ORIENTADO A:
Este curso esta dirigido a Ingenieros, técnicos, supervisores de campo y otros especialistas de empresas operadoras de campos petroleros, que participen en la selección, diseño, instalación y operación del sistema de Bombeo electro-sumergible y/o de cavidades progresivas. Todo aquel profesional que necesite herramientas para poder maximizar la productividad de Yacimientos, que utilicen estos métodos de levantamiento como medio de producción.
DURACIÓN:
40 Horas Académicas
OBJETIVOS :
El objetivo principal de este entrenamiento es dar a conocer a los participantes los conceptos fundamentales asociados a los sistemas de Levantamiento Artificial de Bombeo Electro-sumergible y del Gas Lift (LAG), así mismo facilitarles los conocimientos y las herramientas necesarias para diseñar, instalar, diagnosticar, optimizar y mantener los pozos de petróleo instalados con estos métodos de levantamiento artificial en un entorno de seguridad personal, del medio ambiente y de las instalaciones
CONTENIDO PROGRAMÁTICO
Capítulo 1- Proceso de Producción
Sistema de producción. Descripción del sistema de producción. Elementos que forman al sistema de producción. Los elementos básicos del sistema de producción. El Sistema de producción y sus componentes. Proceso de producción para un pozo. Recorrido de los fluidos en el sistema. Perfil de presión en un sistema de producción.
Descripción del proceso de producción. Presiones claves en el proceso de producción. Movimiento de los fluidos en el proceso de producción. Caídas de presión en el proceso de producción Presión de yacimiento. Presión del fondo fluyente. Presión del cabezal. Presión en la línea de flujo. Presión del separador.
Comportamiento del fluido durante el proceso de producción. Presión de saturación. Patrones de flujo. Flujo multifásico. Sistema sub saturado. Sistema saturado. Sistema sobre saturado.
Clasificación de los yacimientos en base a la presión. Yacimiento sub saturados. Yacimientos saturados. Yacimientos con capa de gas. Definición de yacimiento. Permeabilidad (ley de Darcy). Espesor útil. Radio de drenaje (re). Presión promedio de Reservorio (Pr). Presión dinámica de fondo (Pwf). Diferencial de Presión (Drowdown pressure). Índice de productividad. IPR. Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido a través del yacimiento, Calculo de la capacidad de aporte del yacimiento. Aporte del yacimiento. Comportamiento de afluencia de formaciones productoras. Flujo de fluidos en el yacimiento. Estados de flujo. Flujo de petróleo. Flujo No-Continuo o Transitorio (Unsteady State Flow Flujo Continuo o Estacionario (Steady State Flow). Ecuación de Darcy para flujo continuo. Flujo Semi-continuo (Pseudo-steady State Flow). Índice de productividad. Eficiencia de flujo (EF). IPR (Inflow Performance Relationships).
Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados. Ecuación y Curva de Vogel para yacimientos aturados. Modificación de Standing. Ecuación de Fetkovich.
Flujo de petróleo y gas en yacimientos sub-saturados. Ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados
Flujo de fluidos en la completación. Tipos de completación: Hoyo desnudo, Cañoneo convencional, Empaque con grava, Caída de presión en la completación, Ecuaciones de Jones, Blount y Glaze.
Curva de oferta de energía o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega en el fondo del pozo
Métodos de producción. Flujo natural y Producción Artificial. Principio de funcionamiento de cada método. Bombeo Electro-sumergible (BES o “ESP”). Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP o “ES-BCP”).Selección del método de producción.
Tipo de producción. Producción bajo flujo natural. Producción bajo el esquema de levantamiento artificial. Métodos de producción. Bombeo mecánico Bombas de cavidad progresivas y centrifugas. Levantamiento artificial por gas.
Análisis Nodal. Capacidad de producción del sistema-pozo. Balance de energía en el nodo. Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo. Curvas VLP/IPR. Como realizar el balance de energía. Optimización del sistema-pozo. Fundamentos de Análisis Nodal™ y su importancia en el diseño de sistemas de levantamiento artificial.
