Es ist hinlänglich belegt, dass sich durch schrittweise Verbesserungen der sportlichen Leistung ein erfolgreiches Team formen lässt. Auch die Ölfeldindustrie bildet hier keine Ausnahme, und es ist wichtig, dieses Potenzial zu nutzen, um unnötige Eingriffskosten zu vermeiden. Ungeachtet der Ölpreise stehen wir als Branche unter wirtschaftlichem und sozialem Druck, so effizient wie möglich zu arbeiten.
In der aktuellen Lage ist die Gewinnung des letzten Ölfasses aus bestehenden Lagerstätten durch die Wiedereinführung und das Bohren von Abzweigungen in bestehenden Bohrungen eine intelligente und kosteneffiziente Strategie – vorausgesetzt, sie lässt sich wirtschaftlich umsetzen. Das Coiled-Tubing-Bohrverfahren (CTD) ist eine noch wenig genutzte Technologie, die die Effizienz in vielen Bereichen im Vergleich zu konventionellen Bohrverfahren verbessert. Dieser Artikel beschreibt, wie Betreiber die Effizienzgewinne des CTD nutzen können, um Kosten zu senken.
Erfolgreicher Markteintritt. Die Coiled-Tubing-Bohrtechnologie (CTD) hat sich bisher in Alaska und im Nahen Osten erfolgreich etabliert (Abb. 1). In Nordamerika ist diese Technologie noch nicht weit verbreitet. Die CTD-Technologie, auch als bohrloses Bohren bekannt, beschreibt, wie sie zur kostengünstigen Erschließung von Bypass-Reserven hinter einer Pipeline eingesetzt werden kann; in manchen Fällen amortisiert sich eine neue Abzweigung innerhalb weniger Monate. CTD eignet sich nicht nur für kostengünstige Anwendungen, sondern bietet durch seine Eignung für Unterdruckbohrungen auch eine operative Flexibilität, die die Erfolgsquote jeder Bohrung in einem erschöpften Feld deutlich steigern kann.
CTD wird beim Unterdruckbohren eingesetzt, um die Produktion in erschöpften konventionellen Öl- und Gasfeldern zu steigern. Diese Technologie hat sich bei der Erschließung von Lagerstätten mit geringer Permeabilität im Nahen Osten, wo die Anzahl der CTD-Bohranlagen in den letzten Jahren stetig zugenommen hat, als sehr erfolgreich erwiesen. Unterdruck-CTD kann sowohl in neuen als auch in bestehenden Bohrungen eingesetzt werden. Ein weiteres erfolgreiches, mehrjähriges Anwendungsgebiet von CTD ist die North Slope in Alaska. Dort bietet CTD eine kostengünstige Methode zur Reaktivierung alter Bohrungen und zur Produktionssteigerung. Die Technologie erhöht in diesem Anwendungsgebiet die für die Produzenten der North Slope verfügbaren Reserven erheblich.
Höhere Effizienz führt zu geringeren Kosten. CTD kann aus zwei Gründen kostengünstiger sein als konventionelle Bohrungen. Erstens zeigt sich dies in den Gesamtkosten pro Barrel, da bei CTD weniger Wiedereintritte als bei neuen Infill-Bohrungen erforderlich sind. Zweitens reduziert sich die Kostenvariabilität der Bohrung dank der flexiblen Einsatzmöglichkeiten des Coiled Tubing. Im Folgenden werden die verschiedenen Effizienzgewinne und Vorteile erläutert:
Ablauf der Arbeitsgänge. Bohrungen ohne Bohrinsel, CTD-Untersuchungen für alle Arbeitsgänge oder eine Kombination aus Workover-Rigs und Coiled Tubing sind möglich. Die Entscheidung über die Projektdurchführung hängt von der Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit der Dienstleister vor Ort ab. Je nach Situation kann der Einsatz von Workover-Rigs, Wireline-Rigs und Coiled Tubing hinsichtlich Betriebszeit und Kosten viele Vorteile bieten. Zu den allgemeinen Schritten gehören:
Die Schritte 3, 4 und 5 können mithilfe des CTD-Systems durchgeführt werden. Die übrigen Schritte müssen vom Überholungsteam ausgeführt werden. Falls Workover-Anlagen kostengünstiger sind, können die Gehäuseaustritte vor der Installation des CTD-Systems durchgeführt werden. Dadurch wird sichergestellt, dass das CTD-System nur dann bezahlt wird, wenn der maximale Nutzen erbracht wird.
