È ampiamente documentato che i miglioramenti graduali nelle prestazioni atletiche possono essere accumulati per creare una squadra vincente. Le operazioni nei giacimenti petroliferi non fanno eccezione ed è importante sfruttare questo potenziale per eliminare i costi di intervento non necessari. Indipendentemente dai prezzi del petrolio, come settore siamo soggetti a pressioni economiche e sociali per essere il più efficienti possibile.
Nell'attuale contesto, estrarre fino all'ultimo barile di petrolio dai giacimenti esistenti reintroducendo e perforando diramazioni nei pozzi già aperti rappresenta una strategia intelligente ed economicamente vantaggiosa, a patto che sia effettivamente realizzabile. La perforazione con tubi flessibili (CTD) è una tecnologia sottoutilizzata che migliora l'efficienza in molti ambiti rispetto alla perforazione convenzionale. Questo articolo descrive come gli operatori possono sfruttare i vantaggi in termini di efficienza offerti dalla CTD per ridurre i costi.
Ingresso di successo. Ad oggi, la tecnologia di perforazione con tubi flessibili (CTD) ha trovato due nicchie di successo, ma distinte, in Alaska e in Medio Oriente (fig. 1). In Nord America, questa tecnologia non è ancora ampiamente utilizzata. Nota anche come perforazione senza trivellazione, descrive come la tecnologia CTD possa essere utilizzata per estrarre riserve bypass dietro un gasdotto a basso costo; in alcuni casi, il periodo di ammortamento di una nuova diramazione può essere misurato in mesi. La CTD non solo può essere utilizzata in applicazioni a basso costo, ma il vantaggio intrinseco della CT per le operazioni sottobilanciate può fornire una flessibilità operativa che può aumentare notevolmente il tasso di successo per ogni pozzo in un giacimento esaurito.
La tecnologia CTD è stata utilizzata nella perforazione a pressione ridotta per aumentare la produzione in giacimenti di petrolio e gas convenzionali esauriti. Questa applicazione ha riscosso grande successo nei giacimenti a bassa permeabilità in declino in Medio Oriente, dove il numero di piattaforme CTD è gradualmente aumentato negli ultimi anni. Quando si utilizza la tecnologia CTD a pressione ridotta, questa può essere reintrodotta attraverso nuovi pozzi o pozzi esistenti. Un'altra importante applicazione pluriennale di successo della tecnologia CTD si trova sul North Slope dell'Alaska, dove offre un metodo a basso costo per rimettere in funzione vecchi pozzi e aumentarne la produzione. In questo caso, la tecnologia incrementa notevolmente il numero di barili marginali disponibili per i produttori del North Slope.
Una maggiore efficienza si traduce in costi inferiori. La perforazione CTD può essere più conveniente rispetto alla perforazione convenzionale per due motivi. In primo luogo, ciò si riflette nel costo totale per barile, poiché la perforazione CTD richiede un minor numero di rientri rispetto alla perforazione di nuovi pozzi di riempimento. In secondo luogo, si osserva una riduzione della variabilità dei costi di pozzo grazie all'adattabilità del coiled tubing. Ecco i vari vantaggi e l'efficienza che ne derivano:
Sequenza delle operazioni. È possibile eseguire perforazioni senza piattaforma, utilizzare il sistema CTD per tutte le operazioni o una combinazione di piattaforme di workover e coiled tubing. La decisione su come realizzare il progetto dipende dalla disponibilità e dalla convenienza economica dei fornitori di servizi nella zona. A seconda della situazione, l'utilizzo di piattaforme di workover, piattaforme wireline e coiled tubing può offrire numerosi vantaggi in termini di tempi di attività e costi. Le fasi generali includono:
Le fasi 3, 4 e 5 possono essere eseguite utilizzando il pacchetto CTD. Le fasi rimanenti devono essere effettuate dal team di revisione. Nei casi in cui le piattaforme di intervento siano meno costose, le uscite del rivestimento possono essere eseguite prima dell'installazione del pacchetto CTD. Ciò garantisce che il pacchetto CTD venga pagato solo quando viene fornito il massimo valore.
