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Ficha|Programa de Especialización en Ingeniería de Producción

OBJETIVOS

  • Profundizar el conocimiento sobre los pozos surgentes y los seis principales sistemas de extracción artificial.
  • Reconocer las ventajas y desventajas de cada uno de los sistemas de extracción artificial.
  • Incorporar las mejores prácticas a la hora de seleccionar el sistema de levantamiento que más se adapte a la condición de cada pozo.

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DIRIGIDO A

Profesionales de la industria Oil & Gas

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CONTENIDOS

  • Módulo I: Introducción
    • Pozos surgentes.
    • Gas Lift/ Plunger Lift.
    • Bombeo mecánico.
    • Bombeo electro-sumergible.
    • Bombeo PCP/Bombeo hidráulico/ Estadísticas generales de la situación actual en la argentina respecto a los SLA.
  • Módulo II: Análisis Nodal
    • Surgencia vs. Extracción Artificial. Reservorio- Índice de productividad y daño de formación.
    • Concepto/ ley de Darcy/ limitaciones/ permeabilidad/ flujo incompresible/ método de Vogel/ método Bureau of Mines / ensayos Flow after Flow e isocronales/ IPR multicapas.
    • Daño de formación/ definición/ efecto/ ocurrencia de daño/ causas y remediaciones. Cañerías: gradiente de presiones/ flujo multifásico/ mapa de flujos/ correlaciones/ curvas VLP.
    • Análisis Nodal: Definición/ diferentes situaciones representadas con el análisis nodal/ actualización de pozos/ optimización de Gas Lift.
    • Pozos de Gas: Cuellos de botella/ flujo inestable/ caudal crítico y dewatering/ velocidad de erosión.
    • Análisis integral de redes (conceptual): balance de materiales/ redes de superficie/ resolución del modelo “snapshot” y predicciones.

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  • Módulo III: Bombeo Mecánico
    • Diseño:
      • Diseño para pozos nuevos y para pozos con historia mediante la utilización de simuladores. Selección del AIB (tipo y geometría). Selección del tipo de bomba, tipo de anclaje y ubicación del mismo. Selección de diferentes accesorios (dispositivo anti bloqueos fijo y móviles, ring valves, válvulas especiales, etc.). Distintas alternativas para el diseño de las varillas. Centralización de sartas.

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Cálculo de luz diametral. Diseños especiales para diferentes problemas (corrosión, petróleos pesados, producción de arena, alto GOR, etc.). Pistones lisos, ranurados, lubriplunger y FARR. Optimizar los diseños de acuerdo a los objetivos de la compañía (costo, confiabilidad, seguridad, producción), soluciones de compromiso. Diseños, maniobras y soluciones alternativas (no API). Anclaje de tubing (pump-anchor). Confección de programas de pulling. Casos de estudio. Selección de la boca de pozo adecuada. Selección del motores (eléctricos o a combustión).

    • Maniobras de pulling, instalación y recuperación de elementos. Montaje de AIB:
      • Aspectos técnicos y de seguridad durante las maniobras de pulling y montaje de los AIB. Manipulación de varillas en bodega y en el pozo. Equipos de pulling liviano (flush-by). Control de torque. Correcto espaciado del equipo. Inspección visual de los elementos recuperados (varillas y bomba). Estadística y análisis de falla. Mecanismo de falla en varillas. Desarme de bombas. Verificación de los puentes de producción y los diferentes elementos de seguridad (tapas antiderrame, BOP, presoestatos, viboswitch, interruptores tipo murphy). Correcta alineación del equipo.
    • Operación:
      • Aspectos técnicos y de seguridad durante la operación de los equipos. Maniobras (corrección de medida, desbloqueo de bomba). Programas de mantenimiento. Balanceo del equipo.
    • Seguimiento:
      • Optimización de la producción. Controladores Pump-Off (SAM) y SCADA. Análisis avanzado de cartas eco-dinamo gráficas. Control de calidad de la adquisición de la información. Equipos utilizados para la adquisición de las mediciones (pistola de ecometría, celda de carga convencional, tipo leuter, equipos inalámbricos, transductor de vástago PRT). Utilización del simulador para diagnóstico de problemas. Alternativas y soluciones para los diferentes problemas (del punto de vista del diseño y de la operación).
    • Actividad en Campo: Visitas a las fábricas y talleres de bombas de profundidad, de AIBs y de varillas.

