CAÑONEO DE POZOS SCHLUMBERGER

Perforating Domain9/20/2006

Schlumberger Private

Cañoneo OrientadoCañoneo OrientadoCañoneo OrientadoCañoneo Orientado…………


Tecnologías e Ingenieríapara El Cañoneo Orientado

Alexis E. Mármol A.

Perforating Domain Champion VTT

Schlumberger

INTEVEP - Sept 2006



© Schlumberger 2006

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Objetivos del Cañoneo…

Cualquiera que sea el sistema utilizado, como parte de una completación, el objetivo principal de una operación de Cañoneo es crear la mejor comunicación posible entre el Pozo y el Yacimiento para optimizar la eficiencia de la completación, maximizando el recobro de las reservasasociadas: por medio de la Optimización de la Productividad o Inyectividad del Pozo



! PURE o efectiva creación y control del bajo balance dinámico.

! Gestión de Producción de Arena: Control, Prevención

! Cañoneo para Fracturamiento Hidraúlico

! Cañoneo Orientado

! Doble o Triple Completaciones

! Lineas de Control, bajadas con las completaciones

! Pozos Multi-laterales

! Etc…

Ingeniería del Cañoneo y la Recientes Necesidades de la Industria



Para Qué Orientar las Perforaciones ?



Concentración del Esfueros en la Formación

X66

X67

X68

Breakout del HoyoUBI – Imagen Breakout



Cañoneo Orientado

Cañonear en una específica dirección

" En la dirección del Plano

Preferencial de Fractura (PFP)

Buenas perforaciones

PFPPFPPFPPFP

Malas perforaciones- Fallas de Formación -



Cañoneo para Fracturamiento Hidraúlico




" En la dirección del Plano Preferencial de Fractura (PFP)

" Minimiza producción de arena

Buenas perforaciones

Malas perforaciones

Cañoneo Orientado



Prevención y Control de Arena




" En la dirección del PlanoPreferencial de Fractura (PFP)


" Disparar evitando (o sobre) elementos de la completación

Cañoneo Orientado



Dobles Completaciones




" En la dirección del PlanoPreferencial de Fractura (PFP)


" Disparar evitando o sobre elementos de la completación

" Intersectar fracturas naturales

" Reparación de Cementodireccional o sectorizada

PFPPFPPFPPFP

WPPWPPWPPWPP

Cañoneo Orientado



Reparación de CementoHeterogeneidades del YacimientoCañonear en una dirección especifica del pozo

! Producir “últimos barriles” remanentes de la reserva

! Reparar cemento (squeeze orientado)– Alinear los disparos al canal sin cemento– Alinear los disparos al cemento lavado

! Re-entrada en Multi-laterales

Perforating Domain


Para Qué Orientar las Perforaciones?…

! Alinearlas con el Plano Preferencial de Fracturas (PFP)! Para el mejoramiento de las estimulaciones con Fracturamiento Hidraúlico

! Optimiza fracturamiento en rocas duras (hard rock)! Control de producción de arena

! Para prevenir producción de arena (pozos verticales)

! Cañoneo Directional! Previene production de arena (pozos horizontales, alto ángulo)! Mejoramiento de la limpieza de las perforaciones(cañoneo lado alto)! Intersectar fracturas naturales! Disparar el lado bajo del hoyo (bad idea!)

! Cañoneo opuesto a componentes de la completación! Evitar cañonear sarta larga o segunda sarta! Evitar dispararle y dañar cables, lineas de control, sensors, monitoreos…



! Estimulaciones con Fracturamiento Hydraúlico

! Fracturamiento para Control de Arena

! Cañoneo para Prevención de Arena

Cañoneo Orientado en el PFP



Fracturamiento Orientado



Estudios sobre el Proceso de Fracturamiento“Effect of Perforations on Fracture Initiation” SPE 20661“Theoretical Model and Numerical Investigation of Near-Wellbore Effects in Hydraulic Fracturing” SPE 30506

SSSSHHHH

SSSShhhh

SSSSHHHH



Efecto al no orientar las perforaciones con el PFP

Multiple fracsalrededor del pozo

Maximum horizontal

Minimum horizontal

Micro-annulus

<300 >300

120° phasing



Re-orientación de las Fracturas

Para 60606060° fase 2 de las perforaciones estan dentro 30303030ºººº con respecto al PFP

Maximum horizontalMaximum horizontalMaximum horizontalMaximum horizontal

ReReReRe----orientationorientationorientationorientation

ReReReRe----orientationorientationorientationorientation

<300

<300

La fractura tendra una reducción de espesor en la cercania del pozo generandouna reducción de la production –reductor físico-.

