Sistemas Multilaterales

8/18/2019 Sistemas Multilaterales

1/125

Pozos Multilaterales

Ramon Perdomo


2/125

© 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Agenda

Pozos Multilaterales

• Definición / Historia

• Clasificación TAML de Pozos MLT

• Diseños Pozos Multilaterales

• Aplicaciones MLT

• Tipos de Tecnología MLT

• Productos de Completación MLT

• Estadísticas

• Fututo Multilateral

• Contacto con el Cliente


3/125


Un pozo multilateral es aquel en el cual uno omas hoyos laterales (comúnmente llamadosbrazos laterales o ramales) son construidosdesde un pozo principal (comúnmente conocidocomo brazo principal o tronco).

Concepto


4/125


Historia Antecedentes Multilaterales

Robert E. Lee -1934 Reynolds, et al - 1938


5/125


Zublin - 1953 Alexander Grigoryan - 1953


6/125


Clasificación TAML de Pozos MLT

Junta abierta sin soporte. Hoyo principal ylateral abierto o con liner ranurado sin conexiónmecánica en la junta

Nivel 1

Nivel 2

Hoyo principal revestido y cementado, hoyolateral abierto o con liner ranurado sinconexión mecánica en la junta


7/125 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Nivel 4

Nivel 3Hoyo principal revestido y cementado, hoyolateral revestido pero no cementado. El pozolateral esta unido mecánicamente al pozoprincipal pero no existe aislamiento hidráulico.

Hoyo principal y lateral revestido ycementado. La integridad hidráulicadepende de la calidad del cemento




Nivel 5

Nivel 6

La integridad en la junta es proporcionada por lacompletación. La junta puede ser cementada ono. Restricción en ID. Integridad por Cemento noes aceptable

La integridad en la junta esproporcionada por el revestimiento.Sin restricción de ID. Integridad por cemento no es aceptable.




La geometria de los pozos multilaterales permiten adecuar un diseño alas necesidades de drenage

DualDual -- Alas de Alas de GaviotaGaviota

EspinasEspinas dede PescadoPescado

TrilateralTrilateral -- Apilado Apilado DualDual -- Apilado Apilado

DualDual -- TenedorTenedorTrilateralTrilateral – – PataPata dede CuervoCuervo

DualDual -- Alas de Alas de GaviotaGaviota

EspinasEspinas dede PescadoPescado

TrilateralTrilateral -- Apilado Apilado DualDual -- Apilado Apilado

DualDual -- TenedorTenedorTrilateralTrilateral – – PataPata dede CuervoCuervo

Diseño de Pozos MLT - Faja del Orinoco



Trilateral con Fishbones

Diseño de Pozos MLT - Faja del Orinoco

Dual Lateral


11/125


APLICACIONES MULTILATERALES

Reducciones de Costo de Capital y delProyectoMejora en el Valor del Yacimiento


12/125


Reducción de Costo de Capital

Hacer que el costo de un Pozo MLT seamenor que 2 pozos – Pozos de alcance extendidos

– Pozos ProfundosConsideraciones de Superficie – BOP’s – Equipos de Producción – Slots Disponibles


13/125


Don’t drill it twice



14/125


050

100150200250300350400450500550600650700750800850900950

10001050110011501200125013001350140014501500155016001650170017501800185019001950200020502100215022002250230023502400245025002550260026502700275028002850

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170

EST.

P R O F U N D I D A D E

( M )

DIAS

Whipstock

Seccion 8 1/2"

Seccion 6 1/8"

Seccion 8 1/2"

Seccion 6 1/8"

Perforando Ventana

Seccion 12 1/4"

Brazil Project


15/125


Reduccion de costos de CapitalOptimizando el desarrollo del campo

Esto? O Esto?Ahorros de facilidades de superficieCostos de Preparacion de Locaciones

Impacto ambiental

BOP’s – Lineas de FlujoFacilidades de ProduccionSlots


16/125


Open Hole Junc ture

Mainbo re Target

Lateral Target

Multilateral Hoyo AbiertoCompetent Formation



17/125


18/125




19/125


LateralJuncture

Mainbore Target

LateralTarget



20/125




21/125


Reducción de Costo de Proyecto

• Facilidades mas pequeñas/ menos plataformas / Mayorcantidad de objetivos dentro del yacimiento.