In Nordamerika ist es üblicherweise am besten, die Schritte 1, 2 und 3 an mehreren Bohrungen mit Workover-Rigs durchzuführen, bevor das CTD-Paket implementiert wird. Die CTD-Operationen können je nach Zielformation nur zwei bis vier Tage dauern. Anschließend kann der Überholungsblock im Anschluss an die CTD-Operation erfolgen, sodass das CTD-Paket und das Überholungspaket vollständig parallel durchgeführt werden.
Die Optimierung der eingesetzten Ausrüstung und der Arbeitsabfolge kann die Gesamtkosten eines Betriebs erheblich beeinflussen. Wo Kosteneinsparungen erzielt werden können, hängt vom Einsatzort ab. An manchen Stellen empfiehlt sich bohrloses Arbeiten mit Workover-Einheiten, in anderen Fällen kann der Einsatz von Coiled-Tubing-Einheiten für alle Arbeiten die beste Lösung sein.
An manchen Standorten ist es kosteneffizient, zwei Fluidrückführungssysteme zu verwenden und das zweite System bei der Bohrung des ersten Brunnens zu installieren. Das Fluidpaket des ersten Brunnens wird dann, d. h. per Bohrpaket, zum zweiten Brunnen transportiert. Dies minimiert die Bohrzeit pro Brunnen und senkt die Kosten. Die Flexibilität der flexiblen Rohrleitungen ermöglicht eine optimierte Planung zur Maximierung der Betriebszeit und Minimierung der Kosten.
Unübertroffene Druckregelungsmöglichkeiten. Die offensichtlichste Fähigkeit von CTD ist die präzise Steuerung des Bohrlochdrucks. Coiled-Tubing-Einheiten sind für den Betrieb mit Unterdruck ausgelegt, und sowohl beim Unterdruck- als auch beim Unterdruckbohren können BHP-Drosseln standardmäßig verwendet werden.
Wie bereits erwähnt, ist ein schneller Wechsel zwischen Bohr-, Drucküberdruck- und Unterdruckbetrieb möglich. Früher war die horizontale Bohrlänge bei CTD-Untersuchungen begrenzt. Mittlerweile haben sich diese Einschränkungen deutlich verschärft, wie das jüngste Projekt an der North Slope in Alaska zeigt, das eine horizontale Bohrlänge von über 2.134 Metern (7.000 Fuß) aufweist. Dies wird durch den Einsatz von kontinuierlich rotierenden Führungen, Spulen mit größerem Durchmesser und Werkzeugen mit größerer Reichweite in der Bohrlochmessanordnung (BHA) erreicht.
Ausrüstung für CTD-Anlagen. Die benötigte Ausrüstung hängt vom Reservoir und der Notwendigkeit einer Absenkung ab. Änderungen erfolgen hauptsächlich auf der Rücklaufseite des Fluids. Ein einfacher Stickstoffeinspritzanschluss lässt sich problemlos in die Pumpe integrieren, um bei Bedarf auf zweistufiges Bohren umzuschalten (Abb. 3). Stickstoffpumpen sind in den meisten Regionen der USA leicht zu mobilisieren. Sollte ein Wechsel zu Unterdruckbohrverfahren erforderlich sein, ist auf der Rückseite eine sorgfältigere Planung notwendig, um operative Flexibilität zu gewährleisten und Kosten zu reduzieren.
