Las más importantes ventajas son:
Según la geometría del pozo y la corta distancia entre los dos reservorios es necesario el uso de una camisa o capsula, la longitud del equipo no siempre permite ubicar una BES bajo el packer.
La implementación de la capsula evita la exposición directa de la BES y el cable frente a las perforaciones.
El soporte de bomba mantiene el peso de la BES superior durante la instalación y luego el peso de la BES es colgado del bloque de la herramienta Y tool.
El bloque de la herramienta Y tool hace posible la producción independiente de ambas zonas a través de las tuberías de producción principal y concéntrica.
Solamente una tubería es instalada a la vez, por lo tanto las herramientas y llaves de torque son las tradicionales.
El tiempo requerido para esta instalación es el normal (alrededor de 20 horas para la tubería principal y 6 horas para la concéntrica. Dependiendo de la profundidad.
El cabezal del pozo y en la torre de acondicionamiento deben soportar el peso de la tubería y del sistema de 2 BES.
22
2.4
COMPARACIÓN
ENTRE
SISTEMAS
DUALES
Y
CONCÉNTRICOS
DUAL CONCÉNTRICO
DUAL PARALELO
Posibilidad de instalar sistemas con o sin capsula en la BES inferior.
El soporte de bomba mantiene el peso de la BES durante la instalación y luego este es colgado de la herramienta Ytool.
El bypass tubing dependiendo del casing puede ser 2-7/8” o 2 1/8”para revestimientos de 9 5/8”y 7” respectivamente.
La herramienta Ytool hace
posible el producir
independientemente de cada arena productora a través de la tubería de producción principal y concéntrica.
Solamente una tubería de producción es instalada a la vez, por lo tanto llaves de torque tradicionales son necesarias.
El tiempo requerido para la instalación es de alrededor de 20 horas para la tubería principal y 6 horas para la concéntrica.
El cabezal de pozo es relativamente similar al de los pozos
Posibilidad de instalar sistemas con o sin capsula en la BES inferior.
El soporte de bomba mantiene el peso de la BES durante la instalación
El bypass tubing dependiendo del casing puede ser 2-7/8” o 2 1/8”para revestimientos de 9 5/8”y 7” respectivamente.
Las tuberías de producción de cada arena son dos sartas independientes de 2-7/8” o 2 3/8”, dependiendo del tamaño del revestimiento.
Las dos sartas son instaladas simultáneamente. Esto requiere herramientas de instalación y torque especiales, el tiempo de instalación es mayor (alrededor de 65 horas)
Mayores cuidados son necesarios con los cables durante la instalación.
La configuración del cabezal es especial y diferente de los cabezales normales.
23 tradicionales, aumentado una
sección.
El cabezal del pozo y la torre de reacondicionamiento debe soportar el peso de la tubería principal y las 2 BES.
(Especiales) Protectores de cable Duales son requeridos para sujetar ambos cables al mismo tiempo.
La unión ajustable o telescópica está al nivel de la herramienta Ytool.
Tubos cortos son requeridos para ambas tuberías (principal y concéntrica) para ajustar longitudes durante la instalación del cabezal.
El cabezal y la torre de reacondicionamiento deben mantener el peso de las 2 Sartas y de las 2 BES.
Se requiere doble cantidad de protectores de cable debido a la existencia de 2 sartas.
Centralizadores de tubería son requeridos cada 1000 ft. aproximadamente.
La unión ajustable está bajo el cabezal del pozo.
Tubos cortos son requeridos para ajustar longitudes durante la instalación del cabezal.
24 2.4.1 CRITERIOS DE DISEÑO DE UNIDAD SUPERIOR.
El equipo superior por estar más alejado de los punzados de la arena superior y por los diferentes índices de productividad se debe considerar en el diseño lo siguiente:
La presión de succión de debería ser mayor al punto de burbuja del yacimiento.
Para conseguir una velocidad de fluido pasando a través del motor cercano a 1 Ft/ Seg en ocasiones se recomienda una camisa de refrigeración.
La temperatura del bobinado del motor para la producción deseada no debería ser mayor de 350 F.
El sensor de fondo debe monitorear los cambios en el comportamiento del yacimiento.
La velocidad de fluido a través del by pass tubing no debería sobrepasar los 12 Ft/ Seg.
En pozos con producción de sólidos el límite de
velocidad de fluido en la tubería debe ser evaluado a un valor menor.
