Ficha|Programa de Producción de Petróleo y Gas

OBJETIVOS

• Proponer un marco conceptual a las actividades y responsabilidades de los supervisores de producción dentro de la industria.
• Conocer el funcionamiento de los equipos para detectar desvíos, generar alertas tempranas y aportar al proceso de mejora continua.
• Incorporar conocimientos y prácticas exitosas en función al requerimiento de la industria en el contexto actual.

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DIRIGIDO A

Personas con formación técnica.

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CONTENIDOS

• Módulo I: Introducción a la Industria y Desarrollo de Yacimientos
• Introducción a la Industria: Upstream y Downstream. Principales sectores de cada segmento. Origen de los hidrocarburos (petróleo y gas). El sistema petrolero.
• Etapas de un proyecto petrolero: Exploración/Perforación/Producción y abandono de los pozos.
• Conceptos generales del Downstream. Refinación y tratamiento del petróleo y del gas.
• Construcción de un pozo: perforación, entubación, cementación, terminación, punzados y ensayos de producción.
• Sistemas principales del equipo de perforación y de terminación. Introducción al control de surgencia.
• Los equipos de torre y sus diferencias. Equipo Perforador, Terminador, Work Over, Pulling Pesado, Pulling Liviano y Flush-by. Herramientas utilizadas en cada uno de los equipos (Tijeras, Pescadores, etc.). Aspectos de seguridad.
• Equipos Rigless: Slick line (equipo de alambre), Wire Line (equipo de cable), Equipo de swabbing (pistoneo), Hot Oil, bombeador, Coiled Tubing Unit.
• Introducción a la teoría de reservorios. Propiedades principales de los fluidos y del reservorio. Recuperación Primaria, secundaria y terciaria. Introducción a los reservorios no convencionales (shale y tights). El desafío de los no convencionales en la Argentina y el mundo.
• Introducción a la ingeniería de producción. Concepto de productividad. Surgencia natural vs. Extracción artificial.
• Principales sistemas de levantamiento artificial (gas lift, plunger lift, bombeo electrosumergible, bombeo mecánico y bombeo hidráulico). Principio de funcionamiento. Ventajas y desventajas de cada sistema. Distribución actual de los SLA en la Argentina.
• Introducción a la recuperación Secundaria. Objetivos y beneficios. El ciclo del agua y el Mark-up. La eficiencia vertical, areal y de barrido. Pozos infill. Importancia de la calidad del agua. Concepto de “agua buena” y “agua mala”.

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• ACTIVIDAD DE APLICACIÓN: Recorrido virtual por un afloramiento.

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• Módulo II: Producción e Ingeniería en Producción.
• Pozos surgentes y principales sistemas de levantamiento artificial utilizados.
• Pozos surgentes: armadura de producción. Válvula maestra, sobre maestra, de ala y de seguridad. Operación. Orificios: función, cambio de orificio. Concepto de flujo crítico (supersónico).

• Módulo II: Producción e Ingeniería en Producción
• Pozos surgentes y principales sistemas de levantamiento artificial utilizados.
• Pozos surgentes: armadura de producción. Válvula maestra, sobre maestra, de ala y de seguridad. Operación. Orificios: función, cambio de orificio. Concepto de flujo crítico (supersónico).
• Problemas de carga de líquido en pozos de gas. Soluciones más habituales (sarta de velocidad, plunger lift, espumígeno). Choke management. Introducción al well testing.
• Plunger Lift: descripción general de sus componentes. Tipos de pistón. Equipo de superficie. Parámetros de configuración del controlador.
• Gas Lift: descripción general de sus componentes. Mandriles y tipos de válvulas utilizadas. Operación de arranque. Operación de seguimiento.
• Bombeo Mecánico: descripción general de sus componentes y principio de funcionamiento. Diseño, instalación y operación. Aspectos de seguridad. Variables de seguimiento. Equipos API y no API (rotaflex, AIB hidráulicos, etc.). Diagnóstico de problemas y soluciones, interpretación de cartas econiamométicas. Aspectos operativos (determinación de posibles problemas in-situ, espaciado de la bomba, desbloqueado, diferencia a la hora de determinar un golpe de fluido y un golpe de bomba, pescas, válvulas de contrapresión, inspección visual del estado del equipo). Tele-supervisión y automatización (controladores POCSAM).
• Bombeo Electro-Sumergibles: Descripción general de sus componentes y principio de funcionamiento. Diseño. Instalación y operación. Aspectos de seguridad. Variables de seguimiento. Nuevas tecnologías (manejadores de gas, motores de imán permanente, nuevos variadores de frecuencia). Diagnóstico de problemas y soluciones, interpretación de cartas amperométricas. Aspectos operativos (bloqueo de bomba, utilización de variador para desbloqueo, agarre de bomba, arranque en sentido contrario, recirculación por directa, contrapresión, manejo de gas, derrateo de motores, seteo de tabs del transformador). Telesupervisión y automatización.
• PCP: descripción general de sus componentes y principio de funcionamiento. Diseño, instalación y operación. Aspectos de seguridad. Determinación de parámetros operativos. Problemas más frecuentes y análisis de fallas.
• Inyectores de Agua: diseño de los inyectores de agua. Instalaciones selectivas de inyección. Diferencia entre pozos inyectores y pozos sumideros. Variables de seguimiento. Mediciones físicas (ILT). Importancia de la calidad de agua. Diagnóstico de inyectividad (gráfico de Hall). Telesupervisión de los inyectores.