Die erste Komponente nach dem Blowout-Preventer ist der Drosselverteiler. Dieser ist Standard bei allen CT-Bohrungen zur Kontrolle des Bohrlochsohlendrucks. Das nächste Bauteil ist ein Verteiler. Bei Arbeiten mit Überdruck und ohne zu erwartende Druckabsenkung kann ein einfacher Bohrgasabscheider verwendet werden, der umgangen werden kann, falls die Bohrlochkontrolle nicht gewährleistet ist. Bei zu erwartender Druckabsenkung können von Anfang an 3- oder 4-Phasen-Abscheider eingesetzt oder die Bohrung gestoppt und ein vollständiger Abscheider installiert werden. Der Verteiler muss mit in sicherer Entfernung befindlichen Signalfackeln verbunden werden.
Nach dem Separator folgen als Gruben genutzte Tanks. Diese können, wenn möglich, einfache, oben offene Fracking-Tanks oder Produktionstanklager sein. Da beim Wiedereinsetzen des CTD nur geringe Schlammmengen anfallen, ist kein Schüttelsieb erforderlich. Der Schlamm setzt sich im Separator oder in einem der Fracking-Tanks ab. Wird kein Separator verwendet, sollten im Tank Leitbleche installiert werden, um die Trennung der Überlaufrillen des Separators zu unterstützen. Im nächsten Schritt wird die an die letzte Stufe angeschlossene Zentrifuge eingeschaltet, um die verbleibenden Feststoffe vor der Rezirkulation zu entfernen. Optional kann ein Mischtank in das Tank-/Grubensystem integriert werden, um ein einfaches, feststofffreies Bohrspülungssystem anzumischen. In manchen Fällen kann auch vorgemischte Bohrspülung bezogen werden. Nach der ersten Bohrung sollte es möglich sein, den gemischten Bohrschlamm zwischen den Bohrungen zu transportieren und das Bohrspülungssystem für mehrere Bohrungen zu nutzen. Daher muss der Mischtank nur einmal installiert werden.
Vorsichtsmaßnahmen für Bohrflüssigkeiten. Für CTD-Bohrungen stehen verschiedene Bohrflüssigkeiten zur Verfügung. Grundsätzlich sollten einfache Flüssigkeiten ohne Feststoffpartikel verwendet werden. Inhibierte Salzlösungen mit Polymeren sind Standard für Anwendungen mit Überdruck oder kontrolliertem Druck. Diese Bohrflüssigkeit muss deutlich günstiger sein als die auf konventionellen Bohranlagen verwendete. Dadurch werden nicht nur die Betriebskosten gesenkt, sondern auch zusätzliche Kosten im Schadensfall minimiert.
Beim Unterdruckbohren kann entweder eine Zweiphasen- oder eine Einphasen-Bohrflüssigkeit verwendet werden. Die Wahl der Flüssigkeit hängt vom Lagerstättendruck und der Bohrlochkonstruktion ab. Typischerweise werden für das Unterdruckbohren Wasser, Salzlösung, Öl oder Diesel als Einphasenflüssigkeit eingesetzt. Durch gleichzeitige Stickstoffeinspritzung lässt sich das Gewicht jeder dieser Flüssigkeiten weiter reduzieren.
Unterbalanciertes Bohren kann die Wirtschaftlichkeit des Systems deutlich verbessern, indem Schäden an der Oberflächenschicht und Ablagerungen minimiert werden. Das Bohren mit einphasigen Bohrflüssigkeiten erscheint zunächst oft kostengünstiger, doch Betreiber können ihre Wirtschaftlichkeit erheblich steigern, indem sie Oberflächenschäden minimieren und teure Stimulationsmaßnahmen vermeiden, was letztendlich die Produktion erhöht.
