Presentacion Empaque Con Grava

Sist Sistem emas as de Emp Empaq aque ue con con Grav Grava a para Control de Arena

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Comp Comple leta tacio cione nes s con con Empa Empaqu que e con con Gra Grava va • Configur Configuracio aciones nes de Completa Completación ción  – Do  –  Dos s tip tipos os en ge gene neral ral • Sist Sistem ema a con con nipl niple e cone conect ctor or • Sistem Sistema a de pack packer er con con seal seal bore  – Empa  –  Empaque que a caudal caudal convencio convencional nal  – Em  –  Empaq paque ue a alto alto caudal caudal y alta alta presi presion on

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2

Comp Comple leta tacio cione nes s con con Empa Empaqu que e con con Gra Grava va • Configur Configuracio aciones nes de Completa Completación ción  – Do  –  Dos s tip tipos os en ge gene neral ral • Sist Sistem ema a con con nipl niple e cone conect ctor or • Sistem Sistema a de pack packer er con con seal seal bore  – Empa  –  Empaque que a caudal caudal convencio convencional nal  – Em  –  Empaq paque ue a alto alto caudal caudal y alta alta presi presion on

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2

Comp Comple leta tacio cione nes s con con Empa Empaqu que e de Grav Grava a • Sist Sistem emas as de “Nip “Niple le cone conect ctor or””  – Po  –  Pozo zos s co con n ba baja ja de desv svia iaci ción ón y mo mode dera rada da pr prof ofun undi dida dad, d, don onde de la eco cono nom mía es la cl clav ave e • Sist Sistem emas as tipo tipo “Sea “Seall Bor Bore e Pa Pack cker er””  – Ap  –  Apro ropi piad ado o pa para ra po pozo zos s co con n al alta ta de desv svia iació ción, n, pr prof ofun undo dos, s, mult mu ltii-zo zona nas s e inter interva valo los s pr prod oduc ucti tivo vos s la larg rgos os • Sist Sistem emas as “WFX “WFX Sea Seall Bore Bore Pa Pack cker er par para a alta alta pres presió ión” n”  – Di  –  Dise seña ñado do pa para ra tr trat atam amie ient ntos os de al alto to ca caud udal al y alt alta a pr pres esio ion n

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Completaciones con Empaque de Grava • Sistemas de Niple conector (HUN)  – Sistema de dos corridas • Usa Packer de servicio para el empaque de grava  – El packer de servicio se recupera después del empaque con grava » Libera hidráulicamente de la rejilla

• Packer de producción es instalada en una corrida separada.  – Overshot de producción para niple conector

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Completaciones con Empaque de Grava • Sistemas de Niple conector (HUN)  – Aplicaciones • Relativamente intervalos cortos  – Tipicamente 25-50 pies máximo

• Profundidades de medias a someras  – Tipicamente hasta 5,000 pies

• • • • •

Completaciones sencillas Pozos verticales o ligeramentes desviados Caudal y Presión de Bombeo convencionales Tamaños de tuberia pequeños a normales Cuando el costo es la clave

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Hookup Nipple Gravel Packs

• Hydraulic Release Circulating H.U.N. Assembly (Ensamble de niple conector de liberaciòn hidráulica por circulacion)  –  Hecho para el packer de servicio

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Run-in hole

Packer set and HUN released

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Hookup Nipple Gravel Packs • Hydraulic Release Circulating H.U.N. Assembly (Ensamblaje de Niple conector de liberación hidráulica por circulacion)  –  Via de flujo

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Generic H.U.N. GP Procedure • Procedimiento  – Correr mecha con rascador, y filtrar fluido de completación a 2 micrones ó mejor  – Correr cesta calibradora hasta 30-50 pies debajo de los cañoneos planificados  – Asentar TDH 5-10 pies por debajo de los cañoneos planificados  – Cañonear, ensayar arena y controlar pozo  – Realizar viaje de limpieza con rascador de casing y, lavar arena y residuos de cañoneo hasta TDH  – Filtrar fluído de completación y preparar sarta de trabajo  – Levantar Packer HD con el ensamble de rejillas y bajar dentro del pozo lentamente

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Generic H.U.N. GP Procedure • Procedimiento  – Tocar TDH y levantar 2 pies  – Asentar packer y probar  – Soltar bola, presurizar y liberar niple conector  – Determinar y registrar caudal y presión durante forzamiento, circulación y reversa  – Realizar empaque de grava por circulación según procedimiento de bombeo

