionamiento puede definirse como un método por el cual una mezcla de líquidos
puede separarse en sus componentes individuales por evaporación y condensación. Los
componentes separados pueden ser productos puros o bien una mezcla compleja pero
cuyos intervalos de destilación están limitados por el proceso de fraccionamiento.
La destilación es una operación compleja en la cual se practican diversas operaciones
físicas como calentamiento, evaporación, fraccionamiento, condensación y refrigeración.
El término fraccionamiento se usa para referirse a una operación en la cual una mezcla
de vapores en contracorriente se pone repetidamente en contacto con los líquidos que
tienen casi su misma composición. Los líquidos se encuentran en su punto de ebullición
y por lo tanto parte del vapor se condensa y parte del líquido se evapora en cada
contacto. Mediante una serie de contactos, el vapor se enriquece en componentes de
bajo punto de ebullición, y el líquido a su vez, en componentes de alto punto de
ebullición; toda esta mecánica sucede en las torres de destilación.
Las torres de destilación tienen en su interior una serie de platos o bandejas de
burbujeo en donde se produce el íntimo contacto de los vapores ascendentes y el líquido
condensado descendente, la calidad depende de la pureza y del caudal de productos que
se están procesando.
Las torres de destilación tienen dos secciones bien definidas, el límite de ambas lo da el
punto de entrada de alimentación; estas secciones son:
• De rectificación: Constituida por los platos ubicados por sobre la entrada
de alimentación.
• De despojamiento: La que está por debajo de la entrada de alimentación.
En esta sección para favorecer el despojamiento de
productos livianos arrastrados por los componentes
líquidos de la alimentación, se inyecta vapor de agua o gas
para producir el STRIPPING o ESPOJAMIENTO de los
componentes livianos. En nuestra plantautilizamos gas del
Yacimiento para lograr este objetivo.

La alimentación entra a la columna en dos fases de acuerdo a su temperatura y
presión, una es líquida que cae al fondo y la otra gaseosa que asciende y va
condensando e intercambiando calor en los platos de rectificación.
Para que el fraccionamiento sea efectivo, debe haber un gradiente de temperatura o
perfil térmico entre el fondo y tope de la torre, es decir, se debe ir retirando calor de
manera tal que el plato inferior siempre tenga mayor temperatura que el superior y así
sucesivamente hasta llegar al tope de la torre por donde salen los vapores que no han
condensado.
El gradiente de temperatura se logra eliminando cierta cantidad de calor, la que se
considera Calor de Flujo.
2. REFLUJO
Tenemos dos clases de reflujo, a saber:
• REFLUJO INTERNO
• REFLUJO EXTERNO
Reflujo Interno: Es un reflujo caliente constituido por el líquido de desborde que pasa de
un plato a otro y está siempre en su punto de ebullición.
Reflujo Externo: Este reflujo se puede dividir de acuerdo a su composición en:
• REFLUJO CIRCULANTE
• REFLUJO VAPORIZANTE
Reflujo Circulante: Está constituido por líquido que se obtiene mediante una extracción
lateral de la columna al cual, luego de enfriado mediante un intercambio de calor
(generalmente con la alimentación de la Planta), se lo retorna a la columna sobre el
punto de extracción a una temperatura inferior.
Reflujo Vaporizante: Es una parte del líquido producido por la condensación de los
vapores que salen por el tope de la torre y se lo retorna sobre el último plato de la misma.
De esta forma se controla la temperatura del último plato.
3. VARIABLES OPERATIVAS DEL FRACCIONADOR
Variando las condiciones de temperatura de alimentación, caudal de reflujo, presión de
operación, temperatura del tope, calidad de la alimentación, caudal de extracción de
cortes laterales o gas de stripping, de a una o varias a la vez, cambia totalmente el
equilibrio del equipo, la calidad y cantidad de los productos producidos.

Para mantener la calidad de la producción y el máximo rendimiento una vez logrado,
las condiciones de operación deber ser mantenidas estables, solamente se hacen
pequeños ajustes para corregir cualquier desviación que se produzca.
4. FRACCIONAMIENTO
Se calienta la totalidad de crudo, y esa masa parcialmente vaporizada es inyectada en
una columna fraccionadora.
La columna fraccionadora separa el gasoil del resto de los cortes utilizando la
temperatura de ebullición del gasoil que es una característica propia del producto y que
es distinta del residuo, del kerosene y de la nafta.
Para poder efectuar una clasificación, la columna establece un perfil térmico.
El crudo a 390 ºC está bastante vaporizado, por lo menos lo que a nosotros nos
interesa. El residuo no está vaporizado, es muy pesado a 390 ºC y además como
tenemos una atmósfera de presión el residuo no puede vaporizar y pasa directamente al
fondo; este residuo contiene fracciones "blancas", pero para poder destilarlo hay que
volver a calentarlo y someterlo a una presión mucho menor a una atmósfera; hay que
someterlo a una columna de vacío, con lo cual se obtienen los aceites lubricantes. Del
residuo a 390 ºC sólo podemos vaporizar fracciones livianas del mismo.
Las fracciones blancas son el gasoil (Punto Final 390 ºC), dieseloil, combustible de
turbina de aviación (Tipo Kerosene), kerosene (Punto Final 300 ºC), JP-1 (Punto Final
230 ºC), nafta (Punto Final 220 ºC), solventes.
Cuando se destila el producto en un balón, la temperatura a la cual sale la última gota
de balón se llama Punto Final.
El gas es el último compuesto que tiene la columna.
Si pudiéramos observar el perfil térmico de una torre, vemos que cada plato tiene una
temperatura distinta, disminuyendo de abajo hacia arriba.
El trabajo de esta planta es CLASIFICAR los productos contenidos en el petróleo
mediante un gradiente de temperatura; este gradiente de temperatura automáticamente
nos ubicará en distintas alturas de la torre un producto determinado y solamente ese
producto.
En nuestra columna tenemos un solo colector, que está en el plato N° 4 y corresponde
al gasoil.
La válvula que está en el plato Nº 4 es una válvula controladora que regula la producción
de gasoil según necesidades de producción, calidad y/o cantidad.
Si producimos poco gasoil (cerrando la válvula), gran parte de ese gasoil desbordará
hacia abajo y entonces hay un aumento de reflujo interno que tiene un efecto refrigerante
(líquido caliente sube, reflujo baja, evaporación = enfriamiento, absorción de calor). La
temperatura del plato Nº 4 va a bajar por el efecto refrigerante del aumento del reflujo
interno.
Al bajar esta temperatura del Plato Nº 4, los componentes más pesados del gasoil ya no
estarán.