In Nord America, la soluzione migliore consiste solitamente nell'eseguire le fasi 1, 2 e 3 su diversi pozzi con impianti di workover prima di implementare il pacchetto CTD. Le operazioni CTD possono durare da due a quattro giorni, a seconda della formazione target. Pertanto, il blocco di revisione può seguire l'operazione CTD, e quindi il pacchetto CTD e il pacchetto di revisione vengono eseguiti in tandem.
L'ottimizzazione delle attrezzature utilizzate e della sequenza delle operazioni può avere un impatto significativo sul costo complessivo delle attività. Dove trovare opportunità di risparmio dipende dalla posizione dell'operazione. In alcuni casi si raccomanda l'utilizzo di unità di intervento senza perforazione, mentre in altri l'impiego di unità di coiled tubing per eseguire tutte le operazioni può rappresentare la soluzione migliore.
In alcune località, risulterà economicamente vantaggioso disporre di due sistemi di ritorno del fluido e installare il secondo contestualmente alla perforazione del primo pozzo. Il fluido proveniente dal primo pozzo verrà quindi trasferito al secondo, ovvero tramite un'apposita unità di perforazione. Ciò riduce al minimo i tempi di perforazione per pozzo e i costi. La flessibilità dei tubi flessibili consente una pianificazione ottimizzata per massimizzare i tempi di attività e minimizzare i costi.
Capacità di controllo della pressione senza pari. La capacità più evidente del CTD è il controllo preciso della pressione del pozzo. Le unità di coiled tubing sono progettate per il funzionamento in condizioni di sottobilanciamento e sia la perforazione in condizioni di sottobilanciamento che quella in condizioni di sottobilanciamento possono utilizzare valvole di strozzamento BHP di serie.
Come accennato in precedenza, è anche possibile passare rapidamente dalle operazioni di perforazione a quelle a pressione controllata sovrabilanciata e a quelle a pressione sottobilanciata. In passato, i CTD erano considerati limitati nella lunghezza laterale perforabile. Attualmente, le limitazioni sono aumentate significativamente, come dimostra il recente progetto sul North Slope dell'Alaska, che si estende per oltre 7.000 piedi in direzione trasversale. Ciò è possibile grazie all'utilizzo di guide a rotazione continua, bobine di diametro maggiore e strumenti a lungo raggio nel BHA.
Attrezzatura necessaria per il confezionamento CTD. L'attrezzatura necessaria per un confezionamento CTD dipende dal giacimento e dalla necessità di selezionare la pressione di aspirazione. Le modifiche si verificano principalmente sul lato di ritorno del fluido. Un semplice raccordo per l'iniezione di azoto può essere facilmente installato all'interno della pompa, pronto per passare alla perforazione a due stadi, se necessario (fig. 3). Le pompe per azoto sono facili da trasportare nella maggior parte delle località degli Stati Uniti. Se è necessario passare a operazioni di perforazione sottobilanciate, è richiesta una progettazione più accurata sul lato di ritorno per garantire flessibilità operativa e ridurre i costi.
Il primo componente a valle del sistema di prevenzione delle eruzioni (blowout preventer) è il collettore di strozzatura. Questo è il componente standard per tutte le operazioni di perforazione CT utilizzato per controllare la pressione di fondo pozzo. Il dispositivo successivo è un divisore. Quando si lavora in condizioni di sovrapressione, se non si prevede un abbassamento della pressione, può essere utilizzato un semplice separatore di gas di perforazione, che può essere bypassato se la situazione di controllo del pozzo non si risolve. Se si prevede un abbassamento della pressione, è possibile costruire fin dall'inizio separatori trifase o quadrifase, oppure interrompere la perforazione e installare un separatore completo. Il divisore deve essere collegato a torce di segnalazione situate a distanza di sicurezza.
Dopo il separatore, verranno utilizzate delle vasche come pozzetti. Se possibile, si possono utilizzare semplici vasche di fratturazione a cielo aperto o gruppi di vasche di produzione. Data la piccola quantità di fanghi prodotta durante il reinserimento del CTD, non è necessario un vaglio vibrante. I fanghi si depositeranno nel separatore o in una delle vasche di fratturazione idraulica. Se non si utilizza un separatore, installare dei deflettori nella vasca per facilitare la separazione delle scanalature dello sfioratore del separatore. Il passo successivo consiste nell'attivare la centrifuga collegata all'ultimo stadio per rimuovere i solidi rimanenti prima del ricircolo. Se lo si desidera, è possibile includere una vasca di miscelazione nel sistema vasche/pozzetti per preparare un semplice fluido di perforazione privo di solidi, oppure, in alcuni casi, è possibile acquistare un fluido di perforazione premiscelato. Dopo il primo pozzo, dovrebbe essere possibile trasferire il fango miscelato tra i pozzi e utilizzare il sistema di fango per perforare più pozzi, quindi la vasca di miscelazione deve essere installata una sola volta.