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Generic H.U.N. GP Procedure • Procedimiento  – Luego de arenar, levantar para comunicar con el anular y reversar el exceso de arena en la sarta de trabajo • Aplicar suficiente presión en el anular hasta vencer la hidrostática de la mezcla de mayor densidad • Reversar por lo menos dos capacidades de la sarta de trabajo a alto caudal  – Levantar para liberar packer y SFH

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Generic H.U.N. GP Procedure • Procedimiento  – Preparar ensamble de sarta de producciòn • Overshot para niple conector • Pup joints, niple de asiento, etc • Packer de producción Arrowset 1-X  – O el packer elegido

• Tuberia y accessorios hasta superficie  – RIH lentamente  – Tocar niple concector y soltar • Levantar, espaciar y sentar packer 1-2 pies debajo del tope

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Weatherford HUN Gravel Pack System

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H.U.N. Size Availability • Packer de producción y servicio disponibles fácilmente para casing 4 ½ -7 5/8  –  Disponibilidad de tamaños más grandes con anticipación

• Niples conectores y overshots fácilmente disponibles para los siguientes tamaños de tuberias y rejillas  –  2 3/8  –  2 7/8  –  3 1/2

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Hookup Nipple System • Ventajas  – Equipos muy comunes • Económico • Los packer pueden ser usados para otras aplicaciones  – Packers de producción y servicio estandar  – Incrementa la flexibilidad de la disponibilidad de equipos

• El equipo está diseñado para repararlo y reusarlo  – Pueden ser movilizados a otros pozos para usarlos en empaque de grava ó completación estandard

 – Fácil y compatible en el taladro

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GP Completions • Sistema 4P Seal Bore Packer GP  – El packer que se usa durante el empaque de grava se queda como packer de producción  – Mètodo de gravel pack estandard en la industria • Tipicamente un packer Seal bore recuperable  – Packer BlackCat GP

 – Utiliza un X-Over, la cual se mueve levantando y bajando la tuberia

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GP Completions • Sistema 4P seal bore gravel pack  – Fundamento muy flexible • Zonas largas ó pequeñas • Pozos profundos ó someros • Completaciones sencillas o múltiples  – Completaciones sencillas, duales y selectivas

• En tierra, lagos, o costa afuera  – Pozos verticales, horizontales ó desviados

• Se acomoda a la mayoría de los mètodos • Rangos de mediana presión, ~6,000 psi • Muy idóneos para manejar alta pérdida de fluídos y zonas problemáticas

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4P Crossover Tool

Setting Tool

Latch

Reverse Ball Check

Return Ports

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Snorkel Tube

Shifting Tool

Setting ball and seat Crossover ports

Adapter to washpipe

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Sand slurry is pumped down the workstring

Slurry enters screen/casing annulus

The Crossover Tool

Sand free fluid goes through crossover sub and casing annulus above packer

Sand is filtered from fluid as fluid flows into screen and washpipe

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Generic Seal Bore Packer GP Procedure • Correr mecha, rascador y herramientas limpiadoras de casing, y filtrar fluído de competación a 2 micrones o mejor • Asentar Weatherford UltraPak sump packer como profundidad de referencia • Cañonear zona de interés • Realizar viaje de limpieza para limpiar residuos de perforaciòn  –  Continuar filtraciòn • Levantar ensamble de empaque de grava y bajar dentro del pozo  –  Ensamble de sellos con localizador tipo snap latch  –  Rejilla y tubo liso  –  Ensamble de empaque de grava Weatherford  –  X-Over para empaque de grava • Insertar dentro del Sump packer, soltar bola de asentamiento y aplicar presión a la sarta de trabajo para asentar el packer • Probar packer

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Generic Seal Bore Packer GP Procedure • Colocar herramienta de servicio en diferentes posiciones y obtener medidas de caudales y presiones  – Forzamiento  – Circulación  – Reversa • Posición de forzamiento  – Si la estimulaciòn del reservorio va a ser realizada previo al empaque de grava, soltar ácido hasta encima de la herramienta de servicio, y luego cambiar a la posición de forzamiento • Inyectar ácido de acuerdo al procedimiento de estimulación

