PetroGroup Company Sistemas de Levantamiento Artificial

2012

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL (SLA): CRITERIOS DE SELECCIÓN Y EVALUACION

Ing. Marcelo Hirschfeldt Consultor Especialista en Tecnologías de Producción

www.oilproduction.net

Mayo 28 a Junio 1 de 2012 Bogotá, Colombia


2 Mayo 28 a Junio 1 de 2012| Bogotá, Colombia

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Ing. Marcelo Hirschfeldt

Consultor Especialista en Tecnologías de Producción y Sistemas de Levantamiento Artificial Presidente de Oil Production (Argentina)

www.oilproduction.net

¿Cuáles son límites para la aplicación de los Sistemas de Levantamiento Artificial (SLA)? ¿Cuáles son los sistemas más apropiados para nuestro campo? ¿El SLA que utilizamos hoy, es el apropiado para afrontar el desarrollo de nuestro campo en los próximos años? ¿Qué debo conocer a la hora de seleccionar un SLA y comparar distintas opciones? Estas son algunas de las inquietudes que surgen durante el inicio o la explotación avanzada de un campo hidrocarburífero. Durante este curso se repasaran los conceptos que hacen a la necesidad de contar con SLA, así como la revisión de los principales sistemas. Serán abordados los sistemas de Plunger Lift, Gas Lift, jet Pump, Bombeo Mecánico, Electrosumergible (ESP) y de cavidades progresivas (PCP). Como marco general del curso, se pretende proporcionar una visión global de los principales sistemas, así como sus principios de funcionamiento y restricciones, para poder determinar sus rangos de operación y utilización según dadas ciertas condiciones. Así mismo se proporcionarán herramientas y conceptos que ayuden a la selección y la evaluación de distintas alternativas para explotar su campo.

• Adquirir conceptos de reservorios, de los sistemas de producción, “Inflow Performance” y Análisis Nodal. La importancia de conocer el potencial productivo de sus reservorios.

• Reconocer y especificar componentes y equipamiento auxiliar de cada sistema de levantamiento.

• A partir de la revisión de los principales sistemas de levantamiento artificial, podrá compararlos y seleccionar el más apropiado según las necesidades de su campo.

• Adquirir herramientas que permitan seleccionar y evaluar los principales sistemas de levantamiento artificial para la aplicación en su campo.

• Conocer acerca de mejores prácticas de instalación, operación y nuevas tecnologías, así como aspectos de los límites mecánicos de cada sistema.

1 — Conceptos de Well Performance y Análisis Nodal™.

• Sistemas de producción.

• Los elementos básicos del sistema de producción.

• Perfil de presión en un sistema de producción.

• Definiciones de Reservorios: Permeabilidad (Ley de Darcy). Espesor útil. Radio de drenaje (re). Presión promedio de Reservorio (pr). Presión

dinámica de fondo (Pwf). Diferencial de Presión (Drowdown pressure).

• Inflow Performance.

• Análisis Nodal™.

2 — Introducción a los Sistemas de Levantamiento Artificial

CONTENIDO

OBJETIVOS Y COMPETENCIAS

GENERALIDADES



• Mecanismos de empuje: ¿Cómo produce un yacimiento? ¿Por qué necesitamos un SLA?

• El levantamiento Artificial.

• Sistemas de extracción artificial utilizados.

• Rangos de operación de los Sistemas de alto caudal.

• Rangos de operación de los Sistemas de bajo caudal.

• Consideraciones para la selección y comparación de SLA.

3 — Materiales de fondo de pozo

• Varillas de bombeo.

• Descripción de partes y dimensiones.

• Determinación de propiedades mecánicas.

• Ensayos de tracción. Propiedades mecánicas y composición química.

• Varillas No-API.

• Barras huecas (Hollow).

• Varillas continuas.

• Varillas conexiones Premium.

• Tuberías de producción.

• Propiedades mecánicas y especificaciones.

4 — Sistema de bombeo Hidráulico, a pistón y a chorro (Jet Pump)

• Principio de funcionamiento.

• Instalaciones de fondo y superficie.

• Instalación y operación de una bomba hidráulica.

5 — Gas Well deliquification y Plunger Lift

• Patrones de Flujo Multifásico en Pozos de Gas.

• Flujo.

• Fuentes de Agua en un Pozo de Gas.

• Por qué se produce el “load up”?

• Ciclo de Ahogue.

• Predicción del “Liquid Loading”.

