Análisis Comparativo de la completación dual con tuberías

1. Análisis Comparativo de la
completación dual con tuberías
concéntricas vs tuberías paralelas
Integrantes:
-Ocaña Gallardo Jorge Raúl
-Policarpo Miranda Mario Renato
-Saucedo García José Luis

2. INTRODUCCIÓN
Desde la introducción del método de levantamiento artificial
ESP (bombeo electro sumergible) al país, siempre ha sido
una de las opciones mas viables en lo que a completación de
pozos se refiere, sin embargo este método siempre ha tenido
grandes limitantes debido a la profundidad, temperatura de
fondo de pozo, cantidad de sólidos y gas en solución
contenidos por el crudo, etc

3. CAPITULO I
1.1- Descripción de la realidad Problemática.
En los primeros años de su uso los sistemas ESP eran diseñados
para extraer crudo de una sola zona productora lo que para OXY
(operadora que recientemente dejo de funcionar en el país) era una
reducción de la eficiencia de producción, ya que la geología del
bloque 15 donde se encontraban realizando sus operaciones, contaba
con dos zonas productoras separadas de un intervalo no muy amplio.

4. 1.2.- Formulación del Problema
¿Cuál serían los criterios a tener en cuenta al momento de elegir un
sistema concéntrico o uno paralelo?
1.3.- Justificación e importancia de la investigación
El uso de sistemas ESP para levantamiento artificial tiene un sin número
de ventajas sobre otros métodos, esa es la razón principal de que cada
vez tenga más acogida entre las operadoras del país y Latinoamérica.

5. La implementación de una completación dual con tuberías paralelas
reduce los tiempos de operación en la fase de workover que se
traduce en un ahorro económico para la empresa que está contratando
del servicio además que este nuevo método no requiere un personal
con una amplia experiencia por lo que hace de el un sistema que
puede ser aplicado simultáneamente en varios lugares por la
disponibilidad del personal.
La mayoría de problemas que se presentan en los equipos ESP
actuales hoy en día han sido mejorados con las nuevas tecnologías,
hoy por hoy existe una tecnología de completación ESP dual con
tuberías paralelas que reduce los tiempos de operación en workover.

6. 1.3.1.- Como dice el Manual para Completación SLB Dual
Completitions:
En los sistemas antiguos, se debía realizar un empalme vertical
debajo del POD hanger (cápsula), para instalar el BIW (conector de
fondo), en los nuevos sistemas POD, se puede instalar un mini-
mandrel dentro del POD hanger, con la finalidad de usar Upper y
Lower Pig Tail (conexiones superior e inferior de cable) y así evitar
el empalme vertical en el campo.

7. 1.4.- OBJETIVOS
1.4.1- OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis comparativo entre tres métodos de
Completación Dual, para determinar la factibilidad de aplicación de
Completación Dual con tuberías paralelas.
1.4.2- OBJETIVOS ESPECIFICOS
 Revisar dos diseños aplicados de Completación Dual.
 Discutir las ventajas y desventajas de cada uno de los 3 diseños.
 Analizar y validar la posibilidad de instalar una Completación Dual
con tuberías paralelas.

8. CAPITULO II
2.1.- MARCO TEÓRICO
- Completación Dual
Se entiende por completación la operación de bajar la sarta de
producción, que se realiza en un pozo después de la perforación y
evaluación de las posibles zonas productoras, o en la reparación
mecánica, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente
los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como
inyección de agua o gas.

9. Una Completación Dual con bomba electrosumergible es un
diseño de doble sarta de tuberías, acoples, accesorios y
herramientas que permite producir de dos zonas, individualmente
en forma independiente y al mismo tiempo.
Pueden ser:
-Duales Paralelas.
-Duales Concéntricas.
La completación dual concéntrica de nuestro estudio consta de
una bomba electrosumergible para producir de una zona, mientras
que la otra producirá a flujo natural.

