SISTEMA DE BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS (PCP) Y ...

2011
SISTEMA DE BOMBEO DE CAVIDADES
PROGRESIVAS (PCP) Y BOMBEO
MECÁNICO. DISEÑO Y OPTIMIZACIÓN
Ing. Marcelo Hirschfeldt
OilProduction C&T.
23 al 27 de Mayo de 2011
Bogotá, Colombia

GSISTEMA DE BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS (PCP) Y BOMBEO MECÁNICO
Sistema Sistema de de Bombeo Bombeo de de Cavidades Cavidades Progresivas Progresivas (PCP) (PCP) y y Bombeo Bombeo Mecánico. Mecánico. Diseño Diseño y
y
Optimización
Optimización
INTRODUCCIÓN
Ing. Ing. Marcelo Marcelo Hirschfeldt
Hirschfeldt
El sistema de Bombeo Mecánico y el de Cavidades Progresivas (PCP- Progressing Cavity Pump), se basan
en principios de funcionamiento distintos en lo que respecta al efecto de bombeo, pero existen factores
en común para su análisis. Ambos sistemas poseen una bomba de subsuelo, una unidad de potencia en
superficie y una sarta de varillas de bombeo como nexo conector entre ambas partes antes mensionadas.
El sistema de Bombeo Mecánico, no solo es el sistema de levantamiento mas utilizado en el mundo, sino
que también es el mas antiguo. Por esta razón es muy común escuchar ¿Que hay de nuevo es este
sistema? Y no hay una sola respuesta para esto.
Durante los últimos años han aparecido nuevas tecnologías en materiales, conexiones, diseños de bombas
y unidades de bombeo, así mismo el desafío de producir mas profundo, mayores caudales y muchas
veces en diámetros de cañerías de revestimiento restringidos, han llevado al límite a cada componente y a
su vez ha impulsado el desarrollo de nuevos productos y estrategias de operación.
Respecto al sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP- Progressing Cavity Pump) fue
conceptuado hace más de 80 años por René Moineau, pero en los últimos 25 años ha comenzado a ser
utilizado como una alternativa válida como sistema de levantamiento artificial. Esta situación, sumada al
balance entre ventajas y desventajas de un sistema que crece día a día en su aplicación, requiere de
conocer distintos aspectos para poder seleccionar la mejor aplicación para nuestros pozos y así elegir la
mejor combinación entre elementos de subsuelo y condiciones de operación.
Durante este curso se revisarán todos los conceptos teóricos y prácticos que hacen al principio de
funcionamiento cada sistema. Se contemplarán todos los aspectos operativos tanto para el operador
como para las empresas que brindan servicios de provisión e instalación de equipos. Así mismo se
analizará la criticidad de sus componentes para poder maximizar así la vida del sistema. También se
realizarán ejercicios prácticos con software específicos como herramientas para el diseño y selección.
Se acompañará cada clase con videos, fotografías y animaciones para lograr un mejor entendimiento de
los conceptos transmitidos.
Curso Aplicado: incluye sesiones prácticas de trabajo con software:
• S-ROD (Lufkin Automation): Diseño de Bombeo Mecánico
• Perform – IHS : Análisis Nodal y well performance
• Planillas de calculo avanzadas para el diseño y optimización del sistema PCP.
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OBJETIVOS
• Conocer aspectos de reservorios que ayuden a comprender las necesidades de una óptima
selección y operación de los sistemas de BME y PCP
• Reconocer los componentes de superficie y de fondo del sistema del BME y PCP, así como las
especificaciones técnicas de cada uno de ellos.
• Acerca de como diseñar y operar sistemas de bombeo mecánico, maximizando la vida útil del
sistema y la eficiencia global del mismo.
• Conocer acerca de mejores prácticas de instalación, diagnósticos de fallas, operación y nuevas
tecnologías, así como recomendaciones de seguridad.
• Reconocer a partir del análisis, los límites mecánicos de los sistemas.
• Conceptos de diseño de instalaciones de ambos sistemas, a partir de un entendimiento de la
• dinámica del bombeo.
• Realizar diseños de instalaciones en forma manual y utilizando software.
• Aprender acerca de las mejores prácticas de operación, Instalación de equipos, seguimiento y
optimización de los sistemas.
• Conocer acerca del uso de equipos en condiciones especiales: fluidos viscosos, gas, fluidos
abrasivos, altas temperaturas.
• Adquirir herramientas que hagan a la identificación de fallas y a la maximización de la vida de un
equipo.
• Comparar con otros sistemas de levantamiento Artificial y conocer los rangos de aplicación de los
sistemas BME y PCP.
