Completaciones Inteligentes Final

Completaciones Completacione s Inteligentes

Intelligent Well Systems TM Fernando Kirnbauer  Julio 2007

Agenda 

Introducción  –  –  –  –

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Componentes Básicos de una Completación Inteligente  –  –  –  –

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Que son Completaciones Inteligentes? Beneficios Tipos Baker Oil Tools InForce ® System Válvulas de Control de Flujo Packers Sensores de Medición Permanente Sistema de Control de Superficie (Manual  – Automático)

 Aplicaciones Casos Históricos Conclusiones

Que son Completaciones Inteligentes? 

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Completaciones Inteligentes son aquellas donde se implementan procesos de medición y control en fondo de pozos. Los pozos inteligentes se diferencian de los convencionales en que estos permiten monitoreo, interpretación y control de la producción o inyección en lazo cerrado. Este proceso es realizado a distancia sin necesidad de intervención del pozo. Proyecto Multidisciplinario

Completación Tradicional vs. Inteligente

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Una Zona Objetivo por Control Pozo Remoto de cada Zona del Pozo Control y Monitoreo Desde Superficie Monitoreo Permanente de cada Zona del Pozo 

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Control de Lazo Cerrado

Beneficios 

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Producción Acelerada  – Optimizando la Producción Conjunta de Múltiple Zonas Incremento de la Recuperación Total  – Monitoreando y controlando las Condiciones de Fondo de Pozo en Tiempo Real  – Mejorando la eficiencia de sistemas de recuperación secundaria y terciaria Reducción de Capital Empleado  – Reduce el numero de pozos necesarios para drenar el yacimiento  – Menor inversión necesaria para facilidades de manejo de agua Reducción de Costos Operacionales  – Minimiza Intervenciones Costosas y Riesgosas  – Mejora el Manejo de Producción de  Agua

Beneficios  – Performance Financiera +$ IWS PERFORMANCE

RECUPERACION FINAL

COSTO DE INTERVENCION

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PRODUCCION CONJUNTA

COSTO E&D COSTO FINANCIERO

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Tiempo

Traditional Performance

PRODUCCION TEMPRANA

Tipos de Completaciones Inteligentes 

Eléctrico (Baker Oil Tools - InCharge)  –  –  –  –

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Una Sola Línea Para Instrumentación y Control Sensores Integrados Infinito Numero de posiciones en la Válvula de Choke  Alto Costo

Hidráulico (Baker Oil Tools - InForce)  – Sistema Sencillo de Alta Confiabilidad  – Requiere Múltiple Líneas Dependiendo del Numero de

Dispositivos  – Menor Costo pero También Menor Flexibilidad  –  Ampliamente Adoptados por la Industria  – Instrumentación Independiente (Electrónica o por Fibra Óptica)

Sistema InForce ® 

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Sistema Hidráulico Sistema de Control de Flujo Independiente de la Instrumentación Criterio de Diseño Basado en Máxima Confiabilidad  – Diseño Simple (Pistón Balanceado)  – Basado en Tecnología Existente  – Exigente Pruebas de Calificación

Componentes Básicos - InForce ®  Cables y Líneas de Control Hidráulicas Sensores Permanentes de Fondo (Presión, Temperatura, Flujo, etc.)

Válvulas de Control de Flujo (Abierto / Cerrado o Chokes de Multi-Posición)

Packers con Penetraciones

Válvulas de Control de Flujo

Válvulas de Seguridad Serie T™

Más de 20,000 Instalaciones Válvulas Hidráulicas Serie HCM™

Mangas de Circulación Serie CM™

Más de 15,000 Instalaciones

Válvulas de Control de Flujo 

Diseño Simple-Pistón Balanceado  – Mayor Confiabilidad  – Mayor Profundidad de

 Asentamiento  – Maximiza la Fuerza de Actuación en ambas direcciones 

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Puerto deCamisa Flujo Interna de Carburo de de Tungsteno Carburo de Tungsteno Componentes críticos tratados con proceso QPQ Diferencial de presión Apertura / Cierre de hasta 3,000psi Control On-Off o Múltiple Choke Sellos No-Elastoméricos Temperatura de trabajo hasta 325ºF (163ºC) Dos Líneas de Control

Inserto de Carburo de Tungsteno

Packers 

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 Asentamiento Hidráulico Sin Movimiento de Mandril Múltiple Penetraciones Removibles Varios Rangos de Presión (2,500 PSI -12,000 PSI) Varios Tamaños (2- 7/8” x 5 ½” 6 5/8” x 10 ¾”)

Neo-Pak™

DESP™

Premier ™

MPas ™

Sensores de Medición Permanente 

Sensores Electrónicos  – Presión, Temperatura, Flujo, etc.

