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Soluciones efectivas de capacitación

CURSOS

Gerenciamiento de Sistemas de Levantamiento Artifical

Estalin Ramón Sánchez
Descripción del instructor

Ingeniero Mecánico, Universidad del Zulia, Venezuela 1990. Especialización en Perforación y Producción de Pozos Petroleros, Universidad Nacional Experimental Rafael Maria Baralt, Venezuela 1993. Ingeniero de Optimización en la Empresa Servicios SECCA, C.A. Ene 2008 al presente. Encargado del estudio de los pozos activos e inactivos para optimizar y busca de oportunidades de reactivación de pozos asociado al proyecto de Estudios Integrados para la empresa Repsol YPF- Argentina. Instructor en las Empresas IAT, AFIRO en el área de Mecánica y Petróleo. Ene 2004- Oct. 2007. Encargado de dictar cursos sobre Mantenimiento Mecánico, Operador de Producción, Bombeo Mecánico Básico, Bomba de Cavidad Progresiva, Facilidades de Superficie Operacional. Gerente de Postventa de Lumovil Maracaibo. Concesionario Renault. Dic. 2005- Ene 2007. Encargado de los departamentos de servicio, carrocería y repuestos del concesionario Renault, con 35 personas a mi cargo velando por mantener todos los procesos de producción, inventario y sobre todo mantener Clientes Totalmente Satisfechos. Empleado por MARAVEN desde 08-01-91 (hoy PDVSA) hasta 02-12-2002 en los siguientes cargos: Supervisor de Medición y Validación de Prueba de Pozos de Operación. De Producción Área Lagunillas de la Unidad Tierra Este Pesado. 2001-2002. Encargado de la planificación, programación y ejecución de pruebas de medición de crudo de 1800 pozos, incluyendo toma de muestras y cartas dinagráficas de pozos en bombeo mecánico. En el año cumplió con la meta de realizar una prueba/mes a cada pozo y cumplió con programación de pruebas especiales de pozos (60.000 pruebas/año). Responsable del cumplimiento de las normas y procedimientos de los trabajos ejecutados en el proceso de prueba de pozos. Así mismo encargado del mejoramiento y corrección de los mismos. Se redujo el tiempo de validación de pruebas de 16 días a 5 días. Supervisor de Campo de Operaciones de Producción del Área de Lagunillas de la Unidad Tierra Este Pesado. 1999-2000. Responsable por la continuidad operacional de 450 pozos de bombeo mecánico y 20 pozos de bombeo de cavidad progresiva (BCP), asociados a una producción de 20.0 MBNP de crudo pesado de 12 ºAPI. Así mismo responsable de la aplicación de normas y procedimientos operacionales de manera segura y eficiente. En esta área se logró incrementar el objetivo de producción de 20.0 MBND a 27.0 MBND.Ingeniero de Optimización en áreas térmicas y frías en pozos de bombeo mecánico en la segregación Lagunillas de la U.E. Tierra Este Pesado. Oct.1999-Feb.2000. Control y seguimiento de pozos de crudo pesado para garantizar la producción óptima de los mismos, teniendo para ello: diagnóstico de pruebas de producción y de campo, diseño del equipo de subsuelo y superficie, programas de servicio o reparación menor, programas para estimulación con vapor, etc. Líder Implantación de Sistema Centinela en Segregación Barua-Motatan. Sept.1998-Sept.1999. Programa para el cálculo de producción fiscalizada de la empresa PDVSA. Supervisor de Taladros de Mantenimiento y Reparación de Pozos del Grupo de Operaciones de Subsuelo. Área Costa Bolívar en Tierra. Sept.93-Ago.98. Encargado de la planificación, programación y control de ejecución de 80 trabajos al mes de reparación de pozos.(960 trabajos año), lográndose recuperar una producción diferida de 48.0 MBND. Programa “Reserva Estratégica Profesional”: Ene.1991-Feb.1992. Bajo la metodología “aprender haciendo” se cumplió el programa de adiestramiento, donde se detectaron y corrigieron cuellos de botella o problemas existentes en las unidades de perforación, subsuelo, facilidades, plantas de gas y de vapor, manejo y distribución de gas, manejo, tratamiento y almacenamiento de crudo, tanto en lago como en tierra.

