El documento describe el análisis nodal, un método para modelar y optimizar sistemas de producción de pozos de petróleo. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula el flujo a través del sistema. Esto permite determinar la capacidad máxima de producción y el efecto de cambios en los componentes. El documento proporciona ejemplos de cómo el análisis nodal puede usarse para mejorar el diseño seleccionando diámetros de tubería u
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de pozos petroleros. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula la presión y caudal a través del sistema. Esto permite determinar la capacidad de producción y analizar cómo cambios en componentes afectan el rendimiento. El análisis nodal es una herramienta útil para optimizar sistemas de producción.
1) Los sistemas de levantamiento artificial incluyen levantamiento por gas (gas-lift) y bombeo, siendo los métodos gas-lift continuo e intermitente descritos. 2) El gas-lift continuo inyecta gas de forma continua para reducir la presión y producir, mientras que el intermitente inyecta grandes volúmenes cíclicamente. 3) La eficiencia del gas-lift continuo depende de factores como la profundidad de inyección y la relación gas-líquido.
Este documento resume el método de levantamiento artificial por gas (LAG), incluyendo su funcionamiento, objetivos, tipos (continuo e intermitente), ventajas, desventajas, componentes del equipo de superficie y subsuelo, e instalaciones. El LAG consiste en inyectar gas a alta presión para reducir la densidad de los fluidos en el pozo y llevarlos a la superficie. Tiene bajos costos iniciales y permite varias tasas de producción. Requiere una fuente de gas de alta presión y el equipo
Este documento describe los sistemas de levantamiento artificial de petróleo conocidos como "gas lift". Explica que el gas lift funciona inyectando gas natural a alta presión en el espacio anular de un pozo, lo que permite que el petróleo sea bombeado a la superficie. Describe dos métodos de gas lift (continuo e intermitente), y las características y clasificaciones de las válvulas utilizadas.
El documento proporciona información sobre los sistemas de gas lift utilizados para transportar fluidos desde yacimientos petrolíferos. Describe los dos métodos principales de gas lift, continuo e intermitente, y las características de las válvulas utilizadas. También clasifica los tipos de instalaciones de gas lift, incluidas las instalaciones abiertas, semi-cerradas, cerradas y de tipo "macarroni".
Este documento describe el método de levantamiento artificial por inyección de gas, incluyendo los tipos de levantamiento, instalaciones, equipos de superficie y subsuelo, y el proceso de descarga. Se utiliza gas comprimido inyectado en la tubería de producción para aligerar la columna de fluidos y permitir que los fluidos se levanten a la superficie. Los principales componentes son la planta compresora, el sistema de distribución de gas, mandriles con válvulas de inyección, y el equipo de medición y control.
Este documento describe el funcionamiento de la bomba variable y la válvula de control en un equipo de trabajo. La bomba puede variar su flujo de 5.2 a 205 litros por minuto al variar el ángulo de su placa oscilante entre 6 y 90 cm3. La válvula LS controla el flujo de la bomba en baja carga, mientras que la válvula PC controla la potencia absorbida en alta carga. La válvula PC EPC ajusta adicionalmente el flujo de la bomba para mejorar la respuesta del motor.
El documento describe los sistemas de gas lift, que usan gas inyectado para levantar líquidos desde pozos petroleros. Existen dos tipos principales: inyección continua de gas, que mantiene una presión estable de gas para facilitar flujo continuo; e inyección intermitente, que inyecta gas en intervalos para elevar volúmenes de líquido. Ambos métodos requieren equipo de superficie e instalaciones de subsuelo para inyectar gas a alta presión y facilitar la producción.
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de pozos petroleros. El análisis nodal divide el sistema en secciones aguas arriba y aguas abajo de un nodo y calcula la presión y caudal a través del sistema. Esto permite determinar la capacidad de producción y analizar cómo cambios en componentes afectan el rendimiento. El análisis nodal es una herramienta útil para optimizar sistemas de producción.
1) Los sistemas de levantamiento artificial incluyen levantamiento por gas (gas-lift) y bombeo, siendo los métodos gas-lift continuo e intermitente descritos. 2) El gas-lift continuo inyecta gas de forma continua para reducir la presión y producir, mientras que el intermitente inyecta grandes volúmenes cíclicamente. 3) La eficiencia del gas-lift continuo depende de factores como la profundidad de inyección y la relación gas-líquido.
Este documento resume el método de levantamiento artificial por gas (LAG), incluyendo su funcionamiento, objetivos, tipos (continuo e intermitente), ventajas, desventajas, componentes del equipo de superficie y subsuelo, e instalaciones. El LAG consiste en inyectar gas a alta presión para reducir la densidad de los fluidos en el pozo y llevarlos a la superficie. Tiene bajos costos iniciales y permite varias tasas de producción. Requiere una fuente de gas de alta presión y el equipo
Este documento describe los sistemas de levantamiento artificial de petróleo conocidos como "gas lift". Explica que el gas lift funciona inyectando gas natural a alta presión en el espacio anular de un pozo, lo que permite que el petróleo sea bombeado a la superficie. Describe dos métodos de gas lift (continuo e intermitente), y las características y clasificaciones de las válvulas utilizadas.
El documento proporciona información sobre los sistemas de gas lift utilizados para transportar fluidos desde yacimientos petrolíferos. Describe los dos métodos principales de gas lift, continuo e intermitente, y las características de las válvulas utilizadas. También clasifica los tipos de instalaciones de gas lift, incluidas las instalaciones abiertas, semi-cerradas, cerradas y de tipo "macarroni".