Pinch PointPinch PointPinch PointPinch Point



SSSSHHHH SSSSHHHH

1. Orientar los disparos en la dirección del máximo esfuerzo horizontal

2. Crear una única fractura simple en el Plano Preferencialde Fractura (PFP)

Optimization del Fracturamiento Hydraúlico

# Reduce la complejidad – tortuosidad en la cercania del pozo– Multiples fracturas compitiendo (half-length, leak-off)– Efectos de micro annulus

# Reduce las presiones máximas durante el fracturamiento# Reduce el riesgo de prematuro screen-outs



Cañoneo para Fracturas! Cañonear en el Plano Preferido de Fractura

! Orientar las perforaciones o disparos

– Minimiza los “pinch-points” –pérdida de eficiencia-– Aumenta el número de hoyos directos para la fractura– Maximiza el ancho de la fractura en la cercania del pozo– Permite mayor agresividad en la estimulacion: mayor

cantidad y mayor tamaño de apuntalante bombeado– Menores perdidas de presión, menor presión de

bombeo para iniciar la fractura– Reduce tortuosidad y micro-annulus– Facilita fracturar con fluidos de menor viscosidad

(agua, ClearFrac, etc)– Intercepta multiples fracturas horizontales



Prevención de Arena (screenless)

Nueva Zona! Optimizar cañoneo sin tratamiento de fractura

! Orientar el cañoneo con tratamiento de fractura, conociendo los esfuerzos

! Cañoneo con Fractura, esfuerzos desconocidosZonas previamente ya cañoneadas! Formaciones consolidadas con tratamiento de resina,

cañoneadas y luego fracturadas



Plano Preferencial de Fractura Conocido• Disparar 180° fase en el PFP (Plano

Preferencial de Fractura)

• Disparar 0° fase (para asegurar todo el intervalo disparado)

Realizar un fracturamiento TSO (tip screenout) para cubrir todo el intervaloIncluir control de apuntalador flowback

The fracture stimulates productionThe proppant pack prevents sand production

Prevención de Arena –Nueva Zona-(screenless)

Plano Preferencial de Fractura desconocido



Disparar zona intervalo <20 ft

Consolidar cercania del pozo paracubrir todas las perforaciones

Realizar una fracturamiento TSO to bypass la resina y estimular producciónIncluir control de apuntalante flowback

La fractura estimula la producciónLa resina y el empaquetamiento deapuntalante previene producción de arena

Prevención de Arena –Nueva ya disparada



Ejemplo de Campo – Prevención de ArenaCompletación Screenless -sin Fractura Hidráulica

Cañoneo Orientado tipo TCP en Venezuela

Pozos Disminución en Producción deProducción Arena Arena

(%) (lb / 1000 BOPD)

VLG-3828 (PDVSA) 93 < 1VLG-3834 (PDVSA) 93 < 1VLG-3836 (PDVSA) 74 3.64VLG-3841 (PDVSA) 97 0.39

Antes producción del campo por pozo: > 10 Lb/ 1000 BOPD

“Oriented Perforating for Sand Prevention” SPE 57954 (May/June 1999)



Determinación de los Esfuerzos In-situRegistros Eléctricos:! Imágenes Sónico Dipolar Cruzado (DSI*, MSIP*)

- Determinación de la anisotropía de velocidad de Ondas de Cizalla

! Imágenes Micro-Resistivas de pozo (FMI*)- Visualiza fracturas inducidas durante la perforación

! Imágenes Ultrasonicas de Pozo (UBI*)- Visualiza breakout

! Calipers 4 – 6 brazos- Determina puntos de breakout – ovalización del hoyo

! Registros durante la perforación, Logging While Drilling (LWD)

