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Diseño, selección y optimización del sistema de Bombeo Mecánico

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Instructor: Ing. Marcelo Hirschfeldt 

2 al 6 de Agosto de 2010 - Bogotá, Colombia.

Organiza: Petrogroup http://www.petrogroupcompany.com/

 

 

INTRODUCCION 

El sistema de bombeo mecánico, no es solo 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.

Durante este curso se revisarán todos los conceptos teóricos y prácticos que hacen al principio de funcionamiento del bombeo mecánico. 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 diseños en forma manual y con software especializado, para fortalecer los conceptos transmitidos.

Se acompañará cada clase con videos, fotografías, animaciones y piezas físicas (partes de los componentes) para lograr un mejor entendimiento de los conceptos transmitidos.

CURSO APLICADO

  • Incluye sesiones prácticas de trabajo con Software de simulación, S-ROD (Lufkin Automation)

OBJETIVOS 

  • Reconocer los componentes de superficie y de fondo del sistema de bombeo mecánico, así como las especificaciones técnicas de cada uno de ellos
  • Conceptos de diseño de instalaciones de bombeo mecánico, a partir de un entendimiento de la dinámica del bombeo.
  • 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 del sistema. 

TEMARIO GENERAL 

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 performanace. Conceptos de Análisis Nodal™ y su importancia en el diseño de sistemas de levantamiento artificial.

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. Bombas insertables (tipos de y combinaciones de anclajes) y tubulares. Armado de una bomba de profundidad. 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. (descripción de partes, nomenclatura API, ventajas y consideraciones para la operación y mantenimiento). Unidades de bombeo No-Convencionales. Motores de accionamiento a combustión interna y eléctricos. Caja reductora (funcionamiento, descripción de partes y consideraciones de operación)

Análisis de esfuerzos actuantes en el sistema. Introducción al registros de cargas a partir de la 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. Análisis del estado de cargas (máximas, mínimas). Esfuerzos en unidades de bombeo. Cargas estructurales y de torsión. Efectos del contrapesado.

Cinemática del bombeo mecánico. Introducción a la teoría del cálculo del torque. Factor de torque. Cálculo practico del torque. El efecto de las geometrías de las unidades de bombeo. Velocidades lineales en el Vástago Pulido y Sarta de varillas. 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 bombeo. Procedimiento de cálculo y mejoras del método API. Ecuación de la onda. Conceptos del Desarrollo teórico de la ecuación como base para la simulación. Análisis de esfuerzos y diseño en pozos desviados/dirigidos.

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. Datos obtenidos en un registro dinamométrico y su interpretación, para la toma de decisiones. Mediciones de nivel de fluido con sondas acústicas. Interpretación, determinación y corrección (método Mc Coy) de las mediciones

Optimización del sistema a partir del análisis dinamométrico y mediciones acústicas de nivel.  Seguimiento de la evolución de la producción a partir del análisis dinamométrico. Diagnóstico de fallas o pérdidas de producción.  Ajuste de regímenes de bombeo en condiciones especiales. Correlación entre mediciones de nivel de fluido con sondas acústicas y registros dinamométricos. Optimización de la eficiencia global del sistema a partir del ajuste de parámetros de operación. Recomendaciones de operación para maximizar la vida del sistema. Contrabalanceo de unidades de bombeo. Descripción de los distintos métodos para contrapesar los AIB y para distintos tipos de motores Registros amperométricos u otros.

Sistemas de control y monitoreo de bombeo. Introducción a los sistemas de control. 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. 

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.
  • Todo aquel profesional que necesite herramientas para poder maximizar la productividad de reservorios explotados con sistemas de Bombeo mecánico. 

METODOLOGÍA Y RECURSOS

  • 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 en planillas de cálculo. 
  • Se dispondrá de materiales y piezas de bombas para favorecer el proceso de aprendizaje.
  • Se dispondrá para las actividades prácticas, de una licencia temporal para cada alumno del Software S-ROD de la empresa Lufkin Automation
COMPLEMENTO

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

 

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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 Gerenciameinto y Operación de Campos Maduros, habiendo dictado cursos en Colombia, México, Chile y Argentina.

 

(*)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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CONTACTOS E INFORMACION PARA INSCRIPCION

 

 

 

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