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• ACTIVIDAD DE CAMPO: Visita a fábricas de bombas mecánicas, electro-sumergibles y PCP.

• Módulo III: Producción y Tratamiento Químico I
• Proceso de producción. Pozos productores, colectores de campo, baterías y plantas de tratamiento de crudo. Ciclo completo de los 3 fluidos (Agua, Gas y Petróleo). Planta de tratamiento de crudo (PTC). Equipos utilizados para la puesta en especificación del petróleo. (separadores, FWKD, tanques cortadores y lavadores). Tratamiento químico del petróleo para la puesta en especificación. Normas y procedimientos para el control de calidad del petróleo.
• Proceso de inyección de agua: plantas de tratamiento de agua, satélites y pozos inyectores. Determinación de la calidad necesaria del agua en función a su utilización. Equipos utilizados para la puesta en especificación del agua.Normas y procedimientos para el control de calidad del agua. Tratamiento químico en plantas de agua.

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• ACTIVIDAD DE CAMPO: Visita a una planta de tratamiento de agua.

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• Módulo IV: Producción y Tratamiento Químico II
• Recolección y tratamiento del gas. Mediciones de las propiedades del gas (cromatografía, densidad, punto de rocío, contaminantes). Comportamiento del flujo del gas en cañerías. Compresores en boca de pozo y en baterías. Efecto de la presión en pozos productores de gas. Tratamiento del gas en función a su utilización.
• Tratamiento químico en productores de petróleo. Principales problemas y principio de funcionamiento del tratamiento en pozos con tendencia incrustantes, corrosiva, parafínicos, de alta viscosidad y propensos a formar emulsiones duras. Puntos y formas de dosificación mediante batch, pellets, capilar, recirculado. Tratamiento químico en oleoductos gasoductos. Operaciones de Hot-Oil. Análisis de laboratorio para la detección de problemas prematuros y eficacia del tratamiento. Control de la dosificación.

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• ACTIVIDAD DE CAMPO: Visita a un Laboratorio de Tratamiento Químico.

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• Módulo V: Medición y Seguimiento de la Producción
• Conceptos fisicomatemáticos fundamentales. Regla de 3 simple aplicada al petróleo. Promedio, cubicación de tanques y piletas. Densidad, densidad API. Fluidos compresibles e incompresibles. Caudal. Presión. Sistemas de unidades. Ensayos de producción en pozos de petróleo y de gas. Objetivo de las mediciones. Funcionamiento de los separadores bifásicos y trifásicos. Muestreo en la salida de los equipos.
• Medición de caudales de líquido mediante tanque quieto. Procedimiento para la toma de muestras y posterior análisis de tanques. Determinación del contenido de agua, salinidad e impurezas.
• Medición de caudales de gas mediante placa orificio. Principio de funcionamiento. Variables operativas a seguir para obtener una correcta medición. Cálculos según AGA3. Control de calidad.
• Otros tipos de medición: Caudalímetros magnéticos, por ultrasonido, turbinas, medidores másicos (coreolis). Principales ventajas y desventajas de cada uno.
• Puntos de medición fiscales. Unidades LACT.

• Cierre y partes de producción. Conceptos de producción disponible, mermas, pérdidas por paro, pérdidas no identificadas. Introducción al proceso de Alocación de la producción.

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• ACTIVIDAD DE CAMPO: Visita a la Unidad LACT.

