Il est bien établi que les améliorations progressives des performances sportives peuvent s'accumuler pour former une équipe gagnante. Les opérations pétrolières ne font pas exception et il est important de tirer parti de ce potentiel pour éliminer les coûts d'intervention inutiles. Indépendamment des prix du pétrole, notre secteur est soumis à des pressions économiques et sociales nous incitant à être aussi efficaces que possible.
Dans le contexte actuel, extraire le dernier baril de pétrole des gisements existants en réintroduisant et en forant des branches dans les puits existants constitue une stratégie judicieuse et rentable, à condition qu'elle puisse être mise en œuvre à un coût raisonnable. Le forage avec tube flexible (CT) est une technologie sous-utilisée qui améliore l'efficacité dans de nombreux domaines par rapport au forage conventionnel. Cet article explique comment les opérateurs peuvent tirer parti des gains d'efficacité offerts par le CTD pour réduire leurs coûts.
L'entrée en vigueur de la technologie de forage par tube flexible (CTD) a été couronnée de succès. À ce jour, elle a trouvé deux niches distinctes et fructueuses en Alaska et au Moyen-Orient (fig. 1). En Amérique du Nord, son utilisation reste encore marginale. Également appelée forage sans forage, la technologie CTD permet d'extraire à moindre coût des réserves situées en aval d'un pipeline ; dans certains cas, le retour sur investissement d'une nouvelle branche peut se mesurer en mois. Outre son faible coût, la technologie CTD, grâce à sa capacité à fonctionner en sous-pression, offre une flexibilité opérationnelle qui accroît considérablement le taux de réussite de chaque puits dans un champ épuisé.
La technique CTD a été utilisée en forage sous-équilibré pour accroître la production des gisements conventionnels de pétrole et de gaz épuisés. Cette application a été couronnée de succès dans les réservoirs à faible perméabilité en déclin du Moyen-Orient, où le nombre d'appareils de forage CTD a progressé lentement ces dernières années. La technique CTD sous-équilibrée peut être réutilisée dans de nouveaux puits ou des puits existants. Autre application majeure et fructueuse sur plusieurs années : sur le versant nord de l'Alaska, où elle offre une méthode économique pour remettre en service d'anciens puits et augmenter la production. Dans ce cas précis, la technologie accroît considérablement le volume de production marginale disponible pour les producteurs du versant nord.
Une efficacité accrue engendre des coûts réduits. Le forage CTD peut s'avérer plus rentable que le forage conventionnel pour deux raisons. Premièrement, cela se traduit par un coût total par baril inférieur, avec moins de réentrées de fluides grâce au CTD qu'avec le forage de nouveaux puits de développement. Deuxièmement, la variabilité des coûts de forage est réduite grâce à l'adaptabilité du tube flexible. Voici les différents gains d'efficacité et avantages :
Séquence des opérations. Le forage sans appareil de forage, l'utilisation d'une sonde CTD pour toutes les opérations, ou une combinaison d'appareils de reconditionnement et de tubes flexibles sont possibles. Le choix de la méthode de réalisation du projet dépend de la disponibilité et de la rentabilité des prestataires de services dans la région. Selon la situation, l'utilisation d'appareils de reconditionnement, d'appareils de diagraphie et de tubes flexibles peut présenter de nombreux avantages en termes de temps d'arrêt et de coûts. Les étapes générales comprennent :
Les étapes 3, 4 et 5 peuvent être réalisées à l'aide du système CTD. Les étapes restantes doivent être effectuées par l'équipe de révision. Lorsque les appareils de reconditionnement sont moins onéreux, les sorties de tubage peuvent être réalisées avant l'installation du système CTD. Ainsi, le système CTD n'est facturé que lorsque sa valeur maximale est atteinte.
En Amérique du Nord, la meilleure solution consiste généralement à réaliser les étapes 1, 2 et 3 sur plusieurs puits à l'aide d'appareils de reconditionnement avant la mise en œuvre du système CTD. Les opérations CTD peuvent durer de deux à quatre jours seulement, selon la formation cible. Ainsi, le bloc de reconditionnement peut être exécuté après l'opération CTD, et les deux systèmes sont alors exécutés simultanément.