• Reducir Mantenimiento


22/125


Reducción de Costo de Proyecto


23/125


Mejora en el Valor del Yacimiento

Drenaje mas completo – Mitigar problemas de Heterogeneidad del Yacimiento – Eficiencia del Barrido

• Mejor patrón de drenaje – Mejora la producción de fluidos difíciles (Tight Gas / Fluidos

viscosos)• Exposición al Yacimiento• Conectar Fracturas

– Tiempo• Poder acceder a mas reservas mientras que las instalaciones

de la zona de producción sigue siendo económica• Mantener los Pozos sobre el limite económico por mas tiempo


24/125


Aceleración de Tasas – Tasas mas altas de Producción

• Mas Brazos• Mas Yacimientos

– Producción Temprana.Yacimientos Secundarios - Maduros – Reservas Marginales hechas Económicas



25/125


Heterogeneidad del Yacimiento

LOW MODERATE HIGH

LOW

Wave-dominatedDelta

Tidal depositsMeander Belt

FluvialDominated

MODERATEEolian

Distal DeltaFront

Braided Stream,Tide Dominated

HIGHTurbidites Braid Delta

Fluvial

Dominated Delta

Lateral Heterogeneity

CompartmentalizedUnconnectedLaterally bypassed

Low recovery efficiency,

Design infill drilling

and recompletions

(1)

Source: modified from (1) The Three-dimensionalfacies architecture of terrigenous clasticsediments and its implication for hydrocarbondiscovery and recovery. Concepts inSedimentology and Paleontology. Miall,A;Tyler,N.

Chapter 1, p.4 t. 1-2 (1991)


26/125


Heterogeneidad del Yacimiento

Conectar el yacimiento e incrementar el area deDrenaje desconectado por la estratigrafia del yacimiento

x

z

3D VIEW Y

2727


27/125


Producir zonas no conectadas debido a desconexiónestructural

Reservoir HeterogeneityFallas Estructurales


28/125


Well Pad & Area de Drenaje

1600 meter 1600 meter

6 0 0 m

e t e r 1200 meter 1200 meter

Pad

600 m x 1600 m = 237 acres

3200 m x

1800 m =

1423 acres

29

l l l ld l


29/125


LM17 LM19Single

Horizontal

SingleLateral

Dual Lateral

w/Fish bonesTriple Lateral

w/Fishbones

Dual Lateralw/Fishbones

Sencillo

Multilateral Field Development

3030


30/125


Reducción de presión en el fondo del pozoPor si solo no es un factor determinante para un

proyecto de pozo MLT, pero es un beneficio

Adicional

Distribuye el ΔP sobre un área mas grande delyacimiento

Ha resultado decisiva para limitar la irrupción

del gas

Ha mejorado las tasas de producción en estas zonasReduce la conificacion del agua & producción

de arena


31

d


31/125


∆ P = X

Lower Drawdown Pressures

32


32/125


∆ P = X/10

33


33/125


∆ P = X/40

34


34/125


Mayor exposición al Yacimiento (Crudos Pesados)

Problemas por longitud de secciónhorizontalProblemas por heterogeneidad delyacimiento y alta viscosidadProblemas caída Temprana deProducción

Se evita:

3535


35/125


LM19-1

600m 689m 1021m

A

B

D

E

C

F

G

#3ST

#1#3

#8

#7

Estrategia de desarrollo con pozos horizontales

363636


36/125


A

B

D

E

C

F

G

#3ST

#1

#3

#8

#7

Estrategia de desarrollo con pozos multilaterales

37


37/125


Mayor exposición al Yacimiento (Tight Gas)

38


38/125


Lower Latch

Coupling

Liner Hanger 7.00” x 4.50” w/ PBR

Bridgeplug

BOW@ 12,225’

MD

Top of PBR @12,242.5’ MD

Seal Unit 4 ½” 12.6# Q-125 FJL B

HPH Packer 4 ½” 12.6# Q-125 VAM

TOP Box (bottom)

4-1/2” 12.6# Joint Q-125 VAM TOP B x FJL P

4 ½” 13.5# liner shoe @ 17,569’ MD

4-1/2” 12.6# Joint Q-125VAM TOP P x P

TJ,5.43” ID

Slip-on swell packer

Mayor exposición al Yacimiento (Tight Gas)

í l d l


39/125


Economía en la Mejora del Yacimiento

Valor Neto Presente (NPV) - – Incrementado – Aceleración de las tasas & Recuperación Final Flujo de Caja - – Tasas de prod ucc ión inc rementadas / Mas f lujo de caja

Elevación de Costos($/BOE) - – Mas b ajo s - Men o s Cap ex y m a s Pr o du c c ión

Retorno sobre activos fijos- – Increm entado & Recuperación Final

Reposición de Reservas – – Recuperación d e Reservas d e la actual idad ant ieconómica


40/125


41/125


Los sistemas multilaterales SperryRite® estándivididos en tres principales categorías:

Sistemas de Ventanas PremiladasSistemas de Salidas MiladasSistemas de completación Multilateral

Sistemas Multilaterales


42/125

Asset Manager

La tecnologia multilateral Halliburton provee una variedad desoluciones especializadas para maximizar el drenaje delyacimiento a traves de una arquitectura del pozo avanzada.

