completacion inteligente schlumberger

SCHLUMBERGER Well Completions and Productivity Tomoporo Propuestas de completacion Septiembre-2005

Schlumberger Private

NUEVA PDVSA

Completaciones Inteligente Schlumberger Private

SLB Drilling and Measurements, Perforating, Well Services, Reservoir Evaluation, WCP …..

Contenido


• Solución para producción Comingle Casing de 9 5/8”con liner de 7.0” • Solución Para producción Comingle con Camisa de 5.5” y bomba Electrosumergible. • Ventajas • Desventajas • Track Record • Casos Históricos • Prueba de equipos • Recomendaciones

Descripción de Completacion Inteligente • Completacion Diseñada para medir los parámetros de Producción del Pozo desde la superficie sin necesidad de Intervención.

• Completacion Diseñada para producir dos o mas Arenas con diferentes parámetros de producción si la interferencia entre las Yacimientos. • Completacion capaz de realizar diagnósticos (registros de Temperatura, Presión, Producción) sin necesidad de intervención al pozo.


• Solución Capaz de regular la producción de un yacimiento desde la superficie sin necesidad de intervención.

Completacion Convencional


Completacion Inteligente


Solución Inteligente para Casing de 9 5/8” con liner de 7” Incluye

6

• • • •

Válvula de Seguridad Auto igualizante de 4 ½” Mandriles de Gaslift de 4 ½” Sliding Sleeves de 4 ½” Empacadura Hidráulica Multiport de 9 5/8” Válvula de Control de flujo (Anular–Tubing) de 3 ½” Mandriles Solid Gauge con sensores de Cuarzo para el monitoreo de temperatura de presión Casing-tubing (2 sensores de Cuarzo) 3 ½” Y Medición de Flujo Empacadura Hidráulica Multiport de 7.0” Válvula de control de flujo (Anular-tubing) de 3 ½” Mandriles Solid Gauge con sensores de Cuarzo para el monitoreo de temperatura de presión anular (2 sensores de Cuarzo) 3 ½” y Medición de Flujo Niple de Inyección de Química


• • • • • •

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Solución Producción Comingle con Tubería 5 ½”

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1195 8 1217 9


9

Incluye: • Tubería de 5 ½” • Bomba ESP 4.5” • X-over de 5 ½”a 3 ½” • Manga de Circulación 3 ½” (Sliding Sleeves) • Sellos para Tie back de colgador con 3 Puertos de 7.0” X 3 ½” • 3 ½” Mandril de una sola Pieza con sensores de Quarzo para el monitoreo de la presion y Temperatura de la formacion Gobernador • Válvula de control de flujo de 3 ½” Anular-TBNG. • Medidor de flujo (Flow Watcher) de 3 ½” con dos sensores de Temperatura y presion • Válvula de control de flujo de 3 ½” (In line) • Empacadura Permanente 7.0” • Niple de Inyeccíon de Química

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“Ventajas”


• Tecnología probada y comprobada • Completacion para ser corrida en un solo viaje / un solo Viaje para su recuperación. • Para Aplicaciones de Altas Presiones y Altas Temperaturas. (10,000 psi y 325º de Temperatura) • Se puede tener producción Selectiva y/o Comingle sin necesidad de ninguna intervención al pozo. • Are de flujo máxima de acuerdo a la tubería a utilizar. • Lecturas de P/T a tiempo real con tecnología digital. • Mínimo numero de líneas de control. • Cable y líneas de control tamaño ¼” que permite un tamaño maximo de tubería de producción. • Medición y Control de Flujo Individual para cada arena productora. • No se requiere de intervención para pruebas de P/T incluyendo build-ups. • Un solo suplidor.

Desventajas • Limitaciones de Tratamientos y Estimulaciones.

• La tubería máxima permitida de la completacion en Casing de 7” es de 3 ½”. Por encima de la empacadura 5 1/2”. • Máxima Presión Diferencial aplicables 8,500 psi.


• Mayor numero de puntos de fugas.

Instalaciones con Válvulas de Control de Flujo

Updated Nov 3, 2004


• 91 válvulas en 56 instalaciones • 3 fallas (2 de ellas por daños a la línea a la altura del colgador durante el asentamiento) • Instalaciones en Tierra: 4 Pozos con 08 Válvulas (incluyendo uno en Venezuela) • Instalaciones en plataformas:18 Pozos con 44 válvulas • Instalaciones Sub-marinas: 35 Pozos con 38 válvulas

Record de Equipos de P/T: Mejoramiento Continuo

Surviving 1.0 1.0

2001

2001-2003 1999-001999-00

0.9 0.9

1997-98

Surviving

0.8 0.8

1995-96

0.7 0.7

Permanent Monitoring Installations Permanent Quartz Gauges 1994 to 2003 2001

0.6 0.6

0.5 0.5

Years 0

0

1 12

12

2 24

24

3 36 Time (Months)

