1

Well Control Asia Pacific Well Control Asia Pacific -- Conference & ExhibitionConference & Exhibition

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

2

OverviewOverview

Liner Hangers Liner Hangers 

Expandable Liner Hanger TechnologyExpandable Liner Hanger Technology

Field  Results  Obtained  in  Ecuador  Using  Different Models  of  ExpaField  Results  Obtained  in  Ecuador  Using  Different Models  of  Expandable  Liner ndable  Liner HangersHangers

Ecuador Field Results Reproduced Using Commercial Simulators Ecuador Field Results Reproduced Using Commercial Simulators 

ConclusionsConclusions

AcknowledgmentsAcknowledgments

3

Case off open hole more rapidly.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.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.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.Permit drilling with a tapered drill string.For deep wells, the bigger the drill pipe the better.

Rig CapacityRig CapacityRigs, can only hold so much. Less weight, lower operational risks.

Economics.Economics.Casing costs money!

Typical Reasons for Running LinersTypical Reasons for Running Liners

4

Used to Used to ““hanghang”” the liner in the existing casing.  the liner in the existing casing.  

Supports the liner load.Supports the liner load.

Prevents the liner from going into compression.Prevents the liner from going into compression.

Allows liner to be cemented if necessary.Allows liner to be cemented if necessary.

Can be combined with a liner packer. Can be combined with a liner packer. 

Liner HangersLiner Hangers

5

MechanicalMechanicalActuated by right or left hand rotation of the drill pipe.

Typically run on vertical wells.

HydraulicHydraulicActuated by pressure.

Typically run on horizontal wells or directional wells.

ExpandableExpandableIncreased bypass area due to smaller OD of the system.Increased bypass area due to smaller OD of the system.

No moving mechanisms in the annulus. Hydraulic balanced.No moving mechanisms in the annulus. Hydraulic balanced.

Can be washed/reamed/drilled to depth.Can be washed/reamed/drilled to depth.

Top Down expansion of hanger and packer.Top Down expansion of hanger and packer.

Confirmation that hanger is set and running tool released prior Confirmation that hanger is set and running tool released prior to cementing.to cementing.

Types of Liner HangersTypes of Liner Hangers

6

Able to rotate or drill in a liner. Able to rotate or drill in a liner. 

Bigger byBigger by‐‐pass area.pass area.

Able to hang liner and release from liner prior to cementation.Able to hang liner and release from liner prior to cementation.

Packer is set hydraulically without reliance on plug bump.Packer is set hydraulically without reliance on plug bump.

Leverages  off  proven  and  highly  successful  expandable metal  sealLeverages  off  proven  and  highly  successful  expandable metal  sealtechnology.technology.

Pressure differential 10Kpsi above, 7.5Kpsi below.Pressure differential 10Kpsi above, 7.5Kpsi below.

Torque Rating 40KftTorque Rating 40Kft‐‐lbs.lbs.

Able  to  apply  slack  off  to  push  liner  into  the Able  to  apply  slack  off  to  push  liner  into  the  wellborewellbore (200  K (200  K compression).compression).

Can be washed, reamed, and even drilled to setting depth.Can be washed, reamed, and even drilled to setting depth.

Plug bump desired but not imperative to success.Plug bump desired but not imperative to success.

Verify release of running tool prior to pumping cement.Verify release of running tool prior to pumping cement.

Set liner top packer after cement job.Set liner top packer after cement job.

Expandable Liner HangerExpandable Liner Hanger TechnologyTechnology

7

Expandable Liner HangerExpandable Liner Hanger TechnologyTechnology

8

Expandable HangerExpandable Hanger Technology: byTechnology: by--pass area developmentpass area development

OriginalBy‐pass area First improvement

By‐pass area

CurrentBy‐pass area

9

Flow Area Comparison: two designs of expandable slipsFlow Area Comparison: two designs of expandable slips

10

Field Results (Ecuador) Field Results (Ecuador) -- two different hanger designs two different hanger designs

Well 

#

Well name Date Hanger before set 

(PSI @ 10 BPM)