  • Módulo IV: Bombeo Electro-sumergible
    • Introducción:
      • Descripción de los elementos del sistema y sus funciones. Tipos de bombas (flujo mixto, flujo radial, de compresión, flotantes, ARM, AGH, Poseidón). Tipo de protectores (laberintico, bolsa), Separadores de gas. Motores. Cables y MLE . Equipos de superficie (empaquetadura de pozo, caja antiexplosiva, caja de venteo, tableros, variadores, transformadores). Puente de producción. Herramientas adicionales (válvulas de retención, Y-tool, sensores de fondo, flappers, divertes, zenner, centralizadores del equipo).

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    • Diseño:
      • Diseño para pozos nuevos y para pozos con historia. Selección de cada componente de acuerdo a los criterios de diseño. Selección del correcto aceite dieléctrico del motor. Profundidad de seteo del equipo (en referencia a los punzados, al fondo del pozo, al perfil de desviaciones, etc.). Optimización de los diseños. Utilización de los variadores de frecuencia. Diseños para pozos con alto GOR, tendencia incrustante, producción de sólidos, bajo caudal, etc.). Refrigeración del motor. Limitaciones del diseño (profundidad, temperaturas, diámetro de tubing, dog-leg severity).
    • Maniobras de pulling, instalación y recuperación de elementos. Montaje de AIB:
      • Aspectos técnicos y de seguridad durante las maniobras de bajada e instalación de equipos. Manipulación de los equipos, manipulación del spooler del cable. Armado del equipo (control de calidad). Empalmes. Torqueado correcto de los componentes. Servicio de los distintos elementos. Verificación del shimming correcto mediante la H-tool. Puesta en marcha inicial. Verificación del correcto sentido de giro. Correcta recuperación de los equipos para su posterior desensamblado y análisis de falla en fábrica.
    • Operación:
      • Aspectos técnicos y de seguridad durante la operación de los equipos. Maniobras desbloqueo de gas, disminución de la interferencia de gas, frecuencia de resonancia, etc. Alarmas y protecciones del equipo. Arranques seguros. Back-spin.
    • Seguimiento:
      • Optimización de la producción, utilizando los parámetros de sensor en caso de estar disponibles, o bien a través de mediciones eco métricas. Análisis de comportamientos anómalos (pérdida de lift, perdida de eficiencia). Diagnosticar problemas (agarre por sólidos, baja refrigeración, bloqueo de bomba, agotamiento de nivel, desprendimiento de la camisa de circulación, recirculación a través de tubing pinchado o retención del entre-caño, giro inverso, interferencia de gas, pérdida de eficiencia, rotura de eje, intake tapado, desbalanceo eléctrico del equipo, fase a tierra) y sus posibles soluciones. Mediciones físicas (medición de eficiencia del sistema, medición fielástica, megado y balanceo de fases, toma de muestra de sólidos en superficie).
    • Actividad de Campo: Visitas a los proveedores de los distintos elementos que componen el sistema.

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  • Módulo V: Bombeo PCP

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    • Funcionamiento del sistema.
    • Limitantes actuales y los nuevos desarrollos (varillas huevas, sistema de transmisión lubricado, nuevos elastómeros, electro-PCP).
    • Simuladores para el diseño y para troubleshooting de los pozos con PCP

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  • Módulo VI: Análisis macroscópico de la producción, manejo de la información y análisis integral de redes.

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    • Manejo de la información de los diferentes repositorios disponibles (sistemas de perforación y terminación, sistemas de reservorios y geología, sistemas de producción, etc.).
    • Conceptos de producción: “días efectivos” y “días calendario”.
    • Construcción de diferentes herramientas de diagnóstico para el análisis macroscópico y detección de oportunidades para optimizar la producción (mapas de burbuja, gráficos de ratios de variables, detección de cuello de botellas, etc.).
    • Uso de tele-supervisión y yacimiento digital como herramienta para la optimización de producción y detección temprana de fallos y/o oportunidades.
    • Confección de modelos de análisis de redes integrales, realizando los ajustes históricos, correr escenarios predictivos y encontrar oportunidades de mejora del plan de desarrollo del yacimiento.

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  • Módulo VII: Interacción del Ingeniero de Producción con los servicios de pozos y servicios de torre.

