Telah terdokumentasikan dengan baik bahwa peningkatan bertahap dalam performa atletik dapat diakumulasikan untuk menciptakan tim yang unggul. Operasional ladang minyak tidak terkecuali dan penting untuk memanfaatkan potensi ini guna menghilangkan biaya intervensi yang tidak perlu. Terlepas dari harga minyak, sebagai sebuah industri kita menghadapi tekanan ekonomi dan sosial untuk menjadi seefisien mungkin.
Dalam situasi saat ini, mengekstraksi minyak mentah terakhir dari aset yang ada dengan memperkenalkan kembali dan mengebor cabang-cabang di sumur yang ada merupakan strategi yang cerdas dan hemat biaya – asalkan dapat dilakukan dengan biaya yang efektif. Pengeboran pipa melingkar (CT) merupakan teknologi yang kurang dimanfaatkan yang meningkatkan efisiensi di banyak area dibandingkan dengan pengeboran konvensional. Artikel ini menjelaskan bagaimana operator dapat memanfaatkan keuntungan efisiensi yang dapat diberikan CTD untuk mengurangi biaya.
entri yang berhasil. Hingga saat ini, teknologi pengeboran pipa melingkar (CTD) telah menemukan dua ceruk yang berhasil tetapi berbeda di Alaska dan Timur Tengah, gbr. 1. Di Amerika Utara, teknologi ini belum digunakan secara luas. Dikenal juga sebagai pengeboran tanpa bor, menjelaskan bagaimana teknologi CTD dapat digunakan untuk mengekstraksi cadangan bypass di belakang pipa dengan biaya rendah; dalam beberapa kasus, periode pengembalian cabang baru dapat diukur dalam hitungan bulan. CTD tidak hanya dapat digunakan dalam aplikasi berbiaya rendah, tetapi keuntungan inheren CT untuk operasi yang kurang seimbang dapat memberikan fleksibilitas operasional yang dapat sangat meningkatkan tingkat keberhasilan untuk setiap lubang sumur di lapangan yang terkuras.
CTD telah digunakan dalam pengeboran yang tidak seimbang untuk meningkatkan produksi di ladang minyak dan gas konvensional yang telah terkuras. Aplikasi teknologi ini telah sangat berhasil diterapkan pada reservoir yang permeabilitasnya menurun di Timur Tengah, di mana jumlah rig CTD telah meningkat perlahan selama beberapa tahun terakhir. Ketika CTD yang tidak seimbang digunakan, CTD dapat diperkenalkan kembali melalui sumur baru atau sumur yang sudah ada. Aplikasi multi-tahun CTD yang sangat berhasil lainnya adalah di Lereng Utara Alaska, di mana CTD menyediakan metode berbiaya rendah untuk mengoperasikan kembali sumur-sumur lama dan meningkatkan produksi. Teknologi dalam aplikasi ini sangat meningkatkan jumlah barel margin yang tersedia bagi produsen Lereng Utara.
Peningkatan efisiensi menghasilkan biaya yang lebih rendah. CTD dapat lebih hemat biaya daripada pengeboran konvensional karena dua alasan. Pertama, kita melihat hal ini dalam total biaya per barel, lebih sedikit masuk kembali melalui CTD daripada melalui sumur pengisian baru. Kedua, kita melihatnya dalam pengurangan variabilitas biaya sumur karena kemampuan beradaptasi pipa melingkar. Berikut adalah berbagai efisiensi dan manfaatnya:
urutan operasi. Pengeboran tanpa rig, CTD untuk semua operasi, atau kombinasi rig workover dan pipa melingkar dimungkinkan. Keputusan tentang cara membangun proyek bergantung pada ketersediaan dan ekonomi penyedia layanan di area tersebut. Bergantung pada situasinya, penggunaan rig workover, rig wireline, dan pipa melingkar dapat memberikan banyak manfaat dalam hal waktu aktif dan biaya. Langkah-langkah umum meliputi:
Langkah 3, 4, dan 5 dapat dilakukan dengan menggunakan paket CTD. Tahapan yang tersisa harus dilakukan oleh tim perbaikan. Dalam kasus di mana rig perbaikan lebih murah, pelepasan casing dapat dilakukan sebelum paket CTD dipasang. Ini memastikan bahwa paket CTD hanya dibayarkan ketika nilai maksimum diberikan.
