Bombeo Electrosumergible Utilzando Analisis Nodal

Bombeo Electrosumergible Utilzando Analisis Nodal

Formación especializada
orientada a la industria petrolera
Curso especializado
Optimización del sistema de levantamiento
artificial por bombeo electrosumergible
utilizando análisis nodal
El bombeo electro-sumergible es uno de los sistemas artificiales de producción que progresivamente ha aumentado
su aplicación en la industria petrolera, su habilidad para reducir la presión fluyente en pozos de alto caudal y baja
presión estática es difícilmente igualada con algún otro sistema. Cuando se dispone de una fuente limpia y confiable
de energía electromotriz, una selección adecuada del equipo tanto de superficie como de subsuelo permite levantar
la producción deseada eficientemente y con un mínimo impacto al medio ambiente. Una vez seleccionado el equipo
y puesto en operación es necesario diagnosticar si se está aprovechando sustancialmente la verdadera capacidad
de producción del área de drenaje del yacimiento, así como también, establecer si el equipo se encuentra
trabajando dentro su rango de operación eficiente.
Objetivo
Proporcionar a los participantes los conocimientos necesarios para realizar diseños de instalaciones de bombeo
electro-sumergible adaptado a la capacidad de producción del yacimiento, así como también realizar diagnóstico
del funcionamiento del equipo electro-sumergible para luego realizar las recomendaciones necesarias para
maximizar la producción del pozo de acuerdo al aporte del yacimiento y a las limitaciones físicas del equipo.
Datos del Curso
Lugar:
Bogotá, Colombia
Fecha:
Por Definir
Instructor: Ricardo Maggiolo
Veintisiete (1975-2002) años como profesor tanto en el Pregrado como en el Posgrado de la
Escuela de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de la Universidad del Zulia en las áreas de
Matemáticas, Computación, Yacimientos e Ingeniería de Producción, asesorando más de 50
tesis de grado.
Dentro de los 27 años como profesor existen 11 años de asignación como asesor técnico en
filiales operadoras de Petróleos de Venezuela (Meneven, Corpoven y Maraven) en el área de
Optimización de Sistemas de Producción (Análisis Nodal) y Optimización de Sistemas de
Levantamiento Artificial por Gas (Gas-Lift). Desde el año 1983 hasta la fecha ha dictado cursos
de Análisis Nodal, Métodos de Producción, incluyendo el análisis, troubleshooting,
optimización y diseño/rediseño de instalación de gas lift a nivel de pozos en Venezuela,
Guatemala, México, Ecuador y Colombia.
Desde el año 2002 hasta la fecha se ha desempeñado como consultor-asesor-instructor
independiente en la aplicación del Análisis Nodal para Optimizar Sistemas de Producción y
Optimización de Sistemas de “Gas-Lift”. Ha publicado dos trabajos internacionales (SPE 21641
y 26933).
CAPÍTULO 1
DISEÑO / SELECCIÓN DEL EQUIPO BES
1.1 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.
Fijar tasa de diseño y cálculo de la Pwf.
Ejemplo numérico.
1.2 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 la correlación de Hagedorn & Brown en el revestidor desde el punto medio de las perforaciones hasta la
entrada de los fluidos a la bomba.
Ejemplo numérico.
1.3 DETERMINACIÓN DE LA FRACCIÓN DE GAS LIBRE QUE ENTRA A LA BOMBA, GIP.
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.
Ejemplo numérico.
1.4 DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE DESCARGA REQUERIDA EN LA BOMBA, PDESC.
Uso de la correlación de Hagedorn & Brown 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.
Ejemplo numérico.
1.5 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.
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.
Ejemplo numérico.
1.6 SELECCIÓN DEL EQUIPO DE SUBSUELO
Selección de la Bomba: Criterios de selección de la bomba.
Selección del número de etapas y de las carcazas (housings).
Cálculo de los requerimientos de potencia de la bomba considerando los efectos viscosos.
Cálculo de los requerimientos de potencia del motor.
Ejemplo numérico.
Selección del Motor: Criterios de selección del motor.
Ejemplo numérico.
Selección del Protector
Selección del Cable de Potencia.
Cálculo de la caída de tensión eléctrica en el cable.
Requerimientos de tensión eléctrica en superficie.
1.7 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.
1.8 DISEÑO COMPLETO DE UNA INSTALACIÓN CON UN SIMULADOR
CAPÍTULO 2
APLICACIÓN DEL VARIADOR DE
FRECUENCIA EN EL SISTEMA BES
2.1 EFECTO DE LA FRECUENCIA SOBRE EL COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA.
Leyes de Afinidad.
Determinación del Cono de Eficiencia.
Determinación de la Curva del Sistema.
2.2 EFECTO DE LA FRECUENCIA SOBRE EL COMPORTAMIENTO DEL MOTOR
Frecuencia máxima de operación.
Limitaciones físicas del equipo.
2.3 OPTIMIZACIÓN OPERATIVA
Ubicación óptima de la Curva del Sistema dentro del Cono de Eficiencia.
CAPÍTULO 3
METODOLOGIA DE OPTIMIZACIÓN
DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN
3.1 MODELO DE POZOS
Herramientas básicas para construir los modelos de pozos.
Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo y del gas.
Ajuste del perfil de temperaturas dinámicas en el pozo.
Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías.
3.2 COTEJO Y ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO ACTUAL DEL POZO
CON BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE
Estimación de la presión de descarga de la bomba a partir de la presión en el cabezal.
Estimación de la presión de fondo fluyente a partir de la presión de entrada a la bomba.
Cálculo del comportamiento de afluencia de la formación productora.
Determinación de la degradación del comportamiento de la bomba.
Generación del modelo actual del pozo BES. Ejercicio.
Optimización del pozo BES.
Cuantificar impacto en producción de las restricciones al flujo detectadas en la línea de flujo en superficie.
Cuantificar impacto en producción de las restricciones al flujo detectadas en el subsuelo.
3.3 COTEJO Y ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO ACTUAL DEL SISTEMA
Cotejo de las pérdidas de producción en las líneas de transferencia.
Cotejo de la capacidad de producción del sistema: petróleo, agua y gas.
Análisis para detectar restricciones al flujo en el sistema.
3.4 OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN UTILIZANDO ANÁLISIS NODAL
Cuantificar impacto en producción de las restricciones al flujo detectadas en la infraestructura de superficie
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