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    • Funcionamiento, herramientas y acciones para detectar oportunidades ó diagnosticar/definir pozos de los equipos de servicios a pozos que están dentro de la esfera de acción del IP: Equipo de hot-oil, swabbing, slick line, wire line, Colied tubing.
    • Confección de programas de pozos (terminaciones, WO, pullings, etc).
    • Optimizar maniobras durante las intervenciones a los pozos: programas de gradientes, de bombeo, etc.
    • Conocer las mejores prácticas a la hora de adquirir mediciones físicas (elementos a tener en cuenta durante un PLT, un ensayo PVT, un gradiente dinámico, etc.).
    • Control de calidad a los test de producción.

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METODOLOGÍA: Exposición con debate y aplicación en la práctica con estudio de casos y ejercicios prácticos. Actividades en campo.

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MODALIDAD: Presencial

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DURACIÓN: Al ser um programa modular, puede realizarse de forma completa ó cada módulo de manera independiente.

Módulo I: 40 horas

Módulo II: 40 horas

Módulo III: 40 horas

Módulo IV: 40 horas

Módulo V: 24 horas

Módulo VI: 48 horas

Módulo VII: 24 horas

Especialización completa: 256 horas

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OBJECTIVES

  • Deepen knowledge about flowing wells and the six main artificial lift systems.
  • Recognize the advantages and disadvantages of each artificial lift system.
  • Incorporate best practices for selecting the most suitable lifting system for each well condition.

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TARGET AUDIENCE

Professionals in the Oil & Gas industry.

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CONTENTS

  • Module I: Introduction
    • Flowing wells.
    • Gas Lift / Plunger Lift.
    • Mechanical pumping.
    • Electric submersible pumping.
    • PCP pumping / Hydraulic pumping / Current statistics on artificial lift systems in Argentina.
  • Module II: Nodal Analysis
    • Flowing vs. Artificial Lift. Reservoir - Productivity Index and formation damage.
    • Concepts: Darcy's Law / Limitations / Permeability / Incompressible flow / Vogel method / Bureau of Mines method / Flow after Flow and isochronal tests / Multilayer IPR.
    • Formation damage: definition / effect / occurrence / causes and remediation.
    • Piping: pressure gradients / multiphase flow / flow maps / correlations / VLP curves.
    • Nodal analysis: definition / different situations represented with nodal analysis / well updates / Gas Lift optimization.
    • Gas wells: bottlenecks / unstable flow / critical and dewatering flow / erosion velocity.
    • Integral network analysis (conceptual): material balance / surface networks / snapshot model resolution and predictions.

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  • Module III: Mechanical Pumping
    • Design:
      • Design for new wells and wells with history using simulators. Selection of AIB (type and geometry). Selection of pump type, anchoring type, and its location. Selection of various accessories (fixed and mobile anti-jamming devices, ring valves, special valves, etc.). Different design alternatives for rods. Centralization of strings.

File|Specialization Program in Production Engineering

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Diameter light calculation. Special designs for various problems (corrosion, heavy oil, sand production, high GOR, etc.). Smooth, grooved pistons, lubriplunger, and FARR. Optimize designs according to company objectives (cost, reliability, safety, production) with compromise solutions. Designs, maneuvers, and alternative solutions (non-API). Tubing anchoring (pump-anchor). Creation of pulling programs. Case studies. Selection of appropriate wellhead. Selection of motors (electric or combustion).

    • Pulling maneuvers, installation, and recovery of elements. AIB assembly:
      • Technical and safety aspects during pulling maneuvers and AIB assembly. Handling rods in the shop and well. Lightweight pulling equipment (flush-by). Torque control. Proper spacing of equipment. Visual inspection of recovered elements (rods and pump). Statistics and failure analysis. Mechanism of failure in rods. Disassembly of pumps. Verification of production bridges and various safety elements (spill caps, BOP, pressure switches, vibroswitches, Murphy-type switches). Proper equipment alignment.
    • Operation:
      • Technical and safety aspects during equipment operation. Maneuvers (measurement correction, pump unlocking). Maintenance programs. Equipment balancing.
    • Monitoring:
      • Production optimization. Pump-Off controllers (SAM) and SCADA. Advanced analysis of eco-dynamo graphic charts. Quality control of data acquisition. Equipment used for measurements (ecometry guns, conventional load cells, leuter type, wireless equipment, PRT stem transducers). Use of simulator for problem diagnosis.
      • Alternatives and solutions for various problems (from design and operation perspectives).
    • Field Activity: Visits to deep pump factories, AIB workshops, and rod manufacturers.