Solusi terbaik di Amerika Utara biasanya adalah melakukan langkah 1, 2, dan 3 pada beberapa sumur dengan rig workover sebelum menerapkan paket CTD. Operasi CTD dapat berlangsung hanya dua hingga empat hari, tergantung pada formasi target. Dengan demikian, blok overhaul dapat mengikuti operasi CTD, dan kemudian paket CTD dan paket overhaul dieksekusi secara bersamaan.
Mengoptimalkan peralatan yang digunakan dan urutan operasi dapat berdampak signifikan pada keseluruhan biaya operasi. Tempat menemukan penghematan biaya bergantung pada lokasi operasi. Di suatu tempat, pekerjaan tanpa pengeboran dengan unit workover direkomendasikan, dalam kasus lain penggunaan unit pipa melingkar untuk melakukan semua pekerjaan mungkin merupakan solusi terbaik.
Di beberapa lokasi, akan lebih hemat biaya jika memiliki dua sistem pengembalian fluida dan memasang yang kedua saat sumur pertama dibor. Paket fluida dari sumur pertama kemudian dipindahkan ke sumur kedua, yaitu dengan paket pengeboran. Ini meminimalkan waktu pengeboran per sumur dan mengurangi biaya. Fleksibilitas pipa fleksibel memungkinkan perencanaan yang optimal untuk memaksimalkan waktu kerja dan meminimalkan biaya.
Kemampuan kontrol tekanan yang tak tertandingi. Kemampuan CTD yang paling jelas adalah kontrol tekanan lubang sumur yang presisi. Unit pipa melingkar dirancang untuk operasi underbalanced, dan pengeboran underbalanced dan underbalanced dapat menggunakan choke BHP sebagai standar.
Seperti yang disebutkan sebelumnya, juga memungkinkan untuk beralih dengan cepat dari operasi pengeboran ke operasi overbalance tekanan terkendali ke operasi underbalance. Di masa lalu, CTD dianggap terbatas dalam panjang lateral yang dapat dibor. Saat ini, pembatasan telah meningkat secara signifikan, sebagaimana dibuktikan oleh proyek terbaru di Lereng Utara 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 yang lebih panjang di BHA.
Peralatan yang diperlukan untuk pengemasan CTD. Peralatan yang diperlukan untuk pengemasan CTD bergantung pada reservoir dan apakah pemilihan penarikan diperlukan. Perubahan terjadi terutama pada sisi pengembalian fluida. Sambungan injeksi nitrogen sederhana dapat dengan mudah ditempatkan di dalam pompa, siap untuk beralih ke pengeboran dua tahap jika perlu, gbr. 3. Pompa nitrogen mudah dimobilisasi di sebagian besar lokasi di Amerika Serikat. Jika ada kebutuhan untuk beralih ke operasi pengeboran yang kurang seimbang, diperlukan rekayasa yang lebih cermat di sisi belakang untuk memberikan fleksibilitas operasional dan mengurangi biaya.
Komponen pertama yang berada di hilir dari tumpukan pencegah semburan adalah manifold throttle. Ini adalah standar untuk semua operasi pengeboran CT yang digunakan untuk mengendalikan tekanan dasar lubang. Perangkat berikutnya adalah splitter. Saat bekerja pada overbalance, jika drawdown tidak diperkirakan, maka ini dapat berupa separator gas pengeboran sederhana, yang dapat dilewati jika situasi kontrol sumur tidak teratasi. Jika drawdown diperkirakan, separator 3 fase atau 4 fase dapat dibangun sejak awal, atau pengeboran dapat dihentikan dan separator penuh dipasang. Divider harus dihubungkan ke suar sinyal yang terletak pada jarak yang aman.