Hanger after set 

(PSI @ 10 BPM)1 Eden Yuturi J‐83 29‐Oct‐08 1200 17002 Yanaquincha Este A‐11 7‐Dic‐08 1050 19003 Yanaquincha Este A‐12 6‐Ene‐09 1250 18004 Eden Yuturi J‐84 16‐Ene‐09 1200 17505 Eden Yuturi D‐85 23‐Feb‐09 1200 18156 Yanaquincha Este A‐13 02‐Mar‐09 1150 @ 7 Bpm 1550 @ 6 Bpm7 Jivino A‐16 12‐Mar‐09 1150 14908 Eden Yuturi B‐10 14‐Mar‐09 1460 18759 Eden Yuturi D‐86 21‐Mar‐09 850 137510 Yanaquincha Este A‐14 2‐Abr‐09 1100 160011 Jivino A‐17 8‐Abr‐09 980 180012 Eden Yuturi D‐87 12 Abr‐09 960 @ 8.5 Bpm 980 @ 8.5 Bpm13 Eden Yuturi A‐99 05‐May‐09 1350 145014 Jivino A‐18 07‐May‐09 850 100015 Eden Yuturi D‐88 08‐May‐09 1100 118016 Yanaquincha Este A‐15 09‐May‐09 1500 155017 Eden Yuturi D‐89 30‐May‐09 1170 120018 Jivino A‐19 05‐Jun‐09 1020 108419 Dumbique 2I 12‐Jun‐09 1800 190020 Eden Yuturi D‐90 17‐Jun‐09 1250 127521 Laguna A‐13 10‐Jul‐09 1000 120022 Eden Yuturi D‐113 18‐Jul‐09 1050 110023 Limoncocha 31 14‐Aug‐09 1350 150024 Limoncocha 32 09‐Sep‐09 1200 1400

Operational conditions in PetroAmazonas (Wells). During expandable liner  hanger installations

11

Statistical ResultsStatistical Results

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

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Well number

Differential pressure be

tween set and un

 set e

xpandable liner hanger

Standard and old ExpandableLiner Hanger

New model ExpandableLiner Hanger

12

Expandable Liner Hanger Running SequenceExpandable Liner Hanger Running Sequence

RIH, circulate and clean the hole.RIH, circulate and clean the hole.Drop setting ball, pressure upDrop setting ball, pressure up

First Stroke to set the hangerFirst Stroke to set the hangerRelease setting toolRelease setting toolBlow out setting ballBlow out setting ballReset tool for second StrokeReset tool for second Stroke

Check that tool is released.Check that tool is released.Pump & cement, monitor for plugs bumpPump & cement, monitor for plugs bumpApply pressure for second stroke to set packerApply pressure for second stroke to set packerPick up tool above liner top and proceed to test Pick up tool above liner top and proceed to test the sealthe sealPull out of hole with the running toolPull out of hole with the running tool

13

Expandable Liner Hanger Packer SpecificationsExpandable Liner Hanger Packer Specifications

Liner size  (in.)

Liner Weight Range (lb/ft)

Casing size (in.)

Casing Weight Range (lb/ft)

Setting Pressure (psi)

Maximum OD (in.)

Minimum OD  (in,)

5.000 15 ‐ 18 7 26 ‐ 29 4,500 5.813 4.2237.000 26 ‐ 35 3,000 8.250 6.1887.625 29.7 ‐ 39 4,000 8.344 6.820

9.625 47 ‐ 53.5

Expandable Liner Hanger Specifications

80 Ksi Extension

125 Ksi Extension

80 Ksi Extension125 Ksi 

Extension7" ‐ 26#/ft 3.5 57" ‐ 29#/ft 2.6 2.7 2.6 4.1

9 5/8" ‐ 47#/ft9 5/8" ‐ 53.5#/ft9 5/8" ‐ 47#/ft9 5/8" ‐ 53.5#/ft 3.5

Bypass AreaUnset (in.2)

5.000

7.000

7.6253.7 4.5

2.8

6.5 6.95

Set (in.2)Casing 

Size/WeightLiner size (in.)