10. 2.3.- ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN.
2.3.1.- HISTÓRICOS
Es por esto que deciden aplicar la tecnología de ESP DUAL que se refiere
una completación doble es decir dos bombas que funcionan
independientemente una de la otra y que extraen crudo en zonas
productoras diferentes, produciendo con mas eficiencia un pozo.

11. 2.3.2.- CIENTÍFICOS
Los avances en materia de diseño y manufactura están
resultando en sistemas ESP más flexibles para ambientes en
pozos hostiles, adaptándolos para prestar servicios a mayor
profundidad, incrementando su capacidad de tratamiento del
gas, y volviéndolos más resistentes a los sólidos y elementos
abrasivos que pueden dañar sus elementos internos.

12. 2.4.- HIPÓTESIS DEL ESTUDIO
Mediante el uso adecuado de las técnicas de completación dual
ESP con tuberías paralelas dadas por el fabricante podríamos
mejorar los tiempos de completación dual ESP de otros métodos
además que se añade un valor agregado que es el ahorro
económico por disminución del uso de varios de los ensamblajes
que utilizan los otros sistemas y que estos a su vez en ocasiones
son causantes de demoras para ensamblar el dual ESP.

13. 2.5.- ASPECTOS METODOLÓGICOS
Tomaremos presente para nuestro estudio la realización de un
diseño de investigación de tipo descriptivo o correlacional e
investigativo, con lo que pretendo describir características,
estimar relaciones y efectuar predicciones. Las variables que se
han utilizado en la investigación son variables descriptivas de los
procedimientos de completación dual aplicados en el país.

14. CAPITULO III
3.1.-Diseño de una Completación Dual Concéntrica
Según lo estipulado en los artículos 30 y 32 del Reglamento
Sustitutivo del Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas,
se permite la producción separada e independiente de los
yacimientos, y la realización de los trabajos de
mantenimiento. Es decir, permite producir de varios
horizontes productores, sin la mezcla de producciones con
diferentes características y compatibilidades.

15. Un sistema de completación debe facilitar métodos de
inyección o producción seguros, eficientes, confiables y
económicos. Los criterios de selección y diseño de una
completación se basan en los siguientes factores:
 Consideraciones Mecánicas
 Ubicación Geográfica
 Fluidos del Yacimiento
 Información del Yacimiento
 Escenarios Operativos

16. 3.2.- Diseño del Sistema de Bombeo Electrosumergible
Para diseñar un sistema de bombeo electrosumergible, debe de seguirse el siguiente
procedimiento:
1) Recopilación de datos (estado mecánico, producción por estrato productor,
presiones estáticas y fluyentes, características de los fluidos a producir y
petrofísicos, mecanismos de empuje del yacimiento, etc.).
2) Determinar la productividad del pozo a la profundidad de la bomba o determinar la
profundidad de asentamiento de la bomba a una rata de producción deseada.
3) Calcular la cantidad de gas presente en la entrada de la bomba.
4) Relación gas-petróleo.
5) Calcular el volumen de los fluidos a partir de datos de producción.
6) Seleccionar el tipo de bomba a ser implementada.
7) Determinar el tamaño óptimo de componentes.
8) Seleccionar el cable (tamaño, tipo y longitud).
9) Determinar la capacidad del equipo eléctrico.

17. 3.3.- Diseño del Bombeo con Flujo Natural
Un pozo produce a flujo natural cuando la zona a producir tiene la
suficiente energía como para llevar el fluido desde el yacimiento
hasta el cabezal de pozo y las facilidades de producción, debido a
su alto índice de productividad y capacidad de flujo.
Los principales tipos de empuje existentes son:
 Una capa de gas libre que yace encima del yacimiento de
petróleo.
 Un volumen de gas disuelto en el petróleo.
 Un volumen de agua dinámica subyacente o empuje hidráulico.
 Empuje por gravedad