Cual es la diferencia con la competencia?

La caracteristicas de varios de nuestros productos que nuestroscompetidores ni tienen:Ventanas Pre-miladasLatch coupling technologySistemas de milados sobre el casingJuntas nivel 4 cementadasCompletaciones submarinas nivel 5

Halliburton es el lider del mercado en instalaciones multilaterales yespecializados en las mas complejas aplicaicones del nivel 4 y 5.

Halliburton es el lider Global en MLT



43/125


Asset Manager

Aplicaciones para nuevos pozos, el casing principal incorpora unaventana premilada y un latch coupling orientado.

El Latch Coupling es el principal componente del sistema

Manejo de cortes – No se requiere el milado de acero para lasalida lateral, Aluminio es facilmente circulado. Costos por viajesde limpieza son evitados.

Compatible con todos los sistemas de completacion multilateral

SperryRite®Niveles TAML desde el 2 hasta 5

Sistemas de Ventanas Multilaterales Pre-Miladas


44/125


V t P il d


45/125


DESCRIPCIONLa Junta Ventana es un Casing de 9 5/8 ” premilado. La abertura delcasing se encuentra protegida por un recubrimiento de aluminio. Por debajo de la ventana se encuentra de los latch coupling que es laparte donde se acoplaran el whipstock, Workover Whipstock y JST.Este coupling permite asentar y orientar todas las herramientas haciala abertura en el Casing.ESPECIFICACIONESLongitud Total (L1) 36.6 ’Tope Junta – Key de Orientación (L2) 5.85 ’Fondo de Junta – Datum line (L3) 3.40 ’Tope de Ventana – Datum Line (L4) 22.99 ’Fondo de Ventana – Datum Line (L5) 6.66 ’Conexión Fondo Buttress PinConexión Tope Buttress BoxMáximo OD (Chaqueta de Aluminio) 11.320 ”Máximo OD (Upper Coupling) 11.300 ”Mínimo ID (Key de Orientación) 8.354 ”Mínimo ID (Upper Coupling) 8.681 ”Grado L80Máxima Tensión 325,000 lbsPresión de Estallido (Chaqueta de Aluminio) 3600 psiPresión de Colapso (Chaqueta de Aluminio) 2500 psiMáximo DLS para correrlo en Hoyo (Grados por 30 metros) 15 gradosMax. DLS para asentarloen el Hoyo (Grados por 30 metros) 3 grados1) Pup Joint Superior

2) Upper Coupling3) Ventana de Aluminio4) Casing5) Latch Coupling6) Pup Joint Inferior

Ventana Premilada

h C li l C d l Si


46/125


Latch Coupling: El Corazon del Sistema

Window

Latch Coupling

Aluminium Sleeve


47/125


Asset Manager

Aplicaciones en pozos nuevos o reentradas – La ventana lateral esmilada usando un sistema guia.

La geometria es precisamente controlada y asemeja al cortepremilado.

Todos los sistemas multilaterales de Halliburton utilizan el latchcoupling SperryRite, para pozos ya perforados y revestidos, ellatch coupling es combinado con un packer acoplador.

MillRite® Level 2, 3 or 4 milled exit systemReFlexRite® level 5 milled isolated tie-back multilateral system

Sistemas de Ventana milada Multilateral

Conventional Milling


48/125


Conventional Milling

• Poor and undefined windowgeometry

• Short casing exitwindows

• Roll-off (windows curve to the right)• Difficult re-entry access to laterals

due to ID restrictions

• “Sweet Spot” is only ½ to 1/3 ofactual window length


49/125


The primary millingassembly “machines” thewindow while controlling thewindow geometry.

Emulates the pre-milledwindow geometry.

MillRite ® Milled Exit System


50/125


MillRite ® Milled Exit System

The primary millingassembly “machines”the window whilecontrolling the windowgeometry

MillRite® Milled Exit System


51/125


Asset Manager

• TAML Level 2, 3, 4 or 5• High-strength junction using a track-guided

milling system creates a consistent,geometrically controlled window

• Eliminates “roll -off” and dogleg severityproblems associated with conventionallymilled windows

• Gives a longer full gauge window than aconventionally milled window

• New or existing wells

MillRite® Milled Exit System

Secuencia Operacional


52/125


MillRite® MillingMachine

Latch Coupling

• The MillRite® latches will be timed onsurface to the desired window orientation.