También se varía la calidad del gasoil con este reflujo interno; sabemos que el gasoil
tiene que cumplir ciertas especificaciones de destilación que nos indican que se deben
colocar en un balón, 100 ml. de gasoil, y que a 350 ºC tiene que destilar por lo menos el
95%. Si a 350 ºC da 90% de destilado quiere decir que el gasoil tiene muchos pesados,
el operador está sacando más de lo que puede; tiene alta temperatura del plato N° 4,
entonces tiene que cerrar la válvula de gasoil y producir un enfriamiento con el reflujo
interno, y para eliminación de los compuestos más pesados.
5. OBTENCIÓN DE LA MAYOR CANTIDAD DE GASOIL SIN AGREGAR
COMPUESTOS PESADOS.
Lo que se hace en estos casos es introducir compuestos livianos; ésto se efectúa
bajando la temperatura del tope, con la cual tenemos un nuevo perfil térmico y una nueva
temperatura del Plato Nº 4; de esta forma se está alivianando el gasoil por la introducción
de compuestos livianos.
Se debe tener cuidado con la contaminación de compuestos livianos y compuestos
volátiles que pasan por el plato y se elevan; pueden modificar el punto de inflamación del
gasoil, ya que son compuestos contaminantes de nafta, gas, etc.
Esta contaminación se corrige en el acumulador V-1. Con el gas de despojamiento se
mejora el punto de inflamación levantando los livianos, y enviándolos nuevamente a la
torre, por encima del plato N° 4 donde hay menos presión.
También se debe tener cuidado cuando se baja la temperatura del plato.N° 4 ya que
puede bajar la viscosidad. El gasoil debe cumplir con valores de viscosidad, que oscilan
entre 32 y 38 S.S.U.
6. INTERCAMBIADORES DE CALOR
En nuestra planta tenemos un tren de intercambio térmico que tiene por objetivo
recuperar el calor del residuo y meterlo nuevamente en el crudo, para ello usamos los
intercambiadores de calor.
Tenemos cuatro intercambiadores, 1 de dos (2) pasos y 3 de cuatro (4) pasos.
7. DESALADOR
El desalador es un equipo que realiza un proceso electrostático para remover
contaminantes tales como sales, sólidos y agua en hidrocarburos.
Antes que el crudo ingrese al proceso de refinado, estas impurezas deben ser removidas
por diferentes razones.
Los sólidos contribuyen al taponamiento de equipos y formación de incrustaciones. El
agua en el petróleo requiere mayor aplicación de calor para elevar la temperatura del
fluído a destilar. Los cloruros, uno de los tipos de sales que se encuentran en el crudo
son los responsables de la formación de ácidos hiperclóricos en la columna de
destilación. Este ácido es extremadamente corrosivo.

En resumen, la remoción de contaminantes en el crudo puede incrementar la
capacidad de destilación, reducir el proceso de corrosión, de ensuciamiento, ahorra
energía, provee operaciones más estables.
El proceso de desalación es el que se indica: El crudo que ingresa a una unidad de
destilación contiene pequeñas cantidades de agua (entre 0.1 y 1% para nuestro caso).
El agua contiene sales y el crudo partículas insolubles. Para bajar el nivel de estas
impurezas en el crudo se agrega agua fresca (por intermedio de una válvula reguladora,
que tiene la finalidad de dispersar el agua en pequeñas gotas dentro del crudo en el
equipo desalador, a bajas velocidades.
Un campo eléctrico separa el petróleo del agua. Las gotas de agua fresca, ahora
combinadas con gotas de salmuera, forman grandes gotas que son separadas del crudo
por el alto voltage eléctrico y la fuerza de gravedad. Este proceso se conoce como
coalescencia electrostática.
En el equipo desalador, una vez que el petróleo y el agua fresca se mezclan, fluye a un
distribuidor que se encuentra entre dos placas o electrodos y un campo eléctrico es
formado entre los mismos.
Cuando el crudo entra a este campo eléctrico las gotas de agua sufren el fenómeno de
la inducción magnética y se alinean o se polarizan y debido a la baja velocidad las gotas
empiezan a alargarse. Polos positivos son atraídos por polos negativos y se forman
gotas más grandes que por gravedad precipitan.
El campo magnético es alternativo para dar mayor oportunidad de contacto a la gota.
El tope y el residuo de la torre de destilación se devuelven a los tanques de almacenaje
de crudo de la Planta de Tratamiento. Los gases obtenidos por el tope se utilizan como
combustible de la planta (quemador del horno).
La fracción producida de Gasoil varía entre un 13-17% del caudal de alimentación que
ingresa a la Planta.
Nota:
A continuación se dará una descripción somera del proceso de trabajo de la planta
de fraccionamiento construida en Cerro Dragón. Para aquellos que deseen conocer
y entender mejor el proceso, operación y funcionamiento de los equipos que
componen la planta, los manuales se encuentran disponibles en la oficina de la
misma, los que por su gran volumen, hemos decidido no incluir en este Manual de
Producción.