18. 3.4.- Completación Dual
Concéntrica BES FN con
revestimiento de 9 5/8” y liner
de 7”
En la tabla 1, presentamos la
descripción general de los datos
del revestimiento y zonas de
interés
CAMPO ESPOL
POZO ESPOL FEV-01
COMPLETACION
BES-FEN 9 5/8" Y
LINER 7"
DATOS DEL REVESTIEMIENTO
CASING 9 5/8" 7"
DIAMETRO INTERNO 8,681 6,276
DIAMETRO
EXTERNO 9,625 7
PESO 47 26
RUGOSIDAD 0,00065 0,00065
TOPE 0 9208
FONDO 9225 10560
ZONAS DE INTERES
ARENA 1 ARENA 2
ARENA U
INFERIOR
ARENA
HOLLIN
SUPERIOR
INTERVALO
10120' -
10138'
10500' -
10528'
Pws 2710 LPCA 4253 LPC
Pwf 2279 LPCA 2380 LPC
Pb 812 LPCA 435 LPC
BFPD 1400 800
BSW 30% 55%
IP 1,89 0,43
API 21,6 22
Pcab 150 LPCA 150 LPC
BPPD 980 360

19. 3.5.- Procedimiento Operacional.
1. A continuación se describe detalladamente el procedimiento de bajada para una
completación dual concéntrica BES-FN para tubería de revestimiento de 9 5/8” y liner de
7”:
2. Armar la empacadura recuperable con tapón expulsable y niple de asiento.
3. Armar el BHA sobre la empacadura recuperable.
4. Instalar el By pass tubing, ajustándolo con grapas.
5. Iniciar el armado y corrida del equipo de BES superior.
6. Conectar la Y-tool, con la junta receptora de sellos y swivel (conexión de 2 3/8 EUE) y
tubo corto de 2 3/8” EUE N80 y conexión rápida.
7. Posteriormente, en la conexión rápida, conectar la Junta telescópica con swivel.
8. Probar todo el ensamblaje con 500 psi por 5 minutos contra la válvula check del equipo
BES y el tapón expulsable de la punta del ensamblaje. Dejar registro de la presión de
prueba.
9. Continuar bajando el ensamblaje con tubería de producción 5 ½” 17# N-80 EUE, probar
y megar el cable cada 2000 pies, probando la sarta cada 2000’ con 500 psi de presión
cada 5 minutos.

20. 3.6.- Descripción por secciones de los equipos y herramientas necesarios en
una Completación Dual Concéntrica BES-FN
Cuarta Sección de Completación Dual (Tubería Concéntrica Combinada 2 7/8” y 2
3/8”. Sarta Corta)
 Elevación de la mesa rotaria a la sección superior
 Colgador 11" 5000 psi x 2 7/8" -6.5 # N80EUE Box x Box
 Tubo Corto 2 7/8" 6.5 # N80EUE Pin x Pin
 Tubería de Producción 2 7/8" 6,5# N-80 EUE Box x Box
 Tubo Corto Combinado 2 3/8" 4,6# N-80 EUE Box x Pin
 Adaptador 2 7/8" 6,5# N-80 NU Box x 2 3/8 12 UNS Pin
 Espaciador 2 3/8" 12 UNS Box x Pin
 Unidad de Sellos 2,75" Seal Bore 2 3/8"-12 UNS Box x Pin
 Pata de Mula 2 3/8" 12 UNS Box

21. Tercera Sección de Completación Dual
(Tubería Externa “Sarta Larga Superior”)
 Elevación de la mesa rotaria a la
sección inferior
 Colgador 11" 5000 psi x 5 1/2" -17 # N80
BTC Box x Box
 Tubo Corto 5 1/2 17" # N80 BTC Pin x
Pin
 Tubería de Producción
 Tubo Corto 5 1/2 17" #N80 BTC Box x
Box
 Y - tool 5 1/2"17 # N80 BTC Box x Box

