WO2010025741A1 - Sistema de bombeo electro sumergido en paralelo - Google Patents

Sistema de bombeo electro sumergido en paralelo Download PDF

Info

Publication number
WO2010025741A1
WO2010025741A1 PCT/EC2009/000010 EC2009000010W WO2010025741A1 WO 2010025741 A1 WO2010025741 A1 WO 2010025741A1 EC 2009000010 W EC2009000010 W EC 2009000010W WO 2010025741 A1 WO2010025741 A1 WO 2010025741A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
assembly
ring
dual
threaded
tee
Prior art date
Application number
PCT/EC2009/000010
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Bob Fielder
Erwin Rommel Figueroa Carrion
Eduardo Javier Maldonado Barragan
Eric Alejandro Mora
Victor Miguel Yanez Mendizabal
Original Assignee
Esp Completion Technologies S.A.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Esp Completion Technologies S.A. filed Critical Esp Completion Technologies S.A.
Publication of WO2010025741A1 publication Critical patent/WO2010025741A1/es

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/07—Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1035—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers for plural rods, pipes or lines, e.g. for control lines
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/18—Pipes provided with plural fluid passages
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well

Definitions

  • the present invention relates to equipment systems and associated components for the completion or installation of systems for the lifting or pumping of well fluids with "S. B. E. S". Specifically, the invention allows the successful installation in a well of Dual Parallel electro-submersible pumping systems in restricted, confined, vertical, deviated or horizontal pits to pump or produce separate reservoir fluids by isolation and without the potential of mixing the produced fluids .
  • Dual Completion Systems have been applied for more than a decade with acceptable results, starting with the concentric production pipeline or the completion mode with the configuration of a production pipe corresponding to a reservoir within the production pipe of the another reservoir in the same well.
  • the concentric mode employs production pipe of a larger outside diameter with a production pipe of a smaller diameter installed inside. This allows a "SBES” to produce the pumped fluids through the interior or smaller diameter production pipe and the second "SBES" to produce the isolated separated fluids through the annular cavity created between the outer diameter of the piping Smaller inner production and the inner diameter of the larger outer pipe.
  • One of the limitations is the requirement of drilling and / or reconditioning equipment of high lifting capacity due to the large weight of the concentric dual complete string.
  • This type of completions also requires more than one installation procedure which translates into more work time of the drilling or reconditioning equipment that can be an additional 3 to 5 days; it requires the application of flow systems of Bypass (Y-tools and Encapsulation Systems of electro submersible pumps “pods esp systems”), requires the application of erosion joints, which protect the bypass flow system from corrosion and erosion normally caused in this type of environment . Similarly, the material used in the erosion joints must be resistant to the wear factors mentioned, which increases the cost of the equipment of this concentric dual completeness.
  • Erosion joints are joints with a reinforced wall width and wear-resistant metallurgy in applications of concentric dual completions; requires extreme care in the installation of the locator inside the "seal bore” packing since any foreign material could affect the seal system of the packing and cause leaks.
  • the present invention of a Dual Parallel Completion System for Electro Submersible Pumping is a simple source completion system specifically designed for the simple and effective installation of two Electro Submersible Pumping Systems in two parallel separate production pipe lengths in The same restricted area of the inner passage of the hole of the well.
  • the invention of the system allows the successful installation of two parallel "SBE S” with two lengths of production pipe separated in the same restricted area of the hole of the well while the damage to the power cable systems of the " SBE S "through the application of anti-rotational centralizing jaws specially designed for the gagging of two lengths of pipe together.
  • the invention also solves by means of two special Adjustable Telescopic Joints, the problems of simultaneous surface settlement and termination of the mandrel hangers created when the already installed system, with both production pipe lengths gagged together, are seated in the passage of the seat of the head, chief, engine head.
  • This invention also allows solving the existing mechanical tension problems caused by the separation of sections of production flow lines of Dual Type Parallel head systems with individual Tee and when extended smoothing valves are used with tree caps in the processes of intervention or early access to the production flow.
  • the problem of hydraulic piston effects is solved by means of the provision of flow channels in the centralizing jaws.
  • the present invention allows a successful Dual Parallel Completion system for the installation of Electro Submersible Pumping Systems in vertical wells with severe dog legs, deviated wells in the form of "S" or horizontal well holes for separate production and isolated from two or more hydrocarbon production zones eliminating the mixing potential of the produced fluids.
  • the Anti-Rotational Centralizing Jaws help the centralization of the "SBE S" in the hole of the well allowing easier settlement and individual sealing of the Mandriles of the Hangers of the production pipe in the head body. Reducing the potential for damage to the Electrical Connector when passing through the profiles of the internal passages of the head the "SBES” settle simultaneously on the hanger body.
  • the advantage or advance of the reinforced protection of the power cables of the "SBES” and of the capillary tubes is generated when they pass through the larger outer diameter of the Centralized Anti-Rotational Jaws.
  • Adjustable Telescopic Joints with Insurance Device which allow the equalization of the spacing of the lengths of the production line of the "SBES" when they are secured or gagged together by means of the Centralized Anti-Rotational Jaws .
  • the Adjustable Telescopic Joints with Insurance Device facilitate the simultaneous settlement of the Mandrill Hangers in the Hanger Body of Section B of the head.
  • the advantage or advancement of the Unified Tree Top System allows the intervention of the well and access to monitoring of the API 6A Adapters or of the configuration of Tree Tops through independent access.
  • the Stabilizer Jaw allows the stabilization of a Unified Tree Top System and the Smoothing Valve Assemblies. This is to eliminate the potential damage by mechanical separation to the support tubes of the Unified Tree Top System when wire line or slick line lubricators are attached to the Unified Tree Top System, the external threads of the Tree Tops allow access for the intervention or through internal lifting threads for flow connections or early temporary connections with hose.
  • the Anti-Rotational Centralizing Jaws act by centralizing the two production strips "S.B.E.S" in the hole of the well to allow an easier settlement of the suspension system of the head production pipe. This while having channels that will protect the power cable systems from impact damage as they pass through the larger outside diameter of the jaws. Also the circulation channels are machined in the jaw bodies to allow the circulation of the control fluids of the well, chemical treatments and recovery of the "SBES" from the hole of the well with the minimum effects of piston Io which could effect control of pressure efforts on well balance
  • the invention uses a variety of individualized components to achieve the total success of the installation of the system as described in the following drawings.
  • item number 2-2 of Fig. 1 identified in the assembly plan of the attached system are the Anti-rotational Centralizing Jaws which perform the function of allowing the two piping strands of production of the Electro Submersible Pumping Systems are installed in Parallel in the same hole of the well while eliminating the potential damage due to the rotational effect imparted by the geometry of the hole of the well. This without the normal damage of the power cable that can be caused by the twisting of one of the "SBES" with the production pipe turning one over of the other "SBE S” with the production pipe.
  • the jaws are located at intervals of 500 to 1000 feet from the bottom of the lengths of the production pipe to the highest position of the dual string of production pipe. This effects a change in the mechanics of the production pipe causing individual rotational movements independent of a particular rotational movement in the hole of the well.
  • the (4-4.1) Mandril Hangers allow the Seal and Suspension of the two BE S production pipe strings together and gagged with the ability to install Counter-Pressure Valves in the passage profiles of the Hangers Chuck for the control of the pressure when changing the pressure control system "BOP" which bolts to Ia (4-4.3) Section B during normal installation operations.
  • the (Item 4-4.4 of Fig. 1) Adapter System allows the installation of BIW / ITT Special Connector Systems for termination of power cable and connection to the power source in surface for Dual systems "SBE S". Additionally there are special sealing ports for the installation and termination of chemical injection capillary tubes by API6A recommendations.
  • the (Fig. 8) Dual Primary Valve System allows parallel flow control of "S. B. E. S” production flow streams separated and isolated by a single piece of unified equipment.
  • the (Fiq. 9) Unibody Spreaded Tee allows the redirection of separate flow currents from a vertical axis to a horizontal axis while maintaining an additional mechanical resistance, which eliminates a potential damage of the tension forces as when two are connected separate horizontal production flow lines. This often occurs previously in the separate tee system producing tensions outside the vertical by mechanical action or tension forces used to connect the horizontal production flow lines.
  • the (Fig 10.) Unified Tree Top System allows independent intervention and access to the well for monitoring through the configurations of Tree Tops or API 6A standard Adapters.
  • the fltem 58 of Fig. 10) Stabilizing Jaw allows the stabilization of the (Fig. 10) Unified Tree Top System and (Fi. 10) The Smoothing Valve Assemblies. This is to eliminate the potential damage caused by mechanical separation to the support tubes in (Fig. 10) Unified Tree Top System when "wire line” or "slick line” lubricators are connected to (Fig. 10) Unified System of Tree top
  • the access for intervention can be using individual external threads of the Tree Tops or by internal lifting threads for reconditioning access.
  • the internal threads of the Unified Tree Top System allow the connection of the temporary flow line to discharge the well control fluids while the production flow lines are being manufactured.
  • the Stabilizing Jaw allows to increase the rigidity of the system and to be able to make this connection in a safe way avoiding separation significant axes along the smooth valves during this phase of temporary production. This allows the operator an advance in obtaining the production and recovery of hydrocarbons from the designated production areas so that the corresponding verifications related to the production of the well can be carried out. This advance could be 1 to 2 days.
  • FIGURE 1 is an overall view of the System of
  • FIGURE 2 is an exploded view of the Jaws
  • FIGURE 3 is an exploded view of the Telescopic Joints
  • FIGURE 4 is an exploded view of the Chuck Hangers which are a sub component of the item highlighted 4-4 of Figure 1.
  • FIGURE 5 is an exploded view of the Hanger Body which is a sub component of the highlighted item 4-4 of Figure 1.
  • FIGURE 6 is a complete view of the Adapter System which is a sub component of the highlighted item 4-4 of Figure 1.
  • FIGURE 7 is a view of a Cross Section of Section B Ia which is a sub component of item 4-4 Figure 1.
  • FIGURE 8 is an exploded view of the Dual Primary System of
  • FIGURE 9 is an exploded view of the Tee Assembly
  • FIGURE 10 is an exploded view of the Smoothing Valve Assembly and Unified Tree Top System highlighted as 7-7 in Figure 1.
  • Fig. 1 which composes a complete view of the Dual Parallel Completion System PR-1 for Electro Submersible Pumping is illustrated according to the preferred representations of the present invention.
  • item 2-2 is an Anti-Rotational Centralized Jaw which is illustrated as 10 of Fig. 2 showing an exploded view thereof.
  • the Anti-Rotational Centralizing Jaw 10 of Fig. 2 is composed of two identical main jaw bodies 11 of Fig. 2 which are gagged and stiffened on site on the outside of the flow paths of the production pipes using Conventional API sizes using 5 5/8 inch hex bolts UNC 13 of Fig. 2.
  • the main bodies 11 of Fig. 2 of the Centralized Anti-Rotational Jaw 10 of Fig. 2. They have 4 identical machined channels for the installation of 1 to 4 Power Cables for Electro Submersible Pumping System (SBES) in flat or round configuration with or without integral capillary tubes and with external capillary tubes if required.
  • SBES Electro Submersible Pumping System
  • the normal installation required at least 2 separate "SBES” Power Cables and these would be installed at geometrically opposite points with 180 degrees between these points.
  • the 180 degrees of separation allow a maximum physical distance between the Power Cables "SBES", which is a measure of protection redundant in case of damage in the event that the Anti-Rotational Centralizing Jaws 10 of Fig.
  • the Main Body of the Telescopic Union 16 of Fig. 3 accepts the Threaded Ring Segments of the Telescopic Union 17 of the Figure 3 which are covered by an Adjustable Telescopic Union Ring Housing with Threaded Receptacles for Hexagonal Prisoners 19 of Fig. 3 and Secured on Site using four Hexagonal Prisoners for Securing the Telescopic Union 18 of Fig. 3.
  • the threaded mandrel of the Adjustable Telescopic Union with the "O Ring” type seals 20 of Fig. 3 is inserted in the upper side of the Main Body of the Telescopic Union 16 of Fig. 3 with the "O Rings" type seals Adjustable Threaded Chuck 21 of Fig.
  • the Two lengths of the production pipe are then adjusted using Adjustable Telescopic Joints with Insurance Device 15 of Fig. 3 to match the lengths and allow a correct settlement of the Mandrill Hangers 25 of Fig. 4 in the Hanger Body 27 of Fig. 5.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