• Run and latch MillRite® in Latch Coupling.• Mill first pass window.• POOH MillRite® Milling Assembly


Second Pass Mill & Whipstock


53/125


A whipstock is a downhole tool designed toassist with the milling assembly to make alateral borehole from the parent borehole.

Comprised normally of two parts, an upperdeflector member commonly referred to asthe whipface, and an anchoring system, eithermechanical or hydraulic.

Second Pass Mill & Whipstock

SperryRite® Whipstock


54/125


SperryRite® Whipstock


55/125


5°

Vertical

SperryRite® Shear mill


56/125


SperryRite® Shear mill

DESCRIPCION

La Window Mill tiene ocho aletas principales con cuatro aletas en lanarizque tienen insertados 17 x 13 ” PDC.

En la Nariz se inserta el Shear Bolt que permite conectarlo al Face delWhipstockpara que sea corrido en el hoyo.

ESPECIFICACIONES

Longitud Total (L1) 2.144 ’

Altura Aletas

(L2) 0.1915 ’

(L3) 0.3192 ’

(L4) 0.3250 ’

OD Nariz (D1) 6.050 ”

Máximo OD (D2) 8.515 ”



57/125


Latch Coupling

• The whipstock latches will be

timed on surface to the desired windoworientation.

• Run and latch drilling whipstock inLatch Coupling.

• Shear the bolt and release whipstock.

• Dress the window to full gauge with thesecond pass mill.

Whipstock




58/125


Latch Coupling

• Second pass mill to open up first passwindow and mill 10’ of rat hole.

• POOH with milling assembly.




59/125


Latch Coupling

• Drill upper lateral hole.




60/125


Latch Coupling

• Correr Die Collar y pescar whipstock.

Die Collar



61/125


Integridad Mecanica en la junta para esta junta es creadousando una junta de transition premilada el cual sale porla ventana hacia el lateral. Un gran ID para accesar alhoyo inferior y un completo acceso al liner lateral permiteincrementar la capacidad de produccion y reentrada a ellateral y hoyo principal.

MachRite


62/125


2003

Primer Pozo MLT Nivel 3 - Sistema MachRiteInstalado por Halliburton a Nivel Mundial

Sistema MachRite con Ventana de Aluminio

LatchRite® System


63/125


Asset Manager

• TAML Nivel 4

• Junta de alta resistencia usando un linercementado con transition joint.

• El unico sistema nivel 4 que proveeaislamiento hidraulico y control de arena en la

junta.• Manejo del desecho del milado.• Provee un full gauge en la zona de la junta.• Permite un completo acceso a lateral y hoyo

principal.


64/125


Sistema LatchRite ™ + JST ™(Junction Support Tool)

Nivel 4


Secuencia Operacional de Dual Lateral MLT


65/125


13 3/8”Perforar hoyo de 17 ½” y correr casing de 13 3/8”Ejecutar cementación



66/125


13 3/8”

Perforar sección de 12 ¼”Correr Casing de 9 5/8” con ventana premiladaOrientar Ventana con gyroRealizar cementación de casing 9 5/8”

9 5/8”LatchRite

Window

9 5/8”7”

9 5/8”9 5/8”


67/125


Orientación de Casing 9 5/8 ”

Para la orientación de la Ventana se utiliza el Wireline Orienting Tool, el cual seacopla al Key interno de la ventana LatchRite TM

Key de Orientación

Sistema LatchRite® Nivel IV



68/125


Perforar sección de 8 ½” (Lateral A)

9 5/8”LatchRite

Window

13 3/8”

9 5/8”9 5/8”

Lateral A



69/125


Correr Liner de 7” (Lateral A)

13 3/8”

9 5/8”

9 5/8”LatchRite

Window

9 5/8”7”

Lateral A



70/125


13 3/8”

9 5/8”

9 5/8”LatchRiteWindow

9 5/8”7”

Lateral A

Correr whipstock de perforación y abrir ventana Lat. B



71/125


13 3/8”

9 5/8”


9 5/8”7”

Lateral A

Perforar sección de 8 ½” (Lateral B)

Lateral B



72/125


13 3/8”

9 5/8”


9 5/8”7”

7”

Lateral A

Correr y cementar liner de 7” Lat. B

Lateral B


73/125


Corrida de Transition Joint

La articulación permite un pivote para que el liner se coloque en ellateral sin problemas, además permite que la parte inferior delrunning tool haga tope con el whipstock para que de exista un controlexacto de la profundidad.