Capítulo 2- Comportamiento y caracterización de los fluidos
Comportamiento y caracterización del petróleo. Sistemas petróleo-agua. Propiedades del petróleo. Presión de saturación. Factor volumétrico. Cálculo de las propiedades correspondientes a un petróleo mediano-liviano y petróleos pesados y extra pesados. Viscosidad. Correlaciones. Flujo newtoniano y no newtoniano. Propiedades y comportamiento del agua. Presión de saturación, Factor volumétrico, Densidad, Viscosidad. Comportamiento y caracterización de los fluidos.
Propiedades y características mezclas petróleo y agua. Propiedades del petróleo. Densidad. Viscosidad. Efecto de la temperatura y presión sobre la densidad y la viscosidad. Efecto de la dilución sobre la densidad y la viscosidad. Sistema crudo-agua. Emulsión. Factores que estabilizan una emulsión. Diámetro de la gota. Efecto del emulsionamiento sobre la densidad y la viscosidad. Fundamentos de emulsiones. Tipos de emulsiones. Emulsiones de agua en petróleo. Emulsiones y su efecto en las propiedades de una mezcla. Factores que promueven el emulsionamiento del agua en el crudo. Metodologías para determinar las propiedades del petróleo, gas y el agua. Emulsiones de petróleo en agua. Emulsiones inversas. Características de las emulsiones crudo-agua.
Comportamiento y caracterización del gas. Definición y composición del gas natural. Definición. Composición del gas natural. Contaminantes presentes en el gas natural: H2S, CO2 , Vapor de agua. Niveles máximos permisibles según los procesos de transporte, venta y procesamiento. Efectos tóxicos y operacionales. clasificación. características y propiedades. gases ideales y gases reales. Propiedades del gas natural. Peso molecular. Gravedad especifica. Propiedades críticas. Propiedades seudo-criticas. Propiedades seudo-reducida. Principio de los estados correspondientes. Factor de compresibilidad. Efecto de las impurezas del gas. ecuaciones de estado para cálculo del factor “z” del gas.
Propiedades físicas. densidad, gravedad específica, volumen específico de gases puros y mezcla de gases. viscosidad, conductividad térmica, calor especifico, valor calorífico de mezcla de gases. GPM.
Capítulo 3- Análisis Nodal aplicado al Proceso de Producción
Análisis del sistema de producción. Efecto de los componentes del sistema de producción en el proceso de producción. Método de análisis del sistema de producción. Balance de energía, Análisis Nodal. Curvas de Inflow y Outflow.
Balance de energía y capacidad de producción del sistema yacimiento-pozo-tuberías. Análisis del impacto de los elementos que forma el sistema de producción. Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo, cabezal, múltiple de producción y separador de producción. Balance de energía y capacidad de producción. Optimización de la producción . Fundamentos de Análisis Nodal. Integración de los diferentes modelos (yacimiento, pozo, tubería, choke, etc.) que representan a los elementos que conforman al sistema de producción.
Capítulo- 4 Flujo de fluido en tuberías
Flujo de fluido monofásico en tubería.
Ecuación fundamental del flujo de un fluido en una tubería. Fundamentos de flujo monofásico estacionario en tuberías. Factor de fricción. Análisis del impacto de las diferentes variables envueltas en el transporte de un fluido monofásico. Régimen de flujo. Región donde transportamos los líquidos y los gases. Impacto del régimen de flujo laminar o turbulento en el transporte de un fluido a través de una tubería.
Ecuación fundamental para el flujo de un fluido isotérmico e incompresible. Ecuación de Bernoulli. Método de solución. Pérdidas de carga en flujo de líquidos. Variables de flujo y métodos de cálculo. Hidráulica de tuberías. Perdidas menores. Perfil de presión. Flujo de fluido e un pozo de inyección de agua.
Flujo de gas en tuberías.
Flujo monofásico de gas. Ecuación fundamental para el flujo monofásico. Ecuación fundamental para el flujo monofásico de gas. Ecuación fundamental para el flujo monofásico de gas despreciando el efecto cinético. Ecuaciones que no consideran el efecto de la energía cinética. Ecuación fundamental para el flujo de gas en tubería. Variables de flujo y métodos de cálculo. Ecuaciones simplificadas para el factor de fricción. Ecuación de Weymouth. Ecuación de Panhandle para el factor de fricción. Ecuación del IGT para el factor de fricción. Ecuación de la A.G.A para el factor de fricción. Dimensionamiento de tuberías. Calculo de las variables de flujo. Perfil de presión.