Sistema de bombeo electro sumergido en paralelo, mediante dos tubería de producción paralelas, que comprende unas uniones telescópicas (15) y una pluralidad de mordazas centralizadoras (10). Cada mordaza está conformada por dos cuerpos principales (11) idénticos que abrazan ambas tuberías de producción y disponen en su parte más exterior de dos canales maquinados para fijar los cables de poder mediante unas cubiertas (12). Las uniones telescópicas (15) comprenden dos tubos, insertados uno dentro de otro, y que pueden ser fijados mediante una serie de prisioneros hexagonales. Presentan además juntas para su unión estanca.

Description

Título de Ia Patente:
Sistema de Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro
Sumergible
Campo de Ia Invención:
[001] La presente invención está relacionada con sistemas de equipos y componentes asociados para el completamiento o instalación de sistemas para el levantamiento o bombeo de fluidos de pozo con "S. B. E. S". Específicamente Ia invención permite Ia instalación exitosa en un pozo de sistemas de bombeo electro sumergible Dual Paralelo en hoyos restringidos, confinados, verticales, desviados u horizontales para bombear o producir fluidos de reservónos separados mediante aislamiento y sin el potencial de Ia mezcla de los fluidos producidos.
Antecedentes de Ia Invención:
[002] Los Sistemas de Completamiento Dual han sido aplicados por más de una década con resultados aceptables, iniciando con Ia tubería de producción concéntrica o el modo de completamiento con Ia configuración de una tubería de producción correspondiente a un reservorio dentro de tubería de producción del otro reservorio en un mismo pozo. El modo concéntrico emplea tubería de producción de un diámetro exterior más grande con una tubería de producción de un diámetro más pequeño instalada el interior. Esto permite a un "S.B.E.S" producir los fluidos bombeados a través de Ia tubería de producción interior o de menor diámetro y al segundo "S.B.E.S" producir los fluidos separados aislados a través de Ia cavidad o anular creado entre el diámetro exterior de Ia tubería de producción interior más pequeña y el diámetro interior de Ia tubería más grande exterior. Este método de producción elimina Ia mezcla de los fluidos producidos y generalmente satisfacen las regulaciones gubernamentales o requerimientos para el aislamiento de producción de dos o más reservónos en Ia misma área del agujero restringido por el diámetro de Ia tubería de revestimiento como Io reivindicado por Narváez et al en Ia US Patente número US 6,250,390 Bl
[003] Sin embargo el sistema de completamiento de producción de Bombeo Electro Sumergible tipo concéntrico tiene un número de limitaciones de aplicaciones de pozo debido a los diferentes requerimientos:
[004] Una de las limitaciones es el requerimiento de equipos de perforación y/o re acondicionamiento de gran capacidad de levantamiento debido al gran peso de Ia sarta de completamiento dual concéntrico.
[005] Este tipo de completamientos también requiere más de un procedimiento de instalación Io que se traduce en más tiempo de trabajo del equipo de perforación o re-acondicionamiento que puede ser de 3 a 5 días adicionales;requiere Ia aplicación de sistemas de flujo de bypass (Y- tools y Sistemas de encapsulamiento de las bombas electro sumergibles "pods esp systems"), requiere Ia aplicación de juntas de erosión, las mismas que protegen al sistema de flujo de bypass de corrosión y erosión normalmente causado en este tipo de ambientes. De igual manera el material usado en las juntas de erosión tiene que ser resistente a los factores de desgaste mencionados Io cual incrementa el costo de los equipos de este completamiento dual concéntrico. Las juntas de erosión son juntas con un ancho de pared reforzada y una metalurgia resistente al desgaste en aplicaciones de completamientos duales concéntricos; requiere un cuidado extremo en Ia instalación del localizador dentro del Ia empaquetadura "seal bore" ya que cualquier material extraño podría afectar el sistema de sello de Ia empaquetadura y producir fugas.
[006] El completamiento de modo concéntrico requiere más tiempo de instalación de las dos sartas de producción, ya que estas tienen que instalarse por separado Io cual involucra operaciones adicionales en superficie. [007] En el completamiento dual concéntrico Ia tubería de menor diámetro que va instalada en el interior de Ia tubería de mayor diámetro debe tener acoples especiales debido a Ia limitada disponibilidad de espacio del diámetro interior de Ia tubería de producción externa. Estas cuplas deben ser biseladas y de un diámetro exterior menor del diámetro convencional.
[008] En el completamiento dual concéntrico al existir un juego entre las dos sartas de tubería instaladas, el flujo de los fluidos del reservorio a través del anular causa un efecto de aceleración de Ia corrosión debido a las altas velocidades del fluido.
[009] En el sistema de completamiento dual concéntrico se presentan varios problemas en Ia instalación de Ia unidad de sellos dentro de los sistemas de flujo de by pass, ya que estos son afectados por Ia expansión térmica de Ia tubería de producción externa produciendo fugas.
[010] Por otra parte en el tipo de sistemas de completamiento dual paralelo existente, Ia mayoría de intentos no tuvieron éxitos debido al daño producido a los sistemas de cable de poder del Sistema de Bombeo Electro Sumergible durante el intento de instalación, ya que como los pozos son comúnmente perforados en áreas sensibles ambientalmente tal como el bosque lluvioso virgen o donde los rastros físicos de los pozos perforados deben ser restringidos a un nivel mínimo posible de impacto ambiental, las construcciones de los pozos involucran gran número de espirales ( patas de perro) o altos ángulos de desviación desde el eje vertical causando efectos de torcimiento sobre Ia gran longitud de Ia tubería y por ende efectos sobre el cable adjunto a esta.
[011] Debido a las características del sistema de completamiento dual paralelo existente, en caso de que se presenten problemas de instalación y una operación de pesca tenga que ser necesaria, Ia complejidad de esta operación es muy alta debido a Ia limitada accesibilidad de las herramientas. [012] Hasta a Ia actualidad no ha habido intentos altamente confiables para evitar el daño del cable de poder de los "S. B. E. S" durante el proceso de instalación.
[013] En el tipo de completamiento dual paralelo existente para levantamiento por gas y flujo natural los diseños de los cabezales presentan problemas de separación de las dos vías de flujo ya que las fuerzas mecánicas existentes provocan un daño en estas, las mismas que no permiten el acceso de herramientas al fondo del pozo por esta vía.
[014] La presente invención de un Sistema de Completamiento Dual Paralelo para Bombeo Electro Sumergible es un sistema de completamiento de fuente simple específicamente diseñado para Ia instalación simple y efectiva de dos Sistemas de Bombeo Electro Sumergible en dos longitudes de tubería de producción separadas paralelas en Ia misma área restringida del pasaje interior del agujero del pozo.
[015] La invención del sistema permite Ia instalación exitosa de dos "S. B. E. S" paralelos con dos longitudes de tubería de producción separadas en Ia misma área restringida del agujero del pozo mientras se prevé el daño a los sistemas de cable de poder de los "S. B. E. S" mediante Ia aplicación de mordazas centralizadoras anti-rotacionales especialmente diseñadas para el amordazamiento de dos longitudes de tubería juntas. La invención también soluciona mediante dos Uniones Telescópicas Ajustables especiales, los problemas de asentamiento simultáneo en superficie y terminación de los colgadores de mandril creados cuando el ya instalado sistema, con ambas longitudes de tubería de producción amordazadas juntas, son sentadas en el pasaje del asiento del cabezal. Esta invención también permite resolver los problemas de tensión mecánica existentes causados por Ia separación de secciones de líneas de flujo de producción de sistemas de cabezales Tipo Dual Paralelo con Tee individual y cuando las válvulas de suaveo extendidas son usadas con tapas de árbol en los procesos de intervención o accesos tempranos al flujo de producción. De igual manera se resuelve el problema de los efectos hidráulicos de pistón mediante Ia provisión de canales de flujo en las mordazas centralizadoras.
[016] La presente invención permite un sistema exitoso de Completamiento Dual Paralelo para Ia instalación de Sistemas de Bombeo Electro Sumergible en pozos verticales con severas patas de perro, pozos desviados en forma de "S" o agujeros de pozo horizontales para Ia producción separada y aislada de dos o más zonas de producción de hidrocarburos eliminando el potencial de mezcla de los fluidos producidos.
[017] La solución al problema del daño de los cables de poder debido al movimiento independiente , torcimiento o rotación de los ensambles de los "S. B. E. S" incluyendo tubulares, unos encima de otros causados por las tendencias en el agujero del pozo de rotación hacia Ia derecha. Esto es eliminado mediante Ia instalación de las Mordazas Centralizadores Anti-Rotacionales. Las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales cuando son instaladas o amordazadas en las dos longitudes de tuberías de producción independientes actúan para cambiar las características de las longitudes de Ia tubería de producción. Ya que las dos longitudes de tubería de producción tienen el potencial de que roten independientemente una sobre Ia otra longitud de tubería combinada actuando para que roten en un solo sentido cuando Ia geometría del agujero del pozo induce efectos rotacionales sobre estas.
[018] Las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales ayudan a Ia centralización de los "S. B. E. S" en el agujero del pozo permitiendo un asentamiento y sello individual más fácil de los Mandriles de los Colgadores de Ia tubería de producción en el cuerpo del cabezal. Reduciendo el potencial de daño al Conector Eléctrico cuando pasando a través de los perfiles de los pasajes internos del cabezal se asientan los "S.B.E.S" simultáneamente en el cuerpo del colgador. [019] La ventaja o avance de Ia protección reforzada de los cables de poder de los "S.B.E.S" y de los tubos capilares se genera cuando pasan a través del diámetro exterior más grande de las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales. Esta provisto mediante una disposición geométricamente opuesta de 4 canales maquinados para cable y capilares con cubiertas para las mordazas instaladas sobre los canales; esto permite un desplazamiento del cable o de los tubos capilares del canal de protección. Esto es para proveer una máxima distancia física entre los cables de poder en el caso de una falla de Ia mordaza llevando a un potencial completo o parcial de rotación de las longitudes de Ia tubería de producción con los cables de poder y de los capilares.
[020] La ventaja o avance para una efectiva circulación de los fluidos para el control de presión, fluidos para tratamiento químico mediante una disposición geométricamente opuesta de canales de circulación maquinados en las Cubiertas de las Mordazas Centralizadoras Anti- Rotacionales. Adicionalmente los canales de circulación ayudan a prevenir el potencial de los efectos hidráulicos de pistón en el agujero del pozo cuando se recuperan los "S.B.E.S" durante las operaciones de reacondicionamiento o de intervención de pozos.
[021] La ventaja o avance de las Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivo de Seguro, las cuales permiten Ia ecualización del espaciamiento de las longitudes de Ia tubería de producción de los "S.B.E.S" cuando son aseguradas o amordazadas juntas mediante las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales. Las Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivo de Seguro facilitan el asentamiento simultáneo de los Colgadores de Mandril en el Cuerpo del Colgador de Ia Sección B del cabezal.
[022] La ventaja o avance del Sistema Adaptador de una pieza el cual permite a las conexiones a los caminos del flujo, construir a través del ensamble, terminación y sello de los Sistemas Especiales de los Conectores Eléctricos BIW/ITT en el cabezal y a través de Ia alimentación, terminación y sellos de los múltiples tubos capilares para inyección química en el colgador del cabezal y adaptador. Esto mientras se mantiene una integridad mecánica superior versus otros sistemas que usan adaptadores duales tipo partidos o bridas adaptadoras tipo D.
[023] La ventaja o avance del Ensamble de Ia Tee Esparraga Unicuerpo permite Ia conversión de flujo vertical a flujo horizontal requerido para Ia conexión de líneas de flujo estándar opuesto. Esto mientas se mantiene Ia resistencia mecánica para eliminar el potencial de separación mecánica o deflexión de dos ensambles de corrientes debido a fuerzas de tensión hidráulicas y mecánicas de las líneas estándar de flujo de producción.
[024] La ventaja o avance del Sistema Unificado de Tapa de Árbol permite Ia intervención del pozo y el acceso a monitoreo de los Adaptadores API 6A o de Ia configuración de Tapas de Árbol mediante acceso independiente. La Mordaza Estabilizadora permite Ia estabilización de un Sistema Unificado de Tapa de Árbol y de los Ensambles de Ia Válvula de Suaveo. Esto es para eliminar el potencial daño por separación mecánica a los tubos de soporte del Sistema Unificado de Tapa de Árbol cuando lubricadores de wire line o slick line están adjuntos al Sistema Unificado de Tapa de Árbol, las roscas externas de las Tapas de Árbol permiten el acceso para Ia intervención o mediante roscas internas de levantamiento para conexiones de flujo o tempranas conexiones temporales con manguera.
[025] La mayor ventaja o avance de Ia Invención del Sistema de Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro Sumergible es el completo sistema de ingeniería, fabricación, prueba, mejoramiento y provisión final alcanzado por una entidad. Con cada sistema de completamiento siendo personalizado para cada específico requerimiento del cliente de Instalación de Completamientos Duales Paralelos "S. B. E. S" y las variaciones de Ia geometría del pozo encontradas. Esto versus los previos intentos para Ia adaptación de varios equipos descontinuados usados para aplicaciones de Levantamiento por Gas, Flujo Natural o Levantamiento hidráulico para aplicaciones de completamientos Dual Paralelo con "S.B.E.S". Las Invenciones del Sistema de Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro Sumergible diseñados para una fase de introducción inicial al cliente han resuelto todos los mayores problemas de fallas asociados con los completamiento Dual Paralelo "S.B.E.S".
[026] Adicionalmente las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales actúan centralizando las dos sartas de producción "S.B.E.S" en el agujero del pozo para permitir un asentamiento más fácil del sistema de suspensión de Ia tubería de producción del cabezal. Esto mientras se tiene canales que protegerán los sistemas de cable de poder del daño de impacto mientras pasan a través de el mayor diámetro exterior de las mordazas. También los canales de circulación son maquinados en los cuerpos de las mordazas para permitir Ia circulación de los fluidos de control del pozo, tratamientos químicos y recuperación de los "S.B.E.S" desde el agujero del pozo con los mínimos efectos de pistón Io cual podría efectuar control de esfuerzos de presión sobre balance de un pozo
Resumen de Ia Invención:
[027] La invención utiliza una variedad de componentes individualizados para lograr el éxito total de Ia instalación del sistema como Io descrito en los siguientes planos. En el ítem número 2-2 de Ia Fig.1 identificado en el plano de conjunto del sistema adjunto están las Mordazas Centralizadoras Anti-rotacionales las cuales realizan Ia función de permitir que las dos sartas de tubería de producción de los Sistemas de Bombeo Electro Sumergible sean instaladas en Paralelo en el mismo agujero del pozo mientras se elimina el potencial daño debido al efecto rotacional impartido por Ia geometría del agujero del pozo. Esto sin el daño normal del cable de poder que puede ser causado por el torcimiento de uno de los "S.B.E.S" con Ia tubería de producción girando uno encima del otro "S. B. E. S" con Ia tubería de producción. Las mordazas son ubicadas en intervalos de 500 a 1000 pies desde el fondo de las longitudes de Ia tubería de producción hasta Ia posición más alta de Ia sarta dual de tubería de producción. Este efectúa un cambio en Ia mecánica de Ia tubería de producción causando de movimientos rotacionales individuales independientes a un movimiento rotacional determinado en el agujero del pozo.
[028] La descripción del ítem número 3-3 identificado en el plano de conjunto del sistema adjunto Fig.1 están las Uniones Telescópicas Aiustables con Dispositivo de Seguro las cuales realizan Ia función de permitir Ia ecualización de las longitudes de las tuberías de producción de los "S. B. E. S" cuando las sartas individuales de las tuberías de producción están aseguradas juntas por las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales. Esto es un requerimiento absoluto en el asentamiento de los dos (item 4-4.1 de Ia Fig 1.) Colgadores de Mandril en el (item 4-4.2 de Ia Fig.1) Cuerpo del Colgador más grande del cabezal cuando se asienta las sartas de tubería de producción "S. B. E. S" en Ia (ítem 4-4.3 de Ia Fig.1) Sección B del cabezal. Es así como los (4-4.1) Colgadores de Mandril deben ser de igual longitud cuando se asientan en el (4-4.2) cuerpo del colgador, Io cual es difícil de alcanzar cuando las dos sartas de tubería de producción son amordazadas juntas para permitir Ia rotación simultánea sin daño al cable de poder de los "S. B. E. S".
[029] Los (4-4.1) Colgadores de Mandril permiten el Sello y Suspensión de las dos sartas de tubería de producción B. E. S juntas y amordazadas con Ia capacidad de instalación de Válvulas de Contra-presión en los perfiles del pasaje de los Colgadores de Mandril para el control de Ia presión cuando se cambia el sistema de control de presión "BOP" el cual se emperna a Ia (4-4.3) Sección B durante las operaciones normales de instalación. El (Item 4-4.4 de Ia Fig.1) Sistema Adaptador permite Ia instalación de Sistemas de Conectores Especiales BIW/ITT para terminación de cable de poder y conexión a Ia fuente de poder en superficie para los sistemas Dual "S. B. E. S". Adicionalmente hay puertos de sellado especiales para Ia instalación y terminación de tubos capilares de inyección química por recomendaciones API6A.
[030] El (Fig.8) Sistema Primario Dual de Válvula permite el control del flujo Paralelo de corrientes de flujo de producción de "S. B. E. S" separados y aislados mediante una pieza de equipo simple unificada. La (Fiq. 9) Tee Esparragada Unicuerpo permite el re direccionamiento de corrientes de flujo separadas de un eje vertical a un eje horizontal mientras se mantiene una resistencia mecánica adicional, Ia cual elimina un potencial daño de las fuerzas de tensión como cuando se conectan dos líneas de flujo de producción horizontales separadas. Esto ocurre a menudo previamente en el sistema de tee separadas produciendo tensiones fuera de Ia vertical por acción mecánica o fuerzas de tensión usadas para conectar las líneas de flujo de producción horizontales.
[031] El (Fig 10.) Sistema Unificado de Tapa de Árbol permite Ia intervención y acceso independiente al pozo para monitoreo a través de las configuraciones de Tapas de Árbol o Adaptadores estándar API 6A . La fltem 58 de Ia Fig.10) Mordaza Estabilizadora permite Ia estabilización de el (Fig.10) Sistema Unificado de Tapa de Árbol y (Fiq.10) Los Ensamblajes de Ia Válvula de Suaveo . Esto para eliminar el potencial daño por separación mecánica a los tubos de soporte en el (Fig.10) Sistema Unificado de Tapa de Árbol cuando lubricadores de "wire line" o "slick line" están conectados al (Fig.10) Sistema Unificado de Tapa de Árbol. El acceso para intervención puede ser usando roscas externas individuales de las Tapas de Árbol o mediante roscas internas de levantamiento para acceso a re acondicionamiento. Finalmente las roscas internas del Sistema Unificado de Tapa de Árbol permiten Ia conexión de Ia línea de flujo temporal para descargar los fluidos de control de pozo mientras las líneas de flujo de producción están siendo fabricadas. La Mordaza Estabilizadora permite incrementar Ia rigidez del sistema y poder realizar de una manera segura esta conexión evitando Ia separación significativa de los ejes a Io largo de las válvulas de suaveo durante esta fase de producción temporal. Esto permite al operador un adelanto en Ia obtención de Ia producción y Ia recuperación de hidrocarburos desde las zonas de producción designadas de manera que se puedan realizar las verificaciones correspondientes relacionadas a Ia producción del pozo. Este adelanto podría ser de 1 a 2 días.
[032] Breve Descripción de los Figuras:
[033] La invención será de ahora en adelante descrita con referencia a los planos adjuntos, donde los numerales en referencia denotan a cada uno de los elementos así: [034] FIGURA 1 es una vista en conjunto del Sistema de
Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro sumergible como está típicamente instalado en un agujero de pozo desviado con
"S. B. E. S" y una Empaquetadura hidráulica Dual para propósitos de aislamiento de zonas de producción [035] FIGURA 2 es una vista explotada de las Mordazas
Centralizadoras Anti-Rotacionales las cuales están resaltadas como 2-
2 de Ia figura 1. [036] FIGURA 3 es una vista explotada de las Uniones Telescópicas
Ajustables con Dispositivos de Seguro las cuales están resaltadas como 3-3 de Ia figura 1. [037] FIGURA 4 es una vista explotada de los Colgadores de Mandril los cuales son un sub componente del ítem resaltado 4-4 de Ia figura 1. [038] FIGURA 5 es una vista explotada del Cuerpo del Colgador el cual es un sub componente del ítem resaltado 4-4 de Ia figura 1. [039] FIGURA 6 es una vista completa del Sistema Adaptador el cual es un sub componente del ítem resaltado 4-4 de Ia figura 1. [040] FIGURA 7 es una vista de un Corte Transversal de Ia Sección B Ia cual es un sub componente del ítem 4-4 figura 1. [041] FIGURA 8 es una vista explotada del Sistema Primario Dual de
Válvula el cual está resaltado como 5-5 en Ia figura 1. [042] FIGURA 9 es una vista explotada del Ensamble de Ia Tee
Esparragada Unicuerpo Ia cual esta resaltada como 6-6 de Ia figura 1 [043] FIGURA 10 es una vista explotada del Ensamblaje de Ia Válvula de Suaveo y Sistema Unificado de Tapa de Árbol resaltado como 7-7 en Ia figura 1.
Descripción Detallada de las Representaciones Preferidas:
[044] Refiriéndose generalmente a Ia Fig.1 Ia cual compone una vista completa del Sistema de Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro Sumergible es ¡lustrado de acuerdo con las representaciones preferidas de Ia presente invención. En Ia Fig.1 el ítem 2-2 es una Mordaza Centralizadora Anti-Rotacional Ia cual es ¡lustrada como 10 de Ia Fig.2 mostrando una vista explotada del mismo. La Mordaza Centralizadora Anti-Rotacional 10 de Ia Fig.2 esta compuesta de dos cuerpos principales de mordaza idénticos 11 de Ia Fig.2 los cuales son amordazados y terqueados en sitio sobre Ia parte exterior de los trayectorias de flujo de las tuberías de producción usando tamaños API convencionales mediante 5 pernos hexagonales de 5/8 pulgadas UNC 13 de Ia Fig.2.
[045] Los cuerpos principales 11 de Ia Fig.2 de Ia Mordaza Centralizadora Anti-Rotacional 10 de Ia Fig.2. tienen 4 canales maquinados idénticos para Ia instalación de 1 a 4 Cables de Poder para Sistema de Bombeo Electro Sumergible (S.B.E.S) en configuración plana o redonda con o sin tubos capilares integrales y con tubos capilares externos si se requiere. Idealmente Ia instalación normal requería al menos 2 Cables de Poder "S.B.E.S" separados y estos serían instalados en puntos geométricamente opuestos con 180 grados entre estos puntos. Los 180 grados de separación permiten una máxima distancia física entre los Cables de Poder "S.B.E.S", Io cual es una medida de protección redundante ante el daño en caso de que las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales 10 de Ia Fig.2 permitan Ia rotación de una de las dos tuberías de producción dentro del agujero del pozo uno sobre el otro. Sin embargo Ia acción amordazante de de las dos sartas de tubería de producción juntas causan que estas roten juntas así como son instaladas en el agujero del pozo generalmente eliminando que ocurra cualquier potencial daño al Cable de Poder "S.B.E.S" .
[046] Después de que los Cables de Poder "S.B.E.S" son ubicados en los canales maquinados en los cuerpos de las mordazas 11 de Ia Fig.2 luego, las cubiertas de las mordazas superior e inferior 12 de Ia Fig.2 son ubicadas sobre los Cables de Poder "S.B.E.S" y los tubos capilares como medios de protección al impacto, retención mecánica y una centralización en conjunto para Ia Mordaza Centralizadora Anti-Rotacional 10 de Ia Fig.2 completamente ensamblada. Las cubiertas superior e inferior de Ia mordaza 12 de Ia Fig.2 son luego sostenidas en sitio usando los 4 pernos hexagonales de ΛA pulgadas UNC 14 de Ia Fig.2. Las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales 10 de Ia Fig.2 son instaladas en intervalos determinados regulares de entre 500 y 1000 pies en distancia dependiendo de Ia existencia de las variaciones de Ia geometría del agujero del pozo. La mordaza inicial es instalada comenzando sobre el tope superior del Sistema de Bombeo Electro Sumergible Fig.1 ítem 8-8 hasta una distancia de 50-200 pies debajo de cada una de las Uniones Telescópicas con Dispositivos de Seguro Fig.1 ítem 3-3.
[047] En las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales 10 de Ia Fig.2 se han añadido unas ranuras maquinadas en Ia parte superior e inferior de las cubiertas de Ia mordaza 12 de Ia Fig.2 para permitir circulación adicional de fluidos del pozo durante las actividades de control de presión del pozo y procesos de tratamiento con circulación de químicos. Las ranuras maquinadas de circulación también eliminan el potencial efecto hidráulico de pistón en el agujero del pozo cuando se recupera el Sistema de Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro Sumergible. El efecto hidráulico de pistón podría causar que el pozo descargue parte de Ia columna de fluido sobre balanceada del agujero Io que causa un control de presión de emergencia del pozo si no es considerado en el diseño en conjunto de Ia Mordaza Centralizadora Anti-Rotacional 10 de Ia Fig.2. 8] En Ia Fig. 1 está el ítem número 3-3 Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivo de Seguro el cual esta ilustrado como 15 de Ia Fig.3 mostrando una vista explotada de los mismos. El Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica 16 de Ia Fig.3 acepta los Segmentos de Anillo Roscados de Seguro de Ia Unión Telescópica 17 de Ia Fig.3 los cuales están cubiertos por una Carcaza del Anillo de Seguro de Ia Unión Telescópica Ajustable con Receptáculos Roscados para Prisioneros Hexagonales 19 de Ia Fig.3 y Asegurados en Sitio usando cuatro Prisioneros Hexagonales de Sujeción de Ia Unión Telescópica 18 de Ia Fig.3. El Mandril Roscado de Ia Unión Telescópica Ajustable con los sellos tipo "O Ring" 20 de Ia Fig.3 esta insertado en el lado superior del Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica 16 de Ia Fig.3 con los sellos tipo "O Rings" del Mandril Roscado Ajustable 21 de Ia Fig.3 instalados para crear un sello dentro del agujero del Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica. El Substituto Superior parte de Ia Unión Telescópica con el Sello Dual O Ring 23 de Ia Fig.3 es luego roscado dentro de Ia parte superior del Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica 16 de Ia Fig.3 con los O Rings Sellantes del Substituto Superior 22 de Ia Fig.3 correctamente instalado. Luego el Substituto Superior parte de Ia Unión Telescópica con el Sello O Ring Dual 23 de Ia Fig.3 es correctamente torqueado como Io requerido por las especificaciones de Ia rosca. El Neplo adaptador con conexión 2-7/8 pulgadas NU hembra por conexión 2-7/8 pulgadas EUE macho 24 de Ia Fig.3 es luego instalado en el Mandril Roscado de Ia Unión Telescópica Ajustable con Sellos tipo "O Rings" 20 de Ia Fig.3 y terqueados en base a las especificaciones de las roscas. Las dos Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivos de Seguro 15 de Ia Fig.3 son luego instaladas en los dos ensamblajes de Ia tubería de producción mediante una rosca hembra 2-7/8 pulgadas EUE en el tope del Substituto Superior parte de Ia Unión Telescópica 23 de Ia Fig.3 y un Niple Adaptador con conexión en el fondo de 2-7/8 pulgadas Rosca NU hembra x 2-7/8 pulgadas EUE Rosca Macho 24 de Ia Fig.3.
[049] La ubicación de las Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivo de Seguro 15 de Ia Fig.3 es directamente debajo del ensamblaje del cabezal Fig. 1 ítem 4-4 usando tubos cortos para alcanzar tan cerca como Io requiera el espaciamiento para el correcto asentamiento de los Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 en el Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 cuando se asiente el ensamblaje del completamiento en Ia Sección B del cabezal Fig. 1 ítem 4-4. Después de Ia medición de las distancias requeridas para el asentamiento de los dos Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 las dos sartas de tubería de producción son suspendidas en las cuñas del equipo de perforación o reacondicionamiento debajo de las Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivo de Seguro 15 de Ia Fig.3 mientras los Mandriles Roscados de Ia Unión Telescópica Ajustable con Sellos O Ring 20 de Ia Fig.3 son ajustados a las longitudes requeridas usando Ia Carcaza del Anillo de Seguro de Ia Unión Telescópica Ajustable con Receptáculos Roscados Hexagonales para los cuatro Prisioneros Hexagonales de Sujeción de Ia Unión Telescópica 18 de Ia Fig.3 removidos. Después de que un correcto ajuste de los Mandriles Roscados de Ia Unión Telescópica Ajustable con Sellos O Ring 20 de Ia Fig.3 es completado, Ia Carcaza del Anillo de Seguro de Ia Unión Telescópica Ajustable con Receptáculos para Prisioneros Hexagonales 19 de Ia Fig.3 puede ser apretada de una manera segura y los Prisioneros Hexagonales de Sujeción de Ia Unión Telescópica 18 de Ia Fig.3 pueden ser instalados y correctamente torqueados.