Precauzioni per i fluidi di perforazione. Esistono diverse opzioni di fluidi di perforazione adatti per la tecnica CTD. In sostanza, è fondamentale utilizzare liquidi semplici che non contengano particelle solide. Le salamoie inibite con polimeri sono lo standard per le applicazioni a pressione positiva o controllata. Questo fluido di perforazione deve costare significativamente meno rispetto al fluido di perforazione utilizzato sulle piattaforme di perforazione convenzionali. Ciò non solo riduce i costi operativi, ma minimizza anche eventuali costi aggiuntivi legati a perdite in caso di guasto.
Nella perforazione in condizioni di pressione ridotta, il fluido di perforazione può essere bifase o monofase. La scelta dipende dalla pressione del giacimento e dalla progettazione del pozzo. Il fluido monofase utilizzato per la perforazione in condizioni di pressione ridotta è tipicamente acqua, salamoia, petrolio o gasolio. Ciascuno di questi fluidi può essere ulteriormente diluito mediante l'iniezione simultanea di azoto.
La perforazione in condizioni di sottobilanciamento può migliorare significativamente l'economia del sistema riducendo al minimo i danni/l'incrostazione dello strato superficiale. La perforazione con fluidi di perforazione monofase spesso sembra meno costosa all'inizio, ma gli operatori possono migliorare notevolmente la redditività riducendo al minimo i danni superficiali ed eliminando costose stimolazioni, il che in definitiva aumenterà la produzione.
Note sul BHA. Quando si sceglie un gruppo di fondo pozzo (BHA) per un CTD, ci sono due fattori importanti da considerare. Come accennato in precedenza, i tempi di costruzione e di installazione sono particolarmente importanti. Pertanto, il primo fattore da considerare è la lunghezza complessiva del BHA, fig. 4. Il BHA deve essere sufficientemente corto da poter ruotare completamente sopra la valvola principale e al contempo assicurare l'eiettore dalla valvola.
La sequenza di dispiegamento prevede di posizionare il BHA nel foro, posizionare l'iniettore e il lubrificatore sopra il foro, assemblare il BHA sulla testa del cavo di superficie, ritrarre il BHA nel lubrificatore, riportare l'iniettore e il lubrificatore nel foro e realizzare il collegamento al BOP. Questo approccio non richiede l'utilizzo di torrette o dispiegamento a pressione, rendendo il dispiegamento rapido e sicuro.
La seconda considerazione riguarda il tipo di formazione da perforare. Nel CTD, l'orientamento del fronte di perforazione dell'utensile di perforazione direzionale è determinato dal modulo di guida, che fa parte del BHA di perforazione. L'operatore addetto all'orientamento deve essere in grado di navigare in modo continuo, ovvero ruotare in senso orario o antiorario senza fermarsi, a meno che non sia richiesto dall'impianto di perforazione direzionale. Ciò consente di perforare un foro perfettamente rettilineo massimizzando al contempo il WOB (Wall Off Point) e la portata laterale. Un WOB più elevato facilita la perforazione di lati lunghi o corti ad un'elevata velocità di penetrazione (ROP).
Esempio dal Texas meridionale. Più di 20.000 pozzi orizzontali sono stati perforati nei giacimenti di scisto di Eagle Ford. Il giacimento è attivo da oltre un decennio e il numero di pozzi marginali che richiederanno interventi di dismissione e abbandono è in aumento. Il giacimento è attivo da oltre un decennio e il numero di pozzi marginali che richiederanno interventi di dismissione e abbandono è in aumento. La manutenzione attiva ti offre più di un bambino, e una raccolta di piccole quantità di denaro, P&A, si rivela. Il giacimento è attivo da oltre un decennio e il numero di pozzi marginali che necessitano di interventi di dismissione e abbandono è in aumento.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. La funzionalità attiva del servizio ti farà divertire di più, e la tua raccolta di denaro, i tuoi problemi P&A, si rivela. Il giacimento è attivo da oltre un decennio e il numero di pozzi laterali che richiedono interventi di disattivazione e abbandono è in aumento.Tutti i pozzi destinati alla produzione dello scisto di Eagle Ford attraverseranno la formazione di gesso di Austin, un giacimento ben noto che da molti anni produce quantità commerciali di idrocarburi. È stata predisposta un'infrastruttura per sfruttare eventuali barili aggiuntivi che potranno essere immessi sul mercato.