Flujo monofásico de gas en tubería (gas en pozo).
Ecuación fundamental para flujo vertical – monofásico de un gas. Presión estática en el fondo del pozo. Método basado en las propiedades promedio. Método de Sukkar – Cornell. Método de Cullender – Smith. Calculo de la presión estática. Presión estática en el cabezal. Presión estática en el fondo fluyente. Presión en el fondo fluyente.
Flujo multifásico en tuberías
Flujo bifásico gas-líquido.
Fundamentos de flujo multifásico. Análisis dimensional. Conceptos básicos. Fenomenología en flujo bifásico. Deslizamiento y factor de entrampamiento (holdup). Patrones de flujo. Patrones de flujo en tuberías horizontales. Patrones de flujo en tuberías verticales. Mapas de patrones de flujo. Mapa de Baker. Mapa de Madhane. Mapa de Taitel-Dukler.
Flujo multifásico en tuberías de producción.
Fundamentos de flujo multifásico en tuberías verticales. Mapas de patrones de flujo. Propiedades. Métodos de análisis. Modelos correlacionados y mecanicistas. Modelo de Hagedorn-Brown. Modelo de Ansari. Análisis del sistema de producción. Efecto de los componentes en el proceso de producción. Curvas de inflow y outflow. Métodos de producción. Variables de flujo y métodos de cálculo. Dimensionamiento de la tubería de producción. Flujo Multifásico crudo-gas-agua. Gradiente de presión.
Flujo multifásico en líneas de flujo.
Fundamentos de flujo multifásico en tuberías horizontales. Mapas de patrones de flujo. Métodos de análisis. Modelos correlacionados y mecanicistas. Modelo de Beggs-Brill. Modelo de Xiao. Variables de flujo y métodos de cálculo. Dimensionamiento de la tubería de producción. Flujo Multifásico crudo-gas-agua. Gradiente de presión. Métodos de análisis. Modelos correlacionados y mecanicistas.
Análisis integrado de flujo multifásico en tuberías de producción y líneas de flujo.
Métodos de análisis. Modelos correlacionados y mecanicistas. Modelo de integrado de Gómez. Variables de flujo y métodos de cálculo. Impacto de las variables de flujo. Gradiente de presión. Solución integrada.
Análisis integrado de flujo multifásico en tuberías de producción, líneas de flujo y el yacimiento.
Métodos de análisis. Variables de flujo y métodos de cálculo. Impacto de las variables de flujo. Gradiente de presión. Solución integrada.
Bombeo electro-sumergible. Fundamentos
4.1 Bombeo electro-sumergible. Descripción del equipo y su funcionamiento.
Equipo de Subsuelo. Bomba Centrífuga. Descripción de las etapas: Impulsor-Difusor. Carcasa. Flujo radial y mixto. Transferencia de energía. Curva de desempeño virtual y real de una bomba electrosumergible. Empuje del impulsor. Rango de operación recomendado: Empuje hacia arriba “upthrust”, hacia abajo “downthrust” y punto de máxima eficiencia “BEP”. Bombas en serie. Tamaño/Serie de la bomba. Nomenclatura de las bombas comerciales.
4.2 Efecto de la frecuencia de la corriente trifásica sobre el comportamiento de la bomba. Cono de eficiencia. Efecto del gas sobre el comportamiento de la bomba. Efecto de la viscosidad sobre el comportamiento de la bomba. Manejadores de gas (“Advance Gas Handler”). Recorrido y transformación de la energía electromotriz. Eficiencia total del sistema. Eficiencia mecánica del motor y de la bomba. Rangos de aplicación disponibles en el bombeo electrosumergible.
4.3 Análisis y Diseño hidráulico del sistema BES.
4.3.1 Determinación de la presión fluyente en el fondo del pozo, Pwf. Comportamiento de Afluencia de Formaciones Productoras. Flujo monofásico: Ecuación de Darcy. Flujo multifásico: Ecuación de Vogel.
4.3.2 Determinación de la presión de entrada a la bomba, PIP. Comportamiento del flujo multifásico en tuberías. Ecuación general del gradiente de presión dinámica. Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido. Uso de modelos para analizar el flujo de fluido en el revestidor desde el punto medio de las perforaciones hasta la entrada de los fluidos a la bomba.
