Liner Operation [PDF]

Zitiervorschau

Expandable Liner Hangers: new technology for reducing pressure drop during circulating and cementing operations in Ecuador.

Well Control Asia Pacific - Conference & Exhibition 1

Overview

‰

Liner Hangers 

‰

Expandable Liner Hanger Technology

‰

Field  Results  Obtained  in  Ecuador  Using  Different  Models  of  Expandable  Liner  Hangers

‰

Ecuador Field Results Reproduced Using Commercial Simulators 

‰

Conclusions

‰

Acknowledgments

2

Typical Reasons for Running Liners ‰ Case off open hole more rapidly. ‰

Casing takes a long time to run, drill pipe takes less.

‰ Complete wells with less weight landed on wellheads. ‰

Casing weighs a lot.  Wellheads have a finite load limit.

‰ Provide improved cement jobs and prevent lost circulation. ‰

Cementing  past  long  strings  of  pipe  can  cause  high  pressure  at  the  bottom  of  the  casing.  This can cause the formation to breakdown.  Less casing, less pressure.

‰ Permit drilling with a tapered drill string. ‰

For deep wells, the bigger the drill pipe the better.

‰ Rig Capacity ‰

Rigs, can only hold so much. Less weight, lower operational risks.

‰ Economics. ‰

3

Casing costs money!

Liner Hangers

‰ ‰ ‰ ‰ ‰

4

Used to “hang” the liner in the existing casing.   Supports the liner load. Prevents the liner from going into compression. Allows liner to be cemented if necessary. Can be combined with a liner packer. 

Types of Liner Hangers ‰ Mechanical ‰ ‰

Actuated by right or left hand rotation of the drill pipe. Typically run on vertical wells.

‰ Hydraulic ‰ ‰

Actuated by pressure. Typically run on horizontal wells or directional wells.

‰ Expandable

Increased bypass area due to smaller OD of the system. ‰ No moving mechanisms in the annulus. Hydraulic balanced. ‰ Can be washed/reamed/drilled to depth. ‰ Top Down expansion of hanger and packer. ‰ Confirmation that hanger is set and running tool released prior to cementing. ‰

5

Expandable Liner Hanger Technology ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ 6

Able to rotate or drill in a liner.  Bigger by‐pass area. Able to hang liner and release from liner prior to cementation. Packer is set hydraulically without reliance on plug bump. Leverages  off  proven  and  highly  successful  expandable  metal  seal technology. Pressure differential 10Kpsi above, 7.5Kpsi below. Torque Rating 40Kft‐lbs. Able  to  apply  slack  off  to  push  liner  into  the  wellbore (200  K  compression). Can be washed, reamed, and even drilled to setting depth. Plug bump desired but not imperative to success. Verify release of running tool prior to pumping cement. Set liner top packer after cement job.

Expandable Liner Hanger Technology

7

Expandable Hanger Technology: by-pass area development

Original By‐pass area

First improvement By‐pass area

Current By‐pass area

8

Flow Area Comparison: two designs of expandable slips

9

Field Results (Ecuador) - two different hanger designs Operational conditions in PetroAmazonas (Wells).  During expandable liner hanger installations Well  # 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

10

Well name

Eden Yuturi J‐83 Yanaquincha Este A‐11 Yanaquincha Este A‐12 Eden Yuturi J‐84 Eden Yuturi D‐85 Yanaquincha Este A‐13 Jivino A‐16 Eden Yuturi B‐10 Eden Yuturi D‐86 Yanaquincha Este A‐14 Jivino A‐17 Eden Yuturi D‐87 Eden Yuturi A‐99 Jivino A‐18 Eden Yuturi D‐88 Yanaquincha Este A‐15 Eden Yuturi D‐89 Jivino A‐19 Dumbique 2I Eden Yuturi D‐90 Laguna A‐13 Eden Yuturi D‐113 Limoncocha 31 Limoncocha 32

