32 Oilfield Review

Bombas eléctricas sumergibles para sistemasde levantamiento artificial inteligentes

John AlgeroyRosharon, Texas, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Ryan Cox, Rosharon, Texas; Ramez M. Guindi yGrant Harris, Houston; y a Barry Nicholson, Sugar Land, Texas.espWatcher, FloWatcher, MultiPort, MultiSensor, Phoenix,QUANTUM, RapidSeal y REDA son marcas de Schlumberger.

Alguna vez considerada adecuada sólo para desarrollos de alto costo y alta

producti vi dad, la tecnología de pozos inteligentes se está utilizando cada vez más

para mejorar el valor de los activos en proceso de maduración. Los pozos que

cuentan con bombas eléctricas sumergibles (ESP) son particularmente adecuados

para esta combinación de lo antiguo con lo nuevo. Una vez que se instalan cables

eléctricos y protectores de fondo en los pozos ESP, éstos son fáciles de equipar con

dispositivos de monitoreo y control a un costo incremental relativamente bajo.

El control inteligente no es exclusivo de los pozoscomplejos y altamente instrumentados. Su empleoposee además el potencial para revolucionar lasprácticas de producción en los campos maduros.Algunos operadores ya han descubierto que lacombinación del proceso de control en tiemporeal con la operación de las bombas ESP puedegenerar recompensas sustanciales.

Durante años, los operadores monitorearon ycontrolaron el desempeño de las bombas ESPdesde la superficie. Los operadores pueden evi-tar la falla prematura de las bombas mediante elajuste de la señal enviada al controlador delmotor del variador de velocidad de la bomba.Este ajuste también puede ser utilizado para evi-tar la carga insuficiente de una bomba ESP eincrementar el volumen de producción. Parahallar este punto medio óptimo, los ingenierosutilizan datos y procesos de modelado en tiempo

Esta combinación posibilita tasas de flujo signifi-cativamente mayores o una mejor recuperaciónfinal de las reservas optimizando el desempeñode las bombas. En las terminaciones de zonasmúltiples, las válvulas de control de flujo defondo de pozo, accionadas desde la superficie,permiten que los operadores modifiquen o aíslenel flujo proveniente de distintas zonas producti-vas de un pozo, sin los costos ni los riesgos queimplican las operaciones de intervención depozos. Los medidores de presión y tempe ratura

>Monitoreo y control con un sistema de supervisión y control espWatcher para bombas ESP. Despuésde poner en marcha la bomba en un pozo de Texas Oeste, la presión de admisión (A) se midió y parecióestabilizarse por encima de 300 lpc [2.1 MPa], valor aproximadamente 150 lpc [1.0 MPa] más alto quela estimación de diseño. Se reparó un estrangulador dañado en un pozo inyector adyacente, y se con -troló el régimen de inyección (E), lo que resultó en una presión de flujo de 200 lpc [1.4 MPa], mucho máscercana al valor de diseño. Los picos de presión inesperados (B y D), durante un proceso de trata mien toquímico semanal, fue causado por el cierre de la línea de flujo mientras la bomba se encontraba enfuncionamiento. El ingeniero de producción pronto descubrió que el operador de campo había cerradoel pozo para cambiar una válvula con fugas corriente abajo (C). El ingeniero puso en marcha la bombaen forma remota, aseguró la operación inicial adecuada y monitoreó los eventos producidos durantela caída de presión inicial. Posteriormente, el pozo fue cerrado y puesto en marcha en forma remotacon el fin de efectuar tareas de mantenimiento de rutina, para luego ser puesto en marcha nueva -mente (F). La frecuencia del variador de velocidad se incrementó para maximizar la producción (G).

A450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Fecha

14 de octubre 21 de octubre 28 de octubre 4 de noviembre 11 de noviembre

B

C

D EF

G

Presión de admisión, lpc

Temperatura del motor, °F

Temperatura de admisión, °F

Corriente del motor, A

Pres

ión,

lpc;

Tem

pera

tura

, °F;

Cor

rient

e, A

1. Konopczynski MR, Moore WR y Hailstone JJ: “ESPs and Intelligent Completions,” artículo SPE 77656,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

2. Vachon G y Bussear T: “Production Optimization in ESPCompletions with Intelligent Well Technology,” artículoSPE 93617, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas del Pacífico Asiático de la SPE,Yakarta, 5 al 7 de abril de 2005.