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
La planta fraccionadora de gasoil está compuesta por los siguientes equipos (ver
diagrama adjunto):
• Dos (2) bombas de alimentación de Crudo, P-1A/1B.
• Cuatro (4) intercambiadores de calor, I-1A/1B/1C/1D.
• Un (1) equipo desalador.
• Un (1) horno, H-1.
• Una (1) torre de destilación, T-1, con dos (2) bombas para
residuo, P-2A/2B.
• Un (1) acumulador de gasoil, V-1 con dos (2) bombas, P-3A/3B
• Un (1) acumulador de gasolina, V-2 con dos (2) bombas P-4A/4B
• Un (1) condensador, I-2
• Un (1) Enfriador de gasolina, I-3
• Dos (2) compresores de aire para accionamiento de válvulas
• Dos (2) tanques de almacenaje de gasoil de 250m3 cada uno
• Dos (2) bombas de gasoil para Isla de Carga
La alimentación de crudo a 60ºC ingresa a la unidad a través de filtros canasto
metálicos aguas arriba de las bombas rotativas de desplazamiento positivo P1 A/B. La
presión diferencial del filtro no debe exceder a los 0.3 kg/cm² en PDI-101 A/B. Para un
mezclado correcto, los aditivos y la inyección de agua para remover contaminantes se
inyectan aguas arriba de los intercambiadores de calor. Switches PSH 104 A/B protegen
al sistema de los golpes de presión, dado que la válvula incorporada a las bombas P1
A/B, empotrada (built-in) es estrictamente una válvula diferencial que detecta solamente
las presiones a cada lado de la bomba. El Control de flujo del crudo se realiza por medio
de FIC-1 (controlador de válvula automática para regular el caudal); las válvulas esféricas
en el borde del skid y otras válvulas deberán estar totalmente abiertas.

En este momento, el crudo ingresa en el tren de intercambiadores de calor. La válvula
SDV.101 con control remoto se usa para emergencias. Los bypasses en el
intercambiador I-1B permiten ajustar la temperatura del crudo de acuerdo con los
requerimientos del desalador (132-143ºC, ver Sección 4, Capítulo 1 del manual de la
Planta).
Luego de la deshidratación, desalinización y recuperación de calor en I-1 C/D, el crudo
es alimentado al horno H-1. Los intercambiadores I-1C y D tienen también bypasses
para ajustar temperatura.
Para obtener un máximo rendimiento del gasoil, la temperatura de salida del horno H-1
puede alcanzar los 360ºC. No obstante, este valor está sujeto a los requerimientos de
especificación, en especial los puntos de enturbamiento y de escurrimiento. La válvula
esclusas de entrada de 3" y la válvula esclusa de salida de 4" se usarán solamente en
caso de emergencia y deberán permanecer totalmente abiertas durante la operación
normal. El crudo sale de H1 parcialmente vaporizado para producir destilados y residuos
al entrar en la columna de destilación T-1, donde un gradiente de temperatura controlado
a través de 12 platos ordena los hidrocarburos en fracciones de temperaturas de
ebullición/condensación bastante similares, donde las fracciones más pesadas van hacia
abajo intercambiando componentes y calor por estrecho contacto con las fracciones más
livianas en las 12 bandejas de burbujeo.
En esas bandejas, unas válvulas (pequeños discos especiales) permiten el burbujeo de
los vapores de los componentes livianos en ascenso a través de un nivel de líquido que
desciende (reflujo) desde la bandeja superior (para más detalles, referirse a la Sección 4,
Capítulo 2). La bandeja 4 tiene un receso especial para colectar y dar salida a los
destilados de gasoil.
El residuo se colecta en el fondo de T-1. Si es necesario, una inyección de gas permite
el despojamiento de los compuestos volátiles que todavía pudieran quedar en el residuo.
Aguas abajo de I1D, las bombas P-2 A/B evacuan el residuo desde T-1 por debajo del
control de nivel hacia el lado carcaza del tren de intercambiadores de calor. Conexiones
de muestreo de 1" permiten realizar mediante el punto de inflamación del residuo ciertas
determinaciones en caso de pérdida del haz de tubos del lado del gasoil.
Cuando se realiza el bypass de los intercambiadores de calor de residuo, deben
tenerse en cuenta el ahorro de energía y la temperatura del desalador.
En caso de que el flujo del residuo cayera por debajo de la capacidad mínima permitida
de P-2 A/B, el control FC-14 / FIC-14 recircula de vuelta al sistema. Esta conexión
también permite mantener a la unidad en funcionamiento en caso de corte de suministro
del crudo.
En el límite de la batería, el residuo se une a la corriente de tope de T-1 y sale por una
línea común hacia el almacenaje de crudo.