5.3.3 Determinación de la fracción de gas libre que entra a la bomba, GIP. Separación del gas. Factor HoldUp a la entrada de la bomba. Eficiencia de separación natural. Justificación del uso del separador de gas: eficiencia del separador y eficiencia de separación total. Fracción de gas que entra a la bomba GIP. Justificación del uso de manejadores de gas.
4.3.4 Determinación de la presión de descarga requerida en la bomba, Pdesc. Uso de modelo para analizar el flujo de fluido en la tubería de producción desde el cabezal hasta la descarga de la bomba. Determinación de la nueva relación gas-petróleo por encima de la bomba.
4.3.5 Determinación de los requerimientos de capacidad de bombeo y altura (“head”) de la bomba. Cálculo de la nueva presión de burbuja, Pb nueva. Cálculo de la tasa de flujo, densidad y viscosidad promedio del fluido en la bomba. Cálculo de la tasa de flujo, densidad y viscosidad del fluido a la PIP. Cálculo de la tasa de flujo, densidad y viscosidad del fluido a la Pb nueva. Cálculo de la tasa de flujo, densidad y viscosidad del fluido a la Pdesc. Cálculo de los requerimientos de capacidad de bombeo sin considerar los efectos viscosos. Cálculo de los requerimientos de “head” sin considerar los efectos viscosos. Caso cuando todo el GIP se disuelve en el petróleo dentro de la bomba. Caso cuando parcialmente el GIP se disuelve en el petróleo dentro de la bomba.
5.3.6 Determinación de los factores de corrección por viscosidad para la capacidad de bombeo, requerimientos de “head” y de potencia. Cálculo de los requerimientos de capacidad de bombeo y de “head” considerando los efectos viscosos. Curva del Sistema.
4.3.7 Selección de la Bomba: Criterios de selección de la bomba. Selección del número de etapas y de las carcasas (housings). Cálculo de los requerimientos de potencia de la bomba considerando los efectos viscosos. Cálculo de los requerimientos de potencia del motor. Leyes de Afinidad y Cono de eficiencia. Aplicaciones de los VSD. Determinación del Cono de Eficiencia. Determinación de la Curva del Sistema. Ubicación óptima de la curva del Sistema dentro del Cono de Eficiencia.
Capítulo 5. Fundamentos de SLAG
5.1. Concepto.
5.2. Tipos de “Gas Lift”.
5.2.1. Levantamiento Artificial por Gas Continuo.
5.2.2. Levantamiento Artificial por Gas Intermitente.
5.3. El Sistema de “Gas Lift”.
5.3.1. Equipo de superficie.
5.3.2. Equipo de Subsuelo.
5.3.3. Variación de la presión del gas a través del sistema.
5.4. Ventajas, Desventajas y Limitaciones.
5.5. Gradiente Dinámico de Temperatura.
5.5.1. Gráfico de Kirpatrick – Winkler.
5.5.2. Ecuación de Zimmerman.
5.5.3. Ecuación de Ramey.
5.6. Flujo de Gas a través de Orificios.
5.6.1. Mecánica de Válvulas.
5.6.2. Fuerzas que actúan sobre las Válvulas de “Gas Lift”.
5.6.3. Calibración en el Taller.
Capítulo 6. Proceso de descarga del pozo de “gas lift”
6.1. Presentación Weatherford.
6.2. Presentación Schlumberger – Camco.
6.3. Análisis y cálculos asociados el proceso de descarga.
Capítulo 7. Diseño de instalaciones de “gas lift”- continuo
7.1. Procedimiento de Diseño de Instalaciones de “Gas Lift” Continuo.
7.1.1. Selección de la profundidad del mandril operador.
7.1.2. Espaciamiento de mandriles.
Capítulo 8. Optimización de pozos y sistemas de “gas lift”
8.1. Curva de Rendimiento del pozo de “Gas lift”. Puntos de operación: mínimo, óptimo y máximo.
8.2. Criterios de Optimización.
8.3. Algoritmos de distribución óptima del gas de levantamiento.
8.4. Metodología de Optimización del Sistema de “Gas-lift”.
8.5. Ventajas de la Automatización del Sistema.