L'optimisation du matériel utilisé et de la séquence des opérations peut avoir un impact significatif sur le coût global des opérations. Les sources d'économies dépendent du lieu d'exploitation. Dans certains cas, les travaux sans forage avec des unités de reconditionnement sont recommandés ; dans d'autres, l'utilisation d'unités de tubes flexibles pour réaliser l'ensemble des travaux peut constituer la meilleure solution.
Dans certains cas, il est plus rentable d'installer deux systèmes de retour de fluides et d'installer le second dès le forage du premier puits. Le fluide provenant du premier puits est ensuite transféré vers le second, notamment par l'ensemble de matériel de forage. Cette méthode permet de minimiser le temps de forage par puits et de réduire les coûts. La flexibilité des conduites flexibles permet une planification optimisée afin de maximiser la disponibilité des installations et de minimiser les coûts.
Des capacités de contrôle de pression inégalées. La principale caractéristique des tubes flexibles (CTD) est le contrôle précis de la pression dans le puits. Conçus pour un fonctionnement en sous-pression, les tubes flexibles peuvent utiliser des étrangleurs BHP de série, aussi bien pour le forage en sous-pression que pour le forage en pression réduite.
Comme mentionné précédemment, il est également possible de passer rapidement des opérations de forage à des opérations en surpression contrôlée, puis à des opérations en sous-pression. Auparavant, la longueur latérale forable des CTD était considérée comme limitée. Actuellement, les restrictions se sont considérablement accrues, comme en témoigne le récent projet sur le versant nord de l'Alaska, qui s'étend sur plus de 2 100 mètres (7 000 pieds) dans le sens transversal. Ceci est rendu possible grâce à l'utilisation de guides à rotation continue, de bobines de plus grand diamètre et d'outils à plus longue portée dans le train de tiges.
Équipement requis pour l'installation d'une sonde CTD. L'équipement nécessaire dépend du réservoir et de la nécessité d'effectuer une sélection du niveau de soutirage. Les modifications concernent principalement le circuit de retour du fluide. Un simple raccord d'injection d'azote peut être facilement installé à l'intérieur de la pompe, permettant ainsi de passer à un forage en deux étapes si nécessaire (fig. 3). Les pompes à azote sont facilement transportables dans la plupart des régions des États-Unis. Si le passage à un forage sous-équilibré s'avère nécessaire, une conception plus poussée du circuit de retour est requise afin d'assurer la flexibilité opérationnelle et de réduire les coûts.
Le premier élément en aval du dispositif anti-éruption est le collecteur de régulation. Il s'agit du dispositif standard pour toutes les opérations de forage CT, utilisé pour contrôler la pression de fond. L'élément suivant est un séparateur. En cas de surpression, si aucun rabattement n'est prévu, il peut s'agir d'un simple séparateur de gaz de forage, qui peut être contourné si la situation de contrôle du puits n'est pas résolue. Si un rabattement est prévu, des séparateurs triphasés ou tétraphasés peuvent être installés dès le départ, ou le forage peut être interrompu et un séparateur complet installé. Le séparateur doit être raccordé à des torchères de signalisation situées à une distance de sécurité.
Après le séparateur, des cuves serviront de bassins. Si possible, il peut s'agir de simples cuves de fracturation à ciel ouvert ou de parcs de cuves de production. La faible quantité de boues générées lors de la réinsertion de la sonde CTD rend inutile l'utilisation d'un tamis vibrant. Les boues se déposeront dans le séparateur ou dans l'une des cuves de fracturation hydraulique. En l'absence de séparateur, des chicanes seront installées dans la cuve afin de faciliter la séparation des rainures du déversoir. L'étape suivante consiste à mettre en marche la centrifugeuse reliée au dernier étage pour éliminer les solides restants avant recirculation. Si nécessaire, une cuve de mélange peut être intégrée au système cuve/bassin pour préparer un fluide de forage simple sans solides. Dans certains cas, un fluide de forage prémélangé peut également être utilisé. Après le forage du premier puits, il sera possible de transférer la boue mélangée entre les puits et d'utiliser le même système pour forer plusieurs puits. La cuve de mélange ne devra donc être installée qu'une seule fois.