Las bombas P-2 A/B, así como otras bombas centrífugas, tienen en el sistema de sello,
un pressure switch high (PSH) que actúa en caso de pérdida importante de fluido
proveniente del lado de la bomba al doble sello (Ver Sección 4, Capítulo 6).
El destilado de gasoil se junta en el vertedero de la bandeja 4 y deja la columna
T-1 como corte lateral, debajo del control FIC-5, pasando a través de anillos de
Rasching del stripper del recibidor o acumulador V-1.
El gas puede inyectarse vía FI-102 hacia el fondo de esta columna de contacto para
enviar los compuestos volátiles nuevamente a la Torre T-1; estos compuestos muy
livianos podrían alterar negativamente el punto de inflamación del gasoil (Ver Sección 4,
Capítulo 3).
El control de nivel LIC-6 del recibidor o acumulador V-1 se acciona con una válvula
neumática en el límite de la batería, aguas abajo del enfriador de aire del gasoil I-2. El
flujo de aire refrigerante se controla por medio de persianas.
En el recibidor o acumulador V-2 el gas se separa y deja la columna (bajo control de
presión PIC-8) yendo al colector de fuel gas. Si el gas producido no fuera suficiente para
cumplir con las necesidades del fuel, PC-12 abre PV-12 para tomar gas desde el colector
general del Yacimiento. Si por el contrario, el gas fuera demasiado, PV-12B interviene y
libera gas al venteo. En caso de emergencia, el gas proveniente desde el colector puede
interrumpirse mediante SDV-102 (válvula de seg. neumática).
Cualquier líquido que pudiera quedar en esta corriente de suministro será interceptado en
el knock-out drum (separador). El gas ingresa a la unidad a través de la válvula de
control PCV-102 autorreguladora.
La fase líquida en el colector V-2 consiste en hidrocarburos livianos (gasolina) y el
contenido de agua que todavía quedó en el crudo; el primero será evacuado por medio
de P-4 A/B. Una bota calentada eléctricamente colecta la fase acuosa, que es drenada a
través de los instrumentos de control de nivel. Los condensados de tope de la columna
son bombeados bajo el control TIC/FIC-4 de vuelta a la columna T-1. Este reflujo es
esencial para mantener la temperatura de tope requerida para cumplir con las
especificaciones de los compuestos livianos de gasoil.
La producción de livianos del tope abandona el límite de la batería a través del control
de nivel LIC-7 del recibidor V-2. El nivel de agua de la bota debe estar siempre
controlado. No sólo puede afectar el fraccionamiento, sino que los bolsones de agua
dentro de la corriente de reflujo pueden provocar una seria alteración en el control de
temperatura y presión en todo el sistema.
Dado que algún cloruro de magnesio que todavía pudiera estar presente desde la
desalinización podría descomponerse en ácido en el horno, las bombas de inyección de
aditivos P-11 y P-12 se utilizarán para neutralización y pasivación.

En los manuales disponibles en la Planta se puede ver los siguientes tópicos:
VOL SEC CAP
1 1
BASES DE DISEÑO
1 Introducción
2 Balance de masa y diagrama de proceso
3 Análisis de fluidos - PAE Argentina
4 Especificación de productos - Argentina Diesel
1 2
DESCRIPCION DEL PROCESO
1 3
OPERACION DE LA PLANTA
1 Parada normal y posterior puesta en marcha
2 Puesta en marcha de rutina
3 Emergencias :
* Corte de energía eléctrica
* Parada de bomba de residuo P-2A/B
* Pérdida en el horno, H-1
* Falta de alimentación, parada bomba, P-1A/B
* Alto contenido de agua en el crudo
* Incendio
4 Acción de las válvulas de control
VOL SEC CAP
1 4
OPERACION DE LA PLANTA -
APENDICES
1 El desalador, funcionamiento
2 Fraccionadora, funcionamiento
3 Control de calidad. Propiedades del gasoil
4 Consideraciones sobre seguridad
5 Bombas centrífugas
6 Fraccionamiento: Rango de las variables
principales en operación normal
2 5
DOCUMENTACION DE INGENIERIA
BASICA
1 Diagramas de cañerías e instrumentos
2 Lista de equipos
3 Hojas de datos de equipos
4 Lista de instrumentos
5 Hojas de datos de instrumentos
6 Lista de cañerías

7 Lista cables eléctricos
8 Diagrama de borneras
9 Diagramas de lazos
10 Diagramas lógicos
11 Diagramas escaleras de PLC
3 6
PLANOS
1 Diagrama de flujo
2 Obra Civil
3 Cañerías
4 4 Obra mecánica
5 5 Electricidad
6 Plano de estructuras metálicas
6 7 Planos del equipo desalador
7 7
CATALOGOS
1 Desalador
2 Bombas, compresores y quemadores de horno
8 3 Instrumentos (Caudalímetros, controladores
de nivel)
9 3 Instrumentos (medidores de presión,
temperatura)
10 4 Equipos eléctricos
5 Control System Hardware and Software
6 Equipos incendio
7 Instrumentos de laboratorio

Manual de Producción –PAE-Argentina 1-XIV
XIV- SALUD, SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE.