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Generic Seal Bore Packer GP Procedure • Posición de circulaciòn  – Posiciòn preferida para todos los empaque de grava convencionales • El camino del flujo dirige la mezcla de arena al fondo de la rejilla para cubrir el intervalo completo • Alguna pérdida en las perforaciones es deseable para asegurar el empaque de los cañoneos  – Pueden requerir estrangular el retorno en superficie

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Generic Seal Bore Packer GP Procedure

• Desp Despué ués s de aren arenad ado, o, colo coloca carr la he herr rram amie ient nta a en la posici posición ón de revers reversa a • Bombear por el a an nular para reversar el e ex xceso de arena arena resta restante nte en la sarta sarta de trabaj trabajo o • Asegu segura rarr que el pozo ozo este ste esta establ ble e ante ntes de SFH • Desv Desves esti tirr la he herr rram amie ient nta a de serv servic icio io y la tube tuberi ria a de lavado • Baja Bajarr con con tub tuber eria ia de prod produc ucci ciòn òn y ens ensa amb mble le de sellos

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Weatherford 4P Gravel Pack System

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GP Completions • Empa Empaqu ques es de grav grava a mú múlt ltip iple les s  – Los  –  Los sistema sistemas s Seal bore packer packer GP pued pu eden en ser ser usad usados os pa para ra real realiz izar ar múlt mú ltip iple les s em empa paqu ques es de grav grava a  – Us  –  Usad ado o pa para ra comp comple leta taci cion ones es de vari varia as zonas • Sarta senci sencilla, lla, simul simultáne tánea a • Sar Sarta ta sen sencil cilla, la, selecti selectiva va • Sa Sart rta a Du Dual al

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4P Seal Bore GP Capability El sistema Weatherford 4P está disponible en cuatro tamaños  –  5 ½”

14-23# x 3.00 ID

 –  6”

20-26# x 3.00 ID

 –  6 5/8”

20-28# x 3.00 ID

 –  7”

23-35# x 4.00 ID

 –  7 5/8”

20-39# x 4.00 ID

 –  9 5/8”

47-53# x 4.75 ID

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GP Completions • Sistema GP WFX  – La misma flexibilidad que el sistema 4P • Zonas cortas ó largas • Pozos profundos ó someros • Completaciones sencillas o múltiples  – Completaciones sencillas, duales y selectivas

• En tierra, lagos ó costa afuera  – Pozos verticales, horizontales o desviados

• Muy apropiado para manejar alta pérdida de fluidos y zonas problemáticas

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GP Completions • Sistema GP WFX  – Sistema de empaque de grava con packer Seal bore para alto caudal y presión • Alta presión, ~10,000 psi  – Nuevo Sistema “Diseñado a propósito” • Packers ISO V3 certificados • Uso del Software Cómputo de los Fluídos Dinámicos en el diseño.  –  Resistencia a la erosión

• Diseñado para dos aplicaciones principales  –  Frac Packs  –  Taladros flotantes

• Prueba total de integración del sistema realizado en cada medida nueva

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GP Completions • Sistema GP WFX  – Fijado de posición durante bombeo, manteniene el puerto del XOver alineado • X-Over permanece en la misma posición durante el forzamiento ó la circulación  –  Peso hacia abajo  –  Elimina los problemas de contracción termal y pandeo.  –  No requiere indicadores de posición

 – Válvula de circulación en el X- Over • No necesita sacar los sellos del seal bore para circular. • Válvula cicla por contacto a la restricción del seal bore • Válvula abierta–circulación • Válvula cerrada-forzamiento

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GP Completions • Ingeniería WFX  – Cómputo de los Fluídos Dínamicos (CFD) • Trabajo del diseño adyudado por CFD • Comparación de alternativas de diseño  – Modelos de erosión verificados después de prueba de integración de los sistemas

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GP Completions • Sistema GP WFX  –  Prueba de Integración de los Sistemas • Packers ISO V3 certificados • Completo SIT para cada medida  –  Bombeo a caudales de fractura  –  Volumenes de mezcla con arena comparables a 5 ó 6 operaciones promedio

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GP Completions • Sistema GP WFX  – Herramienta de Frac Pack • Herramientas de asentamiento especial, X-Over y accesorios para empaque con grava.  – 10,000 psi presión de trabajo  – Diseñado para minimizar daño por erosión  – Ensamble rotacional  – Capacidad para altas tensiones

GP Completions • Sistema GP WFX  – X- Over está en posición de “compresión” durante los modos de forzamiento y circulación • Utiliza una válvula integral debajo de la herramienta de cruce  – Abre ó cierra el flujo del retorno de fluídos