3. Para obtener más información sobre bombas eléctricassumergibles, consulte: Bremmer C, Harris G, Kosmala A,Nicholson B, Ollre A, Pearcy M, Salmas CJ y Solanki SC:“Tecnologías en evolución: Bombas eléctricas sumergibles,”Oilfield Review 18, no. 4, (Primavera de 2007): 34–49.

4. Oyewole P: “Application of Real-Time ESP Data Processingand Interpretation in Permian Basin “Brownfield”Operation,” artículo IPTC 10927, presentado en laConferencia Internacional de Tecnología del Petróleo,Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.

real con el fin de diseñar la bomba de manera desatisfacer los requerimientos específicos de cadapozo. La comunicación remota en ambos senti-dos provee a los operadores un mecanismo desupervisión y control del desempeño de las bom-bas desde distancias considerables.

Recientemente, los ingenieros avanzaron unpaso más adelante mediante la combinación delos componentes de la tecnología inteligente des-tinada al manejo de yacimientos con tácticas demonitoreo y control remotos de las bombas ESP.

Primavera de 2008 33

de fondo de pozo, instalados en forma perma-nente, que monitorean las zonas de producciónen la formación, indican cuándo abrir unanueva zona o cerrar una zona deficiente, sintener que correr primero un registro de produc-ción para identificar al productor de agua o gasproblemático.

El empleo de dispositivos de control de flujointeligentes ayuda a dirigir el trabajo realizadopor la bomba ESP hacia la extracción de máspetróleo y menos agua, logrando una mayor caídade presión en las zonas de producción. La bombase daña menos gracias a la menor cantidad detapones de fluido y gas en la corriente de flujo, ala vez que se permite que los operadores em -pleen bombas ESP, separadores de gas y equiposde manipuleo de gas más pequeños.1 Además, lasválvulas de control de flujo permiten que losoperadores protejan las formaciones durante lasoperaciones de reparación en pozos que produ-cen con bombas ESP (derecha).

A pesar de estas ventajas, la tecnología inteli-gente en los pozos que producen con bombasESP hace mucho tiempo es percibida como unlujo que se adecua solamente para los grandesoperadores independientes. En la mayor parte deestos pozos, aún se utilizan los métodos de moni-toreo tradicionales; incluyendo la representacióngráfica de los datos medidos de corriente eléctricaen la superficie para determinar la eficiencia de labomba, y el empleo de mediciones acústicas paradeterminar los niveles de fluido. Dichas prácticasson ineficientes e implican un uso intensivo demano de obra, ya que requieren visitas frecuentesa la localización del pozo para recolectar datos yajustar manualmente las bombas.

No obstante, recientemente, algunos operado-res pequeños de provincias maduras pro ductorasde petróleo—donde los campos de baja presiónque producen por mecanismos de levantamientoartificial dan cuenta de gran parte de la producciónde petróleo y gas—han comenzado a hacerse cargodel procesamiento y la interpretación de los datosen tiempo real para reducir los costos, a la vez quese mejora el manejo de yacimientos. Muchos deestos operadores han observado que la combina-ción de la tecnología inteligente con las bombasESP es especialmente efectiva en pozos con zonasproclives a la producción de agua. Por ejemplo, unoperador de Indonesia instaló una válvula de paradapara controlar el influjo de una zona inferior proclivea la formación de agua. Un medidor de presión dedeformación, colocado en el fondo del pozo, detectóla presencia de agua en la corriente de producciónmediante la medición de la diferencia de presión hi-drostática. Al detectarse la presencia de agua, seaisló la zona hasta que se redujo el cono de agua.Posteriormente, la zona fue puesta nuevamente en

producción hasta que la situación volvió a desarro-llarse. La repetición de este ciclo permitió que eloperador extrajera 100,000 barriles [15,900 m3] depetróleo de la zona inferior, que de lo contrario ha-bría sido pasada por alto.2

Incremento de los procesos de monitoreo y control remotos A través de aplicaciones cada vez más sofisticadas,tales como el Servicio Avanzado de LevantamientoArtificial de Schlumberger y el sistema de super-visión y control espWatcher para bombas eléctri-cas sumergibles, los datos sobre el desempeño delas bombas ESP y la potencia de fondo y de super-ficie son captados en la localización del pozo entiempo real. Luego se envían a un centro para seranalizados por especialistas que pueden adoptaren forma remota acciones tales como puesta enmarcha, parada y control de velocidad de las bom-bas ESP.3