Setelah pemisah, akan ada tangki yang digunakan sebagai lubang. Jika memungkinkan, ini bisa berupa tangki rekahan terbuka sederhana atau tangki produksi. Karena jumlah lumpur yang sedikit saat memasukkan kembali CTD, tidak diperlukan pengocok. Lumpur akan mengendap di pemisah atau di salah satu tangki rekahan hidrolik. Jika pemisah tidak digunakan, pasang penyekat di tangki untuk membantu memisahkan alur bendung pemisah. Langkah berikutnya adalah menyalakan sentrifus yang terhubung ke tahap terakhir untuk membuang padatan yang tersisa sebelum resirkulasi. Jika diinginkan, tangki pencampur dapat disertakan dalam sistem tangki/lubang 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 di antara sumur dan menggunakan sistem lumpur untuk mengebor beberapa sumur, sehingga tangki pencampur hanya perlu dipasang satu kali.
Tindakan pencegahan untuk cairan pengeboran. Ada beberapa pilihan cairan pengeboran yang cocok untuk CTD. Intinya adalah menggunakan cairan sederhana yang tidak mengandung partikel padat. Air garam terhambat dengan polimer merupakan standar untuk aplikasi tekanan positif atau terkendali. Cairan pengeboran ini harus jauh lebih murah daripada cairan pengeboran yang digunakan pada rig pengeboran konvensional. Hal ini tidak hanya mengurangi biaya pengoperasian, tetapi juga meminimalkan biaya tambahan terkait kerugian jika terjadi kerugian.
Saat melakukan pengeboran dengan underbalanced, ini bisa berupa fluida pengeboran dua fase atau fluida pengeboran satu fase. Ini akan ditentukan oleh tekanan reservoir dan desain sumur. Fluida satu fase yang digunakan untuk pengeboran underbalanced biasanya berupa air, air garam, minyak atau solar. Masing-masing dapat dikurangi lebih lanjut beratnya dengan menyuntikkan nitrogen secara bersamaan.
Pengeboran yang tidak seimbang dapat meningkatkan ekonomi sistem secara signifikan dengan meminimalkan kerusakan/pengotoran lapisan permukaan. Pengeboran dengan cairan pengeboran satu fase sering kali tampak lebih murah pada awalnya, tetapi operator dapat meningkatkan ekonomi mereka secara signifikan dengan meminimalkan kerusakan permukaan dan menghilangkan stimulasi yang mahal, yang pada akhirnya akan meningkatkan produksi.
Catatan tentang BHA. Saat memilih rakitan lubang bawah (BHA) untuk CTD, ada dua faktor penting yang perlu dipertimbangkan. Seperti yang disebutkan sebelumnya, waktu pembuatan dan pemasangan sangatlah penting. Oleh karena itu, faktor pertama yang perlu dipertimbangkan adalah panjang keseluruhan BHA, gbr. 4. BHA harus cukup pendek untuk diayunkan sepenuhnya di atas katup utama dan tetap mengamankan ejektor dari katup.
Urutan pemasangannya adalah menempatkan BHA di dalam lubang, menempatkan injektor dan pelumas di atas lubang, memasang BHA di kepala kabel permukaan, menarik kembali BHA ke dalam pelumas, memindahkan kembali injektor dan pelumas ke dalam lubang, dan membangun sambungan ke BOP. Pendekatan ini berarti tidak diperlukan pemasangan turret atau tekanan, sehingga pemasangan dapat dilakukan dengan cepat dan aman.
Pertimbangan kedua adalah jenis formasi yang dibor. Dalam CTD, orientasi permukaan alat pengeboran terarah ditentukan oleh modul pemandu, yang merupakan bagian dari BHA pengeboran. Orienter harus dapat bergerak terus-menerus, yaitu memutar searah jarum jam atau berlawanan arah jarum jam tanpa henti, kecuali jika diperlukan oleh rig pengeboran terarah. Hal ini memungkinkan Anda untuk mengebor lubang yang lurus sempurna sambil memaksimalkan WOB dan jangkauan lateral. Peningkatan WOB memudahkan pengeboran sisi panjang atau pendek pada ROP tinggi.
