Telah terdokumentasi dengan baik bahwa peningkatan bertahap dalam kinerja atletik dapat diakumulasikan untuk menciptakan tim yang unggul. Operasi ladang minyak tidak terkecuali dan penting untuk memanfaatkan potensi ini untuk menghilangkan biaya intervensi yang tidak perlu. Terlepas dari harga minyak, sebagai sebuah industri kita menghadapi tekanan ekonomi dan sosial untuk menjadi seefisien mungkin.
Dalam kondisi saat ini, mengekstrak barel minyak terakhir dari aset yang ada dengan memperkenalkan kembali dan mengebor cabang di sumur yang sudah ada merupakan strategi yang cerdas dan hemat biaya – asalkan dapat dilakukan secara hemat biaya. Pengeboran pipa gulung (Coiled Tubing Drilling/CT) adalah teknologi yang kurang dimanfaatkan yang meningkatkan efisiensi di banyak area dibandingkan dengan pengeboran konvensional. Artikel ini menjelaskan bagaimana operator dapat memanfaatkan peningkatan efisiensi yang dapat diberikan CTD untuk mengurangi biaya.
Keberhasilan penerapannya. Hingga saat ini, teknologi pengeboran coiled tubing (CTD) telah menemukan dua ceruk pasar yang sukses namun berbeda di Alaska dan Timur Tengah, Gambar 1. Di Amerika Utara, teknologi ini belum banyak digunakan. Juga dikenal sebagai pengeboran tanpa pengeboran, teknologi ini menjelaskan bagaimana teknologi CTD dapat digunakan untuk mengekstrak cadangan bypass di belakang pipa dengan biaya rendah; dalam beberapa kasus, periode pengembalian modal untuk cabang baru dapat diukur dalam hitungan bulan. CTD tidak hanya dapat digunakan dalam aplikasi berbiaya rendah, tetapi keunggulan inheren CT untuk operasi underbalanced dapat memberikan fleksibilitas operasional yang dapat sangat meningkatkan tingkat keberhasilan untuk setiap lubang sumur di lapangan yang telah habis.
CTD telah digunakan dalam pengeboran underbalanced untuk meningkatkan produksi di ladang minyak dan gas konvensional yang telah menipis. Penerapan teknologi ini telah sangat sukses diterapkan pada reservoir dengan permeabilitas rendah yang menurun di Timur Tengah, di mana jumlah rig CTD telah meningkat perlahan selama beberapa tahun terakhir. Ketika CTD underbalanced digunakan, teknologi ini dapat diperkenalkan kembali melalui sumur baru atau sumur yang sudah ada. Penerapan CTD multi-tahun yang sukses lainnya adalah di North Slope, Alaska, di mana CTD menyediakan metode berbiaya rendah untuk mengaktifkan kembali sumur-sumur lama dan meningkatkan produksi. Teknologi dalam aplikasi ini sangat meningkatkan jumlah barel margin yang tersedia bagi produsen di North Slope.
Peningkatan efisiensi menghasilkan biaya yang lebih rendah. CTD dapat lebih hemat biaya daripada pengeboran konvensional karena dua alasan. Pertama, kita melihat ini pada total biaya per barel, lebih sedikit pengeboran ulang melalui CTD daripada melalui sumur infill baru. Kedua, kita melihatnya pada pengurangan variabilitas biaya sumur karena kemampuan adaptasi coiled tubing. Berikut berbagai efisiensi dan manfaatnya:
Urutan operasi. Pengeboran tanpa rig, CTD untuk semua operasi, atau kombinasi rig kerja ulang dan coiled tubing dimungkinkan. Keputusan tentang bagaimana membangun proyek bergantung pada ketersediaan dan ekonomi penyedia layanan di area tersebut. Tergantung pada situasinya, penggunaan rig kerja ulang, rig wireline, dan coiled tubing dapat memberikan banyak manfaat dalam hal waktu operasional dan biaya. Langkah-langkah umum meliputi:
Langkah 3, 4, dan 5 dapat dilakukan menggunakan paket CTD. Tahapan selanjutnya harus dilakukan oleh tim perbaikan. Dalam kasus di mana rig perbaikan lebih murah, keluaran casing dapat dilakukan sebelum paket CTD dipasang. Ini memastikan bahwa paket CTD hanya dibayar ketika nilai maksimum telah diberikan.
Solusi terbaik di Amerika Utara biasanya adalah melakukan langkah 1, 2, dan 3 pada beberapa sumur dengan rig kerja ulang sebelum menerapkan paket CTD. Operasi CTD dapat berlangsung hanya dua hingga empat hari, tergantung pada formasi target. Dengan demikian, blok perbaikan dapat mengikuti operasi CTD, dan kemudian paket CTD dan paket perbaikan dieksekusi secara bersamaan.
