CRITERIOS DE SELECCIÓN Y EVALUACION Ing. Marcelo Hirschfeldt

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

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL (SLA): CRITERIOS DE
SELECCIÓN Y EVALUACION
GENERALIDADES
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.
OBJETIVOS Y COMPETENCIAS
• 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.
CONTENIDO
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
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SELECCIÓN Y EVALUACION
• 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)
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• 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.
PERFIL DE LOS PARCICIPANTES
• 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.
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SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL (SLA): CRITERIOS DE
SELECCIÓN Y EVALUACION
METODOLOGIA
• 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.
INSTRUCTOR
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
5 Mayo 28 a Junio 1 de 2012| Bogotá, Colombia