Dobrze udokumentowano, że stopniowa poprawa wyników sportowych może prowadzić do stworzenia zwycięskiego zespołu. Działalność na polu naftowym nie jest tu wyjątkiem i ważne jest, aby wykorzystać ten potencjał, aby wyeliminować niepotrzebne koszty interwencji. Niezależnie od cen ropy naftowej, jako branża stoimy w obliczu presji ekonomicznej i społecznej, aby być jak najbardziej efektywnym.
W obecnych warunkach, wydobycie ostatniej baryłki ropy z istniejących zasobów poprzez ponowne wprowadzenie i wiercenie odgałęzień w istniejących odwiertach jest inteligentną i opłacalną strategią – pod warunkiem, że można to zrobić w sposób opłacalny. Wiercenie rurami zwijanymi (CT) to niedoceniana technologia, która poprawia wydajność w wielu obszarach w porównaniu z wierceniem konwencjonalnym. W tym artykule opisano, jak operatorzy mogą wykorzystać wzrost wydajności, jaki zapewnia CTD, aby obniżyć koszty.
Udane wejście. Do tej pory technologia wiercenia rurami zwijanymi (CTD) znalazła dwie udane, ale odrębne nisze na Alasce i Bliskim Wschodzie, rys. 1. W Ameryce Północnej technologia ta nie jest jeszcze powszechnie stosowana. Znana również jako wiercenie bezwierceniowe, opisuje sposób, w jaki technologia CTD może być wykorzystywana do wydobywania rezerw ominiętych za rurociągiem przy niskich kosztach; w niektórych przypadkach okres zwrotu z nowego odgałęzienia można mierzyć w miesiącach. CTD można stosować nie tylko w zastosowaniach niskokosztowych, ale nieodłączna zaleta CT w przypadku operacji niedostatecznie zbilansowanych może zapewnić elastyczność operacyjną, która może znacznie zwiększyć wskaźnik powodzenia każdego odwiertu w wyczerpanym złożu.
Technika CTD została wykorzystana w wierceniach z niedowagą w celu zwiększenia wydobycia w wyeksploatowanych konwencjonalnych złożach ropy naftowej i gazu. To zastosowanie technologii zostało z powodzeniem zastosowane w złożach o niskiej przepuszczalności i malejącej liczbie na Bliskim Wschodzie, gdzie liczba wiertnic CTD stopniowo rosła w ciągu ostatnich kilku lat. W przypadku zastosowania niedowagi CTD, można ją ponownie wprowadzić do nowych lub istniejących odwiertów. Kolejnym ważnym, wieloletnim, udanym zastosowaniem CTD jest North Slope na Alasce, gdzie CTD zapewnia tanią metodę ponownego uruchomienia starych odwiertów i zwiększenia wydobycia. Technologia ta znacznie zwiększa liczbę baryłek marży dostępnych dla producentów z North Slope.
Większa wydajność prowadzi do niższych kosztów. CTD może być bardziej opłacalne niż wiercenie konwencjonalne z dwóch powodów. Po pierwsze, widzimy to w całkowitym koszcie baryłki, czyli mniejszej liczbie wejść do odwiertu metodą CTD niż w przypadku nowych odwiertów wypełniających. Po drugie, widzimy to w zmniejszeniu zmienności kosztów odwiertu dzięki możliwości adaptacji rur zwijanych. Oto różne korzyści i korzyści:
Kolejność operacji. Możliwe jest wiercenie bez wiertnicy, CTD dla wszystkich operacji lub połączenie wiertnic rekonstrukcyjnych i rur zwijanych. Decyzja o sposobie realizacji projektu zależy od dostępności i ekonomiki dostawców usług w danym regionie. W zależności od sytuacji, użycie wiertnic rekonstrukcyjnych, wiertnic linowych i rur zwijanych może przynieść wiele korzyści pod względem czasu sprawności i kosztów. Ogólne kroki obejmują:
Kroki 3, 4 i 5 można wykonać za pomocą pakietu CTD. Pozostałe etapy musi wykonać zespół remontowy. W przypadkach, gdy platformy remontowe są tańsze, wyprowadzenie rur osłonowych można wykonać przed zainstalowaniem pakietu CTD. Dzięki temu pakiet CTD zostanie opłacony dopiero po osiągnięciu maksymalnej wartości.
Najlepszym rozwiązaniem w Ameryce Północnej jest zazwyczaj wykonanie kroków 1, 2 i 3 na kilku odwiertach za pomocą urządzeń do rekonstrukcji wierceń (CTD) przed wdrożeniem pakietu CTD. Operacje CTD mogą trwać zaledwie od dwóch do czterech dni, w zależności od formacji docelowej. W ten sposób blok remontowy może następować po operacji CTD, a następnie pakiet CTD i pakiet remontowy są realizowane w pełnym tandemie.
Optymalizacja używanego sprzętu i kolejności operacji może mieć znaczący wpływ na całkowity koszt operacji. To, gdzie szukać oszczędności, zależy od lokalizacji operacji. W niektórych przypadkach zaleca się prace bezwierceniowe z użyciem agregatów remontowych, w innych przypadkach najlepszym rozwiązaniem może być użycie agregatów rurowych do wykonania wszystkich prac.