Este documento describe el método de levantamiento artificial por inyección de gas, incluyendo los tipos de levantamiento, instalaciones, equipos de superficie y subsuelo, y el proceso de descarga. Se utiliza gas comprimido inyectado en la tubería de producción para aligerar la columna de fluidos y permitir que los fluidos se levanten a la superficie. Los principales componentes son la planta compresora, el sistema de distribución de gas, mandriles con válvulas de inyección, y el equipo de medición y control.
Este documento describe el funcionamiento de la bomba variable y la válvula de control en un equipo de trabajo. La bomba puede variar su flujo de 5.2 a 205 litros por minuto al variar el ángulo de su placa oscilante entre 6 y 90 cm3. La válvula LS controla el flujo de la bomba en baja carga, mientras que la válvula PC controla la potencia absorbida en alta carga. La válvula PC EPC ajusta adicionalmente el flujo de la bomba para mejorar la respuesta del motor.
El documento describe los sistemas de gas lift, que usan gas inyectado para levantar líquidos desde pozos petroleros. Existen dos tipos principales: inyección continua de gas, que mantiene una presión estable de gas para facilitar flujo continuo; e inyección intermitente, que inyecta gas en intervalos para elevar volúmenes de líquido. Ambos métodos requieren equipo de superficie e instalaciones de subsuelo para inyectar gas a alta presión y facilitar la producción.
Este documento trata sobre los conceptos básicos del levantamiento de fluidos desde el subsuelo hasta la superficie, analizando problemas y soluciones del sistema de levantamiento artificial GAS LIFT. Explica los diferentes tipos de flujo natural y artificial, así como los componentes, cálculos y fallas de los sistemas de gas lift continuo e intermitente. Finalmente, realiza comparaciones entre diferentes métodos de levantamiento artificial según criterios como el tipo de yacimiento, producción, profundidad del pozo, propiedades de los fluidos e infraestructura de super
El documento describe el sistema de levantamiento artificial por gas (LAG). Explica que el LAG funciona inyectando gas comprimido en la columna de fluidos para reducir su peso y permitir que el pozo fluya. Detalla los componentes del sistema LAG, como los compresores, las líneas de alta y baja presión, y las válvulas. También analiza las ventajas del LAG como su gran capacidad y flexibilidad, así como sus desventajas como la inversión inicial alta y la necesidad de disponer de una fuente constante de gas.
1) El documento describe el método de levantamiento artificial por gas, el cual consiste en inyectar gas profundamente para reducir el peso de la columna de fluidos y permitir que la energía del yacimiento levante la producción a la superficie.
2) Se detallan los equipos de superficie e infraestructura requeridos como planta compresora, sistema de distribución de gas, mandriles, y válvulas de inyección.
3) Existen ventajas como producir a diferentes tasas y desventajas como requerir una fuente
Este documento describe un experimento para determinar la caída de presión en tuberías, válvulas y accesorios. El objetivo general es analizar los factores que influyen en la caída de presión. Se realizarán mediciones en tubos rectos de diferentes diámetros y rugosidades, y en accesorios como codos y válvulas. Se compararán los resultados experimentales con valores teóricos calculados.
Este documento describe los componentes y operaciones de los equipos superficiales de producción de pozos petroleros y de gas. Los equipos superficiales incluyen el árbol de navidad, líneas de flujo, estranguladores de flujo, manifold de control y baterías de separación. El documento se enfoca específicamente en describir los tipos, funciones, instalación y operación del árbol de navidad.
Este documento describe diferentes sistemas de levantamiento artificial, incluyendo gas-lift y bombeo. Explica el levantamiento artificial por gas continuo e intermitente, y cómo optimizar la eficiencia mediante el seguimiento de la relación gas-líquido. También cubre el análisis de curvas de oferta y demanda para sistemas de bombeo y el monitoreo del nivel dinámico del fluido.
Conocimientos Básicos de Bombas CentrífugasJosé Torres
Las bombas centrífugas funcionan mediante la aceleración hidrodinámica del fluido por un rodete en rotación. Pueden tener una o más etapas y su desempeño se caracteriza por el número de revoluciones específico. Operan de manera estable transportando fluidos de manera continua y pueden elevar grandes caudales a alta presión con un diseño compacto y bajos costos de mantenimiento. Sin embargo, son propensas a la cavitación si las presiones de aspiración son bajas.
Sistemas Artificiales NO convencionales - Universidad Autónoma de Tamaulipas.Argenis González
Este documento presenta diferentes sistemas artificiales no convencionales para la producción de pozos que enfrentan problemas con carga de líquidos. Describe brevemente ocho métodos, incluyendo sarta de velocidad, reactivos espumantes, válvula motora, mejorador de patrón de flujo tipo Venturi y compresores a boca de pozo. El objetivo de estos sistemas es disminuir la carga de líquidos dentro del pozo para permitir el flujo de gas hacia la superficie.
El documento explica por qué las bombas centrífugas a menudo no funcionan como se esperaba. Señala que los ingenieros a veces sobreestiman los requisitos de diseño de las bombas, lo que resulta en bombas sobredimensionadas. También explica que la curva de rendimiento de la bomba muestra las condiciones de caudal y cabeza en las que puede operar, pero que la curva del sistema determina las condiciones reales en las que operará la bomba.
Compendio de Produccion de Hidrocarburos (Tomo I; Flujo Natural)paola nuñez
Este documento describe el sistema de producción de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie. Explica el recorrido de los fluidos a través de cuatro componentes: yacimiento, completación, pozo y línea de flujo superficial. Detalla cómo la capacidad de producción del sistema depende de un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos. Finalmente, presenta una ecuación para el balance de energía entre los componentes y cómo se puede realizar dicho balance
20 mecánica de fluidos e hidráulica de perforaciónMagnusMG
Este documento presenta información sobre fluidos e hidráulica de perforación. Explica conceptos clave como reología, fluidos newtonianos y no newtonianos, y el modelo plástico de Bingham. También describe cómo se miden las propiedades reológicas de los fluidos de perforación usando un viscosímetro rotacional, e incluye ejemplos de cálculos reológicos. El objetivo general es proporcionar una introducción básica a estos temas para supervisores de perforación.