63

Months

1994 1st production

4

5

6

48

60

72

48

60

72


• 3200+ instalaciones, 85% de confiabilidad después de 5 Años • Proceso de Mejoramiento de Eficiencia Comprobada • Números basados en Datos Reales (Única Empresa con record de instalaciones permanente)

Conexiones Soldadas (Opcional)


In-line splices & Cable heads

Caso Histórico– Producción Commingled • • •

ESP w/ shroud

7” Cemented Liner

4-1/2” WRFC-H

FSV

Flow Meter

8-1/2” Open Hole

Plugged & Cemented


•

Primer Pozo Multilateral a nivel Mundial controlado desde la Superficie. Pozo Multilateral de Mayor extensión. Válvula de control WRFC’s @ 5300m 85 + degree deviation Lateral del Norte 8.1km, El lateral del Sur 6.2 Km.

Producción Acelerada •

Recuperación Acelerada ¾ 1 mill. Bbls los primeros 4 Meses

•

Producción Selectiva Controlada – Minimiza la entrada de Gas y Agua

GOC WOC

*


– Completacion Personalizada

Beneficios para el Cliente? Comparada con una Completacion convencional La primera Instalación Realizada;

*NH analysis at SPE meeting in Stavanger, Norway April 19th, 2001

"...... Oseberg C fue proclamado el ganador debido a la reparacion del Pozo C-19 . El uso de nuevas tecnologias utilizadas y los resultados obtenidos en el incremento de producción de 3,800 bbls/d a 17,600 bbls/d. actualmente, después de 3.5 años, el pozo esta produciendo 12,600 bbls/d y es la razón principal de que la plataforma Oseberg C este produciendo por encima de lo estimado. ” Informacion Suministrada por Norsk Hydro’s Senior Vice President, Recovery and Producción, Oseberg area


• 1,000,000* Bbls de Petróleo Adicionales ¾ Producción Acelerada ¾ Los Primeros 4 meses (June 13th - Oct. 11th, 2000)

Natural Gas Lift •

Producción después de Cierre

•

Extiende La vida de Producción

•

Controla la producción Utilizando la capa de

*

•

Área de Flujo diseñada a la Necesidad – 6 posiciones (Versión H) – Infinita (Versión-E)

•

25 Instaladas desde Mayo 1998

(To control gas “lift”)

Sand control completion in oil zone


Gas Natural del Yacimiento – Natural gas lift – Elimina la Necesidad de Planta compresora

IC Con Control de Arena • Objetivos

– Respetar las Leyes ambientales de Producción comingle de Yacimientos

• Solución


– Optimizar la recuperación de los yacimientos con producción excesiva de arena.

– Completacion Integrada de Alta Tecnología de control de flujos, Técnicas comprobadas de Control de Arena y Monitoreo permanente de P/T.

Caso histórico: SHELL Gulf of México Mars A-15 Schlumberger Private

• La primera Completacion Inteligente de SLB’s en El Golfo de Mexicoe Pozo Mars A-15 con Levantamiento artificial Gas-Lift. • Se utilizo Una Válvula de Control de Flujo Modelo WRFC-H de 3 ½” • Shell se ahorro $ 415k en costos operativos directos • Shell ha emitido una O/C por 3 pozos adicionales con la posibilidad de 9 mas (dependiendo de los resultados) • Contacto en Shell: Tom Kenney (MARS project)

Recomendaciones

• Si se requiere Estimular las formaciones, se recomienda que sea realizado antes de bajar la completacion con la finalidad de preservar la integridad mecánica de las líneas de control durante los desplazamientos creados en la tubería.


• Uso de Casing de 9 5/8” Con Liners de 7.0” que permitiria mayor flexibilidad y el uso de combinacion de tubería de producción de hasta 5 ½” en la parte superior, y 3 ½” en la parte inferior.

Recomendaciones • Si se Utiliza Liner de 7.0”:

•

TRFC-H de flujo radial “radial flow” .

•

TLFC-H de flujo Lineal “in-line flow” (solamente en casing de 9 5/8”).

– Empacaduras con puertos múltiples “Multiport” de asentamiento Hidraulico. – Niple de inyección de química


– Tubería de producción de 4 ½” se puede usar por encima de la empacadura de producción. – Mandriles de Gas-Lift 4 ½” KBMG se pueden instalar en casos donde se estime que el empuje del pozo puede declinar en corto tiempo. – 2 tipos de Válvulas de control se han considerado:

Sliding Sleeves La Camisa se conecta y forma parte integral de la tubería de Producción.