W niektórych lokalizacjach opłacalne będzie zastosowanie dwóch systemów powrotu płynu i zainstalowanie drugiego po wywierceniu pierwszego odwiertu. Pakiet płynu z pierwszego odwiertu jest następnie przesyłany do drugiego odwiertu, tj. za pomocą pakietu wiertniczego. Minimalizuje to czas wiercenia każdego odwiertu i obniża koszty. Elastyczność elastycznych rur pozwala na optymalizację planowania w celu maksymalizacji czasu sprawności i minimalizacji kosztów.
Niezrównane możliwości kontroli ciśnienia. Najbardziej oczywistą zaletą CTD jest precyzyjna kontrola ciśnienia w odwiercie. Jednostki rur zwijanych są zaprojektowane do pracy w warunkach niedociśnienia, a zarówno w warunkach niedociśnienia, jak i niedociśnienia, dławiki BHP mogą być standardowo stosowane.
Jak wspomniano wcześniej, możliwe jest również szybkie przejście z operacji wiertniczych na operacje z kontrolowanym nadciśnieniem i niedociśnieniem. W przeszłości CTD uważano za ograniczone pod względem długości odcinków poziomych, które można było wiercić. Obecnie ograniczenia znacznie wzrosły, o czym świadczy niedawny projekt na północnym zboczu Alaski, który ma ponad 7000 stóp (ok. 2130 m) w kierunku poprzecznym. Można to osiągnąć, stosując w BHA stale obracające się prowadnice, cewki o większej średnicy i narzędzia o dłuższym zasięgu.
Sprzęt wymagany do pakowania CTD. Sprzęt wymagany do pakowania CTD zależy od złoża i tego, czy wymagany jest wybór metody obniżania ciśnienia. Zmiany zachodzą głównie po stronie powrotu cieczy. Proste przyłącze wtrysku azotu można łatwo umieścić wewnątrz pompy, gotowe do przejścia na wiercenie dwuetapowe w razie potrzeby, rys. 3. Pompy azotowe są łatwe w montażu w większości lokalizacji w Stanach Zjednoczonych. W przypadku konieczności przejścia na wiercenie z niedowagą, wymagana jest bardziej przemyślana konstrukcja po stronie odwrotnej, aby zapewnić elastyczność operacyjną i obniżyć koszty.
Pierwszym elementem za kominem przeciwerupcyjnym jest kolektor dławiący. Jest to standard dla wszystkich operacji wiercenia metodą CT, służący do kontroli ciśnienia w dnie otworu. Kolejnym urządzeniem jest rozdzielacz. W przypadku pracy z nadwagą, jeśli nie przewiduje się obniżenia ciśnienia, może to być prosty separator gazu wiertniczego, który można pominąć, jeśli sytuacja z kontrolą odwiertu nie zostanie rozwiązana. Jeśli spodziewane jest obniżenie ciśnienia, można od samego początku zbudować separatory 3- lub 4-fazowe lub przerwać wiercenie i zainstalować pełny separator. Rozdzielacz musi być podłączony do flar sygnałowych zlokalizowanych w bezpiecznej odległości.
Za separatorem znajdują się zbiorniki służące jako doły wiertnicze. Jeśli to możliwe, mogą to być proste otwarte zbiorniki do szczelinowania lub produkcyjne farmy zbiorników. Ze względu na niewielką ilość osadu podczas ponownego wkładania CTD, nie ma potrzeby stosowania wibratora. Osad osadzi się w separatorze lub w jednym ze zbiorników do szczelinowania hydraulicznego. Jeśli separator nie jest używany, należy zainstalować przegrody w zbiorniku, aby pomóc w rozdzieleniu rowków przelewowych separatora. Następnym krokiem jest włączenie wirówki podłączonej do ostatniego stopnia w celu usunięcia pozostałych cząstek stałych przed recyrkulacją. W razie potrzeby w systemie zbiornik/dołek można umieścić zbiornik mieszający w celu wymieszania prostego systemu płuczki wiertniczej bez cząstek stałych lub, w niektórych przypadkach, można zakupić wstępnie wymieszaną płuczkę wiertniczą. Po pierwszym odwiercie powinno być możliwe przemieszczanie wymieszanej płuczki między odwiertami i wykorzystanie systemu płuczki do wiercenia wielu odwiertów, więc zbiornik mieszający wystarczy zainstalować tylko raz.
Środki ostrożności dotyczące płynów wiertniczych. Istnieje kilka opcji płynów wiertniczych odpowiednich do CTD. Najważniejsze jest stosowanie prostych cieczy, które nie zawierają cząstek stałych. Solanki z inhibitorami polimerowymi są standardem w zastosowaniach z nadciśnieniem lub ciśnieniem kontrolowanym. Ten płyn wiertniczy musi być znacznie tańszy niż płyn wiertniczy stosowany w konwencjonalnych wiertnicach. To nie tylko obniża koszty operacyjne, ale także minimalizuje wszelkie dodatkowe koszty związane ze stratami w przypadku ich wystąpienia.
W przypadku wierceń z niedowagą, może to być płyn wiertniczy dwufazowy lub jednofazowy. Wybór zależy od ciśnienia w złożu i konstrukcji odwiertu. Płyn jednofazowy używany w wierceniach z niedowagą to zazwyczaj woda, solanka, olej napędowy lub olej napędowy. Każdy z tych płynów można dodatkowo zmniejszyć poprzez jednoczesne wtryskiwanie azotu.
Wiercenie z niedowagą może znacząco poprawić ekonomikę systemu poprzez minimalizację uszkodzeń/zanieczