INTEGRACION DE POZO INTELIGENTES CON MULTILATERALES, CONTROL DE ARENA, Y BOMBAS ELECTRICAS SUMERGIDAS.

AbstractDurante los dos últimos años, la aplicación de sistemas de pozos inteligentes (IWS) ha crecido enormemente. En este período de tiempo IWS han pasado de ser utilizado a una gama más amplia aplicaciones en las que otras tecnologías de terminación son actualmente utilizados para maximizar la productividad del pozo. Multilaterales, control de arena y bombas eléctricas sumergibles (ESP) son las tres tecnologías más ampliamente utilizadas con el que debe integrarse IWS.

Un número de instalaciones en todo el mundo se han realizado hasta la fecha,con mucha más planificación, lo cual requerirá la integración de cada una de estas tecnologías claves con IWS. De los IWS más complejos submarinos en aguas profundas y multilaterales al menos tienen una sofisticada terminación ESP, este documento abordará los principales obstáculos técnicos asociados con estas integraciones.

Información general de sistemas de pozos inteligentes.Los sistemas de pozos inteligentes (IWS) han estado disponibles desde la década de 1990 con muchas historias de casos exitosos documentados. La intención básica de una realización IWS es proporcionar la capacidad de supervisar y controlar la producción de cada zona de un pozo con múltiples zonas de manera independiente y de forma remota.En esencia cada zona puede ser tratado como un pozo individual con la capacidad de monitorear continuamente la producción y luego tomar decisiones sobre contener o cerrar la producción sin afectar significativamente la producción de otras zonas. Esta capacidad ha sido bien documentado para mejorar la así la economía.

Una realización IWS consta de los siguientes componentes básicos:• Válvula de control de operación remota• Medidores de fondo de pozo permanentes• Producción y aislamiento de los empacadores• Líneas de control• Sistema de control de superficie

La válvula de control de operación remota proporciona la funcionalidad básica de control y puede ser controlado de forma remota desde la superficie para abrir, cerrar o estrangular un intervalo dado.

El sistema permanente medidor de fondo de pozo (PDG) proporciona los datos que son necesarios para tomar decisiones de control. En los sistemas más básicos del PDG proporcionará presión y temperatura de un solo punto, pero en sistemas más sofisticados, en múltiples puntos de presión / temperatura, el flujo de masa, el corte de

agua, densidad, temperatura distribuida e incluso las mediciones de flujo de fase pueden ser utilizados.

Para "hook-up" los PDGS y válvulas de control para controlar las líneas superficiales o "umbilicales" se en rutan a partir de los componentes individuales del fondo del pozo hasta la superficie. Esta manera de terminación, aunque a veces se pasa por alto, es absolutamente crítica para el éxito de la realización y planificación y se debe tomar un cuidado extremo para asegurar el éxito de las líneas de control.

En la superficie, los componentes de fondo de pozo se controlan mediante un sistema de control de superficial. Estos sistemas proporcionan la salida de datos de base de los indicadores y la capacidad de controlar individualmente cada válvula.

IWS y terminaciones con control de arena.Hay tres tipos de terminaciones de control de arena con la que se utilizan actualmente sistemas de pozos inteligentes:• Pozo Entubado "Frac-Packs"• Empaques de grava en agujero descubierto

Con cada una de estas técnicas de control de arena tienen consideraciones únicas.

Pozo Entubado "Frac-Packs"

En comparación con las otras técnicas de control de arena, las terminaciones IWS son más frecuentemente implementados con agujero entubado y terminaciones de control de arena "Frac-Pack".Esto se debe en gran parte a la frecuencia de aplicación de IWS en zonas "Frac-Pack" como el Golfo de México (~ 40 IWS) frente a las instalaciones recientes en la aplicación de IWS en pozos abiertos con terminaciones de control de arena, como Brasil, África Occidental y el sector británico del Mar del Norte.

Las restricciones de geometría

El primero, y más evidente, problema asociado con la implementación de IWS en Pozo Entubado con frac-packs (CHFP) son las restricciones impuestas por la geometría del equipo de control de arena. Además de las ventanas que se requieren en estas terminaciones, las mejores prácticas de control de arena dictan una cierta holgura anular entre la ventana y OD e ID de TR (típicamente no menos de 1,5 in). Como resultado de 9 5/8 " TR 5 ½" una ventana es normalmente utilizada y en 7 5/8 "o 7" TR 4 ½ ", 4" o 3 ½ "las ventanas normalmente son requeridas. Como resultado del ID restringido de la ventana, las válvulas de control y PDGS típicamente no se ejecutan en el interior de la ventana sino que se fijan por encima de los intervalos frac-packed y una cubierta se usa para desviar el flujo de las dos zonas en cada una de dos válvulas de control (Fig . 1). Alternativamente, las válvulas de

control y PDGS pueden ser instalados en el interior de la ventana en una configuración concéntrica, sin embargo, esta conclusión tiene implicaciones de control de pérdidas de fluidos que serán discutidos más adelante.