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Fecha indefinida

GENERALIDADES

 

Los Sistemas Artificiales de Producción (SAP), son utilizados en la mayoría de los pozos productores de petróleo del mundo. A partir de que la energía del reservorio no es capaz de vencer los requerimientos de presión para que el fluido ascienda a superficie, un SLA será necesario para producir el “draw-down” en el reservorio y brindarle esa energía extra que necesita el fluido.

 

¿Cuáles son límites para la aplicación de Los Sistemas Artificiales de Producción (SAP)? ¿Cuáles son los sistemas más apropiados para nuestro campo? ¿El SAP 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 SAP y comparar distintas opciones?

 

 

OBJETIVO GENERAL

Permitir al participante, interactuar entre la teoría (conceptos de ingeniería) y la práctica (experiencias de campo), para mejorar su aprendizaje. Los participantes trabajarán con varios softwares que le permitirán analizar y diseñar varios métodos de levantamiento artificial de manera rápida y muy precisa. Estos softwares le permitirán al participante mejorar el desenvolvimiento de los equipos de levantamiento, la capacidad de producción de los pozos y reducir los costos operacionales. Los participantes aprenderan a diseñar y resolver problemas asociados a equipos de levantamiento artifificial mediante bombeo mecánico, gas continuo, y bombeo electrosumergible.

 

Otros métodos de levantamiento tales como cavidades progresivas, plunger lift, jet pump, bombeo hidráulico y levantamiento mediante gas intermitente, serán también abordados. 

 

 

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.
  • Seleccionar el apropiado sistema de levantamiento artificial, teniendo en cuenta el tipo de crudo, relación gas-petróleo, producción de agua y de impurezas.
  • Realizar comparaciones económicas relacionadas al método de levantamiento en base al consumo de energía y en base a la eficiencia del sistema.
  • Especificar componentes y equipos auxiliares necesarios para cada tipo de levantamiento artificial.
  • Usar las mejores prácticas de la industria para extender la vida útil de los equipos de levantamiento artificial.
  • Seleccionar y/o diseñar equipos y dispositivos que permitan la producción de hidrocarburos en condiciones de alta producción de gas, producción de sólidos, crudos viscosos y en algunas otras condiciones desfavorables a la producción.  

 

 

PERFIL DE LOS PARTICIPANTES

Ingenieros de Producción, Supervisores de Campo y otros profesionales quienes seleccionan, diseñan, instalan, evaluan u operan sistemas de levantamiento artificial.

 

 

METODOLOGÍA

  • Exposición del Facilitador.
  • Intercambio de Información con los participantes, discusión de los capítulos.

 

 

CONTENIDO

 

1. GENERALIDADES

  • Origen Petróleo.
  • Gas Natural.
  • Agua de Formación.
  • Yacimiento.
  • Clasificación de los Yacimientos en base a los hidrocarburos que contienen.
  • Clasificación de los Crudos.
  • Características y Propiedades Físico-Químico de la Roca y los Fluidos.
  • Mecanismos de Empuje Natural.
  • Índice de Productividad.

 

2. PRINCIPIOS DEL SISTEMA DE PRODUCCION Y FLUIDO NATURAL (FL)

  • Sistemas de Producción y sus Componentes. Proceso de Producción.
  • Comportamiento de Afluencia.
  • Índice de Productividad.
  • Flujo de Fluidos en la Completación.
  • Capacidad de Producción del Sistema.
  • Curvas de Oferta y Demanda de Energía en el Fondo del Pozo.
  • Consideraciones para la selección y comparación de SLA.
  • Optimización Global del Sistema.
  • Métodos de Producción: Flujo Natural y Levantamiento Artificial.
  • Uso de Reductores para controlar la Producción del Pozo en Flujo Natural.
  • Dimensión de la Capacidad de Producción.
  • Recuperación Natural.
  • Recuperación Primaria.
  • Recuperación Secundaria.
  • Mantenimiento de Presión.
  • Recuperación Terciaria (Mejorada).

