El Empacador QUANTUM MAX Ayuda a BP a Incrementar la Producción de Gas en un 45% | Schlumberger
Case Study
Location
Trinidad and Tobago, North America, Offshore
Details

Challenge: Diseñar e instalar terminaciones de pozos capaces de proporcionar hasta 400 MMpc/d de gas de cada uno de los tres pozos sin producción de arena ni intervenciones posteriores.

Solution: Colaborar con BP para diseñar, probar y desplegar un diseño de terminación en agujero descubierto que incluya el empacador de empaque de grava y fracturamiento y empaque QUANTUM MAX para condiciones HPHT.

Results: Se simplificaron las operaciones de terminación de pozos, se redujo el tiempo de instalación y se proporcionaron tres pozos con una producción de 870 MMpc/d; en ese momento el mayor volumen de producción de los campos operados por BP en todo el mundo.

Products Used

El Empacador QUANTUM MAX Ayuda a BP a Incrementar la Producción de Gas en un 45%

El empacador de empaque de grava y fracturamiento y empaque para condiciones HPHT permite a BP simplificar las operaciones de terminación de pozos y reducir los costos en el campo de gas Cannonball del área marina de Trinidad

La producción de sólidos incrementa el riesgo de daño del equipamiento de terminación de pozos y del equipo de superficie

BP Trinidad y Tobago descubrió un volumen de reservas de gas de alrededor de 1 Tpc en el campo Cannonball del área marina de Trinidad. La formación objetivo exhibía un espesor de aproximadamente 85,3 m [280 pies] y alta permeabilidad y porosidad. La presión de formación era levemente superior a 6 400 psi [44,1 MPa], con una temperatura de 220ºF a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 12 350 pies [104,4ºC a una TVD de 3 764,3 m].

Debido a la alta resistencia de la roca en el yacimiento, el operador sabía que la producción de arena sería escasa; sin embargo, con las altas tasas de producción planificadas (hasta 400 MMpc/d en cada uno de los tres pozos), cualquier volumen de producción de sólidos podría dañar el equipamiento de terminación de pozos y el equipo de superficie. BP planificó terminar al menos los tres pozos con el fin de garantizar un volumen de producción suficiente para satisfacer las obligaciones contractuales de 1 000 MMpc/d.

Las terminaciones con tratamientos de empaque de grava en agujero descubierto mitigan el riesgo de daño del equipamiento

Después de un estudio cuidadoso, BP optó por una terminación con empaque de grava en agujero descubierto a cargo de Schlumberger. Las compañías trabajaron en estrecha colaboración para crear un diseño óptimo que incorporara los conocimientos adquiridos durante la ejecución de trabajos en el área, estandarizados para prevenir sorpresas que pudieran poner en riesgo la ejecución de la operación. Uno de los parámetros respecto de los cuales se tomó una decisión fue la utilización de un empacador de producción independiente. Para este diseño de terminación, el empacador QUANTUM MAX sirvió como empacador de producción, factor esencial para el plan de desarrollo. Desarrollado para BP, el empacador QUANTUM MAX de 10 3/4 pulgadas es el primer empacador de empaque de grava que cuenta con la certificación ISO V0. Para el empacador y el cabezal del pozo y el árbol de producción, se efectuó una prueba de especial de integración del sistema.

Los otros elementos del diseño de la terminación fueron un fluido de perforación a base de agua, los filtros (cedazos) Alternate Path† de alta calidad para el control de la producción de arena, una válvula de aislamiento de la formación FIV, y el empacador QUANTUM MAX con capacidad anti suaveo para pozos horizontales. Además, se desplegaron dispositivos de registro de presión y temperatura.

QUANTUM MAX Packer Helps BP Increase Gas Production by 45%
El empacador QUANTUM MAX fue desplegado en el área marina de Trinidad en pozos de gas a alto régimen de producción.

BP achieves combined record production

El proyecto Cannonball fue concluido por debajo de los costos previstos y dentro del presupuesto. El empacador QUANTUM MAX resultó esencial para este logro, porque eliminó la necesidad de contar con empacadores de producción y los costos asociados de compra, pruebas e instalación. Debido en parte a este proceso de simplificación, la terminación del segundo y tercer pozo requirió 9,5 días menos que los anticipados. En ese momento, el prolífico campo pasó a ser el campo de mayor producción del mundo operado por BP, con una producción de 870 MMpc/d. La producción se encontraba restringida por la capacidad del equipo de superficie, pero la eliminación de esas restricciones hizo que los tres pozos pudieran producir con tasas combinadas de 1 200 MMpc/d. to this achievement, because it eliminated the need for production packers and the associated costs of purchase, testing, and installation. Partly because of this streamlining, the second and third wells took 9.5 days less than anticipated to finish. The prolific field became the highest-producing BP-operated field worldwide at the time, producing 870 MMcf/d. Production was constrained by surface equipment capacity, but removal of those constraints meant that the three wells could be produced at combined rates totaling 1.2 Bcf/d.

“Los tres pozos del campo Cannonball fueron proporcionados con cero tiempo no productivo (NPT) atribuible a Schlumberger, lo cual no es tarea fácil en relación con los que resultaron ser los tres pozos de mayor producción de BP. Realmente aprecio toda la ayuda y el apoyo que recibimos de su equipo durante la planificación y ejecución de estos pozos desafiantes terminados con tratamientos de empaque de grava en agujero descubierto.”

Eamon O’Connell, Gerente de terminación de pozos BP Trinidad y Tobago

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