• Adquirir herramientas que ayuden a la comparación y selección de productos y servicios.
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TEMARIO GENERAL
MÓDULO 1 - CONCEPTOS DE WELL PERFORMANCE.
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 performanace Relationship y su importancia en el diseño de sistemas de
levantamiento artificial.
MÓDULO 2- SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO
Introducción al sistema de bombeo mecánico. Introducción a los sistemas de extracción artificial. El
sistema de bombeo mecánico y sus partes. Principio de funcionamiento. Descripción del sistema BM.
Elementos de Boca de pozo y subsuelo.
Bombas de profundidad. Componentes de una bomba de profundidad. Clasificación API 11AX. Límites
de profundidad de barriles según su espesor y metalografía. Pistones. Válvulas. Diseños y dispositivos
especiales para manejo de sólidos, gas y petróleos viscosos. Selección de luz entre pistón y barril
(evaluación de escurrimiento). Recomendaciones para una operación apropiada de bombas de
profundidad. Inspección en talleres (recomendaciones)
Varillas de bombeo y tuberías de producción. Varillas API y No API (Continuas, Barras Huecas,
Conexiones Premium, Alta resistencia). Dimensiones y propiedades mecánicas. Tuberías de producción.
Anclas de tubing
Unidades de Bombeo. Unidades convencionales, MarkII y Air- Balanced. Unidades de bombeo de
carrera larga. Unidades de bombeo hidro-neumáticas. Unidades de bombeo No-Convencionales. Criterios
de selección y evaluación de unidades de bombeo.
Análisis de esfuerzos actuantes en el sistema. Dinamometría de superficie. Tipo de instalaciones y
usos en el campo. Acerca del registro. Cargas actuantes en el bombeo mecánico. Esfuerzos en varillas de
bombeo y unidades de superficie. Cargas estructurales y de torsión. Efectos del contrapesado. El efecto
de las geometrías de las unidades de bombeo. Diagrama de cargas permisibles. Requerimientos de
potencia. Potencia hidráulica y final. Pérdidas de potencia en fondo y superficie. Eficiencia mecánica.
Eficiencia de elevación. Eficiencia torsional. Eficiencia del motor. Cálculos de potencia hidráulica. La
necesidad del ancla de tubing.
Sarta de varillas de bombeo. Modelos de cálculo por aproximación. Cinemática del bombeo mecánico.
Introducción a los métodos de aproximación. Cargas en el vástago pulido. Concepto de torque.
Desplazamiento del pistón. Sarta de varillas de bombeo. Dimensiones y especificaciones técnicas de las
varillas. Varillas API y No API. Análisis de tensión en sartas de varillas. Diagrama de Goodman modificado.
Factores de servicio. Ecuación del diagrama modificado de Goodman para análisis de tensión. Varillas de
peso. Diseño de sartas con varillas de peso. Método API 11L. Comportamiento dinámico de la sarta de
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bombeo. Procedimiento de cálculo y mejoras del método API. Conceptos del Desarrollo teórico de la
ecuación como base para la simulación. Análisis de esfuerzos y diseño en pozos desviados/dirigidos.
Optimización del sistema a partir del análisis dinamométrico y mediciones acústicas de nivel.
Operaciones de registro dinamométrico y mediciones acústicas de nivel. Introducción al registro de cargas
a partir de la dinamometría de superficie. Análisis de la dinamometría de fondo y superficie. Repaso de
cartas dinamométricas típicas en condiciones de bombeo especiales. Mediciones de nivel de fluido con
sondas acústicas. Interpretación, determinación y corrección (método Mc Coy) de las mediciones.
Optimización de la eficiencia global del sistema a partir del ajuste de parámetros de operación.
Recomendaciones de operación para maximizar la vida del sistema.
Sistemas de control y monitoreo de bombeo. Descripción de los distintos controladores inteligentes.
Sistemas Pump-off. Aplicación y funcionamiento. Criterios de automatización de pozos. Oportunidades de
mejoras y optimización de los sistemas de elevación por medio de la automatización. Opciones
tecnológicas y tendencias internacionales.
MÓDULO 3- SISTEMA DE BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS
Introducción al sistema PCP. Introducción al Sistema PCP. Importancia y breve historia de los
sistemas de levantamiento artificial. Reseña histórica del sistema PCP. Descripción general del sistema y
cada uno de sus componentes. Fundamentos básicos. Principios teóricos. Primera y segunda condición.
Descripción de la bomba. Geometría, Relación de lóbulos y Dimensiones. Determinación del volumen de la
cavidad y desplazamiento. Interferencia. Requerimientos de potencia y torque.
