Empacadores Hinchables

Presentación del tema: "Empacadores Hinchables"— Transcripción de la presentación:

1 Empacadores Hinchables

2 Desafíos en la Terminación de Pozos
Restringir migracion en espacio anular Manejar el flujo de hidrocarburos Reducir el tiempo de la terminación del pozo Larga duración

3 Sistemas de Aislamiento hoy en día
Cementaciones- Zonas de Perdidas Empacadores Mecánicos- V0 Inflables ECPs ( External casing packer) ACPs ( Annular casing packer)

4 Tecnología Swellpacker
Es un sistema empacador hinchable, usado para aislar tuberías de revestimiento, intervalos en yacimientos y forma parte del ensamble de terminación. El empacador se hincha al contacto con Hidrocarburo.

5 Sistema Swellpacker™ Parte de la sarta de terminación
No requiere mantenimiento. Provee un sello de presión efectivo Se adapta a la geometría del pozo. Larga duración de aislamiento.

6 Configuracion del SwellpackerTM
WBM Empacadores base agua OBM Empacadores base aceite HP (Alta presión) HT (Alta temperatura) Cement assurance Alimentación Interna de Cable LT or HT bonding Barrera deDifusión High swelling rubber Tubo Base High swelling rubber Low swelling rubber

7 Un nuevo enfoque a los principios básicos
Force Time (days) 10 20 30 40 50 El polímero se hincha en hidrocarburos Se activa en aceite pero no en agua pura Crea un sello efectivo en hueco abierto El tiempo de hinchamiento se adapta al tipo de ambiente

8 SwellpackerTM Lodo Base Aceite
Retarda hinchamiento en la corrida OBM a 223 °F por 3 días Construcción en 3-capas OBM Diffusion barrier Low swelling outer layer High swelling core OD [in] 8,55 8,35 8,15 7,95 7,75 7,55 7,35 7,15 1 2 3 4 5 7 10 12 14 18 26 38 Oil Based Mud 20˚C (68 ˚F) 76˚C (167 ˚F) 106˚C (223 ˚F) Crude 106˚C Diffusion barrier loses effect Diffusion barrier + Low swell Low swell outer layer WBM Packer Time (Days)

9 Sistema del Cement AssuranceTM
Canalizaciones El elastómero llena el vacío donde el cemento no llega. Micro annulus Llena huecos ocasionados durante la perforación y la producción

10 Viscosidad Vs Hinchamiento

11 ΔP Estimada / Correlacionada
4.5″ 5.5″ 6.625″ 7″ Slimmer pipe means thicker rubber More rubber means greater swelling, for higher differential pressure Manufactured to any pipe diameter Longer packer length increases differential pressure capability Swells to seal irregular boreholes 8.15″

12 Presión Diferencial Diámetro Exterior del Swellpacker
Tamaño del agujero Tamaño de la Tubería base Longitud de los hules Construcción de los anillos de soporte

13 ¿Como aumentar la capacidad diferencial?
Incremento en el diámetro exterior del hule Mayor espesor de hule ( tubo base mas pequeño) Disminuye efecto de hinchamiento y aumenta DP. El espesor del empacador debe estar cerca del tamaño del agujero.

14 Aplicaciones Exitosas
Multilateral y Horizontal Control mecánico de Ingreso de flujo Poroflex Estimulación/ Control de agua en carbonatos a pozo abierto Aislamiento/Reemplazo de empaque con graba Fractura en pozo abierto Pozos Inteligentes Aislamiento de Cedazos en pozo abierto Open Hole straddle HPHT Expandibles Alternativa para cemento/Disparos en el reservorio Cased Hole straddle Gas

15 Elastomero vulcanizadp
Construcción Simple No hay partes mecánicas movibles que pudieran fallar Insuperable capacidad de sello Compuesto extremadamente estable y versátil A prueba de erosión Operación Simple 100% eficiencia operacional – cero fallas Libre de riesgo Elastomero vulcanizadp Anillos laterales Tuberia Estandar

16 Ventajas Auto-reparable, la expansión continua Construcción Robusta
Se asienta a BHST Logística/asentamiento Ni tiempo de taladro, tubería de maniobra, herramienta asentadora, unidad de bombeo

17 Durabilidad del Swellpacker™
Fue corrido 25 veces a través de una ventana sin daños significativos. Habilidad de ser re-corridas antes de anclarlos. Cortes en el hule cerraran durante el proceso de hinchamiento. Swellpackers run 20 time through Halliburton test well, along with other completion equipment. 13 swellpackers pulled out of an Addex (Nigeria) well, as the centralisers had destroyed themselves during running. 4 packers had been too badly damaged by the centraliser parts, and couldn’t be re-run. 9 packers re-run, without incident, and sealed as designed. Make it clear that they are retrieved prior to swelling occuring. Life of the well changes such as pressure and temperature fluctuations. 9 Swellpackers retrieved from a well

18 Ventajas de Construcción de pozos
Evita operaciones de cementación y disparos Reduce costos de construcción de pozos Instalación en un solo viaje hasta 3x mas rápido

