(贝克休斯的关于裸眼封隔器的材料)
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国外储层改造新技术
成本控制和高技术引入是储层改造的必要途径。
第七页，共95页。
7
1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
水平井压裂技术引领储层改造在储层评价、压裂机理认识、压裂材料、工艺技术等方面不断进步
技术名称 多级压裂 滑溜水压裂
水力喷射压裂 重复压裂 同步压裂
氮气泡沫压裂 大型水力压裂
技术特点
适用性
多段压裂，分段压裂，技术成熟，使用广泛
国国根西非大拿比哥西兰国威利度拉基利克典麦拉国洲伦尼兰耳洛内国撒陶
廷哥
利大亚拉
圭斯维兰
圭
其比斯
其哥瑞
哈宛
亚
坦亚
他亚
拉
拉
资料来源 ：EIA, 2011
第十六页，共95页。
16
3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
由常规油气勘探开发向非常规油气勘探开发的发展过程是地质认识、钻井及压裂工程不断进步的过 程
Source: Baker Hughes, IHS
Source: HPDI
水平井是页岩气开发的主要井型，水平井成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终评价可采
储量却是直井的3～4倍
第五页，共95页。
5
1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
在低渗透致密储层勘探开发过程中，水平井多级分段压裂技术已经成为主导，其技 术的复杂程度、施工的规模及成本投入远远大于常规直井的压裂及酸化措施
25
3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
集成创新决定了压裂的关键技术并不能够等待原始创新，市场需求决定了最新、最先进的 技术在某个地区不一定适用，必须有针对性地选择
压前地质研究
裂缝模式判断
第七页，共95页。
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1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
水平井压裂技术引领储层改造在储层评价、压裂机理认识、压裂材料、工艺技术等方面不断进步
技术名称 多级压裂 滑溜水压裂
水力喷射压裂 重复压裂 同步压裂
氮气泡沫压裂 大型水力压裂
技术特点
适用性
多段压裂，分段压裂，技术成熟，使用广泛
国国根西非大拿比哥西兰国威利度拉基利克典麦拉国洲伦尼兰耳洛内国撒陶
廷哥
利大亚拉
圭斯维兰
圭
其比斯
其哥瑞
哈宛
亚
坦亚
他亚
拉
拉
资料来源 ：EIA, 2011
第十六页，共95页。
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3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
由常规油气勘探开发向非常规油气勘探开发的发展过程是地质认识、钻井及压裂工程不断进步的过 程
Source: Baker Hughes, IHS
Source: HPDI
水平井是页岩气开发的主要井型，水平井成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终评价可采
储量却是直井的3～4倍
第五页，共95页。
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1、非常规水平井压裂技术引领储层改造迅速发展
在低渗透致密储层勘探开发过程中，水平井多级分段压裂技术已经成为主导，其技 术的复杂程度、施工的规模及成本投入远远大于常规直井的压裂及酸化措施
25
3、市场需求和集成创新是压裂技术进步的源动力
集成创新决定了压裂的关键技术并不能够等待原始创新，市场需求决定了最新、最先进的 技术在某个地区不一定适用，必须有针对性地选择
压前地质研究
裂缝模式判断
国外页岩气水力压裂技术及工具一览
国外页岩气水力压裂技术及工具一览页岩储层具有超低孔低渗特性，钻完井后需要压裂改造后才得到经济产量。
国外油田服务公司最新工具达到了很高水平，水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术用高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司自膨胀封隔器最高可达302 °C ；泵送桥塞射孔分段压裂技术所用桥塞可分为：堵塞式、单流阀式和投球式复合桥塞，桥塞耐压差达103.4MPa，耐温232 °C ；哈里伯顿CobraMax H连续油管喷射工具系统，目前最多达到44段。
这些为国内页岩气水力压裂完井方式与压裂工具的选用打下基础。
从应用工具角度看，分段压裂工艺方面主要包括：水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术，泵送桥塞分段压裂技术，水力喷射分段压裂技术。