En aplicaciones duales para casing 9 5/8” se deberá utilizar by pass tubing de 2.7/8” que permite ingresar en el casing con bombas serie 400 & 538.
En aplicaciones duales para casing 7” se deberá utilizar by pass 2.1/8” que permite utilizar bombas y sellos serie 400.
El OD del sistema dual no debe sobrepasar el drift del casing.
El diámetro equivalente de la tubería externa siempre es mayor que el diámetro interno de la tubería interna.
La Y Tool debe permitir escoger que la mayor cantidad de producción sea seleccionada a pasar por la tubería externa.
La velocidad de fluido en la tubería de producción concéntrica o paralela no debería sobrepasar los 12 Ft/ Seg.
25 2.4.2. CRITERIOS DE DISEÑO DE UNIDAD INFERIOR.
El equipo inferior por estar más cerca de los punzados de la arena inferior se debe considerar en el diseño los siguientes puntos:
El espacio entre las arenas de producción debe permitir alojar un empacador tipo SC entre las dos formaciones a producir.
El empacador y la unidad de sellos deben soportar la presión diferencial a temperatura de yacimiento, evitando la migración de fluidos entre las formaciones productoras.
La hermeticidad de la capsula del equipo inferior debe asegurar la dirección del fluido de la formación inferior.
El rango de operación de la bomba debe satisfacer eficientemente las condiciones iniciales y finales de producción del pozo.
El sensor de fondo debe monitorear los cambios en el comportamiento del yacimiento.
La selección del tamaño del cable no debe sobrepasar el límite de caída de voltaje de 30V/1000 Ft.
El motor debe satisfacer la condición de carga para la cabeza de levantamiento de la bomba.
La velocidad de fluido pasando a través del motor no debe ser mayor de 10 Ft/Seg.
El conector eléctrico de la capsula debe poseer protección mecánica que eviten la descompresión del aislamiento.
26 Operación ESP Dual (Sistema Concéntrico)
El flujo proveniente de la arena inferior del reservorio entre el empacador SC recuperable es directamente enviado dentro del encapsulado de la camisa de 7¨ al intake del equipo electrosumergible BES. La unidad inferior BES levanta el fluido a través del shroud hanger y por el by pass tubing, a la tubería de producción concéntrica y de ahí hasta superficie.
La inyección concéntrica dentro del sello PBR entre el Y-Block garantiza la no mezcla con el fluido superior de reservorio.
El fluido proveniente del reservorio superior llena rápidamente el anular desde el packer hasta el Separador de Gas. El sistema superior ESP es energizado y el fluido pasa atreves de la bomba y el Y-Block por el anular, formando de esta manera 2 producciones independientes hasta superficie. Para garantizar que los fluidos no se mezclen dentro de la completación, existen varios elementos como el empacador SC recuperable, el encapsulado de camisa, stinger y la sección PBR entre la Y-Block y los dos tubing string.
Varias presiones de testeo son probadas durante la instalación para garantizar 100% de sello entre ambos fluidos de reservorio con independiente producción hasta superficie.
Mejores Prácticas (Sistema Concéntrico)
Las lecciones aprendidas de similares proyectos nos han enseñado las mejores prácticas para completaciones duales:
1. El pre-ensamble del equipo Electrosumergible BES (Sensor, motor y sello) reduce el tiempo de instalación.
2. El pre-ensamble ayuda a reducir riesgos y tiempo de taladro durante la instalación.
3. Presiones de fondo garantizan el sello de sus principales componentes.
27 4. Procedimientos de instalación y el chequeo en situ garantizara una
normal actividad de taladro.
5. La charla de seguridad y la comunicación constante durante la instalación es siempre recomendada.
6. Slips y bushing deben tener suficiente espacio para dos cables de potencia.
7. Las herramientas de instalación deben tener su correspondiente certificación.
28 SHEAR OUT SAFETY JOINT 3 ½" EUE
LOCATOR TUBING SEAL ASSEMBLY
MILLOUT EXTENSION TUBING NIPPLE SPACER
SEAL BORE EXTENSION
WIRE LINE ENTRY GUIDE RATCHETING MULE SHOE
CONNECTOR SUB
PUP JOINT
NO-GO NIPPLE 3-½" X 2.81"
SABL-3 SEAL BORE RETRIEVABLE PACKER
TUBING JOINTS 3-½" EUE
Baker Oil Tools