Optimalisasi peralatan yang digunakan dan urutan operasi dapat berdampak signifikan pada biaya operasi secara keseluruhan. Di mana penghematan biaya dapat ditemukan bergantung pada lokasi operasi. Di beberapa tempat, pekerjaan tanpa pengeboran dengan unit perbaikan sumur direkomendasikan, sementara di kasus lain, penggunaan unit pipa gulung (coiled tubing) untuk melakukan semua pekerjaan mungkin merupakan solusi terbaik.
Di beberapa lokasi, akan lebih hemat biaya untuk memiliki dua sistem pengembalian fluida dan memasang sistem kedua saat sumur pertama dibor. Paket fluida dari sumur pertama kemudian dipindahkan ke sumur kedua, misalnya melalui paket pengeboran. Hal ini meminimalkan waktu pengeboran per sumur dan mengurangi biaya. Fleksibilitas pipa fleksibel memungkinkan perencanaan yang optimal untuk memaksimalkan waktu operasional dan meminimalkan biaya.
Kemampuan pengendalian tekanan yang tak tertandingi. Kemampuan CTD yang paling jelas adalah pengendalian tekanan lubang sumur yang presisi. Unit coiled tubing dirancang untuk operasi underbalanced, dan baik underbalanced maupun pengeboran underbalanced dapat menggunakan choke BHP sebagai standar.
Seperti yang disebutkan sebelumnya, dimungkinkan juga untuk beralih dengan cepat dari operasi pengeboran ke operasi tekanan berlebih terkontrol hingga operasi tekanan kurang terkontrol. Di masa lalu, CTD dianggap terbatas pada panjang lateral yang dapat dibor. Saat ini, pembatasan telah meningkat secara signifikan, seperti yang dibuktikan oleh proyek terbaru di North Slope Alaska, yang lebih dari 7.000 kaki dalam arah melintang. Hal ini dapat dicapai dengan menggunakan pemandu yang berputar terus menerus, kumparan berdiameter lebih besar, dan alat jangkauan lebih panjang dalam BHA.
Peralatan yang dibutuhkan untuk paket CTD. Peralatan yang dibutuhkan untuk paket CTD bergantung pada reservoir dan apakah pemilihan penurunan muka air diperlukan. Perubahan terutama terjadi pada sisi balik fluida. Sambungan injeksi nitrogen sederhana dapat dengan mudah ditempatkan di dalam pompa, siap untuk beralih ke pengeboran dua tahap jika perlu, Gambar 3. Pompa nitrogen mudah dimobilisasi di sebagian besar lokasi di Amerika Serikat. Jika ada kebutuhan untuk beralih ke operasi pengeboran dengan tekanan rendah, diperlukan rekayasa yang lebih matang di sisi belakang untuk memberikan fleksibilitas operasional dan mengurangi biaya.
Komponen pertama di hilir susunan pencegah semburan (blowout preventer) adalah manifold katup pengatur (throttle manifold). Ini adalah standar untuk semua operasi pengeboran CT yang digunakan untuk mengontrol tekanan dasar sumur. Perangkat selanjutnya adalah pemisah (splitter). Saat bekerja dengan tekanan berlebih (overbalance), jika penurunan tekanan (drawdown) tidak diperkirakan, maka ini dapat berupa pemisah gas pengeboran sederhana, yang dapat dilewati jika situasi pengendalian sumur tidak teratasi. Jika penurunan tekanan diperkirakan, pemisah 3 fase atau 4 fase dapat dibangun sejak awal, atau pengeboran dapat dihentikan dan pemisah lengkap dipasang. Pembagi harus dihubungkan ke suar sinyal yang terletak pada jarak yang aman.
Setelah separator, akan ada tangki yang digunakan sebagai kolam penampungan. Jika memungkinkan, ini bisa berupa tangki fracturing terbuka sederhana atau tangki produksi. Karena jumlah lumpur yang sedikit saat memasukkan kembali CTD, tidak perlu menggunakan pengayak. Lumpur akan mengendap di separator atau di salah satu tangki fracturing hidrolik. Jika separator tidak digunakan, pasang sekat di dalam tangki untuk membantu memisahkan alur ambang separator. Langkah selanjutnya adalah menghidupkan sentrifugal yang terhubung ke tahap terakhir untuk menghilangkan sisa padatan sebelum resirkulasi. Jika diinginkan, tangki pencampur dapat disertakan dalam sistem tangki/kolam penampungan untuk mencampur sistem fluida pengeboran bebas padatan sederhana, atau dalam beberapa kasus, fluida pengeboran pra-campuran dapat dibeli. Setelah sumur pertama, seharusnya memungkinkan untuk memindahkan lumpur campuran antar sumur dan menggunakan sistem lumpur untuk mengebor beberapa sumur, sehingga tangki pencampur hanya perlu dipasang sekali.