19 Ventajas de Terminación
Se integra con otras tecnologías Confiable, resultado libre de intervención Extiende la vida de la terminación

20 CASOS HISTORICOS

21 Casos Históricos DONG – Estimulación en Carbonatos Shell- UK
Temapache 205- Pemex Alaska Angostura

22 Dong: Dinamarca: South Arne
Retos Formación de carbonato impermeable costa afuera Requerido: Buena distribución del perfil de flujo y eficiencia Solución Se alterno tubería ciega, camisa deslizable, y OBM Swell Packers Operación de CT Simultanea Resultados Anular totalmente sellado Buena selectividad durante la estimulación y control de flujo Se elimino las operaciones costosas de cemento y cañoneo Aprox 10 corridas en el pozo reemplazada por una Tight carbonate formation on an offshore installation Divert treatment along 1400m wellbore Achieve a well-distributed inflow profile Control flow to, and in, the reservoir Improve process efficiency   observe invent develop deliver

23 Costo: Valor: -Tub flexible, barco de frac,
Liner hanger Costo: -Tub flexible, barco de frac, -Periodos largos de equipo de Intervencion -Cemento y disparos Valor: Estimulación en secuencia Control de con camisa deslizables

24 Stimulation Production Valor: Control de flujo con camisas
Liner hanger Control de flujo con camisas deslizables en carbonates Sliding sleeve Stimulation Sliding sleeve with nozzles (injection sleeves) Tubing Repetir The completion allows control of an infinite number of zones by shifting sliding sleeves. Swell Packer Production Valor: Bajo costos de Terminacion 60-70% vs la estimulación secuencial. Menos viajes, una estimulación - menos riesgo Control de agua con camisas deslizables Producción anticipada

25 Shell: UK: North Cormorant
Reservas marginales y los costos de limpieza asociados a la cementacion junto con el cañoneo con CT Zonas de baja presión separadas por zona de empuje de agua demandaba un aislamiento confiable Se requería de un sello > 2300psi Fluidos de perforación era base aceite Profundidad a 15K ft & BHT a 230 F observe invent develop deliver

26 Shell: UK: North Cormorant
Reto Realizar aislamiento de zona en pozo slimhole – base OBM Sidetrack: 18 grados dogleg, Profundidad 15,128 pies, temperatura 110°C Solución 12 Swell Packers instalados sin problemas Resultados Se redujo el corte de agua Elimino cemento & limpieza: ahorros de 15-30% por pozo Elimino el disparo: ahorro adicional de 20% por pozo Relación Valor-inversión aumento 50%

27 Shell: UK: North Cormorant

28 Logros del 2003 Well Complexity CN24S3 CN14S2 CN32S4 CN-24S2 CN-18S6
Past Achievements: Max KOP ft Max OH 3200 ft Hole sizes 4.5” to 5” Liner size 2 7/8” 3.5” Bi-centre bit tech Slotted 2-7/8” Liner K-Formate Mud ARC3 Real Time PWD Improvements ROP – Bits/Agitator Directional Control Casing Exits Equipment Mngmnt Mud (Micromax) Well Control (Radar) Abandonment Improvements: Mud (Micromax) Higher MWs >700pptf Well Control New philosophy Cementing A annulus isolations Spacers improved Cleanout improvements Improvements: SqueezeCrete success Zonal isolation with Swelling packers Eliminate clean-outs Eliminate perforating Well Complexity CN24S3 CN14S2 CN32S4 CN-24S2 CN-18S6 CN-18S5 CN-29S3 CN-13S1/2 CN-17S1 CA-28S3 BB-14S2 Well Cost PAST TTRD wells First 2 wells 2003 Second 2 wells 2003 Fifth well Tomorrow

29 ConocoPhillips: Alaska: West Sak
SPE 97928

30 Temapache 205 Reto Aislar Zona de Gas Solo Producir el Aceite Solución
2 Empacadores Hinchables Easywell Resultados Probo sello de Empacador Inferior Sin presion en EA Bajo RGA

31 CANTAREL 8-D OBJETIVO: Aislar boca del liner y disparos ( m) y ( m) invadidos de gas del casquete y producir el aceite del intervalo ( m) RESULTADO: Aislo efectivamente los disparos superiores y utilizo valvula de BN para ayudar a la produccion

32 Propuesta Multilateral en Angostura
Empacador Hinchable Ventana LatchRite #2 @1130 m 30° Empacador Hinchable Lateral C Empacador Hinchable Liner Ranurado de 4 ½” @ 1547 m – 76.62° Ventana LatchRite #1 @1145 m 30° Empacador Hinchable Lateral B Liner Ranurado de 4 ½” @ 1543 m – 68.26° Empacador Hinchable Lateral A Liner de 7” @ 1420 m – 37° Liner Ranurado de 4 ½” @ 1638 m – 60°

33 Cliente

34 Preguntas, Comentarios? Gracias Denar Flores