È ampiamente documentato che miglioramenti graduali nelle prestazioni atletiche possono essere cumulati per creare una squadra vincente. Le attività nei giacimenti petroliferi non fanno eccezione ed è importante sfruttare questo potenziale per eliminare costi di intervento non necessari. Indipendentemente dai prezzi del petrolio, come settore ci troviamo ad affrontare pressioni economiche e sociali per essere il più efficienti possibile.
Nel contesto attuale, estrarre l'ultimo barile di petrolio dagli asset esistenti reintroducendo e perforando ramificazioni nei pozzi esistenti è una strategia intelligente ed economica, a condizione che sia economicamente vantaggiosa. La perforazione con coiled tubing (CT) è una tecnologia sottoutilizzata che migliora l'efficienza in molti settori 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 Coiled Tubing (CTD) ha trovato due nicchie di successo ma distinte in Alaska e 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 di bypass dietro una condotta a basso costo; in alcuni casi, il periodo di ammortamento di una nuova diramazione può essere misurato in mesi. Non solo la CTD può essere utilizzata in applicazioni a basso costo, ma il vantaggio intrinseco della CT per le operazioni sottobilanciate può fornire flessibilità operativa che può aumentare notevolmente il tasso di successo per ogni pozzo in un campo esaurito.
La tecnologia CTD è stata utilizzata nella perforazione sottobilanciata per aumentare la produzione in giacimenti di petrolio e gas convenzionali esauriti. Questa applicazione della tecnologia è stata applicata con grande successo a giacimenti a bassa permeabilità in declino in Medio Oriente, dove il numero di impianti CTD è aumentato gradualmente negli ultimi anni. Quando si utilizza la tecnologia CTD sottobilanciata, questa può essere reintrodotta attraverso nuovi pozzi o pozzi esistenti. Un'altra importante applicazione pluriennale di successo della tecnologia CTD è nel North Slope dell'Alaska, dove la tecnologia CTD offre un metodo a basso costo per rimettere in servizio i vecchi pozzi e aumentare la produzione. La tecnologia in questa applicazione aumenta notevolmente il numero di barili di margine a disposizione dei 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, lo vediamo nel costo totale per barile, con un minor numero di rientri attraverso la CTD rispetto ai nuovi pozzi di riempimento. In secondo luogo, lo vediamo nella riduzione della variabilità dei costi di pozzo grazie all'adattabilità dei coiled tubing. Ecco le diverse efficienze e i vantaggi:
Sequenza delle operazioni. È possibile perforare senza impianto, utilizzare un CTD per tutte le operazioni o combinare impianti 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 impianti di workover, impianti 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 eseguite dal team di revisione. Nei casi in cui le attrezzature di workover siano meno costose, è possibile eseguire le uscite del casing prima dell'installazione del pacchetto CTD. Questo garantisce che il pacchetto CTD venga pagato solo al raggiungimento del valore massimo.
In Nord America, la soluzione migliore è solitamente 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 del 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.
Ottimizzare le attrezzature utilizzate e la sequenza delle operazioni può avere un impatto significativo sul costo complessivo delle operazioni. Dove trovare risparmi sui costi dipende dalla sede dell'operazione. In alcuni casi è consigliabile lavorare senza forare con unità di workover, in altri casi l'utilizzo di unità di tubi spiralati per eseguire tutto il lavoro potrebbe essere la soluzione migliore.
In alcune località, sarà conveniente disporre di due sistemi di ritorno del fluido e installare il secondo al momento della perforazione del primo pozzo. Il fluido del primo pozzo viene quindi trasferito al secondo pozzo, ovvero tramite il pacchetto di perforazione. Ciò riduce al minimo i tempi di perforazione per pozzo e i costi. La flessibilità delle tubazioni 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 coiled tubing sono progettate per il funzionamento in condizioni di sottobilanciamento e sia le perforazioni in condizioni di sottobilanciamento che quelle in condizioni di sottobilanciamento possono utilizzare di serie le valvole di strozzamento BHP.
Come accennato in precedenza, è anche possibile passare rapidamente dalle operazioni di perforazione a quelle a sovrabilanciamento controllato della pressione e a quelle a sottobilanciamento. 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 supera i 2.100 metri in direzione trasversale. Questo obiettivo può essere raggiunto utilizzando guide a rotazione continua, bobine di diametro maggiore e utensili a maggiore portata nel BHA.