Manual de Producción – PAE- Argentina 2-XIV
REGLAS DE ORO DE SEGURIDAD SALUD Y AMBIENTE
La política de Seguridad, Salud y Ambiente, de PAE, estipula que no haya daño a las
personas, al ambiente ni a las instalaciones. Todos los que trabajan para nuestras
operaciones tienen la responsabilidad de su propia seguridad y de la de aquellos que lo
rodean.
Las siguientes reglas de SSA se harán cumplir estrictamente, a fin de garantizar la
seguridad de nuestra gente y nuestras comunidades.
La alta gerencia es responsable de las comunicaciones, capacitación, implementación y
auditoria de estas reglas con respecto a su cumplimiento y ejecución.
Aunque contenidas en cada una de estas reglas, es importante enfatizar las siguientes
condiciones:
El trabajo no se realizará sin un Permiso de trabajo que tenga una evaluación de riesgos
previa y una reunión de seguridad adecuada para el nivel de riesgo.
Todas las personas recibirán entrenamiento y serán competentes en el trabajo que
realizan.
Se debe utilizar el Equipo de Protección Personal según la evaluación de riesgos y los
requisitos mínimos del lugar.
Antes de comenzar un trabajo, se tendrán en marcha los planes de respuesta a
emergencia, desarrollados con base en un análisis de posibles escenarios de emergencia.
Todos tienen la obligación de suspender un trabajo que se considere inseguro.
PERMISO DE TRABAJO
Antes de realizar un trabajo que implique aislamiento de energía, ingreso a espacios
confinados, generación de chispa o llama, o perturbación del suelo, movimiento de cargas
por sobre líneas vacías, se debe obtener un permiso que:
- Defina el alcance del trabajo
-Evalué el riesgo e identifique los peligros
-Establezca medidas de control para eliminar o mitigarlos peligros
-Enlace el trabajo con otros permisos de trabajo asociados o con operaciones
simultaneas
-Esté autorizado por la(s) persona(s) responsable(s)

-Garantice un adecuado control del equipo al retorno al servicio.
-Comunique la información anterior a todos los que participan en el trabajo
TRABAJO EN ALTURAS
El trabajo en alturas de 1.2 metros o mayores, por encima del suelo, no se pueden
realizar, a no ser que:
Se tengan instalados equipos de prevención de caídas de fabricación comercial,
arneses, andamios, barandas y verificados por una persona competente.
Los equipos o sistemas para detención de caídas cuentan con un anclaje adecuado
montado en la parte superior, con ganchos de autocierre de presión con doble pasador en
cada extremo para conectarse con una línea de seguridad o plinto de anclaje, cuerdas de
fibra sintética de resistencia adecuada, y un amortiguador de tensión.
El equipo de detención de caídas limitará la caída libre a 1.8 metros o menos.
Las personas que realizan el trabajo deben haber sido entrenadas por un instructor
competente. La persona que sube debe ser competente (estar habilitado).
Se realiza la inspección visual del equipo y del sistema y si no cumplen las requisitos se
debe retirar del servicio.
AISLAMIENTO DE ENERGIA
Los trabajos que impliquen utilización de fuentes de energía tales como los trabajos
mecánicos, eléctricos, de proceso, hidráulicos y otros, no se pueden realizar, a no ser
que:
-Se expida el permiso con autorización de la persona responsable
-El permiso le sea comunicado a todo el personal que participa en la tarea y que se exhiba
en un sitio visible.
-Se hayan definido las normas de aislamiento
-Se utilicen los sistemas de cierre, bloqueo y etiquetas
-Se realicen, verifiquen y monitoreen periódicamente las pruebas de aislamiento

SEGURIDAD EN LOS VEHÍCULOS
Los vehículos no se operarán, a no ser que:
-Tengan instalados los cinturones de seguridad y éstos sean utilizados por todos los
pasajeros
-Los conductores estén entrenados y certificados para operar ese tipo de vehículo
-El vehículo haya sido inspeccionado para confirmar su integridad operativa y mecánica
-Los conductores entiendan y obedezcan todas las normas aplicables y relevantes en
cuanto a seguridad en lo que a las carreteras se refiere.
-El número de pasajeros no exceda las especificaciones de diseño del fabricante para ese
vehículo
-El conductor se abstenga de utilizar el teléfono celular o radio manual durante la
conducción.
PERTURBACIÓN DEL SUELO
El trabajo que implique una excavación manual, cavidad, trinchera o depresión en la
superficie del suelo que causa de la remoción de tierra no se puede realizar a no ser que:
-Se haya expedido el permiso con autorización de la persona responsable designada.
-La inspección del lugar de trabajo haya sido realizada por la(s) persona(s) responsable(s).
-Se hayan identificado y, de ser necesario, aislado, todos los peligros subterráneos, tales
como oleoductos, cables eléctricos, etc.
-Todos los controles de apuntalamiento hayan sido definidos e instalados, según la
necesidad.
-Las condiciones se monitoreen periódicamente.
-Se haya expedido un permiso de ingreso a espacio confinado siempre que dicho ingreso
se ajuste a la definición de espacio confinado.
Nota: Las excavaciones de más de 1.2 metros deberán tener un diseño adecuado.
INGRESO A ESPACIOS CONFINADOS
El ingreso a cualquier espacio confinado no se puede realizar, a no ser que:
-Se hayan descartado todas las demás opciones.