Précautions relatives aux fluides de forage. Plusieurs options de fluides de forage sont disponibles pour les CTD. L'essentiel est d'utiliser des liquides simples sans particules solides. Les saumures inhibées par des polymères sont la norme pour les applications à pression positive ou contrôlée. Ce fluide de forage doit coûter nettement moins cher que celui utilisé sur les installations de forage conventionnelles. Cela permet non seulement de réduire les coûts d'exploitation, mais aussi de minimiser les coûts supplémentaires liés aux pertes en cas d'incident.
Lors du forage en sous-pression, on peut utiliser un fluide de forage biphasique ou monophasique. Le choix dépend de la pression du réservoir et de la conception du puits. Le fluide monophasique utilisé pour le forage en sous-pression est généralement de l'eau, de la saumure, du pétrole ou du diesel. On peut réduire davantage la masse de chacun de ces fluides en injectant simultanément de l'azote.
Le forage sous-équilibré peut améliorer considérablement la rentabilité du système en minimisant les dommages et l'encrassement de la couche superficielle. Le forage avec des fluides monophasiques semble souvent moins coûteux au premier abord, mais les opérateurs peuvent considérablement améliorer leur rentabilité en minimisant les dommages de surface et en éliminant les stimulations coûteuses, ce qui augmentera la production à terme.
Remarques concernant le BHA. Lors du choix d'un ensemble de fond de puits (BHA) pour une CTD, deux facteurs importants sont à prendre en compte. Comme mentionné précédemment, les temps de montage et de déploiement sont particulièrement importants. Par conséquent, le premier facteur à considérer est la longueur totale du BHA (fig. 4). Le BHA doit être suffisamment court pour pouvoir pivoter complètement au-dessus de la vanne principale tout en maintenant l'éjecteur en place.
La séquence de déploiement consiste à placer l'ensemble de fond de puits (BHA) dans le puits, à positionner l'injecteur et le lubrificateur au-dessus du puits, à assembler le BHA sur la tête de câble de surface, à rétracter le BHA dans le lubrificateur, à remettre l'injecteur et le lubrificateur dans le puits, puis à effectuer la connexion au bloc obturateur de puits (BOP). Cette méthode permet un déploiement rapide et sûr, sans nécessiter de tourelle ni de système de pression.
Le deuxième élément à prendre en compte est le type de formation forée. En forage dirigé (CTD), l'orientation de l'outil est déterminée par le module de guidage, qui fait partie du train de tiges de forage. L'orienteur doit pouvoir naviguer en continu, c'est-à-dire tourner dans le sens horaire ou antihoraire sans s'arrêter, sauf si l'appareil de forage l'exige. Ceci permet de forer un trou parfaitement rectiligne tout en optimisant le poids sur l'outil (WOB) et la portée latérale. Un WOB accru facilite le forage de côtés longs ou courts à une vitesse de pénétration (ROP) élevée.
Exemple du sud du Texas. Plus de 20 000 puits horizontaux ont été forés dans les gisements de schiste d’Eagle Ford. Ce gisement est exploité depuis plus d'une décennie, et le nombre de puits marginaux qui nécessiteront un abandon et un démantèlement (P&A) est en augmentation. Ce gisement est exploité depuis plus d'une décennie, et le nombre de puits marginaux qui nécessiteront un abandon et un démantèlement (P&A) est en augmentation. Votre projet est actif et vous avez plus de temps à consacrer à ce projet, et vous avez beaucoup de projets en travaillant sur P&A. Ce secteur est exploité depuis plus d'une décennie et le nombre de puits marginaux nécessitant un abandon et un écroulage est en augmentation.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 的边缘井数量正在增加。 Votre projet est actif et vous avez tout ce qu'il vous faut, et vous avez plusieurs créations créatives, trois projets P&A, réalisés. Le secteur est exploité depuis plus d'une décennie et le nombre de puits horizontaux nécessitant un abandon et un écrouissage est en augmentation.Tous les puits destinés à exploiter le schiste d'Eagle Ford traverseront la formation d'Austin Chalk, un réservoir bien connu qui produit des quantités commerciales d'hydrocarbures depuis de nombreuses années. Une infrastructure a été mise en place pour tirer profit de toute production supplémentaire qui pourrait être commercialisée.