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• Módulo VI: Equipos de torre y equipos de Rigless
• Equipos de torre (Perforador, Terminador/WorkOver, Pulling y flush-by): componentes y subsistemas.
• Principio de la perforación: proceso de construcción del pozo. Etapas principales. Árbol de producción (sección A, B, C y D).
• Operaciones de terminación y de Pulling. Maniobras durante la terminación. Perfilajes a pozo entubado, calidad de cemento. Punzados, características principales del cañón y técnicas de punzado.
• Fractura hidráulica. Cementaciones auxiliares. Terminaciones típicas de pozos inyectores y productores (dependiendo del tipo y el SLA a utilizar).
• Equipos Rigless (Coiled Tubing Unit, equipo de WireLine (cable), Equipo de SlickLine (alambre), swabbing unit (pistoneo), Hot Oil, Bombeador. Descripción general de los equipos y de las tareas realizadas.

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• ACTIVIDAD DE CAMPO: Visita a un equipo de perforación.

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METODOLOGÍA: Exposición y debate, análisis de casos reales, ejercicios individuales y grupales.

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MODALIDAD: E-learning/Presencial.

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DURACIÓN: 108 horas

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File|Oil and Gas Production Program

Objectives

• Propose a conceptual framework for the activities and responsibilities of production supervisors within the industry.
• Understand the operation of equipment to detect deviations, generate early alerts, and contribute to the continuous improvement process.
• Incorporate successful knowledge and practices according to the current industry's requirements.

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Target Audience

Individuals with technical training.

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Content

• Module I: Introduction to the Industry and Reservoir Development
• Introduction to the Industry: Upstream and Downstream. Main sectors of each segment. Origin of hydrocarbons (oil and gas). The petroleum system. Stages of an Oil Project. Exploration, Drilling, Production, and Abandonment of wells.
• General Concepts of Downstream. Refining and treating oil and gas.
• Well Construction: Drilling, casing, cementing, completion, perforation, and production testing.
• Main Systems of Drilling and Completion Equipment. Surge control, Introduction.
• Equipment: Drilling Rig, Completion Rig, Workover, Heavy Pulling, Light Pulling, and Flush-by. Tools used (Cutters, Fishers, etc.) and safety aspects.
• Rigless Equipment: Slick Line, Wire Line, Swabbing Equipment, Hot Oil, Pumping Units, Coiled Tubing Unit.
• Reservoir Theory. Properties of fluids and reservoirs. Primary, Secondary, and Tertiary Recovery. Introduction to unconventional reservoirs (shale and tight). The challenge of non-conventionals in Argentina and the world.
• Introducción a la ingeniería de producción. Concepto de productividad. Surgencia natural vs. Extracción artificial.
• Main Artificial Lift Systems (gas lift, plunger lift, electric submersible pump, mechanical pumping, and hydraulic pumping). Operating principles. Advantages and disadvantages of each system. Current distribution of ALS in Argentina.
• Introduction to Secondary Recovery. Objectives and Benefits. The Water Cycle and Mark-Up. Vertical, Areal, and Sweep Efficiency. Infill Wells. Importance of Water Quality. Concepts of "Good Water" and "Bad Water."

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• Application Activity: Virtual tour of a surface outcrop.

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• Module II: Production and Production Engineering
• Flowing Wells and Main Artificial Lift Systems Used
• Flowing Wells: Production Assembly. Master Valve, Upper Master Valve, Wing Valve, and Safety Valve. Operation. Chokes: Function, Changing Choke Size. Concept of Critical (Supersonic) Flow.

• Liquid Loading Issues in Gas Wells. Common Solutions (velocity string, plunger lift, foaming agents). Choke Management. Introduction to Well Testing.
• Plunger Lift: General Description of Its Components. Types of Plungers. Surface Equipment. Controller Configuration Parameters.
• Gas Lift: General Description of Its Components. Mandrels and Types of Valves Used. Startup Operation. Monitoring Operation.
• Mechanical Pumping: General Description of Components and Operating Principle. Design, Installation, and Operation. Safety Aspects. Monitoring Variables. API and Non-API Equipment (Rotaflex, hydraulic AIB, etc.). Problem Diagnosis and Solutions, Interpretation of Dynamometer Cards. Operational Aspects (determination of potential in-situ issues, pump spacing, unblocking, differentiation between fluid pound and pump pound, fishing, back-pressure valves, visual inspection of equipment condition). Tele-supervision and Automation (POCSAM controllers).
• Electric Submersible Pumping (ESP): General Description of Components and Operating Principle
• Design, Installation, and Operation. Safety Aspects. Monitoring Variables. New Technologies (gas handlers, permanent magnet motors, new variable frequency drives). Problem Diagnosis and Solutions, Interpretation of Amperometric Charts. Operational Aspects (pump blockage, use of variable frequency drive for unblocking, pump seizure, reverse start-up, direct recirculation, back pressure, gas handling, motor derating, transformer tab settings). Tele-supervision and Automation.
• Progressing Cavity Pump (PCP): General Description of Components and Operating Principle. Design, Installation, and Operation. Safety Aspects. Determination of Operating Parameters. Common Issues and Failure Analysis.
• Water Injectors: Design of Water Injectors. Selective Injection Installations. Difference Between Injection Wells and Disposal Wells. Monitoring Variables. Physical Measurements (ILT). Importance of Water Quality. Injectivity Diagnostics (Hall Plot). Tele-supervision of Injectors.