74/125


13 3/8”

9 5/8”


9 5/8”7”

7”

Lateral A

Lateral B

Correr BHA con mecha de 6 1/8” y cement cutter de 8 ½”



75/125


13 3/8”

9 5/8”


9 5/8”7”

7”

Lateral A

Lateral B

Washover y pesca del Whipstock Lat. B


76/125


Washover Pipe

Su diseño de como esta posicionados los cortadores permite cortar fácilmente elMetal, cemento y goma que exista entre el casing y el whipstock




77/125


13 3/8”

9 5/8”


9 5/8”7”

7”

Lateral A

Lateral B

Perforar Baffle collar Lateral A

Nota:El Baffle collar puede ser sustituido por un cuelloFlotador invertido Cementado.



78/125


13 3/8”

9 5/8”


9 5/8”7”

7”

Corrida de JST (Junction Support Tool) Lat “B”Junta de protección adicional (7 1/8” ID)Plataforma para Deflector de reentrada

Lateral A

Lateral B



79/125


13 3/8”

9 5/8”


9 5/8”7”

7”

“Diseño

Final Dual Lateral Nivel 4”

Lateral A

Lateral B

Evolucion Tecnológica


80/125




81/125


LATCH COLLET: High level Finite Element Analysis (FEA) software was used to develop a high strength colletcapable of being latched in the same as a traditional spring loaded latch, but with a very large ID. Designingfor latch loads in excess of 20,000 lbs. force created a multitude of stress related problems, but with properdesign and material selection a product was made to almost exactly imitate the operation of a standard latchassembly.



82/125


JST Suppo rt Sleeve toPreserve Level 4 Jun ction

LVL 4 Junction



83/125


FK20-5 JST Latch Collet:

-Excessive rotation while locating latch profile

-Hole not clean of sand and steel debris

-Surface of steel not hard enough

-Latch loads lower than expected



84/125

1. Locate latch with minimal rotation. Low RPM and high torque.

2. Set down weight to confirm latched. Up to 35,000 lbs.

Hard surface will prevent erosiondue to sand and steel debris

Change bevel angle tosupport more weight

Side load can support torqueup to 10,000 ft-lbs.

Operational Changes:


E t dí ti d I t l i d P MLT F j d l O i


85/125


Nivel Figura

3

LTBS ™1

MachRite ™1

4LatchRite ™(@ Feb 2011)

234

5 MSCS™ - 19971

Estadísticas de Instalaciones de Pozos MLT - Faja del Orinoco

E t dí ti d I t l i d P MLT F j d l O i


86/125


LTBS ™Ventana

Fibra Vidrio

MSCS ™(Multi String

CompletionSystem)

RMLS™Ventana

Fibra Vidrio

LatchRite ™Ventana

Aluminio

MachRite ™Ventana

Aluminio

LatchRite ™+

JST

Nivel 3 5 4 4 3 4

AñoInstalación

1996 1997 2000 2001 2003 2004

Numerode Viajes

6 Viajes Completacion5 Viajes

7 Viajes 5 Viajes 3 Viajes 6 Viajes

Instalaciones@ Feb/2011 1 1 91 16 1 127

Evolucio n Tecnológica Sistem as MLT Hall iburton en Venezuela

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Estadísticas de Instalaciones de Pozos MLT - Faja del Orinoco


87/125


Consideraciones Especiales del Pozo LatchRiteNivel IV

En la sección tangencial del hoyo de 12 ¼’’ los DLS no deben ser mayores de 3grados.La tasa de construcción (doglegs) debe ser menor a 10°/100 en la sección de 12 ¼’’por encima de la sección tangencial.La sección tangencial debe ser como aproximadamente de 200 pies en MD.La sección tangencial donde estará la junta deberá tener una inclinación entre los 5grados y 90 grados.La sección tangencial deberá estar en zona lutitica para proveer una mayor integridadde la Junta

Las siguientes consideraciones son requeridas para lograr los objetivos recomendadosde una junta de nivel 4 para un pozo MLT dual típico:


88/125


Productos de Completacion MLT

IsoRite®

FloRite® FlexRite®

IsoRite® Isolated Multilateral Completion System


89/125


IsoRite® Isolated Multilateral Completion System

The IsoRite® system was developed to:

