OBJETIVO:
Proveer a los participantes de los conocimientos básicos para analizar los elementos del sistema de producción (yacimiento, cara de la formación, aparejos de producción, sistemas artificiales de producción, líneas de escurrimiento, estrangulador, separadores, entre otros) calculando y desarrollando simulaciones de las caídas de presión en los diferentes componentes del sistema y aplicando conocimientos de flujo multifásico de fluidos en medios porosos, tuberías (verticales, inclinadas y horizontales) y orificios para optimizar la producción de fluidos de formación en superficie con la mínima caída de presión, diagnosticar escenarios de mejoras en el sistema, contribuyendo así a incrementar la rentabilidad actual y futura de los pozos y del Activo.
CCONTENIDO
1. Definición de conceptos y variables básicas del proceso productivo
o Potencial (PT)
o Potencial comienzo de periodo
o Potencial a fin de periodo
o Potencial Promedio
Producción disponible de campo (PDC)
Producción disponible (PD)
Relación PD/PT = Eficiencia con que se produce el potencial.
Producción disponible plan
Diferida total (DIFT)
Diferida planificada (DIFP)
Diferida no planificada (DIFNP)
Estado de pozos (Categorías)
Pozos productores de aceite o gas activos en los diferentes métodos de
producción.
Pozos cerrados temporalmente esperando servicio, o en cierre por falta de
mercado.
Pozos no disponibles para producción
Declinación = D
Generación = G
Restauración = R
Producción Operada = PO
Producción estabilizada = PE
2. Identificación de la producción diferida
• Causas de la producción diferida
• Acciones para recuperar la producción diferida
• Cuantificación de la producción diferida
• Roles y responsables en el seguimiento y recuperación de la
producción diferida.
3. Calculo del potencial de producción
• Definición
• Potencial estimado
• Potencial real
• Generación de potencial
• Perforación de pozos nuevos
• Reacondicionamiento de pozos
• Estimulación de Pozos
4. Cálculo de la producción disponible
• Definición
• Declinación
• Energética
• Mecánica
• Contabilización de aceite y gas
• Distribución de la producción neta de aceite a nivel de pozo
• Conciliación de Producción – Factores de campo.
• Roles y responsables del cálculo de la producción disponible.
• Acuerdos de servicio.
5. Cálculo de la eficiencia de producción
• Definición
• Potencial
• Producción disponible
• Producción diferida
• Declinación
• Cálculo de PD/PT (Eficiencia de Producción)
6. Introducción al Análisis Nodal
• Influjo en la cara de la formación y flujo en el cabezal.
• Relaciones de comportamiento de afluencia de la terminación y del
yacimiento.
• Comportamiento del pozo.
• Curvas de gasto en el cabezal.
• Curvas de comportamiento en las líneas de flujo.
• Curvas de afluencia del sistema.
• Componentes de la caída de presión: estática, fricción y aceleración.
7. Optimización de producción de pozos
• Optimización de producción identificando restricciones al flujo en el
pozo, en las líneas de escurrimiento y múltiples.
• Comportamiento de pozos de gas.
• Optimización global: terminaciones, pozos, líneas de flujo, compre-
sores y puntos de recolección. Descripción y mapa del proceso.
8. Tecnologías habilitantes para la optimización de pozos
• Automatización integrada subsuelo superficie
o Supervisión y control de parámetros operacionales
o Prueba automática de producción
o Detección y control de producción diferida
o Aplicaciones de optimización en línea
• Ambiente integrado informaciónal de producción
o Integración operativa bajo en concepto de Dato Único. Inte-
gración de bases de Datos
o Integración funcional de aplicaciones operacionales, de opti-
mización y visualización
o Interacción y cooperación entre aplicaciones y respuestas
“just-in-time”.
o Trabajo Cooperante entre aplicaciones especializadas de
múltiples fabricantes y plataformas heterogéneas
9. Introducción al manejo de software especializado de análisis nodal
10. Ejemplos de Casos reales.
BENEFICIOS
Al finalizar el curso, el participante será capaz de:
• Determinar el comportamiento de afluencia en función del tiempo.
• Optimizar sistemas de producción según resultados de caídas de presión a través de análisis nodal
• Utilizar herramientas tecnológicas de soporte a la optimización de pro-
ducción de pozos.
MODALIDAD Y DURACIÓN
Régimen presencial, 40 horas.