Date

29‐Oct‐08 7‐Dic‐08 6‐Ene‐09 16‐Ene‐09 23‐Feb‐09 02‐Mar‐09 12‐Mar‐09 14‐Mar‐09 21‐Mar‐09 2‐Abr‐09 8‐Abr‐09 12 Abr‐09 05‐May‐09 07‐May‐09 08‐May‐09 09‐May‐09 30‐May‐09 05‐Jun‐09 12‐Jun‐09 17‐Jun‐09 10‐Jul‐09 18‐Jul‐09 14‐Aug‐09 09‐Sep‐09

Hanger before set  Hanger after set  (PSI @ 10 BPM) 1200 1050 1250 1200 1200 1150 @ 7 Bpm 1150 1460 850 1100 980 960 @ 8.5 Bpm 1350 850 1100 1500 1170 1020 1800 1250 1000 1050 1350 1200

(PSI @ 10 BPM) 1700 1900 1800 1750 1815 1550 @ 6 Bpm 1490 1875 1375 1600 1800 980 @ 8.5 Bpm 1450 1000 1180 1550 1200 1084 1900 1275 1200 1100 1500 1400

Statistical Results Differential Pressure (set and unset Exapandable liner Hanger). Pumping @ 10 BPM  PetroAmazonas Wells (Field data)

Differential pressure between set and un set expandable liner hanger

900

800

700

600

500

New model Expandable Liner Hanger

400

300

200 Standard and old Expandable Liner Hanger 100

0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Well number

11

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Expandable Liner Hanger Running Sequence RIH, circulate and clean the hole. Drop setting ball, pressure up

‰ ‰

First Stroke to set the hanger ‰ Release setting tool ‰ Blow out setting ball ‰ Reset tool for second Stroke ‰

Check that tool is released. Pump & cement, monitor for plugs bump Apply pressure for second stroke to set packer Pick up tool above liner top and proceed to test  the seal ‰ Pull out of hole with the running tool ‰ ‰ ‰ ‰

12

Expandable Liner Hanger Packer Specifications Expandable Liner Hanger Specifications Liner size  (in.)

Liner Weight  Range (lb/ft)

Casing size  (in.)

Casing Weight  Range (lb/ft)

5.000 7.000 7.625

15 ‐ 18 26 ‐ 35 29.7 ‐ 39

7

26 ‐ 29

9.625

47 ‐ 53.5

Setting  Maximum  Minimum  Pressure  OD (in.) OD (in,) (psi) 4,500 3,000 4,000

5.813 8.250 8.344

Bypass Area Liner size (in.) 5.000 7.000 7.625

13

Casing  Size/Weight 7" ‐ 26#/ft 7" ‐ 29#/ft 9 5/8" ‐ 47#/ft 9 5/8" ‐ 53.5#/ft 9 5/8" ‐ 47#/ft 9 5/8" ‐ 53.5#/ft

Set (in.2) 80 Ksi  125 Ksi  Extension Extension

Unset (in.2) 125 Ksi  80 Ksi Extension Extension 3.5 2.6

2.8 2.6

2.7 6.5

5 4.1 6.9

5 3.7

4.5 3.5

4.223 6.188 6.820

Expandable Liner Hanger Packer Specifications…

(Cont’d)

Liner Hanger Seal Size (in.) 5 x 7 7 x 9.625 7.625 x 9.625

Pressure  Pressure  Rating from  Rating from  above (psi) bellow (psi) 11,500

10,500

10,000

7,500

Temperature  Operating  Range (F) 300

Hanger Body Size (in.) 5 x 7 7 x 9.625 7.625 x 9.625

14

Material 80 Ksi MYS 125 Ksi MYS

Burst (psi) 12,343 10,415 14,434

Yield  Tensile  Collapse  Rating (lb) (psi) 11,391 9,737 13,600

453,610 664,558 1,033,547

Typical Cementing Program (PetroAmazonas) ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰ ‰

Pump 5 bbl to fill lines Test cement lines 6000 psi Pump 30 bbl casing Clean Pump 5 bbl of water Pump 30 bbl of casing clean Circulate until clean returns Mix lead slurry +/‐ 15 ppg Pump Mud plus surfactant 30 bbl Pump casing clean 30 Bls @ 5 bpm Pump fresh water 5 bbl Pump Clean mud 12 ppg @ 5 bpm Pump clean mud 110 Bls 12 ppg Pump lead slurry 14 ppg @ 5 bpm Pump tail slurry 15.5 ppg @ 5 bpm Release plug Displace with mud at 10 bpm Check for plug bump 15

Process Followed for Reproducing Field Results (Ecuador)

Pressure drop prediction through expandable liner hanger, during circulating operations.