从压裂工具方面分析，目前页岩气压裂技术有可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂，水力喷射压裂等。
在美国的页岩气开发技术中，可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂技术比较成熟，使用比较广泛，可适用于较长的水平段；水力喷射压裂可实现准确定位喷射，无需机械封隔，节省作业时间，非常适合用于裸眼井、筛管井以及套管中井。
1、水平井裸眼封隔器投球滑套多级压裂系统封隔器投球滑套多级压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器分段封隔。
根据页岩气储层开发的需要，使用封隔器将水平井段分隔成若干段，水力压裂施工时水平段最趾端滑套为压力开启式滑套，其它滑套通过投球打开，从水平段趾端第二级开始逐级投球，进行有针对性的压裂施工。
水平裸眼井多级压裂目前已经是北美页岩气压裂开采主要技术手段，并越来越受到作业者的欢迎。
水平井多级压裂技术关键在于封隔器（压裂封隔器和可膨胀封隔器）和滑套可靠性和安全性能，尤其是管外封压裂管柱的可膨胀封隔器和开启滑套的高强度低密度球材料决定技术的成功与否。
目前国外油田服务公司都有自己成熟的工具，高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司耐高温自膨胀封隔器最高可达30 °C 。
贝克休斯固井无限级滑套简介
Slave Point
Pekisko: Slave
2 Installations, .8%
Point: 12 Installations, 4.9% 2 Installations, .8%
Cardium Viking
Torquay: Viking:
182 Installations, 74.9%
© 2010 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 28
Bakken
Amaranth
OptiPort™ 业绩 – 截止到Sept 21, 2011
• 在加拿大已安装320井次 • 29 个不同的加拿大客户已经使用该体系 • • 在加拿大已经累计施工7,200 级 • 单井最大级数:
– SPE Paper 154391
案例
第二次施工-Granite Wash – 30 级 – 18,300 ft MD / 12,000 ft TVD
– – – –
客户要求作对比 10级，桥塞射孔枪联座 30 级无限级滑套 同样的液量及砂量
– OptiPort :
1个月后: 更高的产量 /井口返排压力 3个月后: 产量是桥塞射孔方式的一倍! SPE paper coming for HFTC 2013 (of course!)
案例
第二次施工-Granite Wash – 30 级 – 18,300 ft MD / 12,000 ft TVD
– – – –
客户要求作对比 10级，桥塞射孔枪联座 30 级无限级滑套 同样的液量及砂量
– OptiPort :
1个月后: 更高的产量 /井口返排压力 3个月后: 产量是桥塞射孔方式的一倍! SPE paper coming for HFTC 2013 (of course!)
Frac Point 贝克休斯
3.500 in 3.250 in 3.000 in 2.750 in 2.500 in 2.250 in 2.000 in 1.750 in 1.500 in
14
Drill Out of Seats 钻掉球座
Full Opening after Drill Out 钻掉后全通径 Test Time = 20 mins 测试时间=20分钟
11
Ball Activated Frac Sleeve 投球驱动压裂滑套
z
z
z
z z z 12
Design based on field proven CMU Sliding Sleeve 基于被油田证明的CMU滑套的设计 Exit ports designed with twice the flow area as tbg 设计出口流量是油管流量的两倍 HP/HT Dura-Frac Balls designed with low SG Dura-Frac 压裂球比重低且耐高压/高温 Over 10,000 runs from 1992 to 2006 自92至06年使用超过10000个 Transitional Ball Seat Geometry eliminates erosion 球座几何形状降低了冲蚀 Cast Iron Seats insure easy drill out 铸铁球座便于钻掉
Frac Point System 水平井多层裸眼压裂系统
Open Hole Fracture System
贝克休斯公司 陈晓新
Agenda 议程
Primary Objectives 主要作业目的 System and Component Overview
系统及部件介绍 Frac Point System Animation 作业过程展示
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Drill Out of Seats 钻掉球座
Full Opening after Drill Out 钻掉后全通径 Test Time = 20 mins 测试时间=20分钟
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Ball Activated Frac Sleeve 投球驱动压裂滑套
z
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z z z 12
Design based on field proven CMU Sliding Sleeve 基于被油田证明的CMU滑套的设计 Exit ports designed with twice the flow area as tbg 设计出口流量是油管流量的两倍 HP/HT Dura-Frac Balls designed with low SG Dura-Frac 压裂球比重低且耐高压/高温 Over 10,000 runs from 1992 to 2006 自92至06年使用超过10000个 Transitional Ball Seat Geometry eliminates erosion 球座几何形状降低了冲蚀 Cast Iron Seats insure easy drill out 铸铁球座便于钻掉
Frac Point System 水平井多层裸眼压裂系统
Open Hole Fracture System
贝克休斯公司 陈晓新
Agenda 议程
Primary Objectives 主要作业目的 System and Component Overview
系统及部件介绍 Frac Point System Animation 作业过程展示
管外封隔工具
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水泥胀封管外封隔器
40
水泥胀封管外封隔器
XTremeZone环空密封 胶筒结构保证安装过程的耐用性 胶筒设计确保在不规则井眼中的高效的密封能力 水泥胀封提供长久的密封能力 水泥胀封和长胶筒提供额外的锚定能力，特别是在注水井 中 在封隔器胀封过程中，阀门机理提供可靠的胀封控制和密 封能力
41
裸眼井层间封隔总结
13
可膨胀密封产品系列
REFlex 现场安装 能耐500PSI压差 通过加硬铁销钉定位 金属框架增加强度 适用于操作过程中决定使 用的情况
14
可膨胀密封产品系列
防突出底环 保护和扶正密封元件 使用摩擦圈锚定在基管上 能承受40,000LBS 可以和REFlex和REPacker 一起使用
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应用
每种应用需要优选膨胀橡胶材质和机理 机械阻隔能够在裸眼井中提供套管井的功效 水泥胀封管外封隔器提供最兼顾的层间封隔，和验证的使 用寿命 贝克石油工具提供最优秀的层间封隔技术
42
21
Mpas机械式裸眼封隔器
唯一能用于不规则井眼的非膨胀式的封隔器 密封元件系统通过大量在不规则仪器里的测试来模拟不规 则的井眼 常压舱允许封隔器通过静液压差坐封 本体锁止环锁住坐封压力，同时允许如需要可以后续继续 施加坐封压力 坐封滑套通过内管柱上的简单坐封工具操作 不需要使用水泥胀封
22
Mpas封隔器坐封顺序
23
Mpas机械式裸眼封隔器
橡胶内芯
网状金属层
加强层
支撑环
24
Mpas封隔器
Mpas机械式裸眼封隔器
简单、低风险 一趟管柱完井 单个或多个封隔器同时使用 通过静液压或液压坐封 长期的封隔器完整性，不需使用水泥 可靠性 长期施加坐封力 内含加强层 可变形的支撑环增强强度
水平井分段压裂技术现状及对策
10段、50MPa,120℃
正在研制
工具和国外类似 段数少，耐压、耐温低 ；工具缺乏系列化
工具和国外类似
室内研究
二、主要技术问题
2.主体技术尚未形成
2.2连续油管水力喷砂射孔环空加砂压裂技术未配套
名称 应用 单位 技术 指标 技术 特点 技术 对比 国外 哈里伯顿、BJ 150℃；深度3000m； 油管直径60.3mm；施工层数43 层 中石油 西南油气田 油管直径50.8mm，深度1105m ，施工层数3层 中石化 胜利油田
封隔器外径上大、下小（下小于105mm）
卡距设置返循环通道 喷砂口距胶筒距离小(仅200mm)，预防沉砂 设计有液压安全接头，可投球打压丢手 工具串留有标准内通道，便于后续打捞
一次性射开所有待改造层段，压裂时利 用导压喷砂封隔器的节流压差压裂管柱，采 用上提的方式，一趟管柱完成各层的压裂。
●技术能力
单趟管柱压裂可以压裂8段，最大加砂规模
达到145m3
250 201
工艺管柱耐温100℃、耐压70MPa
200 153 150
195
●适用范围
适用51/2″套管完井
100
●局限性
拖动管柱,施工周期长 不适合气井
50 2 0 2006年 8 4.0