Stress Orientation Maps



Registros de Derminación de los Esfuerzos

“New Directions in Sonic Logging”, Oilfield Review, Spring 1998



Registro FMI muestra Breakout y Fracturas Inducidas durante la Perforación



Técnicas de Orientación! Orientación con Guaya Eléctrica - Wireline -

– MOD Dispositivo Mecánico Orientación– POT Powered Orienting Tool– WOPT Wireline Oriented Perforating Tool– Wireline Perforating Platform (WPP)

! Tubing Conveyed Perforating – Cañones transportados con tubería– Orientación Pasiva– Orientación con Gyro

! Coiled Tubing Conveyed Perforating – Cañones transportados con Tuberia Flexible– Orientación Pasiva



Cañoneo Orientado con WOPT

Perforating Domain


• Permite Orientar en pozos casi verticales y desviados• Sigue la desviación-orientación natural del pozo• Requiere dos carreras dentro del pozo:

• 1era: Encontrar la orientación con el Gyro• 2da : Sin Gyro, indexa cañones a la dirección de

disparo deseada

Cañoneo Orientado con WOPTWireline Oriented Perforating Tool



Cañoneo Orientado con WOPT- I

1era 1era 1era 1era CorridaCorridaCorridaCorrida

• Gyro (Gyrodata)• Permite indexación hasta de 5° • 1era carrera incluye un cañon HSD (no-armado)

• Precision Orientación: +/- 10°• Requiere Multiples pases para repetibilidad• Largo Hta ~ 23 ft (sin gun)

W/LSwivel

WPITw/CCL

GyroCarrier

IndexingAdapters

180 PhasedHSD Gun

UpperWSPD

LowerWSPD

# Dos corridas son necesarias

• Orientación y Azimuth Natural• W/L Swivel especiales• WPIT mide Dev & RB + CCL

WPIT LogReal-Time



PerforatingString

2da 2da 2da 2da CarreraCarreraCarreraCarrera

• Sin Gyro• Indexar & Armar Cañones• Bajar sarta incluyendo el WPIT• Confirmar posición• Dispara

Repeat Analysis LogReal-Time

Cañoneo Orientado con WOPT- I

Perforating Domain


• WPIT corrido en ambas carreras para confirmarla orientación

• Chequeo de la Inclinación (Dev & RB)• Incluye registro base de correlación CCL

• Precisión en la Orientación: ± 10°• Requiere Swivel SAH-E swivel, 5° indexing subs

& WSPD spring positioning devices

Cañoneo Orientado con WOPT

Perforating Domain


! Cañones en Profundidad! Gyro colocado en una zapata de asentamiento! Sarta es rotada en superficie a la posicion deseada! Gyro retirado! Cañones disparados

TCP – Posicionamiento de la Sarta con Gyro



Cañoneo Orientado con WPP



WPP Basic Modules

WP Shooting Tool

WP Gamma Ray Tool (PTC)

WP Completion Mapper

WP GYro carrier Tool

WP Press & Temp Tool

WP TElemetry Tool

WP MOtor ToolCentralizer


Gracias por su atención

Preguntas?…



Schlumberger

INTEVEP - Sept 2006


Tecnologías Avanzadas de CañoneoCañoneo Convencional vs PURE*



Schlumberger

INTEVEP - Sept 2006



0

500

1000

1500

2000

2500

Initial overbalanceoverbalanceoverbalanceoverbalance = 500 psi

NonNonNonNon----PUREPUREPUREPURE

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Time (seconds)Formation damage

Casing

Cement

Pulso de Presión crea la zona compactada

Cañoneo con Sistemas Convencionales



Formation damage

Damaged (Kc)

Undamaged (K)

Cañoneo con Sistemas Convencionales



Perforating for Ultimate Reservoir ExploitationPURE*

Formation damage

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

Time (seconds)

PUREPUREPUREPURE

Dinámica de Presiones remueve zona compactad



Formation damage

Undamaged (K)

Undamaged (K)




Formation damage

Undamaged (K)

Undamaged (K)

Formation damage

Undamaged (K)Undamaged (K)

Undamaged (K)Undamaged (K)

" Crea perforaciones límpias

" Incrementa productividad o inyectividad

" Reduce el requerimiento de BajoBalance inicial

" Minimiza los remedios post-cañoneo

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

Time (seconds)