Attrezzatura necessaria per il confezionamento CTD. L'attrezzatura necessaria per un pacchetto CTD dipende dal giacimento e dalla necessità o meno di selezionare il drawdown. Le modifiche si verificano principalmente sul lato di ritorno del fluido. Un semplice collegamento 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 installare nella maggior parte delle località degli Stati Uniti. Se è necessario passare a operazioni di perforazione sottobilanciate, è necessaria una progettazione più attenta sul lato posteriore per garantire flessibilità operativa e ridurre i costi.
Il primo componente a valle del camino di prevenzione delle esplosioni è il collettore di strozzamento. Questo è lo standard per tutte le operazioni di perforazione CT, utilizzato per controllare la pressione di fondo foro. Il dispositivo successivo è uno splitter. Quando si lavora in overbalance, se non si prevede un calo di pressione, può essere un semplice separatore del gas di perforazione, che può essere bypassato se la situazione di controllo del pozzo non viene risolta. Se si prevede un calo di pressione, è possibile installare separatori trifase o quadrifase fin dall'inizio, oppure è possibile interrompere la perforazione e installare un separatore completo. Il splitter deve essere collegato a torce di segnalazione situate a distanza di sicurezza.
Dopo il separatore, ci saranno dei serbatoi utilizzati come fosse di perforazione. Se possibile, questi possono essere semplici serbatoi di fratturazione a cielo aperto o parchi serbatoi di produzione. Data la ridotta quantità di fango prodotta al momento del reinserimento del CTD, non è necessario un agitatore. Il fango si depositerà nel separatore o in uno dei serbatoi di fratturazione idraulica. Se non si utilizza un separatore, installare dei deflettori nel serbatoio per facilitare la separazione delle scanalature di sbarramento del separatore. Il passaggio successivo consiste nell'azionare la centrifuga collegata all'ultimo stadio per rimuovere i solidi rimanenti prima del ricircolo. Se lo si desidera, è possibile includere un serbatoio di miscelazione nel sistema serbatoio/fossa per miscelare un semplice sistema di fanghi di perforazione privo di solidi oppure, in alcuni casi, è possibile acquistare un fluido di perforazione premiscelato. Dopo il primo pozzo, dovrebbe essere possibile spostare il fango miscelato tra i pozzi e utilizzare il sistema di fanghi per perforare più pozzi, quindi il serbatoio di miscelazione deve essere installato una sola volta.
Precauzioni per i fluidi di perforazione. Esistono diverse opzioni per i fluidi di perforazione adatti alla CTD. La soluzione ideale è utilizzare liquidi semplici che non contengano particelle solide. Le salamoie inibite con polimeri sono standard per applicazioni a pressione positiva o controllata. Questo fluido di perforazione deve costare significativamente meno del fluido di perforazione utilizzato sulle piattaforme di perforazione convenzionali. Ciò non solo riduce i costi operativi, ma riduce anche al minimo eventuali costi aggiuntivi correlati alle perdite in caso di guasto.
In caso di perforazione sottobilanciata, il fluido di perforazione può essere bifasico o monofasico. La scelta dipenderà dalla pressione del giacimento e dalla progettazione del pozzo. Il fluido monofasico utilizzato per la perforazione sottobilanciata è in genere acqua, salamoia, petrolio o gasolio. Ciascuno di essi può essere ulteriormente ridotto in peso iniettando contemporaneamente azoto.
La perforazione sottobilanciata può migliorare significativamente l'economia del sistema riducendo al minimo i danni/le incrostazioni dello strato superficiale. La perforazione con fluidi di perforazione monofase spesso sembra meno costosa a prima vista, ma gli operatori possono migliorare notevolmente la loro economia riducendo al minimo i danni superficiali ed eliminando la costosa stimolazione, il che si tradurrà in un aumento della produzione.
Note sul BHA. Nella scelta di un gruppo di fondo foro (BHA) per un CTD, ci sono due fattori importanti da considerare. Come accennato in precedenza, i tempi di costruzione e dispiegamento 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 fissare l'eiettore alla valvola.
La sequenza di installazione prevede il posizionamento del BHA nel foro, il posizionamento dell'iniettore e del lubrificatore sopra il foro, l'assemblaggio del BHA sulla testa del cavo di superficie, la retrazione del BHA nel lubrificatore, il reinserimento dell'iniettore e del lubrificatore nel foro e la realizzazione della connessione al BOP. Questo approccio elimina la necessità di torretta o di installazione a pressione, rendendo l'installazione rapida e sicura.