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Sensores Ópticos  – Presión, Temperatura, Perfil Térmico,

etc.

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Sistemas de Inyección de Química Instalaciones de Múltiple Líneas

Sistema de Control de Superficie - Manual 

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Primordialmente Usado con Válvulas de Dos Posiciones (On/Off) Operador debe conocer la lógica hidráulica de operación Confirmación de actuación por:  – Respuesta de Presión  – Medición de Retorno de Fluido Sistema de Monitoreo de Fondo Independiente

Sistema de Control de Superficie - Automático 

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Control de varios pozos. Ideal para Válvulas de Multiposición (Choke) Confirmación de Actuación por:  – Presión  – Fluido de Retorno

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Sistema de Monitoreo Integrado Interfaz Intuitivo (Operador no necesita Conocer la lógica hidráulica) Monitoreo y Control a distancia  Almacenamiento de Históricos

Aplicaciones 

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Evitar Flujo Cruzado en Producción Conjunta de Múltiple Zonas Eliminación o Reducción de Producción de Agua Control de Drawdown en zonas que lo necesitan Contabilización de Producción de Zonas Independientes “Auto” Gas Lift (Uso de una Zona de Gas Existente

para Asistir en el Levantamiento de Crudo de una Zona Inferior) 

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“Dump Flood” (Inyección de Agua de una Zona a Otra)

Optimización de Inyección Optima (Agua y/o Gas) Reducción de Intervenciones Monitoreo de Yacimiento y Pruebas de Pozo

Caso Histórico 1: Ecuador  

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Pozo con Bomba Electro-sumergible Producción Acelerada a Través de la Producción Conjunta de Dos Zonas Medición de Presión, Temperatura y Caudal en ambas zonas Control de Producción de Agua con Válvulas de Choke Múltiples instalaciones a la fecha Incremento de la producción de hasta 3000bpd

Caso Histórico 2: Saudi Arabia TUBING HANGER PENETRATIONS 4 x 1/4" hydraulic lines for controlling IWS 1 x ¼" Tubing Encapsulated Conductor for  monitoring PDHMS

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4 ½" Production Tubing 

 Auto-Loc Expansion Joint w/40' of Stroke 7" x 3 ½” Feedthrough Premier Packer 

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Pozo Tri-Lateral Medición de Presión, Temperatura y Caudal del tubing y anular en cada lateral Control de Producción de Agua con Válvulas de Choke Instalación en Pozo Abierto

PDHMS monitoring Tubing and Annulus 3 ½" HCM-A 5 ½" Open Hole Lateral #2 

5 ½" Open Hole Lateral #1

3 ½" Production Tubing

3 ½" HCM-A 5.125" OD 2.3 ID

5 1/2" Open Hole TD ~ 13,000' 

5 ½" SET Shoe @ 7855'  Existing Wellbore w/7" Liner 

4" Feedthrough Mpas 5" OD x 2.3 ID @ 8124' MD

PDHMS Monitors Tubing and Annulus 4" Feedthrough Mpas 5" OD x 2.3 ID @ 9090' MD

Caso Histórico 3: Noruega 

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Pozo Inyector WAG (Agua  Alternando con Gas) Costa Afuera, Plataforma tipo TLP (Tension Leg Platform) Cuatro Zonas Selectividad de las Zonas sin Necesidad de Intervención Monitoreo de las Condiciones de Fondo

Caso Histórico 4: Golfo de Méjico 

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Pozo Sub-Marino Control de Arena Frac Pack Producción Conjunta de Dos Zonas controlando Flujo Cruzado y Producción de  Agua de manera remota Eliminación de Costosas Intervenciones  Aceleramiento y Aumento de la Producción

Caso Histórico 5: Argentina 

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Pozo productor con tres zonas con ESP. El objetivo cerrar la zona inferior periódicamente para determinar Caudal y Corte de Agua de la zona superior sin necesidad de intervención del pozo. Se descubrió que la zona inferior producía agua, se cerro el HCM para aislar la zona Se modifico el Programa de Inyección para el yacimiento. Se abrió el HCM desde la superficie y la zona inferior produce crudo con bajo Corte de Agua.

Conclusiones 

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 Amplia variedad de opciones existentes.. Completaciones Inteligentes facilitan el proceso de Optimización de Producción Esta tecnología ha sido comprobada en campo y ha demostrado sus ventajas de su adopción, BOT tiene 88 instalaciones hasta la fecha Las Completaciones Inteligentes son aplicables también a Campos Maduros con opciones de bajo costo.

GRACIAS ! PREGUNTAS?