[050] Los Colgadores de Mandril 25 mostrados en Ia Fig.4 con perfil roscado para Válvulas de Contra Presión Tipo H y los Sellos del Colgador del Mandril tipo "O Ring" 26 de Ia Fig.4 instalados y luego roscados por abajo con Ia tubería de producción mediante tubos cortos tal como el ítem 11-11 de Ia Fig. 1 y después de haber pasado a través de Ia Sección B del cabezal ítem 4-4 de Ia F¡g.1 y también a través del Cuerpo del Colgador 26 mostrado en Ia Fig. 5. y por arriba conectados por tubos cortos separados más largos que los anteriores para permitir el asentamiento simultáneo en Ia Sección B del cabezal Fig.7, del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 con los Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 los cuales son instalados y retenidos por los Prisioneros de Ajuste del Mandril de Retención 28 de Ia Fig 5. Las dos longitudes de Ia tubería de producción son luego ajustadas usando Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivo de Seguro 15 de Ia Fig.3 para igualar las longitudes y permitir un correcto asentamiento de los Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 en el Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5.
[051] Las mitades inferiores de los Sistemas de Conectores Eléctricos Especiales BIWVITT 35 de Ia Fig. 8 son luego instalados a través del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig. 5 y asegurados. Las Uniones de Sello Capilares 36 de Ia Fig. 8 para los cuatro tubos capilares son empleados para crear un sello de presión en los tubos capilares los cuales son alimentados a través del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 en ambos lados inferior y superior del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 Los Mandriles del Colgador ensamblados 25 de Ia Fig.4 y el Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 con los Prisioneros de Ajuste del Mandril de Retención 28 de Ia Fig. 5. instalados, los Tubos Capilares con las Uniones Capilares de Sello 36 de Ia Fig.8 y los Sellos S del Cuerpo del Colgador 29 de Ia Fig. 5. instalados son luego bajados en Ia Sección B 30 de Ia Fig.7 y el Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 es asegurado con los Tornillos estándar de Sujeción a Ia Sección B 30 de Ia Fig.7
[052] Después de que el completo Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 es asegurado en Ia Sección B 30 de Ia Fig.7 con los Pernos de Sujeción, el Ensamblaje de BOP usado para el control del pozo puede ser removido para permitir el acceso para Ia instalación del Sistema Adaptador Fig.6 a ser instalado sobre Ia parte superior de Ia brida de Ia Sección B 30 de Ia Fig 7. El Ring Gasket API R-53 34 de Ia Fig.6 es instalado en Ia ranura de Ia parte superior de Ia brida de Ia Sección B 30 de Ia Fig.7 para lograr un sello entre Ia Sección B 30 de Ia Fig.7. y Ia brida superior de Ia brida Adaptadora 31 de Ia Fig.6. Las dos bridas opuestas son fijadas en sitio mediante Ia instalación de 16 Espárragos con Tuercas de 1-3/8 pulgadas UNC 32 de Ia Fig.6. Después de que los 16 Espárragos con Tuercas de 1-3/8 pulgadas UNC son instalados y correctamente turqueados para lograr un correcto sello de presión entre las bridas mediante Ring Gasket R-53 34 de Ia Fig.6. Luego el Tapón de Pruebas 33 de Ia Fig.6 es removido y una bomba hidráulica de pruebas es conectada para presurizar el área interior dentro del Ring Gasket R-53 34 de Ia Fig 6. a un mínimo de 3000 PSIG para verificar que se alcanzó el correcto sello. Una vez que Ia prueba de presión es exitosamente completada, Ia bomba hidráulica de pruebas es desconectada y el Tapón de Pruebas 33 de Ia Fig.6 es re-instalado y ajustado. 3] El Ensamble del Sistema Primario Dual de Válvula de la Fig.8 es luego instalado directamente sobre Ia parte superior de Ia Brida Adaptadora 31 de Ia Fig 6 y alineado con los mandriles del Sistema de Conectares Eléctricos Especiales BIW/ITT 35 de Ia Fig.8 instalados a través del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 y Ia Brida Adaptadora 31 de Ia Fig.6. Los tubos capilares también son instalados a través del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 y Ia Brida Adaptadora 31 de Ia Fig.6. Las tuercas retenedoras para los espárragos de 7/8 pulgadas UNC instalados en Ia Brida Adaptadora 31 de Ia Fig.6 son luego instalados y torqueados. Las cuatro Uniones de Sello Capilares 36 de Ia Fig.8 son instalados sobre los tubos capilares sobresalidos y roscados en los puertos de prueba de Ia Brida Compañera Inferior 38 de Ia Fig. 8. Las conexiones superiores del Sistema Especial de Conectares Eléctricos BIW/ITT 35 de la Fig.8 son luego instalados y ajustados. Las Mordazas Duales Superficiales BIW/ITT 40 de Ia Fig. 8. son luego instaladas en el Sistema Primario Dual de Válvula de Ia Fig.8 al igual que el cableado eléctrico superficial de los conectores.
[054] El Ensamble de Ia Tee Unicuerpo Esparragada 41 de Ia Fig.9 es pre-asamblado por Ia instalación de espárragos y tuercas 7/8 pulgadas UNC 44 & 45 de Ia Fig.9 y un ajustamiento acorde con los lados superiores e inferiores del Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig 9. Luego Espárragos y Tuercas de 1 pulgada UNC 49 de Ia Fig.9 son instalados y torqueados en las conexiones roscadas en las salidas laterales del Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig.9. Los Ring Gaskets API R-27 46 de Ia Fig.9 son luego instalados en Ia ranura del anillo de las válvulas de compuerta de 2-9/16 pulgadas de Ia salida lateral del Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig.9 .seguido por dos Bridas Duales de Segmento Especiales de Cuello Soldado 47 de Ia Fig.9, estas son aseguradas por 8 Espárragos y Tuercas de 1 pulgada UNC 49 de la Fig.9.
[055] El Ensamble entero de Ia Tee Unicuerpo Esparragada 41 de Ia Fig.9 es levantado y descendido sobre Ia Brida Compañera Superior 39 de Ia Fig.8 del Ensamble del Sistema Primario Dual de Válvula 38 de Ia Fig.8. El Ensamble de Ia Tee Unicuerpo 41 de Ia Fig.9 es luego asegurado mediante 12 Espárragos de 7/8 pulgada con roscas UNC 44 de Ia Fig.9 El Ensamble de Ia Tee Esparragada Unicuerpo 41 de Ia Fig.9 es único de manera que por combinación del Ensamble de Ia Tee de Flujo en un componente de cuerpo sólido, las tensiones mecánicas de 180 grados opuestas a las líneas de flujo permanentes, son ecualizadas y no es posible una separación de los caminos del flujo paralelo de fluidos producidos ya que una separación podría comprometer Ia habilidad para Ia intervención a través del pasaje mediante los 2 caminos de flujo de producción paralelos para servicio de pozo, tratamientos químicos, operaciones de circulación y operaciones de asentamiento de empaquetaduras. Los dos Ring Gaskets API RX210 43 de Ia Fig.9 son luego instalados en las salidas del lado superior del Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig.9 para aceptar al Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo de Ia Fig.1O 6] El Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo Fig.10 es pre-ensamblado mediante Ia instalación de Válvulas Duales de Compuerta de 2-9/16 pulgadas con una Carcaza Reducida Especial 51 en Ia Brida Compañera de Ia Tapa de Árbol Unificada 50 de Ia Fig.10. Los cuerpos principales de tapa de Árbol 53 de Ia Fig.10 son luego roscados y torqueados con las Válvulas Duales de Compuerta de 2- 9/16 pulgada con conexiones superiores de Ia Carcaza Reducida Especial 51 de Ia Fig.10. Los ensambles del Tope de Ia Tapa de Árbol 53 de Ia Fig.10 con Sellos O Ring 54 de Ia Fig.10 instalados en los receptáculos maquinados en los Cuerpos Principales de Ia Tapa de Árbol 53 de Ia Fig.10. Los Retenedores del Tope de Ia Tapa de Árbol 55 de Ia Fig.10 son luego instalados sobre los Ensamblajes de Tapón del Tope de Ia Tapa de Árbol 52 de Ia Fig.10 y asegurados a los Cuerpos Principales de Ia Tapa de Árbol 53 de Ia Fig.10 mediante el emparejamiento de las roscas Acmé internas y externas de los dos componentes. Las Válvulas de Aguja de ΛA pulgada NPT 56 de Ia Fig.10 son luego instaladas en los puertos roscados superiores de los Ensambles de Tapón del Tope de Ia Tapa de Árbol 52 de Ia Fig.10 seguido por Ia instalación de los manómetros de 0-3000 PSIG 57 de Ia Fig.10 para completar el Ensamble del Sistema Unificado de Tapa de Árbol y del Ensamble de Ia Válvula de Suaveo Fig.10. Finalmente Ia Mordaza Estabilizadora de Soporte de Ia Válvula de Suaveo Dual 58 de Ia Fig.10 es instalada sobre los tubos segmentados de las Válvulas Duales de Compuerta de 2-9/16 pulgada con Carcaza Especial Reducida 51 de Ia Fig.10 para estabilizar Ia longitud extendida del Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo. Esta estabilización es especialmente requerida durante Ia conexión de lubricadores para las operaciones de intervención de pozo, operaciones de conexiones de flujo de producción tempranas y durante la instalación o remoción de Válvulas de Contra Presión o de Válvulas de Pruebas de Dos Vías con varillas secas o mediante lubricadores si es necesario. 7] Una vez que el Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo Fig.10 está instalado en el Ensamble de Ia Tee Unicuerpo Esparragada 41 de Ia Fig.9 luego las Válvulas de Contra Presión Tipo H pueden ser removidas de los Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 usando varillas secas o herramientas de remoción con acceso a través del Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo Fig 10. El pozo esta ahora disponible para una producción temprana a través de las conexiones roscadas internas de 2- 7/8 pulgadas EUE localizada en el interior de los Cuerpos Principales de Ia Tapa de Árbol o para las operaciones de producción permanente mediante conexiones a las dos Bridas Segmentadas Especiales de Cuello Soldado 47 de Ia Fig.9 con las líneas de flujo arregladas.

Claims

Reivindicaciones:
1) El Sistema de Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro Sumergible en conjunto como se muestra en Ia Fig.1 consta de los siguientes sistemas y equipos.
Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales (Fig.2) las cuales están resaltadas como 2-2 de Ia figura 1.
Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivos de Seguro (Fig.3) las cuales están resaltadas como 3-3 de Ia figura 1.
Colgadores de Mandril (Fig.4) los cuales son un sub componente del ítem resaltado 4-4 de Ia figura 1.
Cuerpo del Colgador (Fig.5) el cual es un sub componente del ítem resaltado 4-4 de Ia figura 1.
Sistema Adaptador (Fig.6) el cual es un sub componente del ítem resaltado 4-4 de Ia figura 1.
Sección B (Fig.7) Ia cual es un sub componente del ítem 4-4 figura 1.
Sistema Primario Dual de Válvula (Fig.8) el cual está resaltado como 5-5 en Ia figura 1.
Ensamble de Ia Tee Esparragada Unicuerpo (Fig.9) Ia cual esta resaltada como 6-6 de Ia figura 1
Ensamblaje de Ia Válvula de Suaveo y Sistema Unificado de Tapa de Árbol (Fig.10) resaltado como 7-7 en Ia figura 1.
2) Las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales Fig.2 de acuerdo con Ia reivindicación 1 están formadas por dos cuerpos principales de mordaza idénticos 11 de Ia Fig.2 los cuales son amordazados y turqueados en sitio sobre Ia parte exterior de los trayectorias de flujo de las tuberías de producción usando tamaños API convencionales mediante 5 pernos hexagonales de 5/8 pulgadas UNC 13 de Ia Fig.2. Los cuerpos principales 11 de Ia Fig.2 de Ia Mordaza Centralizadora Anti-Rotacional 10 de Ia Fig.2 tienen 4 canales maquinados idénticos para la instalación de 1 a 4 Cables de Poder para Sistema de Bombeo Electro Sumergible (S. B. E. S) en configuración plana o redonda con o sin tubos capilares integrales y con tubos capilares extemos si se requiere. Las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales constan de cubiertas de las mordazas superior e inferior 12 de Ia Fig.2 son ubicados sobre los Cables de Poder "S. B. E. S". Las cubiertas superior e inferior de Ia mordaza 12 de Ia Fig.2 son luego sostenidas en sitio usando los 4 pernos hexagonales de VT. pulgadas UNC 14 de Ia Fig.2. En las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales 10 de Ia Fig.2 se han añadido unas ranuras maquinadas en Ia parte superior e inferior de las cubiertas de Ia mordaza 12 de Ia Fig.2 para permitir circulación adicional de fluidos del pozo durante las actividades de control de presión del pozo y procesos de tratamiento con circulación de químicos.
3) Las Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivos de Seguro Fig.3 de acuerdo a Ia reivindicación 1 están formadas por un Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica 16 de Ia Fig.3 que acepta los Segmentos de Anillo Roscados de Seguro de Ia Unión Telescópica 17 de Ia Fig.3 los cuales están cubiertos por una Carcaza del Anillo de Seguro de Ia Unión Telescópica Ajustable con Receptáculos Roscados para Prisioneros Hexagonales 19 de Ia Fig.3 y Asegurados en Sitio usando cuatro Prisioneros Hexagonales de Sujeción de Ia Unión Telescópica 18 de Ia Fig.3. El Mandril Roscado de Ia Unión Telescópica Ajustable con los sellos tipo "O Ring" 20 de Ia Fig.3 esta insertado en el lado superior del Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica 16 de Ia Fig.3 con los sellos tipo "O Ring" del Mandril Roscado Ajustable 21 de Ia Fig.3 instalados para crear un sello dentro del agujero del Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica. El Substituto Superior parte de Ia Unión Telescópica con el Sello Dual "O Ring" 23 de Ia Fig.3 es luego roscado dentro de Ia parte superior del Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica 16 de Ia Fig.3 con los "O Rings" Sellantes del Substituto Superior 22 de Ia Fig.3 correctamente instalados. Luego el Substituto Superior parte de Ia Unión Telescópica con el Sello O Ring Dual 23 de Ia Fig.3 es correctamente terqueado como Io requerido por las especificaciones de Ia rosca. EI Neplo adaptador con conexión 2-7/8 pulgadas NU hembra por conexión 2- 7/8 pulgadas EUE macho 24 de Ia F¡g.3 es luego instalado en el Mandril Roscado de Ia Unión Telescópica Ajustable con Sellos tipo "O Ring" 20 de Ia Fig.3 y terqueados en base a las especificaciones de las roscas. Las dos Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivos de Seguro 15 de Ia Fig.3 son luego instaladas en los dos ensamblajes de Ia tubería de producción mediante una rosca hembra 2-7/8 pulgadas EUE en el tope del Substituto Superior parte de Ia Unión Telescópica 23 de Ia Fig.3 y un Niple Adaptador con conexión en el fondo de 2-7/8 pulgadas Rosca NU hembra x 2-7/8 pulgadas EUE Rosca Macho 24 de Ia Fig.3.
4) Los Colgadores de Mandril Fig. 4 de acuerdo a Ia reivindicación 1 están conformados por cuerpos cilindricos con perfil roscado para Válvulas de Contra Presión Tipo H 25 de Ia Fig.4 y los Sellos del Colgador del Mandril tipo "O Ring" 26 de Ia Fig.4
5) El Cuerpo del Colgador de acuerdo a Ia reivindicación 1 consta de: El Colgador 27 de Ia Fϊg.5 con los Prisioneros de Ajuste del Mandril de Retención 28 de Ia Fig. 5. y los Sellos "S" del Cuerpo del Colgador 29 de Ia Fig. 5. instalados.
6) El Sistema Adaptador Fig.6 de acuerdo a Ia reivindicación 1 esta formado por un Ring Gasket API R-53 34 de Ia Fig.6 y Ia brida superior de Ia brida Adaptadora 31 de Ia Fig.6. Las dos bridas opuestas son fijadas en sitio mediante Ia instalación de 16 Espárragos con Tuercas de 1-3/8 pulgadas UNC 32 de Ia Fig.6. Después de que los 16 Espárragos con Tuercas de 1-3/8 pulgadas UNC son instalados y correctamente terqueados para lograr un correcto sello de presión entre las bridas mediante Ring Gasket R-53 34 de Ia Fig.6. También consta de un Tapón de Pruebas 33 de Ia Fig.6
7) La Sección B del cabezal de superficie Fig.7 de acuerdo a Ia reivindicación 1 consta de un tazón interno con perfil para alojar el cuerpo del colgador Fig.7. La sección B de igual forma esta formada de una brida inferior y una brida superior para conexión con el Sistema Adaptador Fig.6. Esta brida aloja pernos estándar de sujeción. También consta de dos salidas laterales.
8) El Ensamble del Sistema Primario Dual de Válvula Fig.8 de acuerdo con Ia reivindicación 1 esta conformado por: El Sistema de Conectores Eléctricos Especiales BIW/ITT 35 de Ia Fig.8 , las cuatro Uniones de Sello Capilares 36 de Ia Fig.8 ,Ia Brida Compañera Inferior 38 de Ia Fig. 8., Ring Gaskets API RX 210 37 de Ia Fig.8 , las Mordazas Duales Superficiales BIW/ITT 40 de Ia Fig. 8 y Brida Compañera Superior 39 de Ia Fig.8
9) El Ensamble de Ia Tee Unicuerpo Esparragada Fig.9 de acuerdo a Ia reivindicación 1 consta de: espárragos y tuercas 7/8 pulgadas UNC 44 & 45 de Ia Fig.9, un Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig. 9., Espárragos y Tuercas de 1 pulgada UNC 49 de Ia Fig.9, Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig.9, los Ring Gaskets API R-27 46 de Ia Fig.9, Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig.9 .seguido por dos Bridas Duales de Segmento Especiales de Cuello Soldado 47 de Ia Fig.9, estas son aseguras por 8 Espárragos y Tuercas de 1 pulgada UNC 49 de Ia Fig.9. También consta de dos Ring Gaskets API RX210 43 de Ia Fig.9 son luego instalados en las salidas del lado superior del Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig.9 para aceptar al Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo 41 de Ia Fig.10 y las Válvulas de Compuerta de 2-9/16 pulgadas 48 de Ia Fig.9
10) El Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo Fig.10 de acuerdo con Ia reivindicación 1 es pre- ensamblado y consta de: Válvulas Duales de Compuerta de 2-9/16" con una Carcaza Reducida Especial 51 .Brida Compañera de Ia Tapa de Árbol Unificada 50 de Ia Fig.10., los cuerpos principales de tapa de Árbol 53 de Ia Fig.10 Jos ensambles del Tope de Ia Tapa de Árbol 52 de Ia Fig.10 con Sellos O Ring 54 de Ia Fig.10 , Los Retenedores del Tope de Ia Tapa de Árbol 55 de Ia Fig.10 Jos Ensamblajes de Tapón del Tope de Ia Tapa de Árbol 52 de Ia Fig.10 Jas Válvulas de Aguja de Vz pulgada NPT 56 de Ia Fig.10 , manómetros de 0-3000 PSIG 57 de Ia Fig.10 Finalmente está Ia Mordaza Estabilizadora de Soporte de Ia Válvula de Suaveo Dual 58 de Ia Fig.10.
11) De acuerdo a Ia reivindicación 1-10 el proceso de instalación del Sistema de Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro Sumergible se Io realiza de Ia siguiente manera: La Mordaza Centralizadora Anti-Rotacional 10 de Ia Fig.2 es amordazada y torqueada en sitio sobre Ia parte exterior de los trayectorias de flujo de las tuberías de producción usando tamaños API convencionales mediante 5 pernos hexagonales de 5/8 pulgadas UNC 13 de Ia Fig.2. Idealmente Ia instalación normal requería al menos 2 Cables de Poder "S. B. E. S" separados y estos serían instalados en puntos geométricamente opuestos con 180 grados entre estos puntos. Los 180 grados de separación permiten una máxima distancia física entre los Cables de Poder "S.B.E.S", Io cual es una medida de protección redundante ante el daño en caso de que las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales 10 de Ia Fig.2 permitan Ia rotación de una de las dos tuberías de producción dentro del agujero del pozo uno sobre el otro. Sin embargo Ia acción amordazante de dos de las sartas de tubería de producción juntas causan que estas roten juntas así como son instaladas en el agujero del pozo generalmente eliminando que ocurra cualquier potencial de daño al Cable de Poder "S.B.E.S" .Después de que los Cables de Poder "S.B.E.S" son ubicados en los canales maquinados en los cuerpos de las mordazas 11 de Ia Fig.2 luego cubiertas de las mordazas superior e inferior 12 de Ia Fig.2 son ubicados sobre los Cables de Poder "S.B.E.S" y los tubos capilares como medios de protección al impacto, retención mecánica y una centralización en conjunto para Ia Mordaza Centralizadora Anti- Rotacional 10 de Ia Fig.2 completamente ensamblada. Las cubiertas superior e inferior de Ia mordaza 12 de Ia Fig.2 son luego sostenidas en sitio usando los 4 pernos hexagonales de ΛA pulgadas UNC 14 de Ia Fig.2. Las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales 10 de Ia Fig.2 son instaladas en intervalos determinados regulares de entre 500 y 1000 pies en distancia dependiendo de Ia existencia de las variaciones de Ia geometría del agujero del pozo. La mordaza inicial es instalada comenzando sobre el tope superior del Sistema de Bombeo Electro Sumergible Fig.1 ítem 8-8 hasta una distancia de 50- 200 pies debajo de cada una de las Uniones Telescópicas con Dispositivos de Seguro Fig.1 ítem 3-3. En las Mordazas Centralizadoras Anti-Rotacionales 10 de Ia Fig.2 se han añadido unas ranuras maquinadas en Ia parte superior e inferior de las cubiertas de Ia mordaza 12 de Ia Fig.2 para permitir circulación adicional de fluidos del pozo durante las actividades de control de presión del pozo y procesos de tratamiento con circulación de químicos. Las ranuras maquinadas de circulación también eliminan el potencial efecto hidráulico de pistón en el agujero del pozo cuando se recupera el Sistema de Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro Sumergible. El efecto hidráulico de pistón podría causar que el pozo descargue parte de Ia columna de fluido sobre balanceada del agujero Io que causa un control de presión de emergencia del pozo si no es considerado en el diseño en conjunto de Ia Mordaza Centralizadora Anti-Rotacional 10 de Ia Fig.2.
El Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica 16 de Ia Fig.3 acepta los Segmentos de Anillo Roscados de Seguro de Ia Unión Telescópica 17 de Ia Fig.3 los cuales están cubiertos por una Carcaza del Anillo de Seguro de Ia Unión Telescópica Ajustable con Receptáculos Roscados para Prisioneros Hexagonales 19 de Ia Fig.3 y Asegurados en Sitio usando cuatro Prisioneros Hexagonales de Sujeción de Ia Unión Telescópica 18 de Ia Fig.3. El Mandril Roscado de Ia Unión Telescópica Ajustable con los sellos tipo "O Ring" 20 de Ia Fig.3 esta insertado en el lado superior del Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica 16 de Ia Fig.3 con los sellos tipo "O Rings" del Mandril Roscado Ajustable 21 de Ia Fig.3 instalados para crear un sello dentro del agujero del Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica. El Substituto Superior parte de Ia Unión Telescópica con el Sello Dual O Ring 23 de Ia Fig.3 es luego roscado dentro de Ia parte superior del Cuerpo Principal de Ia Unión Telescópica 16 de Ia Fig.3 con los O Rings Sellantes del Substituto Superior 22 de Ia Fig.3 correctamente instalado. Luego el Substituto Superior parte de Ia Unión Telescópica con el Sello O Ring Dual 23 de Ia Fig.3 es correctamente torqueado como Io requerido por las especificaciones de Ia rosca. El Neplo adaptador con conexión 2-7/8 pulgadas NU hembra por conexión 2- 7/8 pulgadas EUE macho 24 de Ia Fig.3 es luego instalado en el Mandril Roscado de Ia Unión Telescópica Ajustable con Sellos tipo "O Rings" 20 de Ia Fig.3 y turqueados en base a las especificaciones de las roscas. Las dos Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivos de Seguro 15 de Ia Fig.3 son luego instaladas en los dos ensamblajes de Ia tubería de producción mediante una rosca hembra 2-7/8 pulgadas EUE en el tope del Substituto Superior parte de Ia Unión Telescópica 23 de Ia Fig.3 y un Niple Adaptador con conexión en el fondo de 2-7/8 pulgadas Rosca NU hembra x 2-7/8 pulgadas EUE Rosca Macho 24 de Ia Fig.3. La ubicación de las Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivo de Seguro 15 de Ia Fig.3 es directamente del ensamblaje del cabezal Fig. 1 ítem 4-4 usando tubos cortos para alcanzar tan cerca como Io requiera el espaciamiento correcto sea posible para el correcto asentamiento de los Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 en el Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 cuando se asiente el ensamblaje del completamiento en Ia Sección B del cabezal Fig. 1 ítem 4-4. Después de Ia medición de las distancias requeridas para el asentamiento de los dos Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 las dos sartas de tubería de producción son suspendidas en las cuñas del equipo de perforación o re-acondicionamiento debajo de las Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivo de Seguro 15 de Ia Fig.3 mientras los Mandriles Roscados de Ia Unión Telescópica Ajustable con Sellos O Ring 20 de Ia Fig.3 son ajustados a las longitudes requeridas usando Ia Carcaza del Anillo de Seguro de Ia Unión Telescópica Ajustable con Receptáculos Roscados Hexagonales para los cuatro Prisioneros Hexagonales de Sujeción de Ia Unión Telescópica 18 de Ia Fig.3 removidos. Después de que un correcto ajuste de los Mandriles Roscados de Ia Unión Telescópica Ajustable con Sellos O Ring 20 de Ia Fig.3 es completado, Ia Carcaza del Anillo de Seguro de Ia Unión Telescópica Ajustable con Receptáculos para Prisioneros Hexagonales 19 de Ia Fig.3 puede ser apretada de una manera segura y los Prisioneros Hexagonales de Sujeción de Ia Unión Telescópica 18 de Ia Fig.3 pueden ser instalados y correctamente torqueados. Los Colgadores de Mandril 25 mostrados en Ia Fig.4 con perfil roscado para Válvulas de Contra Presión Tipo H y los Sellos del Colgador del Mandril tipo "O Ring" 26 de Ia Fig.4 instalados y luego roscados por abajo con Ia tubería de producción mediante tubos cortos tal como el ítem 11-11 de Ia Fig. 1 y después de haber pasado a través de Ia Sección B del cabezal ítem 4- 4 de Ia Fig.1 y también a través del Cuerpo del Colgador 26 mostrado en Ia Fig. 5. y por arriba conectados por tubos cortos separados más largos para permitir el asentamiento simultáneo en Ia Sección B del cabezal Fig.7, del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 con los Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 los cuales son instalados y retenidos por los Prisioneros de Ajuste del Mandril de Retención 28 de Ia Fig. 5. Las dos longitudes de Ia tubería de producción son luego ajustadas usando Uniones Telescópicas Ajustables con Dispositivo de Seguro 15 de Ia Fig.3 para igualar las longitudes y permitir un correcto asentamiento de los Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 en el Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5.
Las mitades inferiores de los Sistemas de Conectores Eléctricos Especiales BIW/ITT 35 de Ia Fig. 8 son luego instalados a través del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig. 5 y asegurados. Las Uniones de Sello Capilares 36 de Ia Fig. 8 para los cuatro tubos capilares son empleados para crear un sello de presión en los tubos capilares los cuales son alimentados a través del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 en ambos lados inferior y superior del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 Los Mandriles del Colgador ensamblados 25 de Ia Fig.4 y el Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 con los Prisioneros de Ajuste del Mandril de Retención 28 de Ia Fig. 5. instalados, los Tubos Capilares con las Uniones Capilares de Sello 36 de Ia Fig.8 y los Sellos S del Cuerpo del Colgador 29 de Ia Fig. 5. instalados son luego bajados en Ia Sección B 30 de Ia Fig.7 y el Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 es asegurada con los Tornillos estándar de Sujeción a Ia Sección B 30 de Ia Fig.7
Después de que el completo Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 es asegurado en Ia Sección B 30 de Ia Fig.7 con los Pernos de Sujeción. Luego el Ensamblaje de BOP usado para el control del pozo puede ser removido para permitir el acceso para Ia instalación del Sistema Adaptador Fig.6 a ser instalado sobre Ia parte superior de Ia brida de Ia Sección B 30 de Ia Fig 7. El Ring Gasket API R-53 34 de Ia Fig.6 es instalado en Ia ranura de Ia parte superior de Ia brida de Ia Sección B 30 de Ia Fig.7 para lograr un sello entre Ia Sección B 30 de Ia Fig.7. y Ia brida superior de Ia brida Adaptadora 31 de Ia Fig.6. Las dos bridas opuestas son fijadas en sitio mediante Ia instalación de 16 Espárragos con Tuercas de 1-3/8 pulgadas UNC 32 de Ia Fig.6. Después de que los 16 Espárragos con Tuercas de 1-3/8 pulgadas UNC son instalados y correctamente terqueados para lograr un correcto sello de presión entre las bridas mediante Ring Gasket R-53 34 de Ia Fig.6. Luego el Tapón de Pruebas 33 de Ia Fig.6 es removido y una bomba hidráulica de pruebas es conectada para presurizar el área interior dentro del Ring Gasket R-53 34 de Ia Fig 6. a un mínimo de 3000 PSIG para verificar que se alcanzó el correcto sello. Una vez que Ia prueba de presión es exitosamente completada, luego Ia bomba hidráulica de pruebas es desconectada y el Tapón de Pruebas 33 de Ia Fig.6 es re-instalado y ajustado.
El Ensamble del Sistema Primario Dual de Válvula 38 de Ia Fig.8 es luego instalado directamente sobre Ia parte superior de Ia Brida Adaptadora 31 de Ia Fig 6 y alineado con los mandriles del Sistema de Conectores Eléctricos Especiales BIW/ITT 35 de Ia Fig.8 instalados a través del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 y la Brida Adaptadora 31 de Ia Fig.6. Los tubos capilares también son instalados a través del Cuerpo del Colgador 27 de Ia Fig.5 y Ia Brida Adaptadora 31 de Ia Fig.6. Las tuercas retenedoras para los espárragos de 7/8 pulgadas UNC instalados en Ia Brida Adaptadora 31 de Ia Fig.6 son luego instalados y terqueados. Las cuatro Uniones de Sello Capilares 36 de Ia Fig.8 son instalados sobre los tubos capilares sobresalidos y roscados en los puertos de prueba de Ia Brida Compañera Inferior 38 de Ia Fig. 8. Las conexiones superiores del Sistema Especial de Conectores Eléctricos BIW/ITT 35 de Ia Fig.8 son luego instalados y ajustados. Las Mordazas Duales Superficiales BIW/ITT 40 de Ia Fig 8. son luego instaladas en el Sistema Primario Dual de Válvula 38 de Ia Fig.8 al igual cableado eléctrico superficial de los conectores.
El Ensamble de Ia Tee Unicuerpo Esparragada 41 de Ia Fig.9 es pre-asamblado por Ia instalación de espárragos y tuercas 7/8 pulgadas UNC 44 & 45 de Ia Fig.9 y un ajustamiento acorde con los lados superiores e inferiores del Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig 9. Luego Espárragos y Tuercas de 1 pulgada UNC 49 de Ia Fig.9 son instalados y turqueados en las conexiones roscadas en las salidas laterales del Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig.9. Los Ring Gaskets API R-27 46 de Ia Fig.9 son luego instalados en Ia ranura del anillo de las válvulas de compuerta de 2-9/16 pulgadas de Ia salida lateral del Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig.9 .seguido por dos Bridas Duales de Segmento Especiales de Cuello Soldado 47 de Ia Fig.9, estas son aseguradas por 8 Espárragos y Tuercas de 1 pulgada UNC 49 de Ia Fig.9.
El Ensamble entero de Ia Tee Unicuerpo Esparragada 41 de Ia Fig.9 es levantado y descendido sobre Ia Brida Compañera Superior 39 de Ia Fig.8 del Ensamble del Sistema Primario Dual de Válvula 38 de Ia Fig.8. El Ensamble de Ia Tee Unicuerpo 41 de Ia Fig.9 es luego asegurado mediante 12 Espárragos de 7/8 pulgada con roscas UNC 44 de Ia Fig.9 El Ensamble de Ia Tee Esparragada Unicuerpo 41 de Ia Fig.9 es único de manera que por combinación del Ensamble de Ia Tee de Flujo en un componente de cuerpo sólido, las tensiones mecánicas de 180 grados opuestas a las líneas de flujo permanentes, son ecualizadas y no es posible una separación de los caminos del flujo paralelo de fluidos producidos ya que una separación podría comprometer Ia habilidad para Ia intervención a través del pasaje mediante los 2 caminos de flujo de producción paralelos para servicio de pozo, tratamientos químicos, operaciones de circulación y operaciones de asentamiento de empaquetaduras. Los dos Ring Gaskets API RX210 43 de Ia Fig.9 son luego instalados en las salidas del lado superior del Ensamble del Cuerpo Principal de Ia Tee 42 de Ia Fig.9 para aceptar al Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo 51 de Ia Fig.10
El Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo Fig.10 es pre-asamblado mediante Ia instalación de Válvulas Duales de Compuerta de 2-9/16" con una Carcaza Reducida Especial 51 en Ia Brida Compañera de Ia Tapa de Árbol Unificada 50 de Ia Fig.10. Los cuerpos principales de tapa de Árbol 53 de Ia Fig.10 son luego roscados y terqueados con las Válvulas Duales de Compuerta de 2-9/16" con conexiones superiores de Ia Carcaza Reducida Especial 51 de Ia Fig.10. Los ensambles del Tope de Ia Tapa de Árbol 53 de Ia Fig.10 con Sellos O Ring 54 de Ia Fig.10 instalados en los receptáculos maquinados en los Cuerpos Principales de Ia Tapa de Árbol 53 de Ia Fig.10. Los Retenedores del Tope de Ia Tapa de Árbol 55 de Ia Fig.10 son luego instalados sobre los Ensamblajes de Tapón del Tope de Ia Tapa de Árbol 52 de Ia Fig.10 y asegurados a los Cuerpos Principales de Ia Tapa de Árbol 53 de Ia Fig.10 mediante el emparejamiento de las roscas Acmé internas y externas de los dos componentes. Las Válvulas de Aguja de ΛA pulgada NPT 56 de Ia Fig.10 son luego instaladas en los puertos roscados superiores de los Ensambles de Tapón del Tope de Ia Tapa de Árbol 52 de Ia Fig.10 seguido por Ia instalación de los manómetros de 0-3000 PSIG 57 de Ia Fig.10 para completar el Ensamble del Sistema Unificado de Tapa de Árbol y del Ensamble de Ia Válvula de Suaveo Fig.10. Finalmente Ia Mordaza Estabilizadora de Soporte de Ia Válvula de Suaveo Dual 58 de Ia Fig.10 es instalada sobre los tubos segmentados de las Válvulas Duales de Compuerta de 2-9/16" con Carcaza Especial Reducida 51 de Ia Fig.10 esta para estabilizar Ia longitud extendida del Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo.
Una vez que el Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo Fig.10 está instalado en el Ensamble de Ia Tee Unicuerpo Esparragada 41 de Ia Fig.9 luego las Válvulas de Contra Presión Tipo H pueden ser removidas de los Colgadores de Mandril 25 de Ia Fig.4 usando varillas secas o herramientas de remoción con acceso a través del Sistema Unificado de Tapa de Árbol y el Ensamble de Ia Válvula de Suaveo Fig 10. El pozo esta ahora disponible para una producción temprana a través de las conexiones a Ia conexión roscada interna de 2-7/8" EUE localizada en el interior de los Cuerpos Principales de Ia Tapa de Árbol o para las operaciones de producción permanente mediante conexiones a las dos Bridas Segmentadas Especiales de Cuello Soldado 47 de Ia Fig.9 con las líneas de flujo arregladas.
12) El Sistema de Completamiento Dual Paralelo PR-1 para Bombeo Electro Sumergible de acuerdo con las reivindicaciones de Ia 1 a Ia 11 , es un sistema que permite su instalación efectiva para Ia extracción de fluidos de un mismo pozo desde dos reservónos distintos de una manera separada y aislada.
PCT/EC2009/000010 2008-08-08 2009-08-05 Sistema de bombeo electro sumergido en paralelo WO2010025741A1 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EC2008008671A ECSP088671A (es) 2008-08-08 2008-08-08 Sistema de complementamiento dual paralelo pr-1 para bombeo electro sumergible
ECSP-08-8671 2008-08-08