Los datos son además procesados y compara-dos en función de alarmas prefijadas, en base alos límites de desempeño de bombas, motores,pozos y yacimientos. Las alarmas pueden serenviadas a las partes interesadas por medio dedispositivos de radio-búsqueda, correo electró-nico, teléfonos celulares y facsímiles. Dado quelos especialistas pueden analizar la causa de lafalla de la bomba y encontrar soluciones parasuperarla, estos procesos permiten que los pozossean puestos nuevamente en funcionamiento enforma remota y al poco tiempo de haber sidocerrados. Las ventajas financieras, en términosde costos laborales y pérdida de producción evi-tada, pueden ser significativas.

Cuando se aplican paquetes sofisticados deprogramas de computación de simulación e inge-niería, el comportamiento de las bombas se puedemodelar sobre la base de los datos de fluidos ensitio y comparar con las curvas de desempeño delas pruebas de bancos de datos para cada bombaespecífica. El desempeño del pozo se analiza luegoen función del modelo del pozo. Los datos de pre-sión de cada nodo, combinados con la informaciónsobre operaciones de terminación y propiedadesde los fluidos de pozos, proveen controles perió-dicos de diagnóstico de pozos y yacimientos y lafácil identificación de los pozos ESP con un de-sempeño deficiente.4

En un ejemplo de la Cuenca Pérmica, enTexas Oeste, se registraron datos con un sistemaespWatcher en tiempo real (pagina anterior,abajo). Después de poner en marcha la bomba,el pozo se estabilizó a una presión superior a laestimación de diseño. En las semanas siguien-tes, la tendencia demostró que un estranguladordañado, de un pozo inyector contiguo, hacía que latasa de inyección fuera 31⁄2 veces la tasa deseada.

> Integridad del pozo. Al margen de la capacidadpara modificar o ajustar las zonas de producciónsin intervenciones basadas en el equipo de termi-nación/reparación de pozos, las válvulas de con-trol de flujo con tro la das en forma remota tambiénpueden cerrarse para aislar las formaciones delos fluidos para matar el pozo, utilizados durantelas operaciones programadas de reemplazo delas bombas ESP. En la configuración precedente,las válvulas de control de flujo, accionadas eléc-tricamente y recuperables con la tubería de pro-ducción de 31⁄2 pulgadas (TRFC-E) puedencerrarse antes de extraer la bomba ESP. Estoevita que los fluidos del pozo ingresen en laszonas de producción cuando se remueve el me-canismo de sellado provisto por la bomba ESP.Este es un problema particular en los campos maduros y en las for ma ciones con agotamientode presión, donde se conoce que la invasión defluidos durante las operaciones de reparación de pozos daña se veramente los yacimientos y re-duce en forma significativa la recuperación final.

Tubería de producción de 7 pulgadas

Bomba ESP

Empacador QUANTUM MultiPort de 7 pulgadas x 31/2 pulgadas

Empacador QUANTUM MultiPort de 7 pulgadas x 31/2 pulgadas

Acoplamiento indexado de tubería de revestimiento (ICC) de 7 pulgadas

Acoplamiento indexado de tubería de revestimiento (ICC) de 7 pulgadas

Válvula TRFC-E de 31/2 pulgadas

Válvula TRFC-E de 31/2 pulgadas

5. Vachon G y Furui K: “Production Optimization in ESPCompletions with Intelligent Well Technology by UsingDownhole Chokes to Optimize ESP Performance,”artículo SPE 93621, presentado en la 14a Conferencia yExhibición del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 12 al 15 de marzo de 2005.

6. Vachon and Furui, referencia 5.7. Para obtener más información sobre la terminación del

Pozo M-15 del Campo Wytch Farm, consulte: Algeroy J,Morris AJ, Stracke M, Auzerais F, Bryant I, RaghuramanB, Rathnasingham R, Davies J, Gai H, Johannessen O,Malde O, Toekje J y Newberry P: “Control remoto deyacimientos,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 18–29.

8. Algeroy J y Pollock R: “Equipment and Operation ofAdvanced Completions in the M-15 Wytch FarmMultilateral Well,” artículo SPE 62951, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.

9. La clasificación Nivel 6 del Avance Técnico de los PozosMultilaterales (TAML) se basa en la integridad hidráulica

de la unión lateral. Un Nivel 6 se alcanza con la tuberíade revestimiento sellada, que incluye unionesreformables y separadores de diámetro completo noreformables. http://www.taml.net/newsite/classification.asp(Se accedió el 28 de noviembre de 2007).Para obtener más información sobre los Niveles TAML,consulte: Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A, CalmetoJCN, Lima J, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T:“Tubería flexible: La próxima generación,” OilfieldReview 16, no. 1 (Verano de 2004): 40–61.

10. Para obtener más información sobre el Pozo NE Intan A-24, consulte: Fraija J, Ohmer H, Pulick T, Jardon M,Kaja M, Páez R, Sotomayor GPG y Umudjoro K: “Nuevosaspectos de la construcción de pozos multilaterales,”Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 56–75.

11. Para obtener más información sobre el manejo de laproducción de agua, consulte: Arnold R, Burnett DB,Elphick J, Feeley TJ III, Galbrun M, Hightower M, JiangZ, Khan M, Lavery M, Luffey F y Verbeek P: "Manejo dela producción de agua: De residuo a recurso," OilfieldReview 16, no. 2 (Verano de 2004): 30–45.

El incremento del corte de agua producía un con-sumo de energía adicional. El operador reparóese estrangulador y controló la tasa de inyección,lo que resultó en una presión de flujo mucho máscercana a la de los criterios de diseño.

Además, se observaron picos de presión cau-sados por un proceso de tratamiento químicosemanal en el que se cerró la línea de flujo mien-tras la bomba se encontraba en funcionamiento.Este proceso fue revisado de manera que el pozopudiera seguir fluyendo durante el tratamiento yque el incremento de la temperatura del motorde la bomba fuera insignificante. Este tipo deevento es mucho más fácil de identificar conmediciones de presión y temperatura que con lasmediciones de amperaje tradicionales.

Los beneficios aportados por estas tácticasde monitoreo y control remotos en tiempo real aveces son asombrosos e inmediatos, y a menudoproducen un retorno rápido de la inversión parael operador. En otro pozo de Texas Oeste, porejemplo, un operador pequeño se ahorró el costosignificativo de reemplazar un motor destruidopor recalentamiento cuando los datos obtenidosen tiempo real dispararon un sistema de alarmay alertaron a un ingeniero acerca de un pro-blema inminente. Otro operador optimizó ymantuvo la producción mediante el monitoreopermanente del desempeño de los pozos y lavariación de la velocidad de la bomba a fin deajustar su desempeño.

La tecnología de pozos inteligentes, concontrol de flujo de fondo de pozo accionado enforma hidráulica o eléctrica en los pozos ESP,constituye el paso lógico siguiente de la táctica demonitoreo y control remotos en tiempo real. Porejemplo, un elemento clave del dimen sio namientode las bombas ESP es el índice de productividad(PI) de una zona objetivo. Medido como barrilesproducidos por unidad de caída de presión, unvalor de PI erróneo, o más comúnmente un valorque ha cambiado con el tiempo, a menudo resultaen tasas de flujo más altas o más bajas que las es-

pecificadas en el diseño de la bomba. Este tipo desituación produciría la fatiga de la bomba por so-brecarga o un régimen de producción subóptimopor carga deficiente. Con una válvula inteligentede control de flujo de ajuste variable, que actúacomo un estran gulador en la formación, el opera-dor puede incrementar o reducir el flujo hacia elpozo y de ese modo ajustar la caída de presión. Elvariador de velocidad puede regularse luego paraoptimizar el desempeño de la bomba.5

Pruebas conceptuales De igual importancia para la optimización de laproducción en los pozos inteligentes que pro -ducen con bombas ESP, son las capacidadesmejoradas de monitoreo de los medidores depresión y temperatura de fondo de pozo. Estossensores permanentes permiten que los ingenie-ros calculen el flujo a partir de los diferencialesde presión medidos a través de una restricción ydeterminen la densidad en base a las diferenciasde presión hidrostática medidas a lo largo de latrayectoria del pozo.6

El proceso de control de flujo de fondo depozo y una bomba ESP se combinaron por pri-mera vez en una operación de terminaciónsimple, efectuada en 1999, cuando BP utilizó la

estrategia para controlar la producción de aguaen el Pozo M-15 de su Campo Wytch Farm, situadoen Dorset, Inglaterra. El Campo Wytch Farmsirvió como zona de demostración para las ope-raciones de perforación de alcance extendidodurante la década de 1990, y además fue el sitiode numerosos récords de perforación, incluyendoel primer pozo de alcance extendido de 10 km[6.2 mi]. Además de ser un campo de experi-mentación líder para habilitar tecnologías talescomo las herramientas de perforación rotativadireccional, el proyecto posibilitó que BP perforarayacimientos marinos, ambientalmente sensibles,desde localizaciones terrestres.

El Pozo M-15 fue construido con dos tramoslaterales, que conectaban secciones de ya ci -mien to separadas por fallas. Cuando fueperfo rado, el Pozo M-15 del Campo Wytch Farm,entre otras cosas, marcó récords por el alcancemás largo de cualquier pozo multilateral—3,400 m[11,155 pies]—para el lateral norte, y por lamayor longi tud—1,800 m [5,905 pies]—de loscañones de disparos. La terminación incluyó unabomba ESP REDA cubierta y tres válvulas decontrol de flujo recuperables por cable, montadasen ca vidad lateral y accionadas hidráulicamente(WRFC-H), con seis configuraciones, incluyendoel modo completamente abierto y el modo com-pletamente cerrado (arriba). En un primer casoen la industria, uno de los dispositivos de controlde flujo se instaló por debajo de la bomba ESP.El pozo estaba provisto además de un medidorde flujo instalado por encima de la bomba y unaunidad de monitoreo de pozos MultiSensor paraterminaciones con bombas sumergibles, inmedia-tamente por debajo de la bomba bomba. Elmedidor de flujo mide el flujo total a través de labomba. El siste ma MultiSensor mide la tempera-tura, la vibración y la presión de admisiónpresentes en el tramo lateral y utiliza el cable dela bomba para la transmisión de señales.7

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> Un primer caso en el Campo Wytch Farm. El M-15 fue el primer pozo con un dispositivo de controlde flujo controlado desde la superficie, instalado por debajo de una bomba ESP. Los dispositivos decontrol de flujo se colocaron a aproximadamente 5,300 m [17,390 pies], en un punto en el que la des -viación del pozo era superior a 85°. Un medidor de flujo, instalado por encima de la bomba ESP, y unaunidad de monitoreo de pozos MultiSensor para operaciones de terminación de pozos con bombassumergibles colocado por debajo, posibilitan el monitoreo del desempeño del pozo.

Bomba ESP con cubierta Válvula WRFC-H de 41/2 pulgadas

Tubería de revestimiento corta cementada de 7 pulgadas para el tramo lateral norte

Tramo lateral sur de 81/2 pulgadas, terminado en agujero descubierto

Medidorde flujo

Unidad de monitoreo MultiSensor

A la superficie

Pozo M-2 original, taponado y cementado

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BP hizo producir por primera vez el tramolateral norte, durante unos seis meses con lasválvulas WRFC-H completamente abiertas. Luego,el tramo lateral se cerró. En el momento del cie-rre, estaba produciendo aproximadamente11,000 bbl/d [1,748 m3/d] de fluido, de los cuales3,000 bbl [477 m3] eran de petróleo. Luego, seabrió completamente el tramo lateral sur mien-tras se controlaba la producción proveniente deltramo lateral norte. La producción combinadase estabilizó en 4,000 bbl/d [638m3/d] de líquidocon un corte de agua del 25%. De tal modo, laproducción neta de petróleo fue equivalente a ladel lateral norte antes de ser cerrado.8 En conse-cuencia, el operador logró controlar el influjotemprano de agua previsto y de ese modo pudo

recuperar 1 millón de barriles [158,900 m3] depetróleo adicionales.

La táctica de control de flujo de fondo de pozo ylos sensores permanentes se utilizaron en formasimilar en el primer pozo multilateral TAML Nivel 6del mundo, perforado y terminado por ChinaNational Offshore Oil Company (CNOOC) en elaño 2002 (arriba).9 Nuevamente, se utilizaron lasválvulas de accionamiento hidráulico para mini-mizar el influjo de agua y controlar selectivamenteel flujo proveniente de cada uno de los dos tramoslaterales en el pozo NE Intan A-24, situado en elMar de Java, en el área marina de Indonesia. Losmedidores MultiSensor proporcionaron medicio-nes de presión, temperatura y tasas de flujo entiempo real para cada ramal, y un sistema de

levantamiento REDA ESP permitió optimizar laproducción de petróleo.