PUREPUREPUREPURE

Initial overbalanceoverbalanceoverbalanceoverbalance = 500 psi

NonNonNonNon----PUREPUREPUREPURE




Control-Prevención de Arena

Cañonear en la dirección de máxima estabilidad del tunel ! Posicionar los cañones hacia una dirección específica

! Orientar los disparos

! Completación screenless



Pozos Horizontales

Orientar los disparos:

! Disparar hacia el lado superio del pozo– Evitar invasión del lodo en el lado inferior del pozo– Evitar residuos de los cañones, de la roca, y arenamiento– Conificación: contacto Petroleo/Agua

Perforating Domain


! Degree of consolidation (friable, weakly consolidated, unconsolidated, quick sand).

! Estimated/expected productivity from well (more importantly rate/perforation).

! Prior Experience in the same formation.! Risk vs Reward.! Tools Used:

! Sand prediction models.! Drilled hole studies on core samples.! Single-shot perforation and flow tests.

Sand Control or Prevention ?

Perforating Domain


Zero strength Very very weak Very weak Weak

Dry sand Damp sand Weak-cement Stronger cement

Category 0 Category 1 Category 2 Category 3

Same problem, different mechanism #different solutions

Weak and Unconsolidated Rocks

Perforating Domain


Rock Strength

Very Weak Rocks (UCS < 10 psi) – Category 1.! no perforation cavity.! high risk of substantial sand production.! no classical perforation damage region.

Weak Rocks (UCS between 10 psi and 500 psi) – Category 2.! no perforation cavity.! perforation damage along perforation track.! high risk of sand production.

Stronger Rocks (UCS > 500 psi) – Category 3.! defined perforation cavity.! lower risk of substantial sand production.! defined perforation damage region.

Perforating Domain


! Ensuring the required production over the life of well with acceptable risk of sand production.

! Minimize stress induced failure of the rock perforation cavity.

! Keep flow rate per perforation below a critical sand transport value.

Sand Prevention -Objectives



Maximize the minimumperf.-to-perf. spacingfor a given spf and φ.

Optimum Oriented Phasing

350° 10° 0°

20°

10°



• Use DP charges:- To reduce perforation diameter, improve perf.-to-perf.

spacing and maximize PI.• Orient perforations:

- For maximum perforation stability.• Optimize phasing:

- To minimize perf.-to-perf. failure.• Perforate using PURE system:

- To maximize production. • Maximize shot density:

- To keep rate/perforation below a critical value.• Lab Studies:

- Will help obtain maximum drawdown/rate to prevent sand production through failure/transport and also know the impact of water-cut.

Recommendations, Competent Sands



Do not cleanup because of the presence of the gun.! Need some minimum annular gun-to-casing clearance.! Suggests need for oriented perforating.Stay filled with sand even if crushed zone removed.! Limits placement of gravel for sand control.! Limits injectivity.Downside gun holes provide escape paths for gun debris.Differential sticking of guns (two NS examples).

Limitations of Downside Perforations



OrientXact* Plus PURE*

Sand Prevention plus Optimized

Producer and Injector Solutions

* Mark of Schlumberger



! Increasing length of extended reach horizontal wells.

! Tortuosity of horizontal wellbores.

! Increased risk of sand production from weak rock strength combined with reservoir depletion.

! Sand production results in high cost of intervention.

! Need for maximum productivity and/or injectivity.

! Conventional gun technology using “low debris” zinc charge cases has resulted in large reservoir skins and greatly reduced well productivity..

OrientXact – The Scene



The system addresses the total completion by;

! Oriented perforating for sand prevention/injectors.

! Deep penetrating charges for maximum productivity.

! PURE Perforating System for maximum productivity.

! Low Debris Gun System for completion Integrity.

! No Zinc in the gun system to avoid formation damage.

! Maximum wellbore deviations of up to 10° per 100-ft.

! Gun string designed to maintain orientation under high tension and compression loads.

! Gun string includes Orientation Confirmation Devices for post job evaluation.

OrientXact – The Solution



Strategy for OrientXactSwivels used to allow sections of guns to rotate independently and minimize gun-to-gun alignment errors

OCD’s run in each section to confirm direction of every single perforation tunnel



What is OrientXact What is OrientXact -- Exactly?Exactly?