  • Module IV: Electric Submersible Pumping
    • Introduction:
      • Description of system elements and their functions. Types of pumps (mixed flow, radial flow, compression, floating, ARM, AGH, Poseidon). Types of protectors (labyrinth, bag), gas separators. Motors. Cables and MLE.
      • Surface equipment (well packing, explosion-proof box, vent box, control panels, variable frequency drives, transformers). Production bridge. Additional tools (check valves, Y-tool, bottom sensors, flappers, divertes, zenner, equipment centralizers).

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    • Design:
      • Design for new wells and wells with history. Selection of each component according to design criteria. Selection of correct dielectric oil for the motor. Depth of equipment setting (relative to punchings, well bottom, deviation profile, etc.). Design optimization. Use of frequency converters. Designs for wells with high GOR, incrusting trends, solid production, low flow, etc. Motor cooling. Design limitations (depth, temperatures, tubing diameter, dog-leg severity).
    • Pulling Maneuvers. Installation and recovery of elements. AIB assembly:
      • Technical and safety aspects during equipment installation and lowering maneuvers. Equipment handling, cable spool handling. Equipment assembly (quality control). Splicing. Correct torquing of components. Service of various elements. Verification of proper shimming using the H-tool. Initial startup. Verification of correct rotation direction. Proper recovery of equipment for subsequent disassembly and failure analysis in the factory.
    • Operation:
      • Technical and safety aspects during equipment operation. Maneuvers: gas unlocking, reducing gas interference, resonance frequency, etc. Equipment alarms and protections. Safe startups. Back-spin.
    • Monitoring:
      • Production optimization using sensor parameters when available or through ecometric measurements. Analysis of abnormal behaviors (loss of lift, loss of efficiency). Diagnosing problems (solid gripping, low cooling, pump blockage, level depletion, circulation jacket detachment, recirculation through pinched tubing or inter-tubing retention, reverse rotation, gas interference, efficiency loss, shaft breakage, intake blockage, electrical imbalance of the equipment, ground phase) and potential solutions. Physical measurements (system efficiency measurement, elastic measurement, megado and phase balancing, surface solids sampling).
    • Field Activity: Visits to suppliers of the various elements that comprise the system.

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  • Module V: PCP Pumping

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    • System operation. Current limitations and new developments (hollow rods, lubricated transmission system, new elastomers, electro-PCP). Simulators for design and troubleshooting of PCP wells.

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  • Module VI: Macroscopic Analysis of Production, Information Management, and Integral Network Analysis:

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    • Management of information from various available repositories (drilling and completion systems, reservoir and geology systems, production systems, etc.).
    • Production concepts: "effective days" and "calendar days."
    • Construction of various diagnostic tools for macroscopic analysis and detection of opportunities for production optimization (bubble maps, variable ratio graphs, detection of bottlenecks, etc.).
    • Use of tele-supervision and digital reservoirs as tools for production optimization and early detection of failures and/or opportunities.
    • Creation of integral network analysis models, performing historical adjustments, running predictive scenarios, and finding opportunities for improvement in reservoir development plans.

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  • Module VII: Interaction of the Production Engineer with Well Services and Tower Services:

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    • Operation, tools, and actions to detect opportunities or diagnose/define wells in the service equipment within the IP's scope: Hot-oil equipment, swabbing, slick line, wire line, coiled tubing.
    • Creation of well programs (completions, workovers, pullings, etc.).
    • Optimize maneuvers during well interventions: gradient programs, pumping programs, etc.
    • Understand best practices for acquiring physical measurements (elements to consider during PLT, PVT tests, dynamic gradients, etc.).
    • Quality control of production tests.

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METHODOLOGY: Exposition with debate and practical application through case studies and exercises. Field activities included.

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MODALITY: In-person.

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DURATION:

As this is a modular program, it can be taken in full or each module independently:

Module I: 40 hours

Module II: 40 hours

Module III: 40 hours

Module IV: 40 hours

Module V: 24 hours

Module VI: 48 hours

Module VII: 24 hours

Total for Full Specialization: 256 hours

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