Este documento describe el método de levantamiento artificial por gas (LAG) para la producción de hidrocarburos. Explica que el LAG inyecta gas a alta presión en la tubería del pozo para aligerar la columna de petróleo y hacerla llegar a la superficie. Luego detalla los tipos de aplicación del LAG, incluyendo flujo continuo, flujo intermitente y flujo continuo en tres etapas. Finalmente, explica los tipos de instalaciones como abiertas, semicerradas y cerradas.
Este documento presenta los principios básicos de la hidráulica de perforación. Explica conceptos como densidad equivalente de circulación, pérdidas de presión, selección de toberas y optimización hidráulica. El objetivo es que los supervisores entiendan estos conceptos y puedan optimizar el proceso de perforación.
Este documento presenta el reporte de un circuito neumático y su simulación en FluidSIM. El circuito consiste en dos cilindros neumáticos que se mueven de forma sincronizada pero con un retardo en el segundo cilindro. Se describe el desarrollo paso a paso del circuito esquemático y la simulación, usando válvulas como 3/n vías, 5/n vías y válvulas de deceleración para lograr el retardo requerido. El documento concluye que el circuito y la simulación cump
Este documento proporciona información sobre los fluidos de perforación, incluyendo sus funciones, tipos básicos y los procesos de preparación y tratamiento. También describe los componentes del sistema circulante de fluidos y las pruebas realizadas para controlar el peso y la viscosidad del lodo.
Este documento presenta los resultados de un ensayo de laboratorio sobre pérdidas de carga en tuberías y accesorios. Analiza las pérdidas causadas por la fricción entre el fluido y las paredes internas de una tubería y de un codo, determinando los coeficientes de pérdida. Los resultados muestran que las pérdidas en los accesorios son considerables y depende de su geometría, mientras que la rugosidad de la tubería fue mayor de lo esperado debido al envejecimiento. El flujo se encontró en
Este manual describe el funcionamiento de las bombas de cavidades progresivas (PCP). Explica que estas bombas constan de un rotor metálico giratorio dentro de un estator fijo revestido de goma. Al girar el rotor, se forman cavidades hidráulicamente selladas que bombean el fluido de la entrada a la salida. Las PCP tienen ventajas como su capacidad para bombear fluidos viscosos y tolerar arena, y requieren menos energía que otros métodos. El manual también cubre los componentes típicos de un sistema PCP e incluye tabl
El documento presenta un ejemplo de diseño de sistema de bombeo para un pozo con alto corte de agua. Se determinan los datos del pozo, la producción deseada, la presión de fondo fluyente mediante el cálculo del índice de productividad, y la altura total de carga requerida. Con esta información se selecciona el tipo y tamaño de bomba, número de etapas, potencia requerida y cable de energía.
La producción de petróleo involucra tres etapas: la recuperación primaria utiliza la energía natural del yacimiento; la recuperación secundaria mantiene la presión e inyecta gas o agua; la recuperación terciaria usa métodos térmicos o químicos. El control de producción incluye monitorear los pozos, equipos de superficie, niveles, producción y calidad del petróleo para prevenir pérdidas y asegurar la operación segura.
El documento describe el análisis nodal realizado en cuatro pozos productores del campo Puerto Ceiba. Se utilizó el simulador Pipesim para modelar cada pozo y evaluar diferentes configuraciones y diámetros de tuberías. Para el pozo Puerto Ceiba 103, cambiar el aparejo de producción a 2 7/8" aumentó la producción de aceite y gas. Usando un estrangulador de 3/4" resultó en la máxima producción de forma económica.
El documento presenta una tarea que incluye 10 preguntas sobre el análisis nodal en la industria petrolera. Se explica que el análisis nodal es una técnica importante para optimizar la producción de pozos mediante la adecuación de la infraestructura de superficie y subsuelo. También se detallan los pasos para realizar un análisis nodal de sistemas de producción como terminación simple, bombeo artificial, arreglos direccionales y horizontales. Finalmente, se piden detalles sobre software, ecuaciones y cur
Este documento presenta un análisis nodal de un sistema de producción petrolera. Explica conceptos clave como nodos, componentes del sistema de producción, y cómo ubicar los nodos en el análisis. Describe cada componente como el separador, líneas de flujo, y efectos como el agotamiento del yacimiento. El objetivo es diagnosticar el comportamiento de un pozo para optimizar la producción eliminando restricciones de flujo.
Este documento trata sobre los conceptos básicos del levantamiento de fluidos desde el subsuelo hasta la superficie, analizando problemas y soluciones del sistema de levantamiento artificial GAS LIFT. Explica los diferentes tipos de flujo natural y artificial, así como los componentes, cálculos y fallas de los sistemas de gas lift continuo e intermitente. Finalmente, realiza comparaciones entre diferentes métodos de levantamiento artificial según criterios como el tipo de yacimiento, producción, profundidad del pozo, propiedades de los fluidos e infraestructura de super
El documento describe el sistema de levantamiento artificial por gas (LAG). Explica que el LAG funciona inyectando gas comprimido en la columna de fluidos para reducir su peso y permitir que el pozo fluya. Detalla los componentes del sistema LAG, como los compresores, las líneas de alta y baja presión, y las válvulas. También analiza las ventajas del LAG como su gran capacidad y flexibilidad, así como sus desventajas como la inversión inicial alta y la necesidad de disponer de una fuente constante de gas.