Hinweise zur Bohrlochsohlenanordnung (BHA). Bei der Auswahl einer BHA für eine CTD sind zwei wichtige Faktoren zu berücksichtigen. Wie bereits erwähnt, sind Montage- und Einsatzzeiten besonders wichtig. Daher ist der erste zu berücksichtigende Faktor die Gesamtlänge der BHA (Abb. 4). Die BHA sollte kurz genug sein, um vollständig über das Hauptventil geschwenkt werden zu können und den Ejektor dennoch sicher am Ventil zu fixieren.
Die Installationssequenz sieht folgendermaßen aus: Die Bohrstrangbaugruppe (BHA) wird in das Bohrloch eingeführt, Injektor und Schmiergerät werden über dem Bohrloch positioniert, die BHA wird am Oberflächenkabelkopf montiert, die BHA wird in das Schmiergerät zurückgezogen, Injektor und Schmiergerät werden wieder in das Bohrloch eingeführt und die Verbindung zum Blowout-Preventer (BOP) hergestellt. Dank dieses Verfahrens ist keine Turm- oder Druckinstallation erforderlich, wodurch die Installation schnell und sicher erfolgt.
Der zweite wichtige Aspekt ist die Art der zu durchbohrenden Formation. Beim CTD-Verfahren wird die Ausrichtung des Richtbohrwerkzeugs durch das Führungsmodul bestimmt, das Teil der Bohrstrangkomponente (BHA) ist. Der Orientierungsbohrer muss sich kontinuierlich bewegen können, d. h. ohne Unterbrechung im Uhrzeigersinn oder gegen den Uhrzeigersinn drehen, sofern die Richtbohranlage keine anderen Vorgaben macht. Dies ermöglicht das Bohren eines absolut geraden Lochs bei gleichzeitig maximaler Gewichtsverteilung auf dem Bohrmeißel (WOB) und maximaler seitlicher Reichweite. Eine höhere WOB erleichtert das Bohren langer oder kurzer Seiten mit hoher Bohrgeschwindigkeit (ROP).
Beispiel Südtexas. In den Eagle-Ford-Schiefergasfeldern wurden mehr als 20.000 Horizontalbohrungen durchgeführt. Das Projekt läuft seit über einem Jahrzehnt, und die Zahl der marginalen Bohrungen, die eine Stilllegung und Überbrückung erfordern, nimmt zu. Das Projekt läuft seit über einem Jahrzehnt, und die Zahl der marginalen Bohrungen, die eine Stilllegung und Überbrückung erfordern, nimmt zu. Die aktive Durchführung von Maßnahmen umfasst mehr als zwei Jahre, und viele kleine Mieter, die sich auf P&A verlassen, werden gefördert. Das Feld ist seit mehr als einem Jahrzehnt aktiv, und die Zahl der marginalen Bohrungen, die eine Stilllegung und Überbrückung erfordern, nimmt zu.该戏剧已经活跃了十多年,需要P&A 的边缘井数量正在增加。 P&A ist eine der Hauptursachen für P&A. Die Durchführung aktiver Maßnahmen umfasst mehr als zwei Jahre, und eine Reihe von sorgfältig ausgewählten P&A-Prüfungen werden durchgeführt. Das Feld wird seit mehr als einem Jahrzehnt genutzt, und die Anzahl der Horizontalbohrungen, die eine Stilllegung und Überbrückung erfordern, nimmt zu.Alle Bohrungen, die zur Förderung des Eagle-Ford-Schiefers bestimmt sind, durchqueren die Austin-Kreideformation, ein bekanntes Reservoir, das seit vielen Jahren wirtschaftlich nutzbare Kohlenwasserstoffmengen liefert. Es wurde eine Infrastruktur geschaffen, um jedes zusätzlich förderbare Barrel Öl auf dem Markt zu erschließen.