• Predicción a partir de síntomas de producción.

• Análisis por Curvas de Declinación y análisis nodal.

• Tecnologías de Deliquificación de pozos de gas.

• El sistema plunger lift.

• Tipos de pistones.

• Instalaciones de fondo.

• Instalaciones de superficie.

• Ciclos del plunger Lift Convencional.

• Requisitos para que funcione el sistema.

• Caudales producidos por el sistema.

6 — Bombeo Neumático (Gas Lift)

• Introducción al sistema de extracción Gas Lift.

• Principios del Gas Lift: Alivianamiento y Empuje.

• Diseño básico del sistema.

• Determinación del punto de inyección.

• Intervalo de Inyección (Bracketing).

• Espaciamiento de válvulas.

• Arranque de un Pozo.

• Consideraciones Básicas.

• Efectos en la profundidad de inyección.

• Efectos en parámetros operativos.

• Presión de boca de pozo.

• Presión de Gas de Inyección.

• Gas Lift continuo vs. intermitente.

• Gas Lift Intermitente.

• Ventajas y desventajas del sistema Gas Lift.

• Instalaciones de fondo (Mandriles, Válvulas, Packers)

• Instalaciones de superficie.

7 — Bombeo Electrosumergible (ESP)

• Introducción al Sistema ESP.

• Importancia y breve historia de los SLA.

• Descripción general del sistema y cada uno de sus componentes.

• Configuración del sistema y revisión de fundamentos.

• Conceptos de operación de una bomba centrífuga. Velocidad específica. Performance de la bomba. Cargas axiales.

• Componentes y operación de un equipo ESP: Motores. Sellos. Intake. Bombas. Cable. Caja de venteo. Tablero variador de velocidad (VSD).

• Introducción al diseño de un equipo ESP

• Datos requeridos: Carga dinámica total (TDH). Selección de bombas (serie, tipo, número de etapas). Selección del protector. Selección de los motores (serie, potencia, voltaje). Selección del cable de potencia, tablero y transformadores.

• Diseño de equipamiento para usar con variador de frecuencia.

• Uso de equipos en condiciones especiales (fluidos viscosos, gas, fluidos abrasivos)



• Instalación, operación y seguimiento de un sistema ESP.

8 — Bombeo de Cavidades Progresivas (PCP)

• Introducción al sistema PCP. Reseña histórica del sistema PCP.

• Características de una instalación.

• Descripción de los componentes del sistema

• Principios de funcionamiento. Fundamentos básicos. Principios teóricos. Primera y segunda condición.

• Descripción de la bomba. Geometría y Dimensiones. Descripción del rotor y estator. Bombas multilobulares.

• Operación de la bomba. Capacidad de desplazamiento. Capacidad de levantamiento. Requerimiento de Torque y potencia.

• Elastómeros. Consideraciones generales. Interferencia rotor-estator. Proceso de fabricación de elastómeros. Propiedades de los elastómeros (dureza, resistencia a la abrasión y desgarre, resistencia al calor, fatiga, elasticidad, resistencia a los fluidos producidos, resistencia a tensión y la elongación). Clasificación de elastómeros utilizados en PCP. Límites de temperatura.

• Estatores y Rotores. Características y Nomenclaturas utilizadas. Proceso de fabricación de un estator y un rotor. Dimensiones.

• Clasificación de bombas. Bombas tubulares. Bombas insertables. Anclas de torque

• Cabezales de accionamiento. Clasificación y descripción de partes y operación. Sistemas de transmisión y frenos.

• Fuentes primarias de energía. Tableros de control y variadores de frecuencia.

• Ensayo en banco de test y dimensionamiento de la bomba. Datos requeridos para un diseño.

• Condiciones de bombeo.

• Carga Axial, torque y esfuerzos combinados actuantes.

• Cálculo de estiramiento en varillas.

• Mecanismos de fallas más comunes en estatores y rotores.

• Equipos de subsuelo para altas temperaturas.

9 — Bombeo Mecánico

• Descripción del sistema BME.

• Principio básico de funcionamiento del sistema de bombeo.

• Materiales de fondo.

• Bomba de profundidad. Principio de funcionamiento. Clasificación de bombas según API 11AX.

• Bombas insertables.

• Bombas tubulares – Tubing Pump. Descripción de partes. Calculo de desplazamiento volumétrico. Problemas de bombeo (Bloqueo por gas, Petróleo pesado, Arena, Golpe de bomba, Golpe de fluido)

• Unidades individuales de bombeo. Principales tipos de unidades de bombeo. Descripción general de partes de un AIB.