Ad Austin, la perforazione di formazioni calcaree è spesso caratterizzata da sprechi. Le formazioni carbonifere sono fratturate e si possono verificare perdite significative quando si attraversano fratture di grandi dimensioni. Per la perforazione si utilizza tipicamente un fango a base di olio, pertanto il costo dei secchi di fango a base di olio persi può rappresentare una parte considerevole del costo di un pozzo. Il problema non riguarda solo il costo del fluido di perforazione perso, ma anche le variazioni dei costi di perforazione, che devono essere prese in considerazione nella preparazione dei budget annuali; riducendo la variabilità dei costi del fluido di perforazione, gli operatori possono utilizzare il proprio capitale in modo più efficiente.
Il fluido di perforazione utilizzabile è una semplice salamoia priva di solidi che permette di controllare la pressione in fondo pozzo tramite valvole di strozzamento. Ad esempio, una soluzione di salamoia al 4% di KCl contenente gomma xantana come adesivizzante e amido per controllare la filtrazione sarebbe adatta. Il peso del fluido è di circa 8,6-9,0 libbre per gallone e qualsiasi pressione aggiuntiva necessaria per sovrapressurizzare la formazione verrà applicata alla valvola di strozzamento.
In caso di perdita di pressione, la perforazione può essere continuata; se la perdita è accettabile, la valvola di strozzamento può essere aperta per riportare la pressione di circolazione più vicina alla pressione del giacimento, oppure può essere chiusa per un certo periodo di tempo fino a quando la perdita non viene corretta. In termini di controllo della pressione, la flessibilità e l'adattabilità del coiled tubing sono di gran lunga superiori a quelle delle piattaforme di perforazione convenzionali.
Un'altra strategia da considerare nella perforazione con coiled tubing è quella di passare alla perforazione sottobilanciata non appena si attraversa una frattura ad alta permeabilità, risolvendo così il problema delle perdite e mantenendo la produttività della frattura. Ciò significa che, se le fratture non si intersecano, il pozzo può essere completato normalmente a basso costo. Tuttavia, se le fratture vengono attraversate, la formazione viene protetta da danni e la produzione può essere massimizzata mediante la perforazione sottobilanciata. Con l'attrezzatura e la traiettoria adeguate, ad Austin Chalka è possibile percorrere oltre 7.000 piedi.
Generalizzare. Questo articolo descrive i concetti e le considerazioni da tenere presenti nella pianificazione di campagne di riperforazione a basso costo mediante perforazione CT. Ogni applicazione sarà leggermente diversa e questo articolo ne illustra le considerazioni principali. La tecnologia CTD è maturata, ma le sue applicazioni sono state finora limitate a due aree specifiche che ne hanno supportato l'utilizzo nei primi anni. Ora la tecnologia CTD può essere utilizzata senza l'impegno finanziario di un'attività a lungo termine.
potenziale di valore. Ci sono centinaia di migliaia di pozzi produttivi che prima o poi dovranno essere chiusi, ma dietro l'oleodotto sono ancora presenti volumi commerciali di petrolio e gas. Il sistema CTD offre un modo per posticipare le emissioni e garantire riserve di bypass con un investimento di capitale minimo. I fusti possono inoltre essere immessi sul mercato con brevissimo preavviso, consentendo agli operatori di sfruttare i prezzi elevati in poche settimane anziché in mesi, e senza la necessità di contratti a lungo termine.
Il miglioramento dell'efficienza apporta benefici all'intero settore, che si tratti di digitalizzazione, miglioramenti ambientali o ottimizzazioni operative. Il coiled tubing ha contribuito a ridurre i costi in alcune parti del mondo e, ora che il settore si sta evolvendo, può offrire gli stessi vantaggi su scala più ampia.