Tindakan pencegahan untuk cairan pengeboran. Ada beberapa pilihan cairan pengeboran yang cocok untuk CTD. Intinya adalah menggunakan cairan sederhana yang tidak mengandung partikel padat. Larutan garam terinhibisi dengan polimer adalah standar untuk aplikasi tekanan positif atau terkontrol. Cairan pengeboran ini harus jauh lebih murah daripada cairan pengeboran yang digunakan pada rig pengeboran konvensional. Hal ini tidak hanya mengurangi biaya operasional, tetapi juga meminimalkan biaya tambahan terkait kerugian jika terjadi kehilangan.
Saat pengeboran dengan tekanan tidak seimbang, fluida pengeboran yang digunakan dapat berupa fluida dua fasa atau fluida satu fasa. Hal ini akan ditentukan oleh tekanan reservoir dan desain sumur. Fluida satu fasa yang digunakan untuk pengeboran dengan tekanan tidak seimbang biasanya adalah air, air garam, minyak, atau diesel. Masing-masing fluida tersebut dapat dikurangi beratnya lebih lanjut dengan menyuntikkan nitrogen secara bersamaan.
Pengeboran dengan tekanan tidak seimbang dapat secara signifikan meningkatkan ekonomi sistem dengan meminimalkan kerusakan/pengotoran lapisan permukaan. Pengeboran dengan fluida pengeboran satu fasa seringkali tampak lebih murah pada awalnya, tetapi operator dapat sangat meningkatkan ekonomi mereka dengan meminimalkan kerusakan permukaan dan menghilangkan stimulasi yang mahal, yang pada akhirnya akan meningkatkan produksi.
Catatan tentang BHA. Saat memilih rangkaian lubang bawah (BHA) untuk CTD, ada dua faktor penting yang perlu dipertimbangkan. Seperti yang disebutkan sebelumnya, waktu pembuatan dan pemasangan sangat penting. Oleh karena itu, faktor pertama yang perlu dipertimbangkan adalah panjang keseluruhan BHA, Gambar 4. BHA harus cukup pendek agar dapat berayun sepenuhnya di atas katup utama dan tetap mengamankan ejektor dari katup.
Urutan pemasangannya adalah menempatkan BHA (Bottom Hole Assembly) ke dalam lubang, menempatkan injektor dan pelumas di atas lubang, merakit BHA pada kepala kabel permukaan, menarik BHA ke dalam pelumas, memindahkan injektor dan pelumas kembali ke dalam lubang, dan membangun sambungan ke BOP (Blowout Preventer). Pendekatan ini berarti tidak diperlukan turret atau pemasangan bertekanan, sehingga pemasangan menjadi cepat dan aman.
Pertimbangan kedua adalah jenis formasi yang akan dibor. Dalam CTD, orientasi muka alat pengeboran arah ditentukan oleh modul pemandu, yang merupakan bagian dari BHA pengeboran. Orientasi harus mampu bernavigasi secara terus menerus, yaitu berputar searah jarum jam atau berlawanan arah jarum jam tanpa berhenti, kecuali jika diperlukan oleh rig pengeboran arah. Hal ini memungkinkan pengeboran lubang yang lurus sempurna sambil memaksimalkan WOB (Weight on Bit) dan jangkauan lateral. Peningkatan WOB memudahkan pengeboran sisi panjang atau pendek pada ROP (Rate of Penetration) yang tinggi.
Contoh Texas Selatan. Lebih dari 20.000 sumur horizontal telah dibor di ladang serpihan Eagle Ford. Aktivitas pengeboran ini telah berlangsung selama lebih dari satu dekade, dan jumlah sumur marginal yang memerlukan penutupan dan pengabaian (P&A) semakin meningkat. Aktivitas pengeboran ini telah berlangsung selama lebih dari satu dekade, dan jumlah sumur marginal yang memerlukan penutupan dan pengabaian (P&A) semakin meningkat. Aktivitas-aktivitas yang harus dilakukan oleh banyak orang, dan banyak lagi, P&A yang diperlukan, tentu saja. Ladang minyak ini telah aktif selama lebih dari satu dekade dan jumlah sumur marginal yang membutuhkan penutupan dan pengabaian (P&A) semakin meningkat.perusahaan asuransi, perusahaan P&A, perusahaan asuransi umum. P&A 的边缘井数量正在增加。 Aktivitas-aktivitas yang berkaitan dengan aktivitas yang harus dilakukan, dan pembayaran P&A yang diperlukan, увеличивается. Ladang minyak ini telah aktif selama lebih dari satu dekade dan jumlah sumur lateral yang membutuhkan penutupan dan pengabaian (P&A) semakin meningkat.Semua sumur yang ditujukan untuk memproduksi Eagle Ford Shale akan melewati Austin Chalk, reservoir terkenal yang telah menghasilkan hidrokarbon dalam jumlah komersial selama bertahun-tahun. Infrastruktur telah dibangun untuk memanfaatkan setiap barel tambahan yang dapat dipasarkan.
