El sistema de bombeo Electrosumergible (BES) es uno de los métodos de levantamiento artificial de mayor capacidad para bombear caudal de extracción. Es un método de producción, que día tras día se le incorporan desarrollos tecnológicos para enfrentar mayores retos en profundidad, temperatura y caudal. Es importante recalcar que todas las etapas del proceso, que van desde:
ü La selección del pozo candidato, diseño y selección del sistema artificial.
ü Fabricación y transporte del equipo hasta el punto de destino final o el pozo.
ü Diseño de la completación del subsuelo y superficial e instalación del aparejo que se introducirá en el pozo.
ü Introducción del equipo, calidad y confiabilidad de la energía eléctrica.
ü Asistencia y soporte técnico, aspectos de seguridad, arranque del sistema propiamente, monitoreo de los parámetros y condiciones de operación.
ü Estabilización de la producción mediante la optimización tanto del equipo como del pozo,
Son aspectos que deben de ser cuidadosamente diseñado y seleccionados con estricto criterio de calidad, para que cada una de ellas contribuyan a obtener un excelente desempeño del Sistemas de Bombeo Electrosumergibles, de manera que el equipo que se manifieste en mayor tiempo de vida útil y/o operativa de los equipos BES y en la rentabilidad del proyecto.
Durante este curso se revisarán los conceptos teóricos y prácticos que son la base del principio de funcionamiento hidráulico del bombeo centrífugo y cada uno de los componentes del sistema ESP. Se contemplarán los aspectos del flujo de fluido desde el yacimiento hasta la estación de flujo (separador) y operativos, los cuales constituyen la base del diseño del sistema de bombeo electrosumergible. El sistema BES, a diferencia de los otros métodos de producción, requiere que continuamente deba ser monitoreado a fin de que permitan realizar acciones de optimización del proceso y de igual forma hacer los correctivos oportunos a tiempo con la idea de reducir o eliminar las fallas. Por lo tanto, el personal que opera este sistema debe estar lo suficientemente capacitado para solventar los requerimientos del sistema y también debido a los altos costos que representan los equipos y el impacto en la producción. Durante el curso se desarrollan las hojas de cálculos necesarias que sirven de base para el análisis del comportamiento, la selección y el diseño del sistema de producción bajo este esquema. También se realizarán ejercicios prácticos en forma manual, que permitan cuantificar el impacto de las diferentes variables de diseño y operación sobre el sistema ESP.
ORIENTADO 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 además de 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 DE ESTE CURSO:
· 1- Conocer los fundamentos de yacimiento, flujo de fluido y análisis nodal, que hacen posible determinar la capacidad de aporte del yacimiento y las variables del fluido que ayuden a comprender las necesidades de una óptima selección y operación de un sistema ESP.
· 2- Conocer el principio de funcionamiento del bombeo centrífugo, su punto de operación y su función en el sistema de bombeo.
· 3- Diseñar y analizar el sistema de bombeo, seleccionar la bomba y el arreglo necesario en forma manual y utilizando programa de computación. Optimizar el consumo de energía suministrado por la bomba.
· 4- Identificar cada componente del sistema ESP, así como sus características, funciones y especificaciones.
· 3- Diseñar y analizar sistemas ESP en forma manual y utilizando programa de computación
· 4- Aprender acerca de las mejores prácticas de operación, Instalación de equipos, seguimiento y optimización del sistema
· 5- Conocer acerca del uso de equipos en condiciones especiales: fluidos viscosos, gas, fluidos abrasivos, altas temperaturas
· 6- Adquirir herramientas que hagan a la identificación de fallas y a la maximización de la vida de un equipo
7- Comparar con otros sistemas de levantamiento Artificial y conocer los rangos de aplicación del sistema ESP
CONTENIDO PROGRAMÁTICO
Análisis, selección y optimización hidráulica.
1- Comportamiento y caracterización de los fluidos.
1.1 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.
1.2 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.
1.3 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.
1.4 Propiedades del gas natural. 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. 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.
Algoritmo para calcular las propiedades de los fluidos. Ajuste y selección de correlaciones.
2- Sistema de producción y análisis nodal.
2.1 Sistemas 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. 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). Indice de productividad. IPR. Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados. Ecuación y Curva de Vogel para yacimientos saturados. Flujo de petróleo y gas en yacimientos sub-saturados. Ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados. Modificación de Standing. Ecuación de Fetkovich. Calculo del IPR.
Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido a través del yacimiento, Calculo de la capacidad de aporte del yacimiento.
Modelos de los pozos. Curvas de gradiente dinámico de presión. Requerimientos de capacidad de bombeo y de energía
2.2 Métodos de producción. Flujo natural y Producción Artificial. Principio de funcionamiento de cada método. Levantamiento artificial por Gas Continuo (LAG o “Gas lift”). Bombeo. Bombeo Electro-sumergible (BES o “ESP”). Selección del método de producción.
2.3 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.
3- Fundamentos de flujo de fluido en tubería. bombas centrifugas.
3.1 Análisis del flujo de fluido en tubería.
3.1.1 Flujo de fluido de líquido monofásico. Ecuación de la conservación de la energía mecánica (Ecuación generalizada de Bernoulli). Pérdidas de presión. Conceptos de cabezal estático, dinámica y cabezal de una bomba. Pérdidas de carga en flujo de líquidos. Variables de flujo y métodos de cálculo. Hidráulica de tuberías. Perdidas menores. Longitud equivalente, Coeficiente de pérdidas. Análisis de la tubería de descarga de una bomba. Pérdidas ocasionadas por accesorios, válvulas y equipos. Desarrollo hidráulico para una tubería con un perfil irregular y que transporta un fluido de manera estacionaria e isotérmica. Dimensionamiento de tuberías. Desarrollo hidráulico para una tubería vertical y ligeramente inclinada que transporta agua (Pozo de inyección o producción de agua) de manera estacionaria e isotérmica. Dimensionamiento de tuberías.
3.1.2 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. Análisis del impacto de diferentes efectos en el dimensionamiento de un pozo de gas. Efecto de la fricción. Efecto del perfil de terreno. Efecto de la incorporación y desincorporación de flujo de gas. Ecuación fundamental para el flujo monofásico de gas considerando el efecto cinético. Método de Tian-Adewumi. Método de Oyuang-Aziz. Método de Ahow-González. Aplicaciones específicas. Desarrollo de hojas de cálculo. Calculo de variables de flujo (Presión en los extremos, caudal y diámetro). Estranguladores de flujo. Flujo monofásico de un gas a través de un estrangulador.
Desarrollo hidráulico para una tubería con un perfil irregular y que transporta un gas de manera estacionaria. Dimensionamiento de tuberías. Desarrollo hidráulico para una tubería vertical y ligeramente inclinada que transporta gas (Pozo de inyección o producción de gas) de manera estacionaria e isotérmica. Dimensionamiento de tuberías.
3.1.3 Flujo multifásico en tuberías. Fundamentos de flujo multifásico. 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.
3.1.3.1 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.
3.1.3.2 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.
Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido, gradiente de presión y gradiente de temperatura en la tubería de producción.
3.1.3.3 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.
3.2 Modelo de pozos.
· Herramientas básicas para construir los modelos de pozos.
o Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo y del gas.
o Ajuste del perfil de temperaturas dinámicas en el pozo.
o Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías
4- Fundamentos de bombas centrifugas.
4.1 Descripción del sistema de bombeo. Arreglo en el sistema de bombeo. Tanques, tuberías, equipos y accesorios. Descripción y misión de una bomba. Tubería de succión de una bomba. Definición del NPSH disponible y requerido. Cavitación. Ubicación de una bomba. Tubería de descarga. Presión de descarga. Altura desarrollada por una bomba. Rendimiento de las bombas. Clasificación general de bombas (API, ASME). Principio de funcionamiento. Bombas centrifugas. Descripción. Configuración geométrica. Rotor, Impulsor. Curvas características. Efecto de la viscosidad. Operación optima de una bomba (BEP). Análisis adimensional. Leyes de semejanza. Concepto de velocidad especifica.
4.2 Análisis del sistema bomba – tubería. Curvas de bombas. Curvas de operación, eficiencia, calculo de NPSH y BHP requerido. Análisis de la tubería de succión de una bomba. Pérdidas ocasionadas por accesorios, válvulas y equipos. Cavitación. Ubicación de una bomba. Bombas boosters. Tipos de bombas. Arreglos de bombas. Bombas en series. Bombas en paralelo. Arreglo bomba-tubería. Punto de operación. Análisis del sistema bomba – tubería. Efecto de la viscosidad del fluido en las curvas características. Procedimiento con líquidos viscosos.