• Previene cambios no intencionales de la herramienta debido a  – Contracción termal  – Pandeo

• Simplifica operación al Especialista de Completación y a la cuadrilla del taladro

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WFX Gravel Pack System “Fixed Position” 

For Squeeze or Circulating

Squeeze

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Circulating

Reverse

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Benefits of Frac Packing

Perforations

Fracture

Damaged zone

Screen Casing

• La fractura hidráulica es creada por el bombeo de un fluído sobre la gradiente de fractura  – Alta dependencia de la eficiencia del fluído

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Benefits of Frac Packing

• Arenamiento en punta previene extensiones muy alejadas de fractura  –  Continuar bombeando incrementa el ancho de la fractura  –  Altas concentraciones de arena mantiene el ancho de fractura abierto

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Benefits of Frac Packing • Fractura crea venas altamente conductivas hacia el reservorio  –  Mejora la productividad  –  Reduce el drawdown  –  Minimiza velocidades en la matriz de la formación  –  Permite el flujo pasando la formación dañada  –  Conecta arenas laminares

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Interrelated Processes Formation Analysis • Análisis de formación  – Realizar análisis tamizado ó por difracción laser a las muestras de arena  – Distribución de granos por tamaños • Ordenar • Organizar la distribución por peso acumulado • Determinar los percentiles de referencia importantes  – D10, D40, D50, D90

 – Cuantificar el nivel de granos ordenados • Coeficiente de Uniformidad (UC)  – D40/D90  – Pendiente vertical – Orden uniforme  – Pendiente plano – Orden no uniforme

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Interrelated Processes GP Sand Selection • Apropiado tamaño de arenas de empaque de grava para cada pozo  – Industria estandard para medir arena

Round Sand

Ceramic Beads

• Saucier Method  – Dg50 = 5 to 6 Df50 Quality ceramics

0. 9

Some ceramics

0.

• Debe seleccionar y usar una buena calidad de arena para empaque de grava  – De acuerdo al API RP 58 © 2004 Weatherford. All rights reserved.

     y       t       i 7      c       i      r      e       h      p0.       S

Premium sands Subpremium sands

5

0. 3 0.1

0.3

0.5 Roundness

0.7

0.9 39

Interrelated Processes GP Sand Selection Saucier’s Method → Dg50 = 5 to 6Df50 Formation Sand Median Diameter - Df50 Very Fine Sand Inches  Microns

Fine Sand

0.002

0.003

0.004

0.005

0.006

0.008

0.010

0.012

0.016

0.020

50

75

100

125

150

200

250

300

400

500

Mult. Inches  Microns GP Sand

Medium Sand

Gravel Pack Sand Diameter - Dg50

5

0.010

0.015

0.020

0.025

0.030

0.040

0.050

0.060

0.080

0.100

6

0.012

0.018

0.024

0.030

0.036

0.048

0.060

0.072

0.096

0.120

5

250

375

500

625

750

1000

1250

1500

2000

2500

6 

300

450

600

750

900

1200

1500

1800

2400

3000

Dg 50 Inches

 Microns

50/70

0.0100

255

40/60

0.0135

345

30/50

0.0175

445

20/40

0.0248

630

16/30

0.0351

890

12/20

0.0496

1260

8/12

0.0800

2030

• Frac Pack Applications - Commonly use larger proppant, multiple of 8 to 12 © 2004 Weatherford. All rights reserved.

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Interrelated Processes Screen Gauge Selection • Aplicación del Empaque con grava  –  En un empaque con grava, la rejilla es la segunda linea de defensa • La arena del empaque con grava sostiene la arena de formación • La rejilla sostiene la arena del empaque con grava  –  Pero, permite el pase de finos para prevenir el taponeo

 –  Tamaño de las ranuras ó poros deben • Exceder el tamaño del poro de la arena de empaque • Retener la arena de empaque completamente  –  Tamaño de las ranuras de la rejilla de alambre enrrollado  –  60-80% del mínimo tamaño del grano de la arena de empaque  –  Tamaño del poro de la rejilla con malla metálica  –  30-60% de tamaño minimo del grano, hasta el máximo tamaño disponible

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Interrelated Processes Screen Gauge Selection Pack Sand Size

Pack Sand Size

Pack Sand Size - Dg50

Pack Sand Pore Size

WWS Opening

(US Mesh)