Le forage dans la craie à Austin est fortement impacté par le gaspillage. Les formations carbonifères sont fracturées, et des pertes importantes sont possibles lors du franchissement de fractures importantes. La boue de forage étant généralement utilisée, le coût des seaux de boue perdus peut représenter une part significative du coût d'un puits. Le problème ne se limite pas au coût du fluide de forage perdu ; il inclut également les variations des coûts de puits, qui doivent être prises en compte lors de l'élaboration des budgets annuels. En réduisant la variabilité des coûts des fluides de forage, les exploitants peuvent optimiser l'utilisation de leur capital.
Le fluide de forage utilisable est une simple saumure sans particules solides, permettant de contrôler la pression de fond à l'aide de vannes d'étranglement. Par exemple, une solution de saumure à 4 % de KCl contenant de la gomme xanthane comme agent collant et de l'amidon pour contrôler la filtration conviendrait. La densité du fluide est d'environ 8,6 à 9 livres par gallon (environ 3,9 à 4 kg/L) et toute surpression nécessaire pour saturer la formation sera appliquée à la vanne d'étranglement.
En cas de perte de pression, le forage peut se poursuivre. Si cette perte est acceptable, la vanne d'étranglement peut être ouverte pour rapprocher la pression de circulation de celle du réservoir, ou même fermée temporairement jusqu'à ce que la perte soit corrigée. En matière de contrôle de la pression, la flexibilité et l'adaptabilité des tubes flexibles sont nettement supérieures à celles des installations de forage conventionnelles.
Une autre stratégie envisageable lors du forage avec tube flexible consiste à passer au forage sous-équilibré dès qu'une fracture à haute perméabilité est franchie. Cette technique résout les problèmes de fuite et préserve la productivité de la fracture. Ainsi, si les fractures ne se croisent pas, le puits peut être complété normalement à moindre coût. En revanche, si des fractures sont franchies, la formation est protégée et la production peut être optimisée grâce au forage sous-équilibré. Avec un équipement adapté et une trajectoire de forage optimisée, il est possible d'atteindre plus de 2 100 mètres (7 000 pieds) à Austin Chalka.
Cet article décrit les concepts et les points à prendre en compte lors de la planification de campagnes de forage de re-probabilité à faible coût utilisant le forage CT. Chaque application étant légèrement différente, cet article aborde les principaux aspects à considérer. La technologie CTD a atteint sa maturité, mais ses applications sont restées limitées à deux domaines spécifiques qui ont soutenu son développement à ses débuts. La technologie CTD peut désormais être utilisée sans l'engagement financier d'une activité à long terme.
Potentiel de valeur. Des centaines de milliers de puits de production devront à terme fermer, mais des volumes commercialisables de pétrole et de gaz restent disponibles en aval des pipelines. Le CTD (Container Toiled Drainage) permet de différer les lâchers et de sécuriser les réserves de contournement avec un investissement minimal. Les fûts peuvent également être mis sur le marché très rapidement, permettant aux opérateurs de profiter des prix élevés en quelques semaines plutôt qu'en quelques mois, et sans avoir besoin de contrats à long terme.
Les gains d'efficacité profitent à l'ensemble du secteur, qu'il s'agisse de numérisation, d'améliorations environnementales ou d'optimisation des opérations. Le tube enroulé a contribué à la réduction des coûts dans certaines régions du monde et, face à l'évolution du secteur, il peut désormais offrir les mêmes avantages à plus grande échelle.