31 4.9 2007年 井数（口） 段数（段） 2008年 平均（段/井） 4.8
工具耐压差 （MPa） 中石油 50 / 50 70 50 50 中石化 / / 国外 204 232 / 100 120
工具耐温 （℃） 中石油 120 / 中石化 / / 120
120
120
一、技术发展现状
２.水平井分段压裂设计软件应用情况
主要功能 软件名称 公司名称 压裂模 拟 Stimplan FracproPT MFrac FracCADE Gohfer NSI Pinnacle Meyer Schlumberger Lab Marathon 自动 设计 小型 压裂 压裂防 砂模拟 酸化压裂 模拟 产能 预测 净现值 优化
非常规油气水平井多级分段压裂完井技术
视频
（四）水平井套管固井预置滑套分段压裂技术 关键工具－预制滑套
压裂滑套采用固井的方式进行分隔 压裂滑套采用专用的开关工具进行打开和关闭 压裂滑套内壁采用特殊涂层，有效防止固井泥浆粘留。
（四）水平井套管固井预置滑套分段压裂技术 关键工具－开关工具
开关工具通过内管大打压的方式胀开开关爪 达到一定拉力可以脱开 随连续油管下入更快捷
1.9
2.025 2.15 2.275 2.4 2.525 2.65 2.775 2.9 3.025 3.15 3.275 3.4 3.525 3.65 3.775
（一）水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术 压差式滑套
压差滑套是第一段的压裂通道，采用油管直接打压的方式打开
（一）水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术 井筒隔离阀、底部循环阀
全国天然气总产量的 1/4 以上。专家预测， 2015 年 全 国 致 密 气 产 量有望达到 500 亿立方
米。
（二）国内非常规油气发展情况 中石油非常规发展
共完成水平井分段压裂1133口井，4722段 平均单井产量是直井的 3.9 倍，增油 520 万吨， 增气145亿立方米，相当于开发一个中型油气田 自主技术应用比例达到87%以上 2011年完钻1000口水平井，500口井实现了2200 段有效压裂
平 衡 阀
丢 手 球 座
机 械 定 位 器
喷 枪 丢 手 引 导 头
（五）水平井连续油管拖动封隔器套管分段压裂技术
相关设备－压裂车组
2000型泵车8台-压裂车组
2000型泵车2台-喷砂射孔
700型泵车2套-下入循环 混砂车1部-喷砂射孔
（五）水平井连续油管拖动封隔器套管分段压裂技术 相关设备－连续油管
贝克休斯固井工艺技术介绍
1.工作计划及参考因素
• 尾管悬挂器 -分为机械式和液压式 -在大位移井和水平井 中，一般使用机械式 -在固井以前和固井施 工中可以旋转尾管来 提高钻井泥浆的顶替 效率 -旋转式尾管悬挂器有 扭矩限制，在施工设 计时需要考虑
1.工作计划及参考因素
• 分级固井工具 -当水泥浆通过松软地层时，产生的压力可 能会超过地层的破裂压力，从而引起漏失。 其中一种阻止漏失的方法就是通过分级固 井，缩短水泥柱，从而减小水泥浆静压力。
一.水平井概述
短半径水平井特点 • 造斜率在5~10°/ m • 穿透油层段长可达300m • 从一口垂直井中可以钻多口水平分支井 • 使用铰链马达和旋转钻井组合装备
一.水平井概述
超短半径水平井特点
• 造斜率可达90° / 0.3m • 穿透油层段长在30~60m • 水平井段井孔直径<10cm • 可以打多口水平分支井 • 通过水射流破岩钻孔形成储层泄油井眼
1.工作计划及参考因素
• 套管外膨胀封隔器 (ECP) - ECP随套管管柱下入 井内，在初次注水泥 作业时胶塞碰压后产 生径向膨胀，以达到 井下环空的机械密封， 阻止层间流体互窜。
1.工作计划及参考因素
ECP应用范围： • 封隔生产层 • 密封尾管衬圈 • 封隔漏失层
1.工作计划及参考因素
• ECP的使用 - 在考虑使用ECP以前，要明确ECP的优缺 点。虽然关于使用ECP的成功案例很多， 但ECP的缺点是在封隔器膨胀以后，流体 静压力在封隔器以下传递性很差。如果没 有流体静压力的传递，那在封隔器以下的 水泥环就有可能发生“气侵”。虽然封隔 器可以阻止气侵通过ECP，但是封隔器以 下会有潜在问题发生。
2.水泥浆设计
盐层 -当水泥浆流过盐层时，关键在于先确认盐层是 “可流动”还是“不可流动”，因为对应这两种 盐层的水泥浆设计是不同的。
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The oil reactive section utilizes oleophillic polymers that
absorb hydrocarbons into the matrix. This process is a physical uptake of the hydrocarbon which swells, lubricates and decreases the mechanical strength of the polymer chain as it expands.