1) El documento describe el método de levantamiento artificial por gas, el cual consiste en inyectar gas profundamente para reducir el peso de la columna de fluidos y permitir que la energía del yacimiento levante la producción a la superficie.
2) Se detallan los equipos de superficie e infraestructura requeridos como planta compresora, sistema de distribución de gas, mandriles, y válvulas de inyección.
3) Existen ventajas como producir a diferentes tasas y desventajas como requerir una fuente
Este documento describe un experimento para determinar la caída de presión en tuberías, válvulas y accesorios. El objetivo general es analizar los factores que influyen en la caída de presión. Se realizarán mediciones en tubos rectos de diferentes diámetros y rugosidades, y en accesorios como codos y válvulas. Se compararán los resultados experimentales con valores teóricos calculados.
Este documento describe los componentes y operaciones de los equipos superficiales de producción de pozos petroleros y de gas. Los equipos superficiales incluyen el árbol de navidad, líneas de flujo, estranguladores de flujo, manifold de control y baterías de separación. El documento se enfoca específicamente en describir los tipos, funciones, instalación y operación del árbol de navidad.
Este documento describe diferentes sistemas de levantamiento artificial, incluyendo gas-lift y bombeo. Explica el levantamiento artificial por gas continuo e intermitente, y cómo optimizar la eficiencia mediante el seguimiento de la relación gas-líquido. También cubre el análisis de curvas de oferta y demanda para sistemas de bombeo y el monitoreo del nivel dinámico del fluido.
Conocimientos Básicos de Bombas CentrífugasJosé Torres
Las bombas centrífugas funcionan mediante la aceleración hidrodinámica del fluido por un rodete en rotación. Pueden tener una o más etapas y su desempeño se caracteriza por el número de revoluciones específico. Operan de manera estable transportando fluidos de manera continua y pueden elevar grandes caudales a alta presión con un diseño compacto y bajos costos de mantenimiento. Sin embargo, son propensas a la cavitación si las presiones de aspiración son bajas.
Sistemas Artificiales NO convencionales - Universidad Autónoma de Tamaulipas.Argenis González
Este documento presenta diferentes sistemas artificiales no convencionales para la producción de pozos que enfrentan problemas con carga de líquidos. Describe brevemente ocho métodos, incluyendo sarta de velocidad, reactivos espumantes, válvula motora, mejorador de patrón de flujo tipo Venturi y compresores a boca de pozo. El objetivo de estos sistemas es disminuir la carga de líquidos dentro del pozo para permitir el flujo de gas hacia la superficie.
El documento explica por qué las bombas centrífugas a menudo no funcionan como se esperaba. Señala que los ingenieros a veces sobreestiman los requisitos de diseño de las bombas, lo que resulta en bombas sobredimensionadas. También explica que la curva de rendimiento de la bomba muestra las condiciones de caudal y cabeza en las que puede operar, pero que la curva del sistema determina las condiciones reales en las que operará la bomba.
Compendio de Produccion de Hidrocarburos (Tomo I; Flujo Natural)paola nuñez
Este documento describe el sistema de producción de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie. Explica el recorrido de los fluidos a través de cuatro componentes: yacimiento, completación, pozo y línea de flujo superficial. Detalla cómo la capacidad de producción del sistema depende de un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos. Finalmente, presenta una ecuación para el balance de energía entre los componentes y cómo se puede realizar dicho balance
20 mecánica de fluidos e hidráulica de perforaciónMagnusMG
Este documento presenta información sobre fluidos e hidráulica de perforación. Explica conceptos clave como reología, fluidos newtonianos y no newtonianos, y el modelo plástico de Bingham. También describe cómo se miden las propiedades reológicas de los fluidos de perforación usando un viscosímetro rotacional, e incluye ejemplos de cálculos reológicos. El objetivo general es proporcionar una introducción básica a estos temas para supervisores de perforación.
Este documento describe el método de levantamiento artificial por gas (LAG) para la producción de hidrocarburos. Explica que el LAG inyecta gas a alta presión en la tubería del pozo para aligerar la columna de petróleo y hacerla llegar a la superficie. Luego detalla los tipos de aplicación del LAG, incluyendo flujo continuo, flujo intermitente y flujo continuo en tres etapas. Finalmente, explica los tipos de instalaciones como abiertas, semicerradas y cerradas.
Este documento presenta los principios básicos de la hidráulica de perforación. Explica conceptos como densidad equivalente de circulación, pérdidas de presión, selección de toberas y optimización hidráulica. El objetivo es que los supervisores entiendan estos conceptos y puedan optimizar el proceso de perforación.
Este documento presenta el reporte de un circuito neumático y su simulación en FluidSIM. El circuito consiste en dos cilindros neumáticos que se mueven de forma sincronizada pero con un retardo en el segundo cilindro. Se describe el desarrollo paso a paso del circuito esquemático y la simulación, usando válvulas como 3/n vías, 5/n vías y válvulas de deceleración para lograr el retardo requerido. El documento concluye que el circuito y la simulación cump
Este documento proporciona información sobre los fluidos de perforación, incluyendo sus funciones, tipos básicos y los procesos de preparación y tratamiento. También describe los componentes del sistema circulante de fluidos y las pruebas realizadas para controlar el peso y la viscosidad del lodo.