•

Se sugiere el uso de Una camisa No elastomerica CSX-3U la cual puede ser operada por métodos convencional de Guaya Fina o por métodos de Coiled Tubing con herramientas convencionales.

•

Los orificios de igualizacion de la camisa deslizante interna, minimiza los riegos de operación.

•

La simplicidad del diseño de la CSX-3U garantiza una larga vida operacional.

•

Su diámetro interno es full bore y el área de flujo es de 1.25 el área de flujo de la tubería de producción.

•

Sellos No- Elastomericos

•

Servicios Alta Temperatura, Altas Presiones y ambientes corrosivos.


•

Empacadura Quantum Multiport Características

1.Mandril de producción grande (máximo ID en el mercado Schlumberger Private

2.Elementos de sellos con área Crosseccional uniforme, lo cual hace que se requiera de menos fuerza para asegurar un sello hermético disponible en una gran variedad de tipo de elastómeros

3. Las cuñas están posicionadas por debajo de los elementos para evitar que se acumulen sólidos en el mecanismo de desanclaje

4. No se requiere de manipulación de la tubería para su asentamiento 5. Hasta 06 puertos de comunicación para Líneas y cables de control

TRFC-H and TLFC-H TRFC-H

TLFC-H

Path of fluid flow


Path of fluid flow

Válvula de Control de Flujo (TLFC-H)

Caracterís ticas

• Controla el paso del Flujo dentro de la tubería


Descriction • Válvula para control Lineal de Producción lineal • Se Opera Hidráulicamente • Flujos Medianos a Altos Caudales

Válvula de control de Flujo (TRFC-H)


• Válvula de Control de Flujo Descripción • Operada Hidráulicamente • Controlada desde la superficie • Para altas tasas de flujo

• Basada en la tecnología de Válvulas Caracterís para Mar del Norte y profundidades extremas ticas • Activada con una sola línea de control de 1/4” C.L • Hasta 11 posiciones exclusivamente diseñada para cada pozo • No es sensitiva a las variaciones de presiones del tubing o casing

Válvula de Seguridad de Tubería • Modelo TRM-4HPE

• Se opera Hidráulicamente con una línea de control de ¼”. • Auto-Igualizante • Sello Metal-Metal • Fail safe • Para altas presiones y Temperaturas. Servicios H2S.


• Se instala como parte integral de la tubería

Sensores de Temperaturas y presiones – Modelo HPQG (Quartz) – Estabilidad :

< 1psi/Año a 150 C y sobre rango de

– Resolución : 0.01 psi a 1-sec de muestreo – Precisión :

< 3 pis sobre el Rango completo de 16kpsi

– OD: 0.75” – Longitud: 29.3” – 16000 pis – 150degC – Multidrop 4 gauges


presión

KBMG Side Pocket Mandrel • Con Camisa de orientación para fácil localización de las válvulas.

• Full Bore (ID). • Para servicios de Altas Presiones, altas Temperaturas y ambientes corrosivos. • Bueno para uso en casing pesado. • Su forma Oval permite la instalación de líneas de control hidráulicas y eléctricas.


• Discriminador Forjado.

Empacadura Hidráulica HP/HT Características 1. Mandril Integral con Diámetro interno Máximo

3. Las cuñas están localizadas por debajo de las Gomas de sello para evitar la acumulación de sólidos en el mecanismo de desanclaje. 4. No se requiere de manipulación de la tubería para su asentamiento.


2.Área Crosseccional de los elementos sellantes permite la utilización de una gran variedad de materiales ya que se requiere de menos fuerza para realizar el sello hermético.

Shock and Vibration Testing


• Shock Level 50G • 200 total shocks at 90º increments

• Low frequency resonance search • Random vibration profile

Sir Henry Royce circa 1910

Reliability Testing Overview • Intensive qualification of components and vendors

• Third Party Qualification (RF-Stavanger, Norway)


• Qualification of subassemblies (Erosion, Shock & Vibration..)

• In house Qualification (Rosharon, Texas, and Clamart, France)

Flow - Erosion Test Facility


• up to 3% sand concentration • Test bay 100 ft x 50 ft • 2,500 psi max • Flow rate 1,000 gpm max (34,000 B/D)

Operaciones de Campo Confiables • Entrenamiento Estandarizado en el uso de Herramientas, equipos, Y Procesos de Instalación en el Pozo. Schlumberger Private

Entrenamiento & Instalación confiables


Bancos de Pruebas de Presión y Temperatura Maximum conditions

• 260°C (500°F) • 10 m [32 ft]


• 30,000 psi

Preguntas


completacion inteligente schlumberger

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