Shifting Set Position Balance Sleeve Run-In Position (Initiating Setting)
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Open Hole Packer Sequence
Equaliser Screen Case History
Location : Saudi Arabia Operator : ARAMCO Field : Zuluf Main Sand Date : December 2002 # Wells : 1 # MPas Packers : 4 Max Deviation : 90 Degrees Max Depth : 6,500 ft TVD Max Temperature : 200 Deg F Job Description :
Size : 6-5/8” Maximum Packer O.D. : 9.125” Minimum ID : 5.696” Setting Mechanism: Hydrostatic Cylinder Collapse Rating: 5,000 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 5,700 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 575,000 # (80ksi MYS)
Setting Tool Required: Workstring Cup Tool
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Maximum Ovality Tested (to date): 6” x 7-1/2”
Example Installation Sequence
All project objectives were met. Deepest ML Junction deployment depth to date of 14,082’ ft. First FBIV w/ Hook Hanger and LEN systems. First MPas Instillation in ML Well.
Max Mud Weight
270º F 8º /100ft 20,682 ft 13,500 ft 93.1º 89.5º 10.6ppg
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
REPacker
The water reactive section consists of water absorbing
particles incorporated in a field proven Nitrile-based polymer. These particles swell via absorbing water which in turn expands the rubber without being physically absorbed into the rubber matrix which can adversely effect properties
Braided Steel Structural Layer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Deformable Back Up Rings
Outer Elastomer Cover
MPas™ Open Hole Packer Sequence
Setting Tool Required: Workstring Shifting Tool
Maximum Ovality Tested (to date): 8-1/2” x 12”
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Specifications
Baker Oil Tools
Openhole Packer
© 2000 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ New Era Open Hole Packers
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Shifting Set Balance Position Sleeve Run-In Position (Initiating Setting)
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Specifications
Run-In Position
Shifting Balance Sleeve (Initiating Setting)
Set Position
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Open Hole Packer Sequence
Size : 5-1/2” Maximum Packer O.D. : 8.03” / 8.075” Minimum ID : 4.592” – 4.802” Setting Mechanism: Hydrostatic Cylinder Collapse Rating: 10,700 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 8,400 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 261,000 # (80ksi MYS)
MPas™ New Era Open Hole Packer
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas™ Packer Design
Body
Elastomer Packing Element Core
Kevlar Reinforcement
Set Liner Top Packer
Pull up Inner String, Set MPas Packers
Pull Above Liner Top, Spot Spacers, Displace Casing w/ Brine
Example Installation Sequence
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
TD Hole, Condition Mud, POOH
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Run Liner Assy to Depth, Correlate, Hang, Circulate Hole Volume w/ DIF
low-permeability silt stringers to enable future shut-off of water as it ingresses. ~4.5 hours from TD to set and individually test each of packer.