Inches/

Inches / 

Inches/

Inches

 µm

 µm

 µm

.0937 - .0661

0.080

0.0124

2380-1679

2032

315

.0661 - .0331

0.049

0.0075

1679-840

1245

190

.0469 - .0232

0.035

0.0054

1191-589

889

135

.0331 - .0165

0.025

0.0039

840-419

635

100

.0232 - .0117

0.017

0.0031

589-297 

432

80

.0165 - .0098

0.014

0.0023

419-249

356 

60

.0117 - .0083

0.0100

0.0018

297-210

254

45

8/12

12/20

16/30 20/40 30/50 40/60 50/70

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Exelflo Opening

Stratapac Opening

 µm

 µm

250

200

250

200

250

200

250

200

125

125

125

125

125

60, 125

.040, .050

.020, .025

.015, .018 .010, .012 .008 .006 .005

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Interrelated Processes Screen Gauge Selection • Aplicación de Rejilla Sencilla  – Rejillas con malla metálica • Tamaño máximo del poro (Punto de corte)  –  Deberia ser cerca de la arena promedio, D30  –  No deberia exceder la arena minima, D10

• Medida promedio del poro  –  Medidos cerca de la minima arena D30

• No usar Metal Mesh Screen si:  –  UC > 10  –  Fines > 10%

 – Rejillas de alambre envuelto • Ranuras abierta es más pequeño que:  –  1.2 veces el tamaño de la arena promedio D50, ó  –  1.5 veces la arena minima D50

• Ranura abierta no deberia exceder el minimo de la arena D10 • NO use Rejillas de alambre envuelto si:  –  UC > 6  –  Fines > 5%

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Interrelated Processes Screen Diameter Sizing Guidelines • Mínima holgura radial de ¾” • Recomendaciones generales para el tamaño de la rejillas por casing Casing

Screen

5”

2 3/8”

5 ½”

2 7/8”

7”

4”

7 5/8”

4 ½”

9 5/8”

5 ½”

• Centralización de rejilla  –  Mitad y final de la junta  –  Alejamiento al menos cada 90°  –  1/8” menos que el drift  –  Hoyo revestido – Soldadura Afilada  –  Hoyo Abierto – Colocar ó sujetar con abrazaderas. Ej SpiraGlider © 2004 Weatherford. All rights reserved.

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Interrelated Processes Sizing Washpipe • Uso de tubos lavadores con OD grande  –  Ayuda a mantener la mezcla de arena hidratada  –  Crea resistencia para fluir en el area anular dentro de la rejilla  –  Reduce la posibilidad de un arenado prematuro Screen Wrap Base Pipe Leakoff Path

Washpipe 50 % 80% © 2004 Weatherford. All rights reserved.

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Interrelated Processes Gravel Pack Placement • Colocación del GP  –  Puede referirse a varias cosas: 1. Modelo de Fluido  – Circulando ó forzando

2. Fluido Portador  – Agua ó fluidos gelificados

3. Caudal y presión  – Convencional, alto caudal, o frac-pack

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Interrelated Processes GP Placement – Fluid Path • Forzamiento versus Circulación  – Forzamiento • El camino del fluido es solamente hacia la formación  – No ocurrirá retorno de fluído en superficie

 – Circulación • El fluido es dirigido por el anular entre la rejilla y el casing hacia el fondo del pozo  – Fluído libre de arena retorna hacia el anular del casing sobre el packer

• Mètodo generalmente preferido

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 – Incrementa la posibilidad de empacar completamente el anular » Empaque desde el fondo al tope » Tubo lavador con OD grande mantendrá el fluido fuera de la rejilla

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Interrelated Processes GP Placement – Carrier Fluid • Salmuera limpia ó Mezcla viscosa  – La salmuera es tipicamente la elección para trabajos de caudal convencional • Menos perjudicial • Efectivo llenado de las perforaciones y el anular sin el asentamiento subsecuente

Con Gel Pérdida restringida

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Salmuera limpia

El asentamiento de la mezcla viscosa puede descubrir la rejilla

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Interrelated Processes GP Placement – Rates and Pressure • Técnica  –  Empaques convencionales • Mezcla • Agua  –  Empaques de Alto caudal / alta presión • Empaque de agua con alto caudal • Frac Pack