Obtain information about: Sur vey, detailed well schematic, BHA, circu lating fluids, etc.

Obtain real information (field data associated to pressure drop) for calibrating the simulation model.

Repr oduce field data and validate Cd for the specific completion and BHA configuration.

Predict possible pressur e drop through the system taking into account the new flow area and circulating fluids.

Conclude about results

16

Determine coefficient of discharge (Cd), taking into account liner hanger configuration and field data.

Field Results Reproduced Using Commercial Simulator

Results comparison. Pressure drop determination during circulating operations using conventional Liner Hanger. Pumping conditions Rate  Rate  Gal/min Bls/min 168 4 252 6 336 8 420 10 504 12

Real pressure (psig)  Simulated pressure  * (psig)** 150 254 860 561 990 990 1650 1540 2200 2200

* Real pumping pressure (field data) ** Simulated pumping pressure Equivalent flow area (3.9 sq. in). (Hanger has been set) Drilling fluid weight 10.5 ppg

17

Field Results Reproduced Using Commercial Simulator Pumping pressure during well circu lating process using conventional Hanger  Comparison between real and simulation data (10.5 ppg completion fluid) 2 500 2 250 2 000

P um ping  pre ssur e (p sig)

1 750

1 500 1 250

1 000

750 500 250

0 2

4

6

8

10

Pu mpin g ra te  (Bls/min ) R eal d ata

18

Simu lat ed  res ults (3 .9  in2)

12

14

Field Results Reproduced Using Commercial Simulator Pumping pressure comparison (simulated) using new expandable liner hanger (16.5 ppg completion fluid) 4000 3750 3500 3250 3000 Pumping pressure (psig)

2750 2500 2250 2000 1750 1500 1250 1000 750 500 250 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Pumping rate (Bls/min) 3.9 in2 equivalent flow area

19

6.5 in2 equivalent flow area

10

11

12

13

Conclusions ‰

There  is  a  reduction  in  pressure  drop  during  cementing  operations  using  new  model  of  expandable  liner  hanger  versus  traditional  and  old  expandable liner hangers models.

‰

Documented  reduction  in  pressure  drop  during  cementing  jobs  has  been  above 400 psi approximately (average) when circulating @ 10 BPM  using  the new Expandable Liner Hanger.

‰

Using commercial software it was possible to reproduce field results. This  methodology  is  being  used  for  predicting  possible  behavior  and  planning  actions before expandable liner hanger installations.

‰

Optimum design must  consider  circulating  area  of  tie  back  extension  and  liner hanger. 20

Conclusions (cont’d) ‰

Pressure  drop  results  obtained  during  cementing  circulation  jobs,  using  expandable  liner  hangers,  depends  on  the  liner  configuration  and well  survey. In this sense, the coefficient of discharge calculated in each case,  during  the  simulation  process,  could  be  adjusted  for  other  liner configurations.

‰

For other applications such as liner drill/ream down operations, this study  may  help  to  predict  down  hole  conditions  and  to  avoid  operational  problems due pressure spikes or reduced flow area.

‰

This  study  helps  to  understand  changes  in  pressure  behavior  in  liner  hanger installations, during fluid displacement across different flow areas  improving cemented job conditions.

21

Acknowledgement ‰

With  PetroAmazonas personnel  support  and  using  PetroAmazonas wells  was possible to optimize by pass area of expandable liner hangers.

‰

Currently optimal by pass area (taking into account engineering, HS&E and  customer technical criteria), is 6.5 in2 after set.

‰

Pressure  drop  reduction  during  circulating  operations  were  documented  using real wells (PetroAmazonas) under real operational conditions.

22