• Provide lateral re-entry in anySperryRite® multilateral junction that

has a Latch Coupling• Provide through-tubing re-entry with

wireline or coiled tubing

• Provide flow control and temporary

hydraulic isolation up to 10,000psi• Have the ability to perform

multilateral well intervention

IsoRite® CompletionSystem

Installation Schematic9 5/8” FloRite Level 5 Junction

FloRite® Multistring


90/125


3 1/2” Lateral Tubing3.688” Seal Stem

Install FloRite Vector Block

• M/UP & RIH with Vector Block assy as below

1. Shrouded Seal stinger for lateral OHGP Packer seal bore

2. 3 ½” tubing joints3. Mainbore seal stinger for DBD sting in

4. 3 ½” tubing joints

5. Vector Block assembly

6. 5 ½” tubing joints

7. G-10 Retrievable Torque Locked Packer w/ seal bore extension

8. Packer running tool

9. Running string to surface

• Long string deflects into lateral and shroud shears as seals enter OHGP Packerseal bore.

• Mainbore short string stings into DBD seal bore

• Set G-10 packer, and release running tool

• POOHLatch

Coupling

The following steps are not shown in schematic

Run Upper Completion• M/UP 7” upper completion as per program.

• RIH

• Land in G-10 packer seal bore

• Set completion packer Lateral String (red)

Mainbore String(green)

ShroudedStinger (lateral)

Lateral Seal stem(released from

shroud)

3 1/2” Lateral Tubing w/3.688” Seal Stem & 4.35”Lateral Sheath Assembly

3 1/2” MainTubing

3.688” Seal Stem

Mainbore Stinger

5” or 5 ½” Tubing(not shown)

9-5/8” G-10 Packer (not shown)

The FloRite® system was developed to:• Provide permanent hydraulic

isolation of the junction, up to10,000psi.

• Allow separate or commingledproduction from a dual completion.

• Provide flow control and isolation

• Have the ability to performmultilateral well intervention via CT orwireline.

• Provide lateral and mainbore flowcontrol.

Completion System

FloRite®


91/125


FloRite®


92/125


Single String Seal Bore Packer

Vector Block Assembly


93/125


D-shaped section offlexible junction.

Mainbore stinger –enters seal stack in deflector

94

Sistemas Multilaterales Noruega


94/125


• 1996: 1 st Halliburton MLT job for Hydro on Oseberg C (4503)• 1997: 1 st MLT well on Troll Olje (4503)• 1999 – 2000: FlexRite® system developed for Troll

• 2001: 1 st FlexRite® installation.• Typical installation time: 6.2 days.

FlexRite

Junction

• Lower mainbore completed beforeworking on upper lateral.

• Lateral branch drilled from 9 5/8 ”

window to TD in single hole size &

completed with premium sandscreens.

9595

Norway Offshore Sub Sea Level 5 FlexRite ™ Penta-Lateral


95/125



96/125


Estadisticas

Where has the technology been used?


97/125


gy

Over 715 installations globally:

Argentina Italy Qatar Australia Japan Russia

Brazil Kazakhstan Saudi Arabia

Canada Kuwait Trinidad

China Malaysia UAE

Colombia Mexico UKCongo Netherlands USA

Egypt New Zealand Venezuela

India Norway Yemen

Indonesia Oman

Where has the technology been used?


98/125


Asset Manager

Ongoing Projects

Past Experience

234 Level 4(PDVSA)

100 Level 5(StatoilHydro)

18 Level 4

7 Level 5(Aramco)

9 Level 5(Apache)

40 Level 2/3(CS resources)


99/125


Futuro Multilateral

What is next for this technology?


100/125


FlexRite System OHGP

Combining our proven FlexRite subsea Level 5system with the capability to install an Open HoleGravel Pack on the lateral completion.

Deepwater Solutions

Taking sealed junction technology to deeper andmore challenging environments.

MachRite XE*

MachRite Level 3 junction system combined withEasywell swelling packers to create the world’s firstswell-packer isolated junction.

FlexRite OHGP


101/125


Dual Lateral level 4 Well Design


102/125


13 3/8 ” Casing


7” liner

7” liner

Lateral A

Lateral B

7” Stage Tool

7” Packer

Cement

7” Baffle Collar

7” Liner Hanger 9 5/8 ” Casing

Dual Lateral level 4 well modified for thermal production of heavy oil


103/125


13 3/8 ” Casing


9 5/8 ” Casing

Lateral A

Lateral B

HT Cement With Swelling Particles

7” Stage Tool

7” Packer

7” Travel Joint (ID = 6.366 in)

7” Baffle Collar

7” Expansion joint7” liner

7” liner

Dual Lateral level 4 well modified for thermal production of heavy oil


104/125


Producer Well Injector Well

Reservoir temperature= 130 ̊ F

Temperature of producer well= 200 - 250 ˚F

150 m

150 m


105/125



106/125


Contacto con el Cliente


107/125

Design Process


108/125


Asset Manager

Design Process• Define Objectives - What are we trying to do?