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Interrelated Processes Conventional Rate Gravel Packs • Parámetros tipicos  –  Caudal de Bombeo: 2 a 4 bpm  –  Presiones al arenar: 1,000 psi  –  Factores de empaque: 25 # por pie • Empaques de mezcla  –  Mezcla variada por lotes • Reduce el tiempo y volumen del bombeo

 –  Viscosidad permite altas concentraciones de arena • 6ppg a 10 ppg es normal • Permite buenas reservas a través de tubos lisos

• Empaques con agua  –  Arena inyectada “al vuelo” • No se requieren químicos o mezclas

 –  Hecho típicamente con salmuera de completación existente • • • • •

Baja densidad ½ a 2 ppg Pérdida mejorada Elimina el efecto perjudicial de los gels Menos opción de arenar prematuramente Menos opción de vacíos en el empaque

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Interrelated Processes Conventional Rate Gravel Packs • Empaques de mezcla  – Ventajas • • • •

Corto tiempo de bombeo Bajos volumenes de fluidos Simultaneos pre-empaque y empaque con grava Reduce el riesgo de erosion

 – Desventajas • • • • • •

Deshidratación Inconsistente Arenamiento sólo indica arena deshidratada en el tope de la rejilla Pérdida restringuida en los cañoneos Requerimiento de tubos lisos largos Puenteo Daños por gels

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Interrelated Processes Conventional Rate Gravel Packs • Empaques de agua  – Ventajas • • • • • •

Buen empaque anular Mejor pérdida y empaque de cañoneo Sin daño residual por geles Menos riesgo de arenar prematuramente Las bajas velocidades reduce el riesgo de erosión Bajo requerimiento de potencia

 – Desventajas • Moderado cantidad de arena detrás del casing • No hay efecto de estimulación en el reservorio • Creará mayor presión drawdown que las técnicas de alto caudal / alta presion

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Interrelated Processes High Rate Water Packs - HRWP • Parametros típicos  –  Caudal de bombeo: 8 a 15 bpm  –  Presiones para arenar: 2,500 psi sobre la linea base • Puede o no exceder el gradiente de fractura  –  Factores de empaque: 200# por pie • Salmuera de completación sin ó poco gel como fluído de acarreo  –  Mezcla de baja densidad • ½ a 2 ppg • Los rertornos son normalmente estrangulados para inducir una alta pérdida  –  Colocar más arena detrás del casing  –  Extender cañoneos y crear pequeñas fracturas en la formacion • Buena elección de colocación cuando  –  Existen daños cercanos al wellbore  –  Contacto de gas ó agua cercano  –  Las reservas no justifican un tratamiento de frac completo  –  Integridad del casing ó cemento cuestionado  –  Arenas laminares

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Interrelated Processes Frac Packs • Parámetros tipicos  –  Caudal de bombeo: 8 to 50 bpm  –  Presiones para Arenar: Hasta 12,000 psi  –  Factores de empaque: 2000 # por pie • Fluidos de frac gelificados con alta eficiencia  –  Necesario para cntrolar la pérdida a fin de fracturar la formacion  –  Crecimiento de la densidad de arena durante el trabajo • ½ a 15 ppg • Buena elección de colocación  –  Arenas con arcillas laminares  –  Arenas sucias y poco permeables  –  Formaciones heterogeneas  –  Formaciones propenso a taponarse  –  Pozos de alto caudal de gas  –  Formaciones con severos problemas de arenamiento como consequencia del arrastre de fluido  –  Formaciones dañadas

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Interrelated Processes High Rate / High Pressure Gravel Packs • Frac Packs  –  Advantages • Bypass wellbore formation damage • Increased sandface exposure • Connects laminated sands • Provides a highly permeable conduit in low permeability sands  –  Disadvantages • Overextension into gas or water contacts • Chance of damage to downhole equipment • Selective shutoff is complicated • High cost

• Frac Packs  –  Ventajas • Puentea el daño en el wellbore de la formación • Incrementa la exposicion de la cara de la arenas • Conecta arenas laminadas • Provee un conducto altamente permeable en arenas de baja permeabilidad  –  Desventajas • Sobre extensión en contactos de agua ó gas • Riesgo de daños al equipo de fondo • Cierre selectivo es complicado • Alto Costo © 2004 Weatherford. All rights reserved.

