Disciplina Ingeniería de Producción, Ingeniería de Facilidades
Nivel
Fecha
Intermedio
23 Oct.-02 Nov., 2017
Duración 20 horas
Mecanismo 
Enseñanza

Online


Instructor MSc. Ing. Eduardo Paulini Villanueva



ASEGURAMIENTO DE FLUJO PARA OPERACIONES PETROLERAS – AFOP

Aseguramiento de flujo es un componente crítico en el diseño y operación en las operaciones petroleras.

Esto es particularmente cierto así como la industria llega a aguas más profundas, las tuberías de transporte son cada vez más largas, y las condiciones de operaciones son más extremas.

Está dirigida para asegurar el diseño apropiado y operación de las facilidades petroleras, de tal manera que se pueda producir de forma rentable, que el transporte de los fluidos del reservorio al mercado cumpla con las expectativas económicas, de seguridad, salud y ambiental.

Estos retos requieren una comprensión real de los fundamentos de la mecánica de fluidos, transferencia de calor, cambios de fase, deposición y/o la obstrucción, la erosión y las nuevas tecnologías para asegurar un suministro confiable y rentable de petróleo y gas.

Este curso proporcionará una explicación detallada de los temas, un conjunto bien equilibrado de tutoriales con caso de estudio reales, guiada por un ingeniero especialista y entrenamiento específico en PIPESIM 2014.1, software de modelamiento de flujo multifásico.

En adición, se desarrollará un caso real de una operación petrolera offshore, en el cual será capaz de diseñar una tubería de producción de flujo multifásico teniendo como objetivos cumplir con la presión deseada de recepción, control de erosión basado en el API RP14E, control térmico/aislamiento térmico para la mitigación de hidratos/ceras/asfáltenos, predecir la tendencia al slugging, establecer el impacto del incremento de agua en la producción en el final de vida del campo petrolero, entre otros.

  • Módulo 1. Flujo monofásico

    • Flujo monofásico para fluidos incompresibles
    • Flujo monofásico para fluidos compresibles
    • Número de Reynolds
    • Ecuación generalizada de Bernoulli
    • Pérdida de carga por fricción (factor de fricción) y localizadas (longitud equivalente o coeficiente de resistencia). Cálculo del factor de fricción por correlaciones iterativas y/o explicitas.
    • Propiedades del gas natural, predicción de sus propiedades, método de Hall-Yarborough.
    • Propiedades de petróleo, correlaciones para determinar sus propiedades del crudo y emulsión.

    Módulo 2. Flujo multifásico I

    • Patrones de flujo en transporte vertical y horizontal
    • Diferentes mapas de flujo para predecir los patrones de flujo y la formación de “slug"
    • Diseño de un slug catcher, uso de la correlación de Brill et al.’s
    • Otros mecanismos que dan lugar al slugging: ramp up slugging, severe slugging
    • Liquid hold up y su estimación usando el método de Eaton

    Módulo 3. Flujo multifásico II

    • Pérdida de carga en flujo bifásico
    • Categoría 1: modelo de flujo homogéneo.
    • Categoría 2: modelo de flujos separados
    • Correlación de Lockhart & Martinelli
    • Correlaciones más complejas: Duns & Ros, Hagedorn & Brown
    • Categoría 3: correlación de Beggs & Brills (1973)
    • Complicaciones en el modelamiento

    Módulo 4. Comportamiento de las fases del hidrocarburo y sus propiedades físicas

    • Caracterización del fluido
    • Modelamiento Black-Oil
    • Modelamiento composicional
    • Constante de equilibrio (constante K) y sus aplicaciones
    • Ecuaciones de estado
    • Especificaciones de tuberías para petróleo y gas

    Módulo 5. Transferencia de calor

    • Formas de transferencia de calor
    • Conducción y convección
    • Coeficiente global de transferencia de calor U
    • Transferencia de calor en estado estacionario
    • Coeficiente de transmisión superficial
    • Transferencia de calor en estado transitorio
    • Gestión térmica

    Módulo 6. Problemas en el aseguramiento del flujo

    • Hidratos, incrustaciones, ceras y asfáltenos. Definiciones, tratamiento y mitigación.
    • Erosión: definición, mecanismos, factores que lo afectan, modelamiento y gestión.

    Escenario de modelamiento offshore (PIPESIM)

    Para el modelamiento de este caso, cálculos basados en correlaciones empíricas que son apropiadas para la base del fluido y PIPESIM son usados para simular el comportamiento del flujo. Finalmente se analiza los problemas relacionados al aseguramiento del flujo presente en el sistema.

    El mayor objetivo de esta simulación es el diseño de una tubería de producción para transportar fluidos de 4 diferentes pozos offshore del campo Cleeton, operado por Perenco Limited UK, hacia una plataforma onshore por medio de 10,000m de tubería hacia un riser de 200 m de altura. Se evaluará lo siguiente:

    • Identificar el diámetro de tubería más apropiada evaluada a diferentes caudales. El desarrollo del perfil de presión es necesario para confirmar que se cumpla con la presión de recepción deseada.
    • Confirmar que el diámetro de tubería interno satisfice el punto de vista de erosión basado en el API RP14E.
    • Determinar la temperatura de formación de hidratos basado en el método K-value y establecer el nivel de aislamiento térmico necesario, para que tanto ceras como hidratos sean improbables de ocurrir.
    • Establecer la configuración de aislamiento para cumplir con el valor calculado de OHTC.
    • Predecir la severidad del slugging en el sistema usando el método del criterio de Boe y establecer la longitud promedio del slug así como el diseño del slug catcher basado en la correlación de Brills.
    • Establecer el impacto al final del tiempo de vida del campo offshore, en el cual la producción tiene un 90% de corte de agua. De ser necesario, identificar el uso de levantamiento artificial.
    • Discusión de otros modos de operación a ser considerados antes del final del diseño del sistema de transporte.