Consideraciones sobre el control de pérdida de fluido

Después de que el fracturamiento y empaque se ha completado, cada intervalo es altamente productivo y tenderá a perder líquido fuera de la formación a gastos superiores a 10 bbl / min. Esta pérdida de líquidos puede conducir a daño de formación y es una condición insegura en general, para llevar a cabo las operaciones de terminación. Para eliminar este problema,barreras químicas o píldoras de pérdida de fluido pueden ser colocadas a través de la ventana / formación. Estas "pastillas" van a eliminar de manera efectiva la pérdida de fluido sin embargo puede de por sí causar daño a la formación. Además estas pastillas no proporcionan una barrera de fluido positiva para fines de control del pozo.

Los medios más eficaces y seguros para controlar cada intervalo después de fracturamiento y empaque es el uso de dispositivos de control de pérdida de fluido mecánicos (figura 1). Estos dispositivos mecánicos son típicamente dos barreras de manera que se ejecutan como parte del conjunto de ventana.Típicamente, la sección de la ventana se aisló utilizando una sarta de aislamiento interior. Durante las operaciones de fracturamiento y empaque es deseable para hacer circular el fluido a través de la sección de la ventana y el tubo de lavado para facilitar el empaque de grava anular. Esta circulación se toma a través de una camisa deslizante mecánica que está abierta durante la operación de filtro de grava, pero cerrada con una herramienta de desplazamiento en el extremo de la tubería de lavado después de que el fracturamiento y el empaque esta completa la herramientas de servicio se retiran del pozo.

Mientras se retira las herramientas de servicio y ejecutar la Terminación IWS, el flujo a través la sarta de aislamiento es impedido por las válvulas de control de pérdidas de fluidos. El requisito de rendimiento clave para estas válvulas es que proporcionan una barrera de presión bidireccional, permanecerá cerrada durante todos los procesos de terminación y luego se pueden abrir hidráulicamente mediante presión de la tubería después de la terminación IWS se consiguió completamente. En el caso de estas válvulas no se pueden abrir hidráulicamente copia de seguridad mecánica debe ser.

La válvula de control de pérdida de fluido de la zona inferior es típicamente una presión de accionamiento que se ejecuta en la posición cerrada de deslizamiento. Después de la terminación es embridado, la presión hacia abajo del tubo actuará contra un pistón. El respaldo mecánico de la válvula inferior se consigue desplazando la camisa mecánica deslizante ya mencionada hecho como parte de la sarta de aislamiento y normalmente se utiliza sólo para hacer circular el fracpack en el. Alternativamente, una válvula de bola hidromecánica puede ser utilizado para

controlar la pérdida de fluido en la zona inferior. En este caso la válvula de bola mecánica se ejecuta por debajo del empaque de grava con el tubo de lavado implementado a través de ID de la válvula. Después de las operaciones de empaque de grava están completos, una vez más una herramienta de desplazamiento en la sarta de la herramienta de servicio se desplazará la válvula de bola cerrada. La válvula de bola permanecerá cerrada durante las operaciones de terminación posteriores y será abierto hidráulicamente mediante presión de la tubería después de que el árbol / colgador de la tubería está embridado hacia arriba.

La válvula de control de pérdida de fluido de la zona superior es una válvula anular que permite la producción a través de la ID de la válvula (zona inferior) y selectivamente permite el flujo hasta el espacio anular de la válvula (zona superior) (Fig 2 y 3). En este caso, la apertura del revestimiento deslizante mecánico sarta de aislamiento permitiría la producción del fluido zona superior para ser mezclado con el líquido de la zona inferior a través de la ID de la válvula. Por lo tanto, en el caso de que la válvula de control de pérdida de fluido superior no se puede abrir hidráulicamente, un perfil de desplazamiento mecánico puede estar puesto para desplazar la válvula abierta.

Las válvulas de pérdida de fluido mencionados anteriormente funcionan bien en la configuración de zona dual, sin embargo, cuando tres o más zonas están destinadas a ser completado con Frac-Packs y IWS los problemas de control de pérdida de fluido se vuelven más importantes. Los problemas de geometría mencionados anteriormente evitar que las válvulas de control de pérdida de fluido discretos, que cumplen con todos los requisitos funcionales, de ser utilizado. entonces se requieren pastillas para la pérdida de líquidos para evitar la perdida de fluido con los problemas de control antes mencionados y dañar la formación del pozo.

Aislamiento Frac-Tubo de revestimiento

El Frac-Tubo de revestimiento es una camisa mecánica formada por debajo de lagrava paquete envasador y por encima de la sección de la ventana y permite arena viaja por la ID de la sarta de trabajo que ha de transmitirse en la TR de anular / ventana y en la formación. Para que el frac y la arena de formación puedan permanecer en su lugar durante toda la vida útil del pozo, el Frac-Revestimiento debe estar sellado (de nuevo con una herramienta desplazamiento en la sarta de servicio) y permanecer cerrado después de la operación de fracturamiento y empaque está completo.

Durante la operación de fracturamiento y empaque, los gasto de más de 40 bbl / min son frecuentemente bombeados. Estos gastos elevados, en combinación con la alta carga de arena, conducen a un entorno altamente erosivo. Esto puede dar lugar a agujeros siendo en el frac-Revestimiento que no se aislaron cuando la sarta de servicio se sacó del agujero.