Este documento presenta los resultados de un ensayo de laboratorio sobre pérdidas de carga en tuberías y accesorios. Analiza las pérdidas causadas por la fricción entre el fluido y las paredes internas de una tubería y de un codo, determinando los coeficientes de pérdida. Los resultados muestran que las pérdidas en los accesorios son considerables y depende de su geometría, mientras que la rugosidad de la tubería fue mayor de lo esperado debido al envejecimiento. El flujo se encontró en
Este manual describe el funcionamiento de las bombas de cavidades progresivas (PCP). Explica que estas bombas constan de un rotor metálico giratorio dentro de un estator fijo revestido de goma. Al girar el rotor, se forman cavidades hidráulicamente selladas que bombean el fluido de la entrada a la salida. Las PCP tienen ventajas como su capacidad para bombear fluidos viscosos y tolerar arena, y requieren menos energía que otros métodos. El manual también cubre los componentes típicos de un sistema PCP e incluye tabl
El documento presenta un ejemplo de diseño de sistema de bombeo para un pozo con alto corte de agua. Se determinan los datos del pozo, la producción deseada, la presión de fondo fluyente mediante el cálculo del índice de productividad, y la altura total de carga requerida. Con esta información se selecciona el tipo y tamaño de bomba, número de etapas, potencia requerida y cable de energía.
La producción de petróleo involucra tres etapas: la recuperación primaria utiliza la energía natural del yacimiento; la recuperación secundaria mantiene la presión e inyecta gas o agua; la recuperación terciaria usa métodos térmicos o químicos. El control de producción incluye monitorear los pozos, equipos de superficie, niveles, producción y calidad del petróleo para prevenir pérdidas y asegurar la operación segura.
El documento describe el análisis nodal realizado en cuatro pozos productores del campo Puerto Ceiba. Se utilizó el simulador Pipesim para modelar cada pozo y evaluar diferentes configuraciones y diámetros de tuberías. Para el pozo Puerto Ceiba 103, cambiar el aparejo de producción a 2 7/8" aumentó la producción de aceite y gas. Usando un estrangulador de 3/4" resultó en la máxima producción de forma económica.
El documento presenta una tarea que incluye 10 preguntas sobre el análisis nodal en la industria petrolera. Se explica que el análisis nodal es una técnica importante para optimizar la producción de pozos mediante la adecuación de la infraestructura de superficie y subsuelo. También se detallan los pasos para realizar un análisis nodal de sistemas de producción como terminación simple, bombeo artificial, arreglos direccionales y horizontales. Finalmente, se piden detalles sobre software, ecuaciones y cur
Este documento presenta un análisis nodal de un sistema de producción petrolera. Explica conceptos clave como nodos, componentes del sistema de producción, y cómo ubicar los nodos en el análisis. Describe cada componente como el separador, líneas de flujo, y efectos como el agotamiento del yacimiento. El objetivo es diagnosticar el comportamiento de un pozo para optimizar la producción eliminando restricciones de flujo.
Este documento describe los fundamentos del análisis nodal de sistemas de producción de hidrocarburos. Explica que el análisis nodal permite dividir el sistema en nodos y calcular caídas de presión para determinar el comportamiento de flujo y la capacidad de producción. También describe las curvas de comportamiento de presión-producción, y diferentes correlaciones para modelar el flujo multifásico a través de yacimientos, tuberías y estranguladores.
Este documento presenta un modelo para la producción de pozos petroleros que utilizan levantamiento artificial por gas. El modelo se basa en un análisis nodal que permite calcular la relación entre el flujo de producción y la caída de presión en todos los componentes del sistema de producción. El análisis nodal se aplica en el cabezal del pozo para determinar el flujo máximo que puede producir el pozo considerando la geometría de la perforación y la completación. Esto permite optimizar el sistema de producción y aumentar la tasa de flujo.
Caida de presion en valvulas de controlernsestojose
Este documento presenta un método para calcular la caída de presión óptima en las válvulas de control. Explica que la caída de presión en la válvula de control debe ser suficiente para garantizar el control del proceso incluso cuando el caudal aumente, pero sin derrochar energía. Además, aclara que la caída de presión en la válvula de control depende del equilibrio de presiones en el sistema y no del tamaño de la válvula.
Este documento describe el sistema de bombeo electrosumergible (BES), uno de los métodos de extracción de petróleo. Explica que el BES usa una bomba eléctrica ubicada en el fondo del pozo para bombear el crudo hacia la superficie. Describe los componentes clave del sistema BES, incluyendo la bomba, motor eléctrico, separador de gas y equipos de superficie. También discute las ventajas, desventajas y aplicaciones apropiadas del sistema BES.
El documento describe la importancia de las válvulas anti-surge para proteger los compresores de gas. Las válvulas anti-surge previenen el fenómeno de "surge" del compresor, el cual ocurre cuando el flujo de gas se invierte y golpea violentamente los impulsores. El documento explica cómo se calcula y selecciona la válvula anti-surge apropiada basada en los flujos, presiones, temperaturas y otras características del proceso de compresión de gas.
Este documento describe elementos finales de control como válvulas reguladoras, sus tipos y características. Explica el dimensionamiento de válvulas considerando flujo crítico, vaporización y cavitación. Detalla el procedimiento de selección que incluye especificación de cuerpo, dimensionamiento, característica de flujo, actuador y accesorios.
Este documento presenta un análisis de pérdidas de carga en conductores y accesorios mediante simulaciones computacionales. Describe los procedimientos de simulación utilizando SolidWorks Flow Simulation y presenta imágenes y gráficos de los resultados. Las conclusiones son que la pérdida de carga aumenta con el caudal a área constante y depende del diámetro y material de las tuberías.
Este documento describe el fenómeno de Surge que ocurre en compresores dinámicos como los centrífugos y causa oscilaciones en el flujo y la presión. Explica que existen diferentes tipos de Surge y sus características. También identifica las posibles causas de Surge y describe sistemas de control como líneas de control de Surge y válvulas anti-Surge que ayudan a prevenir este fenómeno manteniendo el flujo en el compresor por encima del punto de Surge.