 

3. BOMBEO MECÁNICO (BM)

  • Descripción del Sistema, Principio de Funcionamiento, Equipos de Subsuelo, Bombas de profundidad.
  • Sarta de cabillas (varillas) de bombeo. Cargas torsionales y requerimiento de potencia.
  • Equipos de Superficie (Unidades convencionales, Mark ll, Air- Balanced, Rotaflex, Hidráulicos). Herramientas usadas en subsuelo.
  • Registros dinamométricos y mediciones acústicas del nivel.
  • Repaso de cartas dinamométricas típicas en condiciones de bombeo.
  • Datos obtenidos en un registro dinamométrico y su interpretación para Ia toma de decisiones. Recomendaciones de operación para maximizar Ia vida deI sistema.
  • Diseño del Sistema. Optimización.

 

4. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA (PCP) 

  • Descripción del Sistema.
  • Principio de funcionamiento.
  • Ventajas y Desventajas.
  • Características, ventajas, limitaciones del sistema PCP, Componentes del sistema (Superficiales y subsuperficiales), características y principio de funcionamiento de los mismos.
  • Rango operativo recomendado de las bombas.
  • Diseño con y sin software para la selección de un equipo de fondo PCP.
  • Criterios Técnicos de Diseño, Optimización, Nuevas Tecnologías.

 

5. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (ESP)

  • Descripción del Sistema.
  • Principio de Operación.
  • Ventajas y Desventajas.
  • Componentes del sistema (Superficiales y subsuperficiales), características y principio de funcionamiento de los mismos.
  • Rango operativo recomendado de las Bombas.
  • Diseño con y sin software para la selección de un equipo de fondo BES.
  • Altura dinámica total.
  • Pérdidas por fricción.
  • Nivel dinámico del fluido.
  • Manejo del gas. Profundidad y límites de asentamiento de la BES, eficiencia del sistema, caudal del diseño.
  • Diagnóstico de problemas con el equipo BES con los registros ó cartas de amperaje.
  • Criterios Técnicos de Diseño, Optimización, Nuevas Tecnologías. 

 

6. BOMBEO NEUMÁTICO BN (GAS LIFT)

  • Descripción del Sistema.
  • Principio de funcionamiento.
  • Equipos de Subsuelo y Superficie.
  • Criterios Técnicos de Diseño, Optimización.
  • Nuevas Tecnologías.
  • Tipos de Bombeo.

 

7. BOMBEO HIDRÁULICO (BH)

  • Descripción del Sistema.
  • Principio de Operación.
  • Ventajas y Desventajas.
  • Equipos de Subsuelo y Superficie.
  • Tipos de Bombeo: Abierto, Cerrado.
  • Tipo Jet. Sistema y Tratamiento del Fluido Motriz l.
  • Criterios Técnicos de Diseño.
  • Parámetros de para Diseño con y sin Software.
  • Optimización, Nuevas Tecnologías.

 

 8. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL NO TRADICIONALES

  • Válvula Motora.
  • Barras Espumantes.
  • Sarta de Velocidad.
  • Tubería Capilar.
  • Embolo Viajero.
  • Estranguladores de Fondo, Definición y funcionamiento.

 

 9. COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y CRITERIOS DE SELECCIÓN

  • Ventajas y desventajas de cada uno de los sistemas.
  • Factores de selección del adecuado y óptimo sistema de Levantamiento artificial: Localización geográfica.
  • Facilidad de recuperación del sistema.
  • Tipo de fluidos y caudal esperado.
  • Estado mecánico.
  • Profundidad.
  • Temperatura. Presión.
  • Corrosión, parafinas, asfáltenos, incrustaciones, etc.
  • Energía disponible.
  • Flexibilidad del sistema.
  • Confiabilidad.
  • Costos de capital.
  • Costos de operación.
  • Vida operativa.
  • Ejercicios.

"Este curso hace parte del programa especial de capacitación: Diplomado en Artificial Lift Systems and Well Performance Optimization". La participación en el diplomado es opcional y no constituye un requisito para tomar este curso.

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