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2010025741A1 true WO2010025741A1 (es) 2010-03-11

Family

ID=40459925

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EC2009/000010 WO2010025741A1 (es) 2008-08-08 2009-08-05 Sistema de bombeo electro sumergido en paralelo

Country Status (2)

Country Link
EC (1) ECSP088671A (es)
WO (1) WO2010025741A1 (es)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107701126A (zh) * 2017-11-09 2018-02-16 盐城凯发石油机械有限公司 一种辅助抽油杆连接的下井扶正装置

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3653435A (en) * 1970-08-14 1972-04-04 Exxon Production Research Co Multi-string tubingless completion technique
US4042023A (en) * 1974-09-12 1977-08-16 Weatherford Oil Tool Co., Inc. Control line protector
US4403654A (en) * 1981-03-23 1983-09-13 Baker International Corporation Torque transmitting expansion joint and a hanger assembly incorporating same
GB2121091A (en) * 1982-05-27 1983-12-14 Edeco Developments Limited Control line protector
GB2138056A (en) * 1983-04-07 1984-10-17 Weatherford Lamb Control line protector for oil well tubing string
US5343949A (en) * 1992-09-10 1994-09-06 Halliburton Company Isolation washpipe for earth well completions and method for use in gravel packing a well
US6250390B1 (en) * 1999-01-04 2001-06-26 Camco International, Inc. Dual electric submergible pumping systems for producing fluids from separate reservoirs

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3653435A (en) * 1970-08-14 1972-04-04 Exxon Production Research Co Multi-string tubingless completion technique
US4042023A (en) * 1974-09-12 1977-08-16 Weatherford Oil Tool Co., Inc. Control line protector
US4403654A (en) * 1981-03-23 1983-09-13 Baker International Corporation Torque transmitting expansion joint and a hanger assembly incorporating same
GB2121091A (en) * 1982-05-27 1983-12-14 Edeco Developments Limited Control line protector
GB2138056A (en) * 1983-04-07 1984-10-17 Weatherford Lamb Control line protector for oil well tubing string
US5343949A (en) * 1992-09-10 1994-09-06 Halliburton Company Isolation washpipe for earth well completions and method for use in gravel packing a well
US6250390B1 (en) * 1999-01-04 2001-06-26 Camco International, Inc. Dual electric submergible pumping systems for producing fluids from separate reservoirs

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107701126A (zh) * 2017-11-09 2018-02-16 盐城凯发石油机械有限公司 一种辅助抽油杆连接的下井扶正装置

Also Published As

Publication number Publication date
ECSP088671A (es) 2008-12-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6530433B2 (en) Wellhead with ESP cable pack-off for low pressure applications
US6851478B2 (en) Y-body Christmas tree for use with coil tubing
US7743824B2 (en) Method and apparatus for isolating a wellhead for fracturing
US20030136556A1 (en) Tubing hanger and adapter assembly
BR112014030926B1 (pt) montagem de tubo de derivação e método para formar um acoplamento de tubo de derivação
BRPI0612176A2 (pt) conjunto suspensor de tubulação, sistema de conclusão de poços, métodos de instalação de um conjunto suspensor de tubulação e conjuntos de poços
CA2677289C (en) Wellhead system and connector for wellheads
US8783369B2 (en) Downhole pressure barrier and method for communication lines
BR112013025879B1 (pt) aparelho de equalização de pressão e sistema de poço
BR102013012436B1 (pt) conjunto
BRPI0400926B1 (pt) Sistema de módulo de bombeio submarino e método de instalação do mesmo
BR112017022180B1 (pt) Sistema de acoplador para uso em uma coluna de ferramenta e método para acoplar um primeiro segmento de tubulação a um segundo segmento de tubulação
BR102012032488B1 (pt) Aparelho para cisalhar tubo em um sistema de segurança contra estouros, conjunto de gaveta de cisalhamento para um sistema de segurança contra estouros e método para fixar uma lâmina de cisalhamento a um bloco de gaveta montado
BR112014021494B1 (pt) Sistema de cabeça de poço com vedação de gaxeta
BR112015026719B1 (pt) Conjunto de cabeça para um cabo, sistema de fundo de poço, e método para conectar um cabo com uma ferramenta
NO20181562A1 (en) Flow through wireline tool carrier
US10900315B2 (en) Tubing hanger system
US20110108281A1 (en) Method of providing buoyancy for a drilling riser
BR112015011137B1 (pt) sistema de injeção de produto químico de fundo de poço.
BR112017027675B1 (pt) Árvore de natal
WO2010025741A1 (es) Sistema de bombeo electro sumergido en paralelo
US20230203906A1 (en) Modular Head for Well Tubulars
US20230135582A1 (en) Downhole well tool with groove
BR112020020493A2 (pt) Método e sistema para conexão a um suspensor de coluna
WO2016036523A1 (en) Control line connection technique

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 09811071

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 09811071

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1