Beim Kreidebohren in Austin kommt es häufig zu Materialverlusten. Karbonformationen sind zerklüftet, und beim Durchbohren großer Klüfte können erhebliche Verluste auftreten. Da typischerweise ölbasierte Bohrspülung verwendet wird, können die Kosten für verlorene Spülungsmengen einen beträchtlichen Teil der Bohrlochkosten ausmachen. Problematisch sind jedoch nicht nur die Kosten für die verlorene Spülflüssigkeit, sondern auch Schwankungen der Bohrlochkosten, die bei der Erstellung der Jahresbudgets berücksichtigt werden müssen. Durch die Reduzierung der Kostenschwankungen bei der Spülflüssigkeit können Betreiber ihr Kapital effizienter einsetzen.
Als Bohrflüssigkeit eignet sich eine einfache, feststofffreie Sole, mit der der Bohrlochdruck mittels Drosselventilen reguliert werden kann. Beispielsweise wäre eine 4%ige KCl-Sole mit Xanthan als Haftvermittler und Stärke zur Filtrationskontrolle geeignet. Das Gewicht der Flüssigkeit beträgt etwa 8,6–9,0 Pfund pro Gallone. Jeglicher zusätzliche Druck, der zur Überdruckbildung im Gestein erforderlich ist, wird über das Drosselventil aufgebracht.
Tritt ein Druckverlust auf, kann die Bohrung fortgesetzt werden. Ist der Verlust akzeptabel, kann die Drossel geöffnet werden, um den Zirkulationsdruck dem Lagerstättendruck anzunähern. Alternativ kann die Drossel auch vorübergehend geschlossen bleiben, bis der Druckverlust behoben ist. Hinsichtlich der Druckregelung ist die Flexibilität und Anpassungsfähigkeit von Coiled Tubing herkömmlichen Bohranlagen deutlich überlegen.
Eine weitere Strategie beim Bohren mit Coiled Tubing ist der Wechsel zum Unterdruckbohren, sobald eine hochpermeable Fraktur durchquert wird. Dies löst das Problem von Leckagen und erhält die Produktivität der Fraktur aufrecht. Das bedeutet: Werden die Frakturen nicht durchbohrt, kann die Bohrung kostengünstig und regulär fertiggestellt werden. Werden jedoch Frakturen durchquert, wird die Formation vor Schäden geschützt und die Produktion durch Unterdruckbohren maximiert. Mit der richtigen Ausrüstung und einem geeigneten Bohrlochdesign können in Austin Chalka über 2.100 Meter Bohrtiefe erreicht werden.
Dieser Artikel beschreibt die Konzepte und Überlegungen zur Planung kostengünstiger Nachbohrungen mittels CT-Bohrung. Jede Anwendung ist etwas anders, dieser Artikel behandelt jedoch die wichtigsten Aspekte. Die CTD-Technologie ist ausgereift, ihre Anwendung beschränkte sich jedoch bisher auf zwei spezifische Bereiche, die die Technologie in ihren Anfangsjahren unterstützten. Mittlerweile kann die CTD-Technologie ohne die finanzielle Verpflichtung eines langfristigen Projekts eingesetzt werden.
Wertpotenzial. Hunderttausende Förderbohrungen müssen irgendwann stillgelegt werden, doch hinter den Pipelines befinden sich weiterhin wirtschaftlich nutzbare Öl- und Gasvorkommen. CTD ermöglicht es, Fördermengen zu verzögern und alternative Reserven mit minimalem Kapitaleinsatz zu sichern. Die Fördertrommeln können zudem sehr kurzfristig auf den Markt gebracht werden, sodass Betreiber innerhalb von Wochen statt Monaten von hohen Preisen profitieren können – und das ohne langfristige Verträge.
Effizienzsteigerungen kommen der gesamten Branche zugute, sei es durch Digitalisierung, Umweltschutzmaßnahmen oder betriebliche Verbesserungen. Coiled Tubing hat in einigen Teilen der Welt zur Kostensenkung beigetragen, und im Zuge des Branchenwandels kann es dieselben Vorteile nun in größerem Umfang bieten.