-El permiso se haya expedido con autorización de la(s) persona(s) responsable(s).
-El permiso haya sido comunicado a todo el personal afectado y sea exhibido, según la
necesidad.
-Todas las personas que participan en el trabajo hayan sido entrenadas y certificadas por
una persona(s) competente(s).
-Se haya logrado un aislamiento positivo efectivo del espacio y se hayan controlado todas
las fuentes de energía que afectan el espacio.
-Se hayan realizado y verificado las pruebas de atmósfera, además de haberlas repetido
con la frecuencia definida en la evaluación del riesgo.
-La persona que haga de " VIGIA " esté en su sitio.
-Se evite el ingreso no autorizado.
IZAJE Y ESLINGAS
Las operaciones de izaje en que se empleen grúas, elevadores, polipastos, eslingas y
cable de acero no se iniciarán, a no ser que:
-Se haya realizado un análisis de riesgos de la tarea y el izaje y los amarres sean
realizados por personal calificado.
-La grúa y el operador estén habilitados por un organismo externo.
-Cuente con mecanismos de seguridad apropiados instalados y en servicio, a fin de
prevenir el deslizamiento de la carga o la sobrecarga.
-Las grúas, eslingas, grilletes y demás aparatos de izaje utilizados en la operación hayan
sido inspeccionados, probados, mantenidos y etiquetados de acuerdo con las
especificaciones, además de ser inspeccionados visualmente antes de cada izaje por parte
del supervisor encargado del trabajo.
-El operador del izaje tenga una visión total de la carga que se está levantando o sea
asistido por un encargado de amarre calificado que actúa como encargado de las señales
-La carga sea controlada por las debidas líneas de dirección y no sea levantada por encima
del personal
Nota: Las cargas críticas requieren precauciones adicionales y un plan de izaje crítico
aprobado.

MANEJO DEL CAMBIO (MDC)
El trabajo que surja de cambios temporales y permanentes con respecto a la
organización, el personal, los sistemas, el proceso, los procedimientos, el quipo, los
productos, los materiales o sustancias y las normas y reglamentos, no se podrá realizar, a
no ser que se haya tramitado un proceso de Manejo del Cambio, según la necesidad, el
cual debe incluir:
-Una evaluación de riesgo realizada por todos los afectados por el cambio.
-El marco de tiempo asignado y con seguimiento para dicho cambio.
-Autorización para el cambio por la(s) persona(s) responsable(s), antes y después del
arranque.
-Los requisitos de entrenamiento, de ser necesario.
-Revisión y actualización del (los) documento(s), de ser necesario.
-Comunicación del MDC a todos los afectados por el cambio.
MANEJO DE PRODUCTOS QUÍMICOS
Para permitir un control adecuado acerca de los productos químicos y su uso en las
diferentes labores de la operación, se hace necesario tener un sistema de control para el
ciclo de vida del producto químico:
-Claridad y conocimiento de la MSDS y de los riesgos antes de COMPRAR el producto.
-Transporte y almacenamiento seguro del Producto
-Uso del Producto Químico soportado con: Permiso de Trabajo, Hoja de Datos de
seguridad, señalización de los peligros y los respectivos Elementos de Protección
Personal
-Procedimiento seguro para la disposición de los Residuos.
-Entrenamiento en control de emergencias a todos los usuarios de los productos químicos.

POLITICA AMBIENTAL
La Unidad de Gestión del Golfo San Jorge reconoce su responsabilidad en la
preservación del medio ambiente y para sus actividades, productos y servicios asume los
siguientes compromisos:
(1)- Conducir sus operaciones de manera de cumplir con lo establecido en esta política.
(2)- Cumplir con toda la legislación y normativa ambiental aplicable.
(3)-Prevenir la contaminación y reducir progresivamente las emisiones y descargas de todo
tipo al ambiente, asegurando un manejo responsable de los desechos.
(4)-Mejorar la eficiencia de utilización de los recursos naturales y hacer un uso racional de
la energía buscando su máximo aprovechamiento.
(5)-Establecer objetivos y metas ambientales que permitan evaluar regularmente la
evolución del desempeño ambiental y que sean acordes con el compromiso de la
mejora continua y con los requerimientos legales y de terceros interesados, los
aspectos ambientales significativos y las tecnologías disponibles y aplicables.
(6)-Evaluar los aspectos ambientales de las actividades, productos y servicios actuales,
pasados y proyectados, incluyendo sus modificaciones.
(7)-Capacitar y concientizar al personal propio y contratado sobre su influencia en la
gestión ambiental de acuerdo con su función y responsabilidad.
(8)-Difundir esta política a todo el personal propio y contratado y mantenerla disponible al
público.
(9)-Estimular en la comunidad la educación y capacitación sobre principios de Protección
Ambiental participando activamente y apoyando iniciativas.