Contoh Texas Selatan. Lebih dari 20.000 sumur horizontal telah dibor di ladang serpih Eagle Ford. Permainan ini telah aktif selama lebih dari satu dekade, dan jumlah sumur marjinal yang memerlukan P&A meningkat. Permainan ini telah aktif selama lebih dari satu dekade, dan jumlah sumur marjinal yang memerlukan P&A meningkat. Aktivitas-aktivitas yang harus dilakukan oleh banyak orang, dan banyak lagi, P&A yang diperlukan, tentu saja. Lapangan ini telah aktif selama lebih dari satu dekade dan jumlah sumur marginal yang membutuhkan P&A 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. Lapangan ini telah aktif selama lebih dari satu dekade dan jumlah sumur lateral yang membutuhkan P&A meningkat.Semua sumur yang ditujukan untuk memproduksi Eagle Ford Shale akan melewati Austin Chalk, reservoir terkenal yang telah memproduksi hidrokarbon dalam jumlah komersial selama bertahun-tahun. Infrastruktur telah disiapkan untuk memanfaatkan setiap barel tambahan yang dapat dipasarkan.
Pengeboran kapur di Austin banyak berhubungan dengan pemborosan. Formasi karbon mengalami rekahan, dan kerugian yang signifikan mungkin terjadi saat melintasi rekahan 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.
Fluida pengeboran yang dapat digunakan adalah air garam bebas padatan sederhana yang dapat mengendalikan tekanan bawah lubang dengan choke. Misalnya, larutan air garam KCL 4% yang mengandung gom xanthan sebagai perekat dan pati untuk mengendalikan filtrasi akan sesuai. Berat fluida sekitar 8,6-9,0 pon per galon dan tekanan tambahan yang diperlukan untuk memberi tekanan berlebih pada formasi akan diterapkan ke katup choke.
Jika terjadi kehilangan, pengeboran dapat dilanjutkan, jika kehilangan tersebut dapat diterima, choke dapat dibuka untuk membawa tekanan sirkulasi mendekati tekanan reservoir, atau choke bahkan dapat ditutup untuk jangka waktu tertentu hingga kehilangan tersebut diperbaiki. Dalam hal pengendalian tekanan, fleksibilitas dan kemampuan beradaptasi pipa melingkar jauh lebih baik daripada rig pengeboran konvensional.
Strategi lain yang juga dapat dipertimbangkan saat melakukan pengeboran dengan pipa melingkar adalah beralih ke pengeboran underbalanced segera setelah rekahan dengan permeabilitas tinggi dilintasi, yang memecahkan masalah kebocoran dan mempertahankan produktivitas rekahan. Ini berarti bahwa jika rekahan tidak berpotongan, sumur dapat diselesaikan secara normal dengan biaya rendah. Namun, jika rekahan dilintasi, 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.
menggeneralisasi. Artikel ini menjelaskan konsep dan pertimbangan saat 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 telah dicadangkan untuk dua area spesifik yang mendukung teknologi tersebut di tahun-tahun awalnya. Teknologi CTD sekarang dapat digunakan tanpa komitmen finansial untuk 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 jaringan pipa. CTD menyediakan cara untuk menunda pelepasan dan mengamankan cadangan bypass dengan pengeluaran modal minimal. Drum juga dapat dipasarkan dalam waktu yang sangat singkat, yang memungkinkan operator memanfaatkan harga tinggi dalam hitungan minggu, bukan bulan, dan tanpa perlu kontrak jangka panjang.
Peningkatan efisiensi menguntungkan seluruh industri, baik itu digitalisasi, perbaikan lingkungan, atau perbaikan operasional. Pipa melingkar telah memainkan perannya dalam menekan biaya di beberapa bagian dunia, dan sekarang industri tersebut berubah, pipa melingkar dapat memberikan manfaat yang sama dalam skala yang lebih besar.