Bakken Artificial Lift & Production Congress 2013

Artificial Lift and Production OptimizationHydraulic Pumping Units

Jess Babbitt, Engineering Advisor, Linn Energy

Hydraulic Pumping Units

2.00 Examine HPU’s in Production Operations• HPU’s have proven to reduce downhole failures in other 

area’s• HPU’s offer numerous advantages over BPU’s• HPU’s  can replace higher volume PU’s for the long term• HPU’s offer greater operating flexibility for the long term

North Dakota’s Production Now Exceeds Alaska

Stephen Sonnenberg, “Interest, Activity Continue in the Bakken,” The 2013 Playbook Bakken/Exshaw, Hart Energy, June 2013, pp 13

Production curve for the Bakken Petroleum System (Bakken and Three Forks). Several cycles are noted on the plot: Antelope field development, Billings Nose horizontal wells, and the middle Bakken development cycle (includes Elm Coulee, Parshall, Sanish, and many other new fields). (Source: Stephen A. Sonneberg; production data from HIS)

Bakken/Three Forks Production

Maggie Salamon, “Bakken: Both Sides of the Border,” The 2013 Playbook Bakken/Exshaw, Hart Energy, June 2013, pp 96

Bakken/Three Forks production forecast includes a selection of publically traded companies. (Source: North American Shale Quarterly [NASD], 1Q 2013)

1.2 m b/day Projected

Alberta Bakken Production

Maggie Salamon, “Bakken: Both Sides of the Border,” The 2013 Playbook Bakken/Exshaw, Hart Energy, June 2013, pp 98

Alberta Bakken production forecast includes a selection of publically traded companies and private companies from Hart Energy. (Source: North American Shale Quarterly [NASD], 1Q 2013)

60 k boe/day

Bakken/Three Forks Cross‐Section

Darren Barbee, “The Bakken Get A Let Up,” Oil and Gas Investor, Hart Energy, May 2013, pp 68

Typical Artificial Lift

BPU C1280, C912

Darren Barbee, “The Bakken Get A Let Up,” Oil and Gas Investor, Hart Energy, May 2013, pp 69

BAKKENPLAY

RotaFlex PU’s BAKKENPLAY

Common Wellbore Diagram BAKKENPLAY

Common Failures BAKKENPLAY

Common Failures BAKKENPLAY

Lost Produ

ction

Lost Produ

ction

Lost Produ

ction

Common Failure Frequencies BAKKENPLAY

Potential w/oFailures

Avg. Productionwith Failures

Lost Produ

ction

Lost Produ

ction

Lost Produ

ction

High Failure Frequency912 PU

Another Operator’s Perspective

Operators CommentsRod pump system too large Tried reduced pump sizesDifficult to obtain correct sizingSpeed x stroke length changes dangerous and expensivePulling units and crews – long lead timeNeed a change of surface equipment to obtain slower stroke speed and stroke length – over pumping is a problem

A SolutionHydraulic PU’s vs. Conventional PU’s

• Safety• No rotating counter weights• No pinch points• No need for fencing around the PU

• Reduced rod and pump wear• Easy to tag bottom• Easy to change SPM• Smaller foot print• Reduced down hole failures 

• Fewer workovers• Adapts easily to dual casing wells

Operator’s Perspective

Operator’s Perspective                      Hydraulic PU’s vs. Conventional PU’s

• Requires no foundationNo foundation leveling following freeze and thaw 

• Reduced trucking costsOne truck load vs. three+

• Fast rig up ‐ ~3 hours• Reduced Installation Costs

$6K – vs. ~$20K x 3days• No stuffing boxes• No guy wires

Direct Mount Unit

Operator’s Perspective

HPU Delivery vs. BPU Delivery

Conventional Units Hydraulic PU912, 192” stroke, 4.5 SPM1280, 192” stroke, 4.5 SPM 300” stroke unit, 2.5SPM

Rod x Pump reversals– 2.4 M times/year

Rod x Pump Reversals– 1.3 M million times per year

44.5% Reduction Over all benefit or reduced strokes• Less  rod failures  ‐ reduced rod reversals• Less rod wear – slower travel, less friction, less stacking at 

the btm• Lower pump intake rate may reduce sand issues• Pump ware is spread out over a longer distance

Less Rod Wear and Longer Pump LifeFewer Pulling Jobs and Less Down Time

Conventional BPU Well Performance

Tubing Failures and Rod WearNear the Bottom of the Hole

Add 6‐10 jts. EndurAlloy tbg.(4x Harder than J‐55) above SN

Cotton Valley Well on HPUfollowing Minor Tubing Repair

0

100

200

300

400

500

600

700

9 8 7 6 5 4 3 2.25 1.75 1.25 .75

Barrels Fluid Pe

r Day

Strokes Per Minute

1280Beam Unit

912Beam Unit

400Hydraulic Unit

CyclesPer Day

12,960

11,520

10,080

8,640

7,200

5,760

4,320

3,600

2,520

1,800

1,080

2.5

Production by Unit Type

Summary

HPU• Alternative to conventional• Possible secondary rod lift method• Reduced down hole failures• Easy operations• Reduced cost

– Trucking– Install– Time

• Eliminates foundation failures