1) El documento describe los sistemas de tuberías en paralelo y ramificados, explicando cómo el flujo se distribuye entre las diferentes ramas. 2) También cubre los parámetros a considerar en la selección de bombas y los diferentes tipos de bombas de desplazamiento positivo como bombas de engranes, pistones, paletas y de tornillo. 3) El objetivo es aplicar estos conceptos al análisis de sistemas de tuberías y la selección adecuada de bombas.
El documento describe los elementos básicos de los sistemas neumáticos, incluyendo las propiedades del aire, la estructura de los sistemas neumáticos, y los diferentes tipos de válvulas y cómo funcionan. Explica que los sistemas neumáticos usan aire comprimido para transmitir señales de control desde los sensores hasta los actuadores. También describe los componentes necesarios para generar y distribuir el aire comprimido de manera segura y fiable en todo el sistema, como compresores, tanques de almacenamiento,
El documento describe los elementos básicos de los sistemas neumáticos, incluyendo las propiedades del aire, la estructura de los sistemas neumáticos, y los diferentes tipos de válvulas y cómo funcionan. Explica que los sistemas neumáticos usan aire comprimido para transmitir señales de control desde los sensores hasta los actuadores. Describe los componentes clave como compresores, tanques, filtros, reguladores y diferentes tipos de válvulas como válvulas de vías, antirretorno y reguladoras
Este documento proporciona una guía para seleccionar y dimensionar válvulas de control. Explica los criterios de selección como la presión, flujo, temperatura y materiales. Describe las características de flujo inherentes y recomienda su selección según la variable a controlar. Luego, detalla el procedimiento de dimensionamiento que incluye calcular el coeficiente Cv, determinar el diámetro y verificar condiciones de flujo crítico.
El documento describe el bombeo hidráulico tipo jet, el cual funciona mediante la transferencia de energía entre un fluido motriz y los fluidos producidos utilizando el efecto Venturi. Consiste de una boquilla, garganta y difusor que crean un aumento de velocidad y caída de presión para extraer los fluidos del yacimiento. Este sistema no requiere de partes móviles y es útil para pozos con tubería deteriorada.
Cal - diseño del sistema de tuberias y calculo de las bombasverick23
Este documento describe los principios para diseñar un sistema de tuberías y calcular las bombas. Explica cómo dividir las líneas de proceso en tramos y determinar el diámetro óptimo de las tuberías basado en la velocidad máxima del fluido. También cubre cómo calcular las pérdidas de carga debido a la fricción y los accesorios, y los conceptos básicos para el cálculo de bombas como la altura total de aspiración y la carga neta positiva de aspiración.
Aplicaciones neumaticas para la automatización de la industria.pptSamuel Angulo Moreno
Este documento describe conceptos básicos de neumática y su aplicación en la automatización industrial. Explica los componentes de un circuito neumático como compresores, válvulas, tuberías y actuadores, así como esquemas y ejemplos de aplicación. También define la automatización industrial y sus niveles, desde la mecanización hasta la automatización total. El objetivo es fortalecer académicamente a los estudiantes en estos temas de ingeniería.
ESPERAMOS QUE ESTA INFOGRAFÍA SEA UNA HERRAMIENTA ÚTIL Y EDUCATIVA QUE INSPIRE A MÁS PERSONAS A ADENTRARSE EN EL APASIONANTE CAMPO DE LA INGENIERÍA CIVIŁ. ¡ACOMPAÑANOS EN ESTE VIAJE DE APRENDIZAJE Y DESCUBRIMIENTO
MATERIALES PELIGROSOS NIVEL DE ADVERTENCIAROXYLOPEZ10
Introducción.
• Objetivos.
• Normativa de referencia.
• Política de Seguridad.
• Alcances.
• Organizaciones competentes.
• ¿Qué es una sustancia química?
• Tipos de sustancias químicas.
• Gases y Vapores.
• ¿Qué es un Material Peligroso?
• Residuos Peligrosos Legislación Peruana.
• Localización de Accidentes más habituales.
• Riesgos generales de los Materiales Peligrosos.
• Riesgos para la Salud.
• Vías de ingreso al organismo.
• Afecciones al organismo (secuencia).
• Video: Sustancias Peligrosas
1. Nota Técnica
Por Marcelo Hirschfelt-Oilproduction.net www.oilproduction.net 1
Análisis de un sistema de producción
y Análisis NODAL ™
por Marcelo Hirschfeldt . www.oilproduction.net . 2009
Recopilación y resumen de textos de los siguientes autores: H. Dale Beggs, Kermit E. Brown y
James F.Lea
Introducción
Cualquier pozo petrolero, es perforado y completado, para mover el petróleo y el gas desde su
ubicación original en el reservorio hasta la superficie. El movimiento o transporte de ese fluido
requiere energía para vencer pérdidas por fricción en el sistema y elevar la producción hacia la
superficie. Los fluidos deben viajar a través del reservorio y del sistema de tubing, y por último
a través de los separadores de gas-líquido.
El sistema de producción puede ser relativamente simple o puede incluir componentes donde
pueden ocurrir cambios o pérdida de energía. Un ejemplo de un complicado sistema de
producción es ilustrado a continuación.
Fuente: Production Optimization Using Nodal Analysis. D. Beggs
2. Nota Técnica
Por Marcelo Hirschfelt-Oilproduction.net www.oilproduction.net 2
La caída de presión en el sistema total en cualquier momento será la presión inicial menos la
presión final, p (upstream componentes) = pP
R nodo
− Δ .