• Maximize Production• Maximize Recovery• Reduce Well Costs, alleviate slot constraints etc.• Evaluate Reservoir Flow Characteristics• Risk Mitigation

• Strategy – How will we accomplish this (concept)?• Maximize Reservoir Exposure• Multiple / Discrete Reservoirs• Flow Control / Monitoring

• Process – What do we need to implement?• Structure – What will we need to execute the process?

• Joint teams – Interactive Well Design• Resources – What equipment / people do we need?

Risk Mitigation


109/125


Halliburton MLT has established a

Risk Register for each of the TAMLLevel junctions and completions weprovide.

There are at least as many risk factorsdocumented by Halliburton MLT that

the customer could think of, andprobably more.

Each risk is accompanied bymitigating actions or contingencymethods which either eliminates orsignificantly reduces operational risks.

Unable to installwhipstock in latchcoupling

Push and pull through latch to confirm depth prior tolatch-in, confirm latch-in with torque and weight.Perform clean-up run prior to whipstock installation if junk is suspected.Do not perform numerous latch in attempts if it issuspected that debris is residing in the latchcoupling. Perform clean up run if latch inparameters are erratic.

One instance where perforating debris in low side latchcoupling pockets prevented latching of the whipstockassembly into the latch coupling. Debris management andtaking necessary clean-up runs if debris is suspected mustbe followed.

To Asset Managers Reservoir Engineers: Halliburton

Positioning Strategy Statements


110/125


Asset Manager

• To Asset Managers, Reservoir Engineers: Halliburtonmultilateral systems can increase your reservoirexposure, allowing long lateral screens to be passedthrough the high strength junction.

• To Drilling Managers, Supply Chain Managers /Procurement staff: We can provide the required sandcontrol with a hydraulically isolated TAML level 5 junction.Our experience and success rate is documented by ourOperational Excellence, available to our customers.

• To Drilling Managers, Drilling Engineers: Halliburtonmultilateral systems reduce overall field developmentcosts. The aluminum wrapped pre-milled window is fast,eliminates steel debris and reduces NPT.

What is so special about Sperry’s multilateral technology?


111/125


Do you know what is really important when selecting amultilateral system?Casing window geometry.Installing pre-cut windows gives maximum debris control andfewer clean-out trips.

If we do have to cut a casing window, a track-guided millingsystem is deployed to guarantee the window geometry.The shape and length of the casing window is absolutely criticalwhen running advanced multilateral completions and attemptinglateral re-entry.

p p y gy

Elevator SpeechWhat is so special about Sperry’s multilateral technology?


112/125


The LatchRite system’s patent protected washoveroperation completes the junction in fewer trips, reducingwell construction costs.Worldwide experience in installing pre-milled windows -maximum debris control and fewer clean-out trips.

The LatchRite systemHigh strength TAML level 4 junction with hydraulicisolation for sand control and a documented 97% successrate. Provides full bore access to the mainbore and lateralswhich means higher production flow capability and access

for stimulation.


113/125

Outline the objectives ... leverage tax advantages, long term

Administrative / Economic


114/125


What is the value and risked rate of return on investment, howsensitive is the project success to risk factors?

Do risks and interface issues warrant use of an integrated serviceprovider and are incentive schemes to align risk / reward in order?

How does a multilateral development scheme compare to the nextbest alternative?

How quickly can it be planned & implemented, what is the serviceproviders mobilization time? Who will prepare the different

procedures? Contingencies?Does service provider have operational / support capability forplanned operation (infrastructure)?

ultimate recovery & reservoir management, immediate maximumproduction, slot preservation and environmental factors.

Jun ct ion Select ion


115/125


Histor ical ly formation h as been im permeable shale or c layston e.

Pressure requirement - What is lateral’s lowest target pressure

re la t ive to junc t ion form ation fracture s t rength? Mechanical and chemica l s tab il ity o f junct ion format ion - Whatare formation’s sensitivity to proposed well path, drilling,com plet ion , s t imula tion and prod uct ion f lu ids?

Problem zones - Close proximi ty to OWC, over-pressured orsu bs idence zones?

Good cement in m ainbore - Does cement bond log sh ow g oodbo nd at plann ed exi t poin t in parent casing?