La seconda considerazione riguarda il tipo di formazione da perforare. Nella perforazione CTD, l'orientamento della faccia dell'utensile di perforazione direzionale è determinato dal modulo di guida, che fa parte della BHA di perforazione. L'orientatore deve essere in grado di muoversi in modo continuo, ovvero ruotare in senso orario o antiorario senza fermarsi, a meno che non sia richiesto dalla perforatrice direzionale. Questo consente di perforare un foro perfettamente rettilineo, massimizzando al contempo il WOB e la portata laterale. Un WOB maggiore facilita la perforazione di lati lunghi o corti con un ROP elevato.
Un esempio è il Texas meridionale. Sono stati perforati più di 20.000 pozzi orizzontali nei giacimenti di scisto di Eagle Ford. Il giacimento è attivo da oltre un decennio e il numero di pozzi marginali che richiederanno P&A è in aumento. Il giacimento è attivo da oltre un decennio e il numero di pozzi marginali che richiederanno P&A 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 P&A 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 campo è attivo da oltre un decennio e il numero di pozzi laterali che richiedono P&A è in aumento.Tutti i pozzi destinati alla produzione di Eagle Ford Shale attraverseranno l'Austin Chalk, un giacimento ben noto che ha prodotto quantità commerciali di idrocarburi per molti anni. È stata realizzata un'infrastruttura per sfruttare eventuali barili aggiuntivi che possono essere immessi sul mercato.
Le trivellazioni di gesso ad Austin sono fortemente influenzate dagli sprechi. Le formazioni carbonifere sono fratturate e sono possibili perdite significative quando si attraversano grandi fratture. Per la perforazione si utilizza tipicamente fango a base di petrolio, quindi il costo delle secchie di fango a base di petrolio perse può rappresentare una parte significativa del costo di un pozzo. Il problema non è solo il costo del fluido di perforazione perso, ma anche le variazioni dei costi del pozzo, che devono essere considerate nella preparazione dei budget annuali; riducendo la variabilità nei costi del fluido di perforazione, gli operatori possono utilizzare il loro capitale in modo più efficiente.
Il fluido di perforazione utilizzabile è una semplice salamoia priva di solidi, in grado di controllare la pressione di fondo foro mediante valvole di strozzamento. Ad esempio, una soluzione di salamoia KCl al 4% contenente gomma xantana come adesivante e amido per controllare la filtrazione sarebbe adatta. Il peso del fluido è di circa 8,6-9,0 libbre per gallone (circa 3,8-4,2 kg) e qualsiasi pressione aggiuntiva necessaria per sovrappressionere la formazione verrà applicata alla valvola di strozzamento.
In caso di perdita, la perforazione può essere continuata; se la perdita è accettabile, la valvola può essere aperta per portare la pressione di circolazione più vicina a quella del serbatoio, oppure può essere chiusa per un certo periodo di tempo fino alla correzione della perdita. In termini di controllo della pressione, la flessibilità e l'adattabilità dei tubi a spirale sono notevolmente migliori rispetto alle perforatrici convenzionali.
Un'altra strategia che può essere presa in considerazione quando si perfora 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 si intersecano, la formazione è protetta da danni e la produzione può essere massimizzata dalla perforazione sottobilanciata. Con le attrezzature e la progettazione della traiettoria adeguate, ad Austin Chalka è possibile percorrere oltre 2.100 metri.
Generalizzare. Questo articolo descrive i concetti e le considerazioni da tenere in considerazione nella pianificazione di campagne di riperforazione a basso costo mediante la tecnica di perforazione CT. Ogni applicazione sarà leggermente diversa e questo articolo ne affronta le principali considerazioni. La tecnologia CTD è maturata, ma le applicazioni sono state riservate a due aree specifiche che l'hanno supportata nei suoi primi anni. La tecnologia CTD può ora essere utilizzata senza l'impegno finanziario di un'attività a lungo termine.
Potenziale di valore. Ci sono centinaia di migliaia di pozzi produttivi che alla fine dovranno chiudere, ma ci sono ancora volumi commerciali di petrolio e gas dietro l'oleodotto. Il CTD offre un modo per differire i rilasci e garantire riserve di bypass con un esborso di capitale minimo. I fusti possono anche essere immessi sul mercato con un preavviso molto breve, consentendo agli operatori di trarre vantaggio dai prezzi elevati in poche settimane anziché mesi, e senza la necessità di contratti a lungo termine.
I miglioramenti in termini di efficienza apportano benefici all'intero settore, che si tratti di digitalizzazione, miglioramento ambientale o miglioramenti operativi. I tubi spiralati hanno contribuito a ridurre i costi in alcune parti del mondo e, ora che il settore sta cambiando, possono offrire gli stessi vantaggi su larga scala.