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Interrelated Processes Fluid System Cleanliness • Sistema de fluido  –  Casing, sarta de trabajo, lineas de superficie, tanques de almacenamiento, bombas • Todos los componentes deben ser suficientemente limpiados  –  Evite la introduccióon de componentes perjudiciales al fluido de completación • Lodo, cemento, oxido, escama, grasa de tubería • Estos contaminantes pueden taponear la formación o los espacios de poro del gravel pack • La limpieza antes de realizar GP dede ser una práctica estandar  –  Tanques limpios a vapor  –  Tuberia y tubulares • Solvente para grasas • Acido para óxido

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Interrelated Processes Completion Fluid Filtration • La filtracion debe ser realizada antes que el pozo sea cañoneado y continuar hasta que el pozo sea completado  – Contaminantes en el fluido de completacion • Oxido y escama, lodo, cemento, grasa de tubería, polimeros, viruta de metal y goma  – Solidos remanentes en el fluido de completaciòn • Taponan poros de formación • Invade y contamina el empaque de grava • Crea un revoque innecesario • Dos tipos comunes de unidades de filtración  – Cartucho  – Tierra Diatomácea(DE) • Filtración estandar para aplicaciones de competación es normalmente a 2 micrones © 2004 Weatherford. All rights reserved.

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Interrelated Processes Completion Fluid Filtration Ejemplo:  Daño potencial afectada por no limpiar el wellbore previo al proceso de completación  • Pozo de 10,000 ft • Casing de 7”  • Fluido de completación con 1,000 ppm de sólidos residuales  Suficiente sólidos para taponear 113 pies de cañoneos a 12 disparos por  pie con perforaciones de 6” x ¾” 

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Interrelated Processes Perforating • Cañoneo transmitido por tubería (TCP) es una práctica de cañoneo estandar en pozos con gravel pack  –  Los pozos normalmente se cañonean bajo balance • TCP bajo balance minimiza el daño a la formación alrededor de los tuneles de cañoneo  –  Aplastamiento de la roca  –  Invasión de solidos  –  Residuos en tuneles • Diseño apropiado para minimizar caida de presiòn  –  Alta densidad • 12 spf es el estandar en la mayoría de los tamaños de los casing  –  Selecciòn de carga • Cargas con hoyo grande

Crushed Rock

Perforating Debris

Shot overbalanced

 –  ¾ a 1” de entrada  –  Mas fácil de llenar con grava

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Shot underbalanced59

Weatherford in Argentina Cased-Hole Completions • Production Packers • Service Tools • Gravel Pack Tools • Safety Valves (subsurface) • Flow Control Systems • Downhole Control Valves • Intelligent Well Technology

OpenHole Completions • Expandable Sand Screens • Wire-wrapped Screens • Pre-pack Screens • Inflatable Packers • Liner Hangers

Artificial Lift Systems • Electric Submersible Pumping • Gas Lift • Hydraulic Lift (jet and piston) • Plunger Lift • Progressing Cavity Pumping • Reciprocating Rod Lift • Capillary Technologies • Sucker Rods

Well Intervention & Wireline Tools • Open Hole Logging • Cased Hole Logging • Wireline Toolstrings • Fishing Systems • Rolling Systems • Running/Pulling Tools © 2004 Weatherford. All rights reserved.

Cementation Equipment • Centralizers • Float and Stage Tools • Elastomers Production Enhancement • Wellsite Logic and Control • Well Optimization Software (real-time) • Asset Management Drilling Tools • DrillPipe • Jars • DrillShoe™ Casing Bits • Torque and Drag Reduction • BHA Components • Reamers and Mills • Scrapers and Junk Baskets • Fishing • Motors • LWD/MWD Completion Installation • Tubular Handling Equipment • Running and Makeup Services • Total Tubular Management • Critical Strings Services Engineered Chemistry • Foamers • Corrosion, Scale and Paraffin Inhibitors • H2S Scavengers • Demulsifiers • Pipeline Cleaners and Inhibitors

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Conclusion • La tercera compañía más grande del mundo en equipos de completación  – Amplia selección de packer de servicio y producción en hueco revestido  – Control de flujo: Niples de asiento, candados, camisas  – Valvulas de seguridad de fondo  – Levantamiento artificial en todo sentido • Enfocado a campos maduros  – Gran competidor en productos y servicios relacionados • Packer de servicio y Levantamiento Artificial  – Bajo costo, Alta calidad de fabricación  – Gran aprecio por el requerimiento del manejo de costos de los clientes • Filosofia corporativa de mantener la actitud de una compañía pequeña  – Receptivo  – Flexible  – Rápido

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