14

Expandable Liner Hanger Packer SpecificationsExpandable Liner Hanger Packer Specifications…… (Cont(Cont’’d)d)

Size (in.)Pressure 

Rating from above (psi)

Pressure Rating from bellow (psi)

Temperature  Operating Range (F)

5 x 7 11,500 10,5007 x 9.625

7.625 x 9.62510,000

3007,500

Liner Hanger Seal

Size (in.) Material Burst (psi)Yield 

Collapse (psi)

Tensile Rating (lb)

5 x 7 12,343 11,391 453,6107 x 9.625 10,415 9,737 664,558

7.625 x 9.625 125 Ksi MYS 14,434 13,600 1,033,547

80 Ksi MYS

Hanger Body

15

Typical Cementing Program (Typical Cementing Program (PetroAmazonasPetroAmazonas))

Pump 5 bbl to fill linesPump 5 bbl to fill linesTest cement lines 6000 psiTest cement lines 6000 psiPump 30 bbl casing CleanPump 30 bbl casing CleanPump 5 bbl of waterPump 5 bbl of waterPump 30 bbl of casing cleanPump 30 bbl of casing cleanCirculate until clean returnsCirculate until clean returnsMix lead slurry +/Mix lead slurry +/‐‐ 15 15 ppgppgPump Mud plus surfactant 30 bblPump Mud plus surfactant 30 bblPump casing clean 30 Pump casing clean 30 BlsBls @ 5 @ 5 bpmbpmPump fresh water 5 bblPump fresh water 5 bblPump Clean mud 12 Pump Clean mud 12 ppgppg @ 5 @ 5 bpmbpmPump clean mud 110 Pump clean mud 110 BlsBls 12 12 ppgppgPump lead slurry 14 Pump lead slurry 14 ppgppg @ 5 @ 5 bpmbpmPump tail slurry 15.5 Pump tail slurry 15.5 ppgppg @ 5 @ 5 bpmbpmRelease plugRelease plugDisplace with mud at 10 Displace with mud at 10 bpmbpmCheck for plug bumpCheck for plug bump

16

Obtain information

about: Survey,detailed well

schematic, BHA,circulating fluids, etc.

Determine coefficientof discharge (Cd),

taking into accountliner hanger

configuration andfield data.

Obtain realinformation (fielddata associated topressure drop) for

calibrating thesimulation model.

Reproduce field dataand validate Cd for

the specificcompletion and BHA

configuration.

Predict possiblepressure drop throughthe system taking intoaccount the new flowarea and circulating

fluids.

Pressure drop predictionthrough expandable linerhanger, during circulating

operations.

Conclude about results

Process Followed for Reproducing Field Results (Ecuador) Process Followed for Reproducing Field Results (Ecuador)

17

Field Results Reproduced Using Commercial Simulator Field Results Reproduced Using Commercial Simulator

Rate Gal/min

Rate Bls/min

Real pressure (psig) *

Simulated pressure (psig)**

168 4 150 254252 6 860 561336 8 990 990420 10 1650 1540504 12 2200 2200

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

Pumping conditions

Results comparison. Pressure drop determinationduring circulating operations using conventional Liner Hanger.

18

Pumping pressure during well circulating  process using  conventional Hanger Comparison  between  real and simulation data (10.5 ppg  completion fluid)

0

250

500

750

1 000

1 250

1 500

1 750

2 000

2 250

2 500

2 4 6 8 10 1 2 14

Pumping ra te  (Bls/min )

Pum

ping

 pressure (psig)

Real  data Simu lat ed results  (3 .9  in2)

Field Results Reproduced Using Commercial Simulator Field Results Reproduced Using Commercial Simulator

19

Pumping pressure comparison (simulated) using new expandable liner hanger

(16.5 ppg completion fluid)

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

2750

3000

3250

3500

3750

4000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Pumping rate (Bls/min)

Pumping pressure (psig)

3.9 in2 equivalent flow area 6.5 in2 equivalent flow area

Field Results Reproduced Using Commercial Simulator Field Results Reproduced Using Commercial Simulator

20

ConclusionsConclusions

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

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

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

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

21

Conclusions (contConclusions (cont’’d)d)

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

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

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

22

Acknowledgement Acknowledgement

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

Currently optimal by pass area (taking into account engineering,Currently optimal by pass area (taking into account engineering, HS&E and HS&E and customer technical criteria), is 6.5 incustomer technical criteria), is 6.5 in22 after set.after set.

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