5- Bombeo electro-sumergible. Fundamentos
5.1 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. Recomendaciones API RP 11S2.
5.2 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.
6- Análisis y Diseño hidráulico del sistema BES.
6.1 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.
6.2 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.
6.3 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.
6.4 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.
6.5 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.
6.6 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.
7- Optimización del sistema de producción
Cotejo del comportamiento actual del pozo. Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo. Selección y Ajuste de las correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías. Cotejo del Comportamiento actual de Producción. Optimización del sistema de producción
7.1 Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de energía y fluidos del Yacimiento.
7.2 Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de energía para levantar fluidos del Yacimiento.
7.3 Integración de modelos de manera que permitan optimizar la tasa de producción, fundamentándose en los diferentes que componentes del sistema de producción a ser estudiado.
8- Análisis y selección de los componentes del sistema BES.
8.1 Componentes del Sistema ESP.
8.1.1 Selección del Equipo de Subsuelo.
Selección de la Bomba: Criterios de selección de la bomba. Selección del Motor: Criterios de selección del motor. Selección del Protector. Selección del Cable de Potencia. Cálculo de la caída de tensión eléctrica en el cable. Requerimientos de tensión eléctrica en superficie.
8.1.1.1 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
8.1.1.2 Motor Eléctrico. Descripción del motor: estator y rotor. Curva de comportamiento del motor. Tamaños/Series de los motores disponibles. Motores en serie. Límites de temperatura. Conector del cable al motor “Pothead”. Protección del motor.
8.1.1.3 Separador de Gas. Separación natural del gas libre. Descripción de los tipos de separador: Estático y Dinámico. Eficiencia del separador. Tamaños/Series disponibles. Consumo de potencia del separador.
8.1.1.4 Protector/Sello del Motor. Funciones del protector. Tamaños/Series disponibles. Tipos de protector: Laberinto y Bolsa elastomérica. Protector modular. Límites de temperatura. Límites de carga de los cojinetes de empuje. Consumo de potencia del protector.
8.1.1.5 Cable de Potencia. Funciones del cable. Descripción del cable para aplicaciones BES. Tamaños AWG de los cables disponibles. Caída de tensión eléctrica en el cable vs amperaje. Selección del cable. Cables: Plano y redondo. Nomenclatura de fabricación. Cable de extensión del motor, (“MLE” ).
8.1.1.6 Sensores de P y T de fondo. Función del sensor. Descripción del sensor. Limitaciones físicas del equipo de subsuelo. Máxima resistencia al eje de la bomba. Presión de estallido de la carcaza de la bomba. Máximo empuje descendente. Máxima potencia disponible. Tamaño mínimo de revestidor.
8.1.2 Selección del Equipo de Superficie.
8.1.2.1 Equipo de Superficie. Cabezal Especial. Caja de Venteo. Cable de Superficie. Transformadores de Potencia. Relación de transformación (RT). Placa del transformador. Secundario.
8.1.2.2 Selección de los Taps según requerimientos de tensión eléctrica del sistema. Capacidad de potencia disponibles, KVA. Variadores de Frecuencia, VSD. Funciones del VSD. Descripción del variador. Estándar/Panel de Control. Fuente primaria de energía.
8.1.2.3 Selección del Equipo de Superficie. Cálculo de los requerimientos de potencia en superficie, KVA. Selección del Transformador Secundario. Selección de los “Taps”. Selección del VSD.
9- Análisis y diagnóstico del equipo BES
Toma de niveles de fluido estático y dinámico. Toma de presiones en fondo y cabezal. THP. CHP. PIP. PDISCH. Toma de parámetros eléctricos en superficie y fondo. Voltaje y corriente en el variador de frecuencia. Voltaje y corriente en el motor. Elección el sentido de giro correcto. Prueba de cierre o caudal cero. Análisis del conjunto de parámetros. Monitoreo de Parámetros Eléctricos e Hidráulicos. Herramientas de fondo y superficie. Multímetros digitales y analógicos. Manómetros. Equipo de medición de nivel Echometer. Sensores de fondo. Separadores de prueba. Diagnóstico mediante la interpretación de cartas amperométricas. Cartas normales. Cartas con fluctuaciones provocadas por problemas en superficie.