PROCEDIMIENTO LIMPIEZA DE DERRAMES
1.OBJETIVO
Determinar las acciones a seguir para la Limpieza de Derrames dentro de la UG Golfo
San Jorge, con la finalidad de controlar los aspectos ambientales involucrados.
2.ALCANCE
La limpieza de derrames en toda la Unidad de Gestión Golfo San Jorge.
3.RESPONSABILIDADES
3. 1. Gerencia:
3. 1. 1.Proporcionar los recursos necesarios para el cumplimiento del
presente procedimiento.
3.2. Coordinador Ambiental:
3.2.1. Verificar el cumplimiento del presente procedimiento
3.2.2. Asesorar en caso de limpieza de derrames que no quedasen
abarcados en el siguiente procedimiento.
3.2.3.Tomar las acciones preventivas y correctivas adecuadas y verificar
cumplimiento y efectividad.
3.3. Jefes de Sectores
3.3.1. Capacitara sus Supervisores acerca del presente procedimiento.
3.3.2. Verificar el cumplimiento del mismo en su sector.
3.4.Contratistas:
3.4.1. Realizar las tareas de limpieza de derrames de acuerdo al presente
procedimiento.
4.DESARROLLO
4.1. Limpieza de nuevos derrames:
4.1.1.En caso de tratarse de incidentes contaminantes clasificados como
Significativos o Mayores según Norma SSA.O.47.0 (Ver ANEXO l), o
que el designado para la limpieza del derrame considere que las

características del mismo revisten un grado de particularidad tal que
excede lo abarcado en el presente procedimiento, debe comunicarse
de inmediato con el Coordinador Ambiental como primera medida, a
fin de recibir las instrucciones particulares del caso.
4.1.2.Contención del derrame: Se realiza si los derrames son en terrenos
desnivelados o con pendientes, o bien en casos en que la presencia de
agua en la superficie pudiera hacer migrar el hidrocarburo. Se forman
bordes de contención de tierra mediante el empleo de:
• Maquinaria vial si se tratase de locaciones, caminos o áreas de
trabajo desmontadas.
• Paleros si se tratase de campo o zonas sin desmontar.
(Ver IG 08, "Manejo de Derrame” y Plan de Contingencias de la UG
Golfo San Jorge)
4.1.3.Una vez contenido el derrame, se succiona el fluido derramado
mediante uso de camión atmosférico con equipo de vacío apropiado para
la tarea.
4.1.4.Si el derrame se presentara en un terreno desnivelado, deberá excavarse
una pileta cuyas dimensiones son lo más reducidas posible, en el nivel
más bajo, con la finalidad de recuperar el fluido con el camión
atmosférico.
4.1.5.El fluido recogido es transportado y volcado al sistema productivo en
los puntos autorizados a tal fin.
4.1.6. Los puntos habilitados para la descarga de fluido recuperado son:
• Planta Deshidratadora (Cerro Dragón)
• Estación CDI (Cerro Dragón)
• Planta Deshidratadora (Valle Hermoso)
• Estación Tres picos (Tres Picos)
• Planta Anticlinal Grande (Anticlinal Grande)
• PC 4 (Piedra Clavada)
• Planta Tratadora PTC (Koluel Kaike)
4.1.7. Limpieza de locaciones, caminos, picadas y otras áreas desmontadas
4.1.7.1 Para los derrames ocurridos o contenidos en locación, caminos,
picadas o áreas de trabajo desmontadas, se recoge el suelo
empetrolado mediante el empleo de maquinaria vial, retirando una
capa de suelo de 10 a 25 cm de espesor, lo que asegura que el suelo
remanente estará libre de petróleo.

El suelo retirado se repone con ripio extraído de la cantera de áridos,
o material de aporte. Los sólidos empetrolados se transportan a los
repositorios de disposición transitoria de suelos empetrolados,
autorizados, en donde se acondicionarán y dispondrán finalmente
según el procedimiento correspondiente. Los repositorios autorizados
son:
• Cerro Dragón
• Valle Hermoso
• Tres Picos
• Madreselva Sur
• PC 4
• EV2
• Las Flores (Los Loros)
• Cerro Tortuga
• Meseta 14
• Bayo
4.1.8. Limpieza de derrames en campo, aguadas y otras áreas no
desmontadas
4.1.8.1. Si el derrame hubiere afectado campo, no se utiliza maquinaria
para su limpieza, sino que se trabaja de manera manual,
mediante el empleo de palas manuales, carretillas y elementos
afines para evitar perturbaciones en el suelo y la vegetación.
4.1.8.2. Se debe retirar exclusivamente la capa de hidrocarburo, dejando la
totalidad del suelo a fin de preservar la integridad del mismo,
evitando la erosión eólica e hídrica.
4.1.8.3.Se debe preservar la cobertura vegetal, por lo que no se debe
retirar, aplastar o cortar vegetación.
4.1.8.4.Con la finalidad de mejorar la limpieza de la cobertura vegetal,
puede requerirse el empleo de un equipo de vapor en determinadas
situaciones, en este caso, el equipo será provisto por la empresa
contratista encargada de la limpieza.
4.1.8.5.Los sólidos empetrolados se manejan y disponen de la misma
manera que los derrames ocurridos en locación, caminos, picadas
y otras áreas desmontadas.
4.1.8.6.En caso de existir la posibilidad de ingreso de animales, el
supervisor de producción solicitará que se coloque un alambrado
de cinco hilos en la zona del incidente.