22. Bomba Electrosumergible Superior (Sarta Superior)
 Tubo 2 7/8” 6,5# N80 NU Pin x EUE Pin
 Junta Telescópica con Swivel 2 7/8” 6,5 N80 EUE Box x Pin
 Válvula de un solo sentido 2 7/8” 6,5 N80 EUE Box x Pin
 Adaptador 2 7/8” X 2 3/8” 6,5# N-80 NU Box x 2 3/8 12 UNS Pin
 Descarga 2 3/8” 4,6# N-80 EUE Box
 Bomba Superior B 1200 S/400 STG SSD XH6
 Intake B 1200 S/400 STG SSD XH6
 Protector Superior Sello 400
 Motor 150 HP 2325 V 40 A
 Sensor de fondo
 Prong 2 3/8” – 4,7 # N80 EUE Pin x 2 1/2 “ ACME


23. CAPITULO IV
4.1.- Análisis económico
Para realizar la evaluación económica del Proyecto es
fundamental conocer métodos que permitan aclarar si el
Proyecto es económicamente rentable. El Proyecto no es real
y no se consideran muchos factores que en un análisis
complejo se analizan

24. 4.1.1.- Indicadores económicos para evaluación de proyectos.
-Valor Actual Neto (VAN): es el valor actual de los flujos de caja netos
menos la inversión inicial
Tasa Interna de Retorno (TIR): es la tasa de actualización que hace
que el valor actual neto del proyecto sea igual a cero.

25. 4.1.2.- Inversión, Egresos e Ingresos del Proyecto
 Se realiza el análisis de costos por la compra e instalación de los equipos lo
que constituye la inversión del proyecto.
 Luego se analizan los costos de su mantenimiento por el periodo del flujo
de caja lo que corresponde a los egresos.
 Posteriormente se realiza una proyección de producción, considerando el
incremento del potencial de los pozos al empezar a producir de una nueva
arena gracias a la completación dual, este incremento constituye el
ingreso del proyecto.
 Con estos flujos de caja calcularemos el tiempo de recobro de la inversión
y los indicadores económicos del proyecto TIR y VAN.

27. 4.2.- CONCLUSIONES
Después de haber realizado las investigaciones y los análisis se puede
concluir que en efecto una completación Dual ESP con tuberías
paralelas es evidentemente más económica que los dos métodos que
están aplicados actualmente en el bloque – 15 por parte de SLB
Completions.
Se puede concluir también que aunque el sistema dual ESP con tuberías
paralelas es el más económico no se ha aplicado todavía en el país
porque los métodos para ensamblaje del equipo son más complicados y
no hay gente que esté actualmente capacitada para ese tipo de
operaciones o compañía que ofrezca este servicio, éste es uno de los
limitantes que las operadoras tienen para usar este sistema.

28. 4.3.- RECOMENDACIONES
La recomendación primordial a Petroamazonas como operadora nacional,
es que invierta en este método de completación dual con tuberías
paralelas que a la larga traería beneficios económicos si se tiene en
cuenta el costo actual por daño de un equipo ESP dual, que alcanza
sumas de dinero muy altas, dinero que podría servir para otras
necesidades que tiene nuestro país.
Una recomendación para evitar el taponamiento por escala en los nuevos
equipos Dual ESP es el hacer otro hueco en un arco de 180 grados de
distancia en el intake, además que siempre debemos estar consientes
que el programa de inyección de químicos que hemos escogido sea el
correcto, teniendo en cuenta que los químicos tienen un alto costo y que
se usan constantemente, una de las maneras de corroborar que el
químico esta funcionando es haciendo pruebas constantes en el campo
con muestras de crudo.

29. 5.1- BIBLIOGRAFÍA
 Abarca, Antonio. Métodos de Levantamiento Artificial. Diseño de una
Instalación de Bombeo Electocentrífugo, Equipo que se utiliza, Función e
Importancia da cada una de sus partes. Facultad de Ingeniería, Universidad
de Zulia, Maracaibo, Venezuela, enero 1999.
 Brown, K. La Tecnología de los métodos de Levantamiento Artificial, Vol 2b
 ESP Completions, Manual, Reda/Centrilift, Arkansas, Texas, 1998.
 SLB Dual Completions, Manual, Schlumberger Completions, Oklahoma,
1999.