Esta caída de presión es la suma de las caídas de presiones que ocurren en todos los
componentes del sistema. Por lo tanto, la caída de presión a través de cualquier componente
variará el caudal producido, por lo que el dicho caudal será controlado por los componentes
seleccionados en el sistema. La selección y el dimensionamiento individual de cada
componente es muy importante, debido a que la interacción entre cada componente provoca
que cualquier cambio de presión en uno de ellos, provoca un cambio en todo el sistema.
Esto ocurre porque el flujo producido es compresible, por lo tanto la caída de presión en un
componente particular depende no solo del caudal que atraviesa del componente, sino del
promedio de presión existente en el componente.
El diseño final de un sistema de producción no puede estar separado entre la performance del
reservorio y la performance del sistema de conducción (piping), y manejado
independientemente. La cantidad de petróleo y gas que fluye dentro del pozo desde el
reservorio depende de la caída de presión en el sistema de conducción (piping), y la caída de
presión en este sistema dependerá de la cantidad de fluido que pase a través de ella. Por lo
tanto, todo el sistema debe ser analizado como una unidad.
El caudal de producción de un pozo puede a menudo estar severamente restringido por la
performance de un solo componente del sistema. Si el efecto de cada componente sobre la
performance total del sistema puede ser aislado, la performance del sistema puede ser
optimizada de una manera más económica. Experiencias pasadas han mostrado que grandes
cantidades de dinero han sido gastada en operaciones de estimulación de formaciones, donde
realmente la capacidad de producción estaba restringida debido al diámetro reducido de los
tubings de producción a las líneas de producción (piping).
Otro error durante la etapa de completación es la instalación de tubings de diámetros muy
grandes. Esto ocurre a menudo en pozos donde se espera producir altos caudales. Esto no
solo lleva aparejado un gasto mayor en materiales al sobredimensionar una instalación, sino
que también a una disminución en la producción de pozo. Por ejemplo, en el caso de pozos
surgentes o de alta relación gas-líquido, al tener diámetros mayores de tubings se reduce la
velocidad del fluido provocando la carga de líquido (load up) en la cañería de producción y
llevando muchas veces a ahogar el pozo. Esta situación lleva a que sea necesario instalar
algún sistema de levantamiento artificial o compresores de gas en superficie.
El método para analizar un pozo, el cual permitirá determinar la capacidad de producción para
cualquier combinación de componentes, es descripto a continuación. El método puede ser
utilizado para determinar la ubicación de zonas con excesiva resistencia al paso de fluido o
caídas de presión en cualquier parte del sistema. El efecto de los cambios de cualquier
componente sobre la performance total del pozo, pueden ser fácilmente determinados.
3. Nota Técnica
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Análisis Nodal ™ (*)
En análisis del sistema, llamado a menudo Análisis NODAL ™, ha sido aplicado por varios
años para analizar la performance del sistema a partir de la interacción de cada uno de sus
componentes. Circuitos eléctricos, complejas redes de ductos y sistemas de bombeo centrífugo
son todos analizados utilizando este método. Esta aplicación al análisis de os sistemas de
producción de pozos fue propuesta por Gilbert en 1954 y discutida por Nind en 1964 y Brown
en 1978.
El procedimiento consiste en seleccionar un punto de división o nodo en el pozo y dividir el
sistema en ese punto. Las ubicaciones más comunes usadas para los nodos se muestra a
continuación en la Figura. 2
(*) NODAL Analysis es una MarcaRegistrada de Flopetrol Johnston, una división de
Schlumberger Technology Corporation.
6 7 8
1
1
1b
Nodo Ubicación
1 Separador
2 Orificio sup.
3 Wellhead
4 Valv. Seguridad
5 Restricción
6 Pwf
7 Pwfs
8 Pr
1ª Salida de Gas
1b Tanque stock
Figura. 2
4. Nota Técnica
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Todos los componentes aguas arriba del nodo (Upstream) comprende la sección de entrada
(Inflow section), mientras que la sección de salida (outflow section) consiste en todos los
componentes que se encuentran aguas abajo del nodo (Downstream). Una relación entre el
caudal y la caída de presión debe estar disponible para cada componente del sistema. El flujo a
través del sistema puede ser determinado una vez que los siguientes requerimientos son
satisfechos:
1. El flujo a la entrada del nodo es igual al flujo a la salida del mismo.
2. Una sola presión existe en el nodo.
En un momento particular de la vida del pozo, hay siempre dos presiones que permanecen fijas
y no son función del caudal. Una de esas presiones es la presión promedio del reservorio RP ,
y la otra es la presión de salida del sistema. La presión de salida es generalmente la presión
del separador sepP , pero si la presión del pozo es controlada con un orificio en la superficie, la
presión fija a la salida del sistema será whP . Una vez que el nodo es seleccionado, la presión
en el nodo es calculada en ambas direcciones, comenzando desde las fijas.
Entrada al Nodo (inflow)
p (upstream componentes) = pP
R nodo
− Δ
Salida del Nodo (outflow)
p (downstream componentes) = psepP
nodo
+ Δ
La caída de presión pΔ , en cualquier componente varía con el caudal, q. Por lo tanto, un
gráfico de la presión en el nodo versus el caudal producirá dos curvas, las cuales se
interceptaran satisfaciendo las condiciones 1 y 2 antes mencionadas. El procedimiento es
ilustrado en Gráfico 3.
Salida (outflow)
desde el nodo
Entrada ( inflow) al
nodoCapacidad de flujo del
sistema
Caudal, q
Presiónenelnodo
Gráfico. 3
5. Nota Técnica
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El efecto del cambio en cualquier componente puede será analizado recalculando la presión en
el nodo versus el caudal, usando las nuevas características del componente que fue cambiado.