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Setting Tools
SSC
MAIC
HB-1
Cup Tool
© 2005 Baker Hughes Incorporated All riforated Pipe Case History
Location : Timor Sea, Australia Operator : ConocoPhillips Field : Bayu Undan Date : 1st well May 2004 # Wells : 3 # MPas Packers : 26 (10, 8, 8) Max Deviation : 62 Degrees Max Depth : 10,352 ft TVD Max Temperature : 270 Deg F Job Description : Isolation for water shut off One-Trip System with SelectSet Collet tool run as an integral part of the inner string. Packers set in
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
MPas Installations Details
Max Temperature Max Dogleg Severity
Max Measured Depth
Max Total Vertical Depth Max Deviation Max Deviation at Packer
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absorb hydrocarbons into the matrix. This process is a physical uptake of the hydrocarbon which swells, lubricates and decreases the mechanical strength of the polymer chain as it expands.
Shifting Set Position Balance Sleeve Run-In Position (Initiating Setting)
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MPas™ Open Hole Packer Sequence
Equaliser Screen Case History
Location : Saudi Arabia Operator : ARAMCO Field : Zuluf Main Sand Date : December 2002 # Wells : 1 # MPas Packers : 4 Max Deviation : 90 Degrees Max Depth : 6,500 ft TVD Max Temperature : 200 Deg F Job Description :
Size : 6-5/8” Maximum Packer O.D. : 9.125” Minimum ID : 5.696” Setting Mechanism: Hydrostatic Cylinder Collapse Rating: 5,000 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 5,700 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 575,000 # (80ksi MYS)
Setting Tool Required: Workstring Cup Tool
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Maximum Ovality Tested (to date): 6” x 7-1/2”
Example Installation Sequence
All project objectives were met. Deepest ML Junction deployment depth to date of 14,082’ ft. First FBIV w/ Hook Hanger and LEN systems. First MPas Instillation in ML Well.
Max Mud Weight
270º F 8º /100ft 20,682 ft 13,500 ft 93.1º 89.5º 10.6ppg
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REPacker
The water reactive section consists of water absorbing
particles incorporated in a field proven Nitrile-based polymer. These particles swell via absorbing water which in turn expands the rubber without being physically absorbed into the rubber matrix which can adversely effect properties
Braided Steel Structural Layer
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Deformable Back Up Rings
Outer Elastomer Cover
MPas™ Open Hole Packer Sequence
Setting Tool Required: Workstring Shifting Tool
Maximum Ovality Tested (to date): 8-1/2” x 12”
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MPas™ Packer Specifications
Baker Oil Tools
Openhole Packer
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MPas™ New Era Open Hole Packers
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Shifting Set Balance Position Sleeve Run-In Position (Initiating Setting)
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MPas™ Packer Specifications
Run-In Position
Shifting Balance Sleeve (Initiating Setting)
Set Position
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MPas™ Open Hole Packer Sequence
Size : 5-1/2” Maximum Packer O.D. : 8.03” / 8.075” Minimum ID : 4.592” – 4.802” Setting Mechanism: Hydrostatic Cylinder Collapse Rating: 10,700 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 8,400 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 261,000 # (80ksi MYS)
MPas™ New Era Open Hole Packer
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MPas™ Packer Design
Body
Elastomer Packing Element Core
Kevlar Reinforcement
Set Liner Top Packer
Pull up Inner String, Set MPas Packers
Pull Above Liner Top, Spot Spacers, Displace Casing w/ Brine
Example Installation Sequence
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TD Hole, Condition Mud, POOH
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Run Liner Assy to Depth, Correlate, Hang, Circulate Hole Volume w/ DIF
low-permeability silt stringers to enable future shut-off of water as it ingresses. ~4.5 hours from TD to set and individually test each of packer.
© 2005 Baker Hughes Incorporated All rights reserved.
Setting Tools
SSC
MAIC
HB-1
Cup Tool
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Location : Timor Sea, Australia Operator : ConocoPhillips Field : Bayu Undan Date : 1st well May 2004 # Wells : 3 # MPas Packers : 26 (10, 8, 8) Max Deviation : 62 Degrees Max Depth : 10,352 ft TVD Max Temperature : 270 Deg F Job Description : Isolation for water shut off One-Trip System with SelectSet Collet tool run as an integral part of the inner string. Packers set in
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MPas Installations Details
Max Temperature Max Dogleg Severity
Max Measured Depth
Max Total Vertical Depth Max Deviation Max Deviation at Packer
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