Elastómeros utilizados en PCP. 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, resiliencia, y la elongación). Clasificación de
elastómeros utilizados en PCP. Criterios para la selección de elastómeros. Normas que rigen los ensayos
de elastómeros.
Estatores y Rotores. Características y Nomenclaturas utilizadas. Proceso de fabricación de un estator y
un rotor. Dimensiones. Control de calidad. Mediciones de dimensiones, dureza de elastómero y espesor de
cromo en rotores. Clasificación de bombas. Bombas tubulares. Bombas insertables. De paredes continuas.
Bombas multilobulares. “Charge Pumps” para manejo de arena (bombas PCP en tandem: precarga y
levantamiento).
Varillas de bombeo y accesorios de subsuelo. Varillas API y No API (Continuas, Barras Huecas,
Conexiones Premium, Alta resistencia). Dimensiones y propiedades mecánicas. Concepto de fatiga y
solicitud de esfuerzos. Prevención de desgaste (Tubing y Varillas). Centralizadores. Rotadores de tubing.
Análisis de fallas en varillas y tubings. Anclas de torque dinámica.
Sistemas de accionamiento. Cabezales de accionamiento vertical de eje hueco, Angulares, vertical de
eje Macizo, motoreductores e Hidráulicos. Sistema de Transmisión. Sistemas de Frenos mecánicos,
hidráulicos y centrífugos (control de back-spin). Motores y sistemas de control (Tableros y Variadores de
frecuencia)
Ensayo de equipos, procesos de inspección y análisis de fallas. Capacidad de levantamiento.
Eficiencia volumétrica en función de la interferencia, etapas y tipos de fluidos. Prácticas recomendadas
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para el ensayo en banco. Evaluación de interferencias rotor-estator. Sistemas de inspección y reutilización
de equipos. Identificación y análisis de fallas en estatores (Histeresis, Desgaste,
Incompatibilidad con fluidos, Descompresión explosiva, Abrasión, Falta de fluido, fabricación), rotores y
cabezales. Control de calidad de equipos y proveedores.
Diseño de una instalación de PCP. Propiedades de los fluidos producidos. Introducción al diseño de
una instalación. Datos requeridos. Condiciones de bombeo. Flujo en tubing de producción. Presiones.
Carga Axial, torque y esfuerzos combinados actuantes. Desgaste entre tubings y varillas. Selección de
equipos de superficie. Cabezales de accionamiento. Análisis de los límites mecánicos del sistema PCP.
Evaluación de eficiencia energética. Consideraciones para el diseño en condiciones especiales (pozos
desviados, petróleos pesados, arena, gas, altos cortes de agua)
Seguimiento, control y automatización. Rutinas de seguimiento y mantenimiento. Utilización de
variadores de velocidad (VSD). Criterios de programación para proteger equipos y optimizar la
producción. Sensores de presión y temperatura de fondo. Lazos de control integrando VSD y sensores de
fondo. Optimización del sistema analizando variables de superficie.
PERFIL DE LOS PARTICIPANTES
• Ingenieros, técnicos, supervisores de campo y otros especialistas de empresas operadoras de
campos hidrocarburíferos y de empresas de servicios, que participen en la selección, diseño,
instalación y operación del sistema de Bombeo mecánico y de cavidades progresivas
• Todo aquel profesional que necesite herramientas para poder maximizar la productividad de
reservorios explotados con estos sistemas.
METODOLOGIA
• El curso se presentará en cinco sesiones diarias de 8 horas cada una (Total: 40 horas)
• El curso será dictado en español.
• Las sesiones de estudio son teórico-practica, por lo que se requiere que cada participante
disponga de un computador portátil con Microsoft Office para realizar ejercicios con Software.
• Se dispondrá para las actividades prácticas, de una licencia temporal para cada alumno de los
Software S-ROD ( Lufkin Automation) y Perform (IHS)
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ACERCA DEL INSTRUCTOR
Marcelo Hirschfeldt es Ingeniero en Petróleo, graduado en la Universidad Nacional de la Patagonia San
Juan Bosco (UNPSJB), Argentina. Con mas 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 el: 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 Gerenciamiento y
Operación de Campos Maduros, habiendo dictado cursos en Colombia, México, Chile y Argentina
CONTACTOS
Argentina:
OilProduction C&T.
Phone: +549297 5005354
Mobil: +549297 5005354
E-mail: cursos@oilproduction.net
Website: www.consulting.oilproduction.net
Colombia:
PetroGroup Training Co.
Phone: 57+1+6153469, 57+1+7521633
Mobil: 57+300571953, 57+3142991819
E-mail: contacto@petrogroupcompany.com
Website: www.petrogroupcompany.com
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