Si el cambio fue realizado en un componente aguas arriba (upstream), la curva de salida
(outflow) no sufrirá cambios. Por lo tanto, si cualquier curva es cambiada, la intersección
también lo hará, y existirá entonces una nueva capacidad de flujo y presión en el nodo.
Las curvas también se pueden desplazar si cambian cualquiera de las condiciones fijas, por
ejemplo una depletación en la presión de reservorio o un cambio en las condiciones del
separador o instalaciones receptoras en superficie.
El procedimiento puede ser ilustrado considerando un sistema simple de producción, y
eligiendo la presión de boca de pozo como nodo, el cual se representa con el punto 3 en la
Figura 2.
Entrada al Nodo (inflow)
p p = pP
R res tubing wh
− Δ − Δ
Salida del Nodo (outflow)
p = pP
sep flowline wh
+ Δ
El efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubings es ilustrado en el
Gráfico .4
Capacidad de flujo del
sistema
Caudal, q
Presiónenelnodo,Pwh
inflow
outflow
Nodo ubicado en la cabeza de pozo (wh)
D1
D2 >D1
Gráfico. 4
6. Nota Técnica
Por Marcelo Hirschfelt-Oilproduction.net www.oilproduction.net 6
El efecto del cambio del diámetro de tubing por uno de mayor diámetro, siempre y cuando no
sea muy grande, provoca un aumento de caudal y un consecuente aumento en la presión de
boca de pozo.
El análisis usado mas frecuente es el de seleccionar el Nodo entre el reservorio y el sistema de
conducción. Este punto se puede observar en la posición 6 del gráfico 2, y la presión del
Nodo es Pwf.
Seleccionando el Nodo en este punto divide al pozo en dos componentes, el reservorio y el
sistema de conducción (piping). Las expresiones para a entrada (inflow) y salida (outflow) serán
las siguientes:
Entrada al Nodo (inflow)
p = PP
R res wf
− Δ
Salida del Nodo (outflow)
p p = PP
sep flowline tubing wf
+ Δ + Δ
El efecto del cambio en los diámetros de tubing sobre la capacidad de flujo del sistema es
ilustrado en el Gráfico 5
Un sistema de producción puede ser optimizado seleccionando una combinación de
componentes característicos que permitan lograr la máxima producción al menor costo posible.
Aunque la caída de presión global del sistema, sepP P
R
− , podría ser fijada en un momento
particular, la capacidad de producción del sistema dependerá de donde ocurra la caída de
Capacidad de flujo del
sistema
Caudal, q
Presiónenelnodo,Pwf
inflow outflow
D1
D2 >D1
RP
Gráfico. 5
7. Nota Técnica
Por Marcelo Hirschfelt-Oilproduction.net www.oilproduction.net 7
presión. Si es mucha la presión que cae en un componente o módulo, habrá una insuficiente
presión remanente para una performance eficiente de los otros módulos.
El Gráfico 6. muestra el ejemplo donde un diámetro reducido de tubings restringe la capacidad
de flujo del pozo, mientras que el Gráfico 7 la performance del pozo se ve controlada por la
performance de entrada (inflow performance) donde una gran caída de presión podría estar
cayendo en el daño de formación o en el entorno de un ineficiente punzado.
Resumen
El análisis Nodal de sistemas de producción puede ser utilizado para analizar problemas en
pozos de petróleo y gas. El procedimiento puede ser utilizado tanto para pozos surgentes como
pozos con sistemas de levantamiento artificial. Este procedimiento también puede ser utilizado
para analizar la performance de pozos inyectores a partir de la modificación de las ecuaciones
de entrada (inflow) y salida (outflow). Una lista parcial de aplicaciones se presenta a
continuación.
1 Selección de diámetros de tubings.
2 Selección de líneas de conducción.
3 Diseños de Gravel Pack.
4 Dimensionamiento de orificios de superficie o fondo.
5 Análisis de problemas en restricciones.
6 Diseño de sistemas de levantamiento artificial.
7 Evaluación de estimulación de pozos.
8 Analizar el efecto de comprimir gas en boca de pozo.
9 Analizarla performance de la densidad de punzados.
10 Predecir los efectos de la depleción de reservorios.
Caudal, q
Pwf
inflow
outflow
RP
Caudal, q
Pwf inflow
outflow
RP
Gráfico. 6 Gráfico. 7
8. Nota Técnica
Por Marcelo Hirschfelt-Oilproduction.net www.oilproduction.net 8
Referencias
• Production Optimization Using Nodal Analysis. H. Dale Beggs
• SPE Distinguished Author Series “Nodal Systems Analysis of Oil and Gas
Wells” por Kermit E. Brown y James F.Lea
Marcelo Hirschfeldt es Ingeniero en Petróleo y trabajó en la industria relacionada a
la explotación de hidrocarburos durante 19 años. Se desempeñó como supervisor
de producción, mantenimiento y equipos de torre y alambre en los principales
yacimientos de la cuenca del Golfo San Jorge, Patagonia Argentina.
También se desempeñó como Ingeniero de Producción y coordinandor de equipos
de Ingeniería de Yacimientos en los últimos años.
Es docente de la cátedra de Producción en la Universidad Nacional de la Patagonia
San Juan Bosco en la carrera de Ing. en Petróleo desde el año 2003.
También es el fundador y director de http://www.oilproduction.net , y en la
actualidad se despeña como Consultor e Instructor independiente para OilProduction Consulting &
Training. http://www.oilproduction.net/cursos.html
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Cel (ARG) 0297 154 324462
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