Pengeboran batuan kapur di Austin sangat berkaitan dengan pemborosan. Formasi batuan karboniferus retak, dan kehilangan yang signifikan dapat terjadi saat melewati retakan besar. Lumpur berbasis minyak biasanya digunakan untuk pengeboran, sehingga biaya kehilangan ember lumpur berbasis minyak dapat menjadi bagian yang signifikan dari biaya sumur. Masalahnya bukan hanya biaya kehilangan cairan pengeboran, tetapi juga perubahan biaya sumur, yang juga perlu diperhitungkan saat menyiapkan anggaran tahunan; dengan mengurangi variabilitas biaya cairan pengeboran, operator dapat menggunakan modal mereka secara lebih efisien.
Cairan pengeboran yang dapat digunakan adalah larutan garam bebas padatan sederhana yang dapat mengontrol tekanan di dalam lubang bor dengan menggunakan katup pencekik (choke valve). Misalnya, larutan garam KCl 4% yang mengandung gum xanthan sebagai bahan perekat dan pati untuk mengontrol filtrasi akan cocok. Berat cairan sekitar 8,6-9,0 pon per galon dan tekanan tambahan yang diperlukan untuk memberi tekanan berlebih pada formasi akan diterapkan pada katup pencekik.
Jika terjadi kehilangan tekanan, pengeboran dapat dilanjutkan; jika kehilangan tekanan dapat diterima, katup choke dapat dibuka untuk mendekatkan tekanan sirkulasi ke tekanan reservoir, atau katup choke bahkan dapat ditutup untuk jangka waktu tertentu hingga kehilangan tekanan terkoreksi. Dalam hal pengendalian tekanan, fleksibilitas dan kemampuan adaptasi coiled tubing jauh lebih baik daripada rig pengeboran konvensional.
Strategi lain yang juga dapat dipertimbangkan saat pengeboran dengan coiled tubing adalah beralih ke pengeboran underbalanced segera setelah retakan permeabilitas tinggi dilewati, yang memecahkan masalah kebocoran dan mempertahankan produktivitas retakan. Ini berarti bahwa jika retakan tidak berpotongan, sumur dapat diselesaikan secara normal dengan biaya rendah. Namun, jika retakan dilewati, formasi terlindungi dari kerusakan dan produksi dapat dimaksimalkan dengan pengeboran underbalanced. Dengan peralatan dan desain lintasan yang tepat, lebih dari 7.000 kaki dapat ditempuh di Austin Chalka.
Secara umum, artikel ini menjelaskan konsep dan pertimbangan dalam merencanakan kampanye pengeboran ulang berbiaya rendah menggunakan pengeboran CT. Setiap aplikasi akan sedikit berbeda, dan artikel ini membahas pertimbangan utama. Teknologi CTD telah matang, tetapi aplikasinya terbatas pada dua area spesifik yang mendukung teknologi ini di tahun-tahun awalnya. Teknologi CTD sekarang dapat digunakan tanpa komitmen finansial dari aktivitas jangka panjang.
Potensi nilai. Ada ratusan ribu sumur produksi yang pada akhirnya harus ditutup, tetapi masih ada volume minyak dan gas komersial di balik pipa. CTD menyediakan cara untuk menunda pelepasan dan mengamankan cadangan bypass dengan pengeluaran modal minimal. Drum juga dapat dipasarkan dalam waktu yang sangat singkat, memungkinkan operator untuk memanfaatkan harga tinggi dalam hitungan minggu daripada bulan, dan tanpa perlu kontrak jangka panjang.
Peningkatan efisiensi menguntungkan seluruh industri, baik itu digitalisasi, perbaikan lingkungan, maupun perbaikan operasional. Pipa gulung (coiled tubing) telah berperan dalam menurunkan biaya di beberapa bagian dunia, dan sekarang seiring perubahan industri, pipa gulung dapat memberikan manfaat yang sama dalam skala yang lebih besar.