Mediante la combinación de las ventajas delas bombas ESP, los pozos multilaterales y la tác-tica de monitoreo y control remotos, CNOOClogró generar beneficios que trascendieron elcontrol de la producción de agua. La configura-ción de los pozos multilaterales maximizó elretorno de la inversión de la compañía porquepermitió el drenaje del mismo yacimiento a tra-vés de dos pozos, utilizando a la vez un solohueco en las plataforma de perforación marinadesde los cuales se realiza la perforación (slot),y ahorrando el costo de perforar y terminar lasección superior de un segundo pozo. Al mismotiempo, la tecnología de pozos inteligentes per-mitió al operador monitorear y controlar el flujoproveniente de cada tramo lateral en forma re mo tay de este modo manejar fácilmente el yacimientopara lograr incrementos en la producción y latasa de recuperación de las reservas.10

Demandas nuevas, solución antiguaMuchos pozos que producen con bombas ESP sebenefician con la tecnología de pozos inteligentespor el mejor manejo de los yacimientos, particu-larmente mediante la reducción de la producciónprematura de agua. La capacidad para determi-nar el origen de la producción de agua y luegominimizarla en las operaciones de terminaciónde zonas múltiples, ha sido utilizada en todo elmundo con un incremento de la producción y delas tasas de recuperación de reservas como resul -tado reiterado.

La esperanza es que los pozos inteligentes,que producen con bombas ESP, se vuelvan aúnmás atractivos a medida que la industria se cen-tre cada vez más en la producción de petróleo deáreas remotas, donde los volúmenes de aguagrandes pueden implicar costos significativos.En las áreas marinas, por ejemplo, la capacidadpara impedir que el agua llegue a la superficie yexija en demasía las limitadas instalaciones deprocesamiento con base en las plataformas, hallevado a la industria a invertir millones de dóla-res en la investigación de métodos para removery eliminar el agua en el fondo del pozo.11

Dado que esa tecnología de separación deagua en el subsuelo aún debe ser probada y algu-nos de los proyectos de aguas profundas máscostosos de la industria están extrayendo grandesvolúmenes de petróleo con bombas ESP, los es -tranguladores para control de flujo y los sensoresde fondo de pozo pueden constituir al menos unasolución provisoria para la producción indeseadade agua. —RvF

> Operaciones de terminación de pozos de avanzada. Combinando un sistema de terminaciones multi -laterales RapidSeal, una válvula hidráulica de control de flujo, sensores de fondo de pozo, un sistemade monitoreo de fondo de pozo de las operaciones de levantamiento artificial Phoenix y REDA ESP,este pozo de CNOOC, situado en el Mar de Java, en Indonesia, es el primer pozo multilateral TAMLNivel 6 (izquierda). El flujo del tramo lateral 2 (flechas verdes) se combina con el flujo del tramo lateral 1(flechas rojas) después de pasar por la válvula de control de flujo. La disposición permite que el ope -rador drene una formación con dos tramos laterales, a la vez que deja disponible la opción de regularsus tasas de flujo. El inserto de la derecha muestra la trayectoria de cada ramal perforado por debajode la unión RapidSeal de 95⁄8 pulgadas.

0

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1,000

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0 500

Desviación horizontal, pies

Prof

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cal v

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(TVD

), pi

es

1,000

Lateral 1Lateral 2

Unión RapidSeal de 95/8 pulgadas

Tubería de revestimiento de 133/8 pulgadas

Desv

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ón N

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-Sur

, pie

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Desviación Este-Oeste, pies

Lateral 1

Lateral 2

1,000 500 0

1,500

1,000

500

0

500

Unión RapidSeal de 95/8 pulgadas

Tubería de revestimiento de 133/8 pulgadas

N

Empacador para colgador de tubería de revestimiento corta RapidSeal

Lateral 1Lateral 2

Empacador para colgador de tubería de revestimiento corta RapidSealReceptáculo de diámetro

interior pulido (PBR)

Empacadores externos para

tubería de revestimiento

Deflector RapidSeal

Unión RapidSeal de 95/8 pulgadas

Bomba eléctrica sumergible

Válvula hidráulica de control de flujo

Perfil de restricción interiorDesconexión por esfuerzo de corte

Sensor FloWatcher

Válvula de seguridadde fondo controlada

desde la superficie (SCSSV)

Empacador de aislamiento de zonas múltiples (MZ)

Unidad MultiSensor