Head cou nt – Is i t po ss ib le to u se a com bination of c ro ss- t raining and m ult i -tasking to reduc e the num ber of operatorsoffsho re, with the addi t ional us e of a real t ime centre?

Dril l ing Iss ues


116/125


Where is planned K OP & target? - Well path tor tuo si ty, leng thand size of m ainbo re / lateral section , available weigh t to run

and land casing / l iner s t r ing ? How w i ll the k ickoff be in it ia ted? - Open ho le / cased hole ,m illed or p re-mi l led w indow ?

Does po re pressu re / f racture g radient c urv e analysis in dicate

an abn orm al wel l con trol issue con sidering selected exi t po int / c as ing p lan? Well con tro l p rog ram ?

Optim al separation betw een each leg o f the well?

Geos teer ing to s tay within the reservo ir?

Mud pro gram - Hole s tabi l i ty, penetrat ion rates , ho le cleanin g,sol ids c on trol , lubr ic i ty / torqu e drag?

Com plet ion Issu es What is the p urpo se of the w ell o i l , gas , injector, m ult ipurp ose?


117/125


p p g j p p

What casing s izes / weights planned? (Mainb ore and la teral)

Typ e of co m pletion : Cemented l iner and p erf, sc reens , frac pac,acid, st im ulation , etc.?

Government regula tions o n separat ion of f low s t ream s f rom

different reservoirs? ... Co-min gled or s eparated pro du ction

required? What tubing s izes/w eigh ts planned?

What is planned l i fe of la teral - disp osable/sho rt la teral or

sign if icant investm ent to b e pro tected?

What bui ld rates above and be low junct ion m ust be passed bycom plet ion too ls & w hat is the minim um I.D. requirem ent forfuture intervent ion ?

Completion Issues (Cont…)

D th j t i dt b l df dj i i t /


118/125


Does the junct ion need to be sealed from adjoining w ater / gas

or different press ure regim e?

What is jun ction DP requirem ent and accep tance cri teria?

What bot t lenecks exis t in p rodu ct ion sy s tem & are they

alleviated with ML w ell deliverabil i ty?

How m uch debr is i s generated in the junc t ion cons t ruc t ion

process and i s th is addressed in the sys tem des ign?

Is w ater / gas co ning / crest ing a co ncern?

Is sand pro duc t ion a con cern?

Maintenanc e Iss ues

Whatfuturest im ulat ion treatmentsmigh tbeplanned?


119/125


What future s t im ulat ion t reatments migh t be planned?

Is w ater enc roachm ent a co nc ern with rela ted diagno st ic /

conform ance i ssues to be addressed? Is r e-perfor ation o f lateral plann ed?

Is log ging of la teral plann ed?

Is deepenin g / work ov er of lateral envisaged ?

What too l s izes wil l be run in la teral - thru tub ing, thru c asing?

Is w ell intervent ion planned thru tub ing, thru casing , witho ut

kil l ing well?

Ini t ial Enqu iry L evel


120/125


The Screening Document:

Outlines the most salientaspects

Focuses the customer’smind on these points

Gives us a clearer indicationof what is expected andrequired.

Factores para posicionarse en el mercado


121/125


TECNOLOGIA

TIEMPO DEINSTALACION

EXPERIENCIA

COSTO DELSISTEMA



122/125


Guías de Calidad



123/125


Experiencia

50

55

60

65

70

75

80

8590

95

100

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

81 85 8292

8580

100

% Whipstock Recovered 1 st Trip

Time Comparison Multilateral System Venezuela


124/125


0 50 100 150 200

SealRite Dual Lateral

MatchRite DualLateral

LatchRite AluminumWindow with JST

Dual Lateral

LatchRite CompositeWindow Dual Lateral

M u

l t i l a

t e r a

l S y s

t e m

Hrs

Run 9 5/8 w/the window(s) & orient w/gyro

Cement 9 5/8 Casing

P/U HRT, Retrieve Sleeve, POOH

P/U whipstock, RIH set whipstock, mill out window, POOH

P/U Retrieving Tool, RIH fish Whipstock, POOH

P/U Deflector, RIH set Deflector, POOH

Run 7" Liner and hang liner, POOH

Run 7'' Liner in lateral B, cement & POOH w/RT

P/U Cleaning BHA, drill cement to top of whipstock, POOHw/RT

P/U Cleaning BHA, drill cement & clean lateral, POOH

P/U Washover BHA, washover & retrieve whipstock, POOH

P/U Main bore cleaning BHA, clean mainbore, POOH

Install JST


125/125

Preguntas

Sistemas Multilaterales

Documents

Transcript of Sistemas Multilaterales