4.1.8.7. Si el área resultare dañada y necesitare un tiempo de
restauración, se alambrará la misma a fin de restringir el ingreso
de animales domésticos favoreciendo su recuperación.
4.1.9. Sprays de petróleo
4.1.9.1.Para derrames producidos por sprays (no afectan
significativamente la vegetación), se deberá alambrar el área
afectada como única medida. Esto evitará el contacto del
hidrocarburo con animales y permitirá la biodegradación natural.
No deberá emplearse maquinaria alguna en la remediación
delárea afectada.
4.1.10. Derrames que afecten cursos superficiales
4.1.10.1.Debido a la no existencia de cursos de agua superficiales
permanentes en el área operada por Pan American Energy LLC,
este tipo de derrames son poco frecuentes. No obstante, es
probable que existan cursos de agua someros que permanezcan
secos gran parte del aflo, pero que puedan llevar agua en época
de lluvias.
4.1.10.2.En este caso, la contención del derrame se realiza mediante el
empleo de barreras flotantes absorbentes, las cuales serán
incineradas al finalizar la recuperación. (Ver IG 08, "Manejo de
Derrame? y Plan de Contingencias de la UG Golfo San Jorge)
4.1.10.3. Las barreras se colocan formando una curva con la finalidad de
desplazar el fluido hacia el punto de succión.
4.1.10.4.La recuperación del fluido derramado se realiza mediante el
empleo de camiones de vacío en un punto de succión
determinado.
4.2. Limpieza de Derrames Pasados:
4.2.1.En el caso de piletas remediadas y escarificadas o antiguos
derrames remediados y escarificados que presenten bloques de
petróleo seco espeso en superficie (terrones), lo más importante
es no dañar la vegetación preexistente. Se deben retirar
exclusivamente los "terrones" de sólidos empetrolados mediante
el empleo de palas manuales. La disposición de los sólidos
empetrolados se realiza de la misma manera que para los
derrames en locaciones, caminos, picadas y otras áreas
desmontadas.

4.2.2.En el caso de derrames antiguos que no hayan sido remediados y
presenten petróleo seco espeso en superficie, se debe realizar
una roturación con escarificador a fin de trozar la capa sólida y
mezclarla con el suelo, para favorecer la biodegradación. La
roturación debe realizarse exclusivamente en aquellas zonas en
donde no ha crecido vegetación, favoreciendo la oxidación del
petróleo y el enraizamiento de la vegetación.
4.3. Finalización del trabajo
4.3.1.Una vez finalizadas las tareas de limpieza, tanto el Supervisor a
cargo de la limpieza por parte de la empresa contratista, como el
programador de PAE del distrito en el que ocurrió el derrame,
firman el registro RO 01.00.10, Tlaim File% dejando constancia
de la realización del trabajo. (Ver PO 01.00.10)
5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA
5.1.IG 11.08, "Manejo de Derrame”
5.2.Plan de Contingencias de la UG Golfo San Jorge
5.3.PO 01, "Denuncia de Incidentes Contaminantes"
5.4.RO 0 1.00. 10, "Claim File"
5.5.Norma SSA.047.0
ANEXO 1
Definición de Incidentes, Incidentes Significativo e Incidente Mayor según Norma SA.047.0
INCIDENTE:
Es un suceso no planificado que puede originar lesiones a personas, daños a la
propiedad, al medio ambiente y/o detención o interferencias en el trabajo.
INCIDENTES SIGNIFICATIVOS:
• Significan una amenaza potencial o real a la salud o seguridad pública.
• Se espera un impacto en el medio ambiente fuera del área de trabajo o un
impacto significativo dentro del área.
• Intervienen o se prevé la intervención de los medios de comunicación.
• Demostraciones o violencia organizada cerca de las instalaciones o de las
viviendas particulares del personal. PAE no es un objetivo principal.
• Cambios dentro de la industria o del país que puedan provocar un impacto
financiero significativo a la operación, incluyendo el despido de importantes
cantidades de personal.

INCIDENTES MAYORES:
• Significan una seria amenaza a la salud o seguridad pública.
• Heridas graves o pérdida de la vida de empleados, contratistas o público.
• Se espera un impacto significativo al medio ambiente fuera del área de trabajo o
un impacto mayor dentro del área.
• Intervienen o se prevé la intervención de los medios de comunicación, ya sea
que pueda afectar o no a la imagen de la Compañía.
• Amenazas de bombas potencialmente reales, secuestros y demostraciones
que tengan a PAE como objetivo.
• Cambios dentro de la industria o del país que puedan producir tal impacto que
obliga a tomar medidas extremas.
• Pérdidas por accidentes superiores a los US$ 200,000.
• Derrames de petróleo mayores a los 15,000 litros (100 barriles) o menores si el
área afectada es sensible.
• Cualquier otro incidente de crisis o con alto potencial de riesgo, que a criterio
del Gerente de la UG o el CI, deba ser considerado como Mayor.
Por ejemplo:
- Incendios importantes, explosiones o derrames de líquidos inflamables
o tóxicos.
- Daño significativo a un edificio o equipos.
- Importantes pérdidas de información vital.
- Derrame de sustancias altamente peligrosas.
- Reacciones adversas y significativas de las autoridades, prensa o
público en general.

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