• Clasificación de Unidades de bombeo. Unidad de bombeo Clase I – Convencional. Unidad de bombeo Clase III – Mark II. Unidad de bombeo Air Balanced.

• Designación API de las unidades de bombeo.

• Unidades de bombeo especiales.

• Accionamiento de las unidades de bombeo – Motores. Reductor de velocidad.

• Cargas actuantes y sus efectos.

• Introducción a los registros dinamométricos y mediciones acústicas de nivel.

• Esfuerzos en las varillas de bombeo.

• Cargas cíclicas en varillas y la fatiga.

• Diagrama de Goodman y consideraciones para el diseño del sistema de bombeo mecánico.

• Esfuerzos en las unidades de bombeo. Torque y carga estructural.

• Manipulación de varillas de bombeo.

10 — Nuevas tecnologías y sistemas híbridos

Ingenieros, técnicos, supervisores de campo y otros especialistas de distintas ramas del Upstream que requieran conocer los sistemas de levantamiento artificial existentes en el mercado, así como sus prestaciones, rangos de operación, ventajas y desventajas de cada uno de ellos.

PERFIL DE LOS PARCICIPANTES



• El curso se presentará en cinco sesiones diarias de 8 horas cada una (Total: 40 horas)

• El curso será dictado en español.

• Se acompañara cada clase con videos, fotografías, animaciones y material técnico complementario.

• Se entregará un CD con información bibliográfica, catálogos de productos, papers y material multimedia.

Marcelo Hirschfeldt es Ingeniero en Petróleo, graduado en la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), Argentina. Con más de 20 años de experiencia en la Operación de Campos Hidrocarburíferos en la Cuenca del Golfo San Jorge (*), Argentina, a formado parte de los equipos de trabajo de empresas como Astra E&P, CAPSA-Capex y Pan American Energy (Bridas-BP) entre otras, desempeñando tareas en Operaciones e Ingeniería de producción, y liderando equipos de ingeniería en los últimos años. Durante 18 años estuvo relacionado directamente a tareas de Operaciones e Ingeniería de producción en Yacimientos de la Cuenca del Golfo San Jorge, participando en forma directa en él: diseño, selección, operación, instalación, desarmado, adquisición e inspección de equipos de fondo y superficie de sistemas de levantamiento artificial. Así mismo ha participado directamente en el gerenciamiento y explotación de Yacimientos Hidrocarburíferos. Se desempeña desde el año 2003 como Jefe de Trabajos Prácticos en la cátedra de Producción, en el último año de la carrera de ingeniería en Petróleo de la UNPSJB, y responsable de la cátedra Proyecto de Ingeniería en Petróleo del mismo año. Es miembro activo de la SPE (Society of Petroleum Engineer) tanto en la Sección Golfo San Jorge como en el comité regional a nivel Latinoamérica. En la actualidad también se desempeña como Faculty Sponsor de los alumnos que componen el SPE Student Chapter de la UNPSJB. También es el Fundador y Director de www.oilproduction.net , sitio que difunde información técnica y noticias del Upstream desde el año 2000. En la actualidad se desempeña como Instructor y consultor independiente en temas referidos a Operaciones e Ingeniería de Producción, y Gerenciameinto y Operación de Campos Maduros, habiendo dictado cursos en Colombia, México, Chile y Argentina. Trabajos técnicos realizados por el Instructor: (*)SPE 108054 - Artificial-Lift Systems Overview and Evolution in a Mature Basin: Case Study of Golfo San Jorge. por Marcelo Hirschfeldt, Paulino Martinez, Fernando Distel. Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco. Argentina. http://www.oilproduction.net/files/SPE-108054.pdf La cuenca del Golfo San Jorge es la cuenca más antigua de la República Argentina y cuenta en la actualidad con 12,630 pozos activos con 9648 pozos con bombeo mecánico, 1615 bombas de cavidades Progresivas y 1336 bombas electrosumergibles (ESP). SPE 124737 - Selection Criteria for Artificial Lift System Based on the Mechanical Limits: Case Study of Golfo San Jorge Basin. Por Clemente Marcelo Hirschfeldt, Rodrigo Ruiz; SPE, OilProduction.net. 2009 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, Louisiana http://www.oilproduction.net/files/SPE-124737.pdf Visite también http://www.artificialLIFT.net

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INSTRUCTOR

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