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• FIELD ACTIVITY: Visit to Mechanical, Electric Submersible, and PCP Pump Factories.

• Module III: Production and Chemical Treatment I
• Production Process. Producing Wells, Field Collectors, Batteries, and Crude Treatment Plants. Complete Cycle of the Three Fluids (Water, Gas, and Oil). Crude Treatment Plant (CTP). Equipment Used for Specification of Oil (separators, FWKD, cutting tanks, and washers). Chemical Treatment of Oil for Specification Compliance. Standards and Procedures for Oil Quality Control.
• Water Injection Process: Water Treatment Plants, Satellites, and Injection Wells. Determination of Required Water Quality Based on Its Use. Equipment Used for Specification Compliance of Water. Standards and Procedures for Water Quality Control. Chemical Treatment in Water Plants.

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• Field Activity: Visit to a Chemical Treatment Laboratory.

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• Module IV: Production and Chemical Treatment II
• Gas Collection and Treatment. Measuring gas properties (chromatography, density, dew point, contaminants), gas flow behavior in pipes, compressors at wellhead and batteries, pressure effects in gas-producing wells, and gas treatment based on use.
• Chemical Treatment in Oil Producers
• Main Problems and Operating Principles of Treatment in Wells Prone to Scale Formation, Corrosion, Paraffins, High Viscosity, and Hard Emulsion Formation. Points and Methods of Dosage Using Batch, Pellets, Capillary, and Recirculation. Chemical Treatment in Pipelines and Gas Pipelines. Hot-Oil Operations. Laboratory Analysis for Early Problem Detection and Treatment Effectiveness. Dosage Control.

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• Field Activity: Visit to a Chemical Treatment Laboratory.

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• Module V: Measurement and Production Monitoring
• Fundamental Physicomathematical Concepts. Simple rule of three applied to oil, averages, tank and pond volumetrics, density, API gravity, compressible and incompressible fluids, flow, pressure, unit systems, production testing in oil and gas wells, the purpose of measurements, bifacial and trifacial separators, and sampling at equipment outlets.
• Liquid Flow Measurement. Procedures for sampling and analyzing tanks; determining water content, salinity, and impurities.
• Liquid Flow Measurement. Procedures for sampling and analyzing tanks; determining water content, salinity, and impurities. Gas Flow Measurement. Orifice plate principle, operational variables for accurate measurement, calculations according to AGA3, and quality control.
• Other Measurement Types. Magnetic flowmeters, ultrasonic, turbine meters, and mass flowmeters (Coriolis), with main advantages and disadvantages.
• Fiscal Measurement Points.

• LACT units and production loss concepts, including available production, mermas, losses due to shutdown, and unidentified losses. Introduction to the production allocation process.

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• Field Activity: Visit to the LACT Unit.

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• Module VI: Tower Equipment and Rigless Equipment
• Rig Equipment (Driller, Completion/Workover, Pulling, and Flush-by): Components and Subsystems.
• Principle of Drilling: Well Construction Process. Main Stages. Production Tree (Sections A, B, C, and D).
• Completion and Pulling Operations. Maneuvers During Completion. Casing Logging, Cement Quality. Perforating, Key Characteristics of the Gun and Perforating Techniques.
• Hydraulic Fracturing. Auxiliary Cementing. Typical Completions for Injection and Production Wells (depending on the type and ALS to be used).
• Rigless Equipment (Coiled Tubing Unit, Wireline Equipment, Slickline Equipment, Swabbing Unit, Hot Oil, Pump). General Description of Equipment and Tasks Performed.

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• Field Activity: Visit to a drilling rig.

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Methodology: Lectures and discussions, analysis of real cases, individual and group exercises.

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Modality: E-learning / In-person.

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Duration: 108 hours.

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Edificio Vientos del Delta II - Av. Del caminante Nro.: 80 Piso 3. UF: 308. Nordelta. Buenos Aires. Argentina. Tel.: 54 11 4871 3768.

formacion@aptitudsf.com

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