Alignment Adapters Alignment Adapters Alignment Adapters Alignment Adapters

Orienting Weight Orienting Weight Orienting Weight Orienting Weight with OCDwith OCDwith OCDwith OCD

High Load High Load High Load High Load ----Low Friction SwivelLow Friction SwivelLow Friction SwivelLow Friction Swivel

Special GunsSpecial GunsSpecial GunsSpecial Guns

With deepest penetrationWith deepest penetrationWith deepest penetrationWith deepest penetration



The total quantity of debris captured between the gun and the casing was 31.5 grams, or 21 grams/meter.

Minimum Debris System4.5 inch OrientXact



Distance Traveled (ft)

Angl

e of

gun

s trin

g (d

egre

e )Bent Wellbore Test (5°/100-ft)



Initial Field Test Results – SPE 84910Job 1; 175 meter interval - November 12, 2001

− best water injector well, 5.7 million m3/d.− no debris− largest alignment/orientation from zero = 7°

• Job 2; 1,070 meter interval - December 24, 2001− 30,200 stock-tank-bbls/day− only traces of perforating debris flowed back− largest alignment/orientation from zero = 11.5° (1,788 ft between swivels)

• Job 3; 492 meter net interval - February 4, 2002− depleted reservoir− no perforating debris flowed back− largest alignment/orientation from zero, upper zone = 10.5°

• Job 4; 2,067 meter interval - March 29, 2002− 900 m3/d/bar; 3.6 times better than the next best well.− largest alignment/orientation from zero = 21°

• Job 5, 1800 meter interval – August 2002− largest alignment/orientation from zero = 8°



Production Results

0

250

500

750

1000

Prod

uctiv

ity In

dex

(std

m3 /d

/bar

)

A B C D E F G

Wells

OrientXactCompetition

Previas Completaciones



Statoil & Norsk Hydro_Mar del Norte PURE en Pozos Horizontales Largo AlcanceHasta los actuales momentos, en el campo VisundVisund: (Junio-2005)! 26 pozos, todos cañoneados con Sobrebalance inicial de 500

psi, con TCP- OrientXact PowerJet-CLEANPERFCLEANPERF_PURE! Perforaciones Orientadas Top-Side para prevención de arena.! Los Mejores Inyectores del Campo. (CI x 8-10)! Los Mejores Productores del Campo (IP x 3-9)! Bajo Balance Dinámico medido en cada caso.! Es el sistema estandar de completación en el Mar del Norte! SPE 84910SPE 84910SPE 84910SPE 84910. Tech Paper Conf. Kristiansand Norway- Sep16-

18,2002, and SPE-84910 International Improved Oil Recovery Asia-Oct-2003.



Results NS Well #1—Run #1

CT, 2 Tractors CIRP deployed oriented guns.

New low-torque swivel.

3 3/8-in. gun ±10°, 5 spf.

1st run interval 3047 to 3350 m, 252 m loaded, 51 m blank.

6 swivels used, 1 swivel every 6 to 9 guns, 24 oriented CIRP connectors.

Average alignment error < 11°.



Results for NS Well #1—Run #2

CT, 2 Tractors CIRP deployed oriented guns.


3 3/8-in. gun ±10°, 5 spf.

2nd run interval 2750 to 3019 m, 91 m loaded, 178 m blank.

5 swivels used, 1 swivel every 7 to 10 guns, 20 oriented CIRP connectors.

Average alignment error <7.5°.



Results for NS Well #2


3 3/8-in. gun ±10°, 5 spf.

Interval 3065 to 4090 m, 616 m loaded, 409 m blank.

22 swivels used, 1 swivel every 7 to 10 guns.

Average alignment error 4.6°.



NS Wells Sand Monitoring Results

Both North Sea Wells show no continuous sand production.

Bursts of sand are associated with unsteady flow following short platform shut downs.

Sand rates - pounds/thousand barrels

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Weekly samples

pptb



Track record - OrientXact

Until July 2004Twenty six TCP 4.5 inch

Nine WL 4.5 inchNine CT/TCP 3-3/8 inch One CT/TCP 2-7/8 inch

Documents

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