Marcelo Hirschfeldt
Es Ingeniero en Petróleo, graduado en la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB), Argentina. Con mas de 28 años de experiencia en la Operación de Campos Hidrocarburíferos en la Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina, ha 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.
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. Há formado parte del comité técnico de eventos como LACPEC (Latín American and Caribbean Petroleum Engineering Conference), y en diversos Applied Technology Workshop de la SPE. En la actualidad se desempeña como instructor y consultor en temas relacionados a Operaciones e Ingeniería de producción, Sistemas de Levantamiento Artificial y Gerenciamiento de Campos Maduros para Argentina, Colombia, Chile y México.
Manifestación del Fenómeno de Histéresis en Bombas de Cavidades Progresivas (PCP) - Parte 2
En este módulo repasaremos los siguientes temas:
Manifestación del Fenómeno de Histéresis en Bombas de Cavidades Progresivas (PCP) - Parte 1
En este módulo repasaremos los siguientes temas:
Introducción a los sistemas de producción
Con respecto a los objetivos de este módulo, despues de completado el mismo ustedes estarán preparados para:
This paper presents concepts and recommendations regarding Artificial Lift Systems (ALS´s) management during productive life of oil fields, envisioning: selection, acquisition, installation, monitoring and evaluation criteria, as well as subsequent inspection thereof, and highlighting the more important that applies particularly to unconventional oil fields. Issues analyzed herein involve definitions of roles, functions and competencies related to operator as well as service companies and sectors involved or required to live up to the challenges posed by these systems.
Two scenarios that represent Latin American region real cases are presented and illustrated with the analysis of these ALS´s management topics; one of them, the oldest productive basin in Argentina, as an example of conventional oilfields with experience in Artificial Lift Management and the other, an unconventional field recently re-activated with an accelerated development pace, being exploited in Mexico. Conclusions are presented in terms of that ALS´s Integral management should be taken with strategic and integrated vision, in accordance with current level of development, future plans, and complexity of the field; not only focused on maximum oil production, but also on optimizing production costs; and contemplate all parts commitment that add value to the whole process.
Proceedings of the ASME 2012 31st International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering. OMAE2012. July 1-6, 2012, Rio de Janeiro, Brazil
Authors
Clemente Marcelo Hirschfeldt /OilProduction O&G Consulting/Comodoro Rivadavia, Chubut, Argentina
Fernando Flores Avila / PEMEX E&P /Poza Rica, Veracruz, México
Jaime Granados Cáliz / PEMEX E&P / Poza Rica, Veracruz, México
..................................................................................
Para aquellos que transitamos la industria de los hidrocarburos en Argentina desde hace muchos años, no es extraño y de hecho estamos familiarizados a la realidad de que para producir petróleo en las principales cuencas del país, se requiere mover mucha agua salada desde las formaciones productivas.
El sistema de bombeo mecánico (sucker rod pumping) requiere de varillas de bombeo para poder transmitir el movimiento alternativo desde la superficie al pistón de la bomba. Durante este proceso alternativo, las varillas de bombeo están sometidas a cargas máximas y mínimas, pasando por estados intermedios. Este sometimiento a cargas cíclicas tiende a llevar al material a la fatiga del mismo, lo que entre otras cosas provocará una modificación en su límite máximo en lo que respecta a la tensión máxima admisible (ya no regirá la tensión admisible en condiciones estáticas).
Guia de Interpretacion de Dinamométrica y Cálculo de Desplazamiento en Bombas de Profundidad
Las cartas dinamométricas registradas en superficie, en pozos producidos con Bombeo mecánico brindan información esencial para el diseño y diagnóstico del sistema de extracción. El concepto de dinamometría lleva consigo la interpretación en superficie de lo que está pasando en el fondo de pozo.
Análisis y revisión de las mejores prácticas y nuevas tecnologías en el sistema ESP en Argentina
El siguiente trabajo fué presentado en el marco del primer Congreso de Campos Maduros realizado en la ciudad de Buenos Aires, Argentina durante los días 23 y 24 de Julio de 2014. En el mismo se desarrollaron los siguientes aspectos relacionados a la aplicación del sistema ESP (bombeo electrosumergible) en la Argentina: Historia del sistema ESP en el Mundo y en la Argentina, distribución de pozos con este sistema en el país y la Cuenca del Golfo San Jorge, análisis del límite mecánico, avances tecnológicos y mejores prácticas para el uso en condiciones especiales (arena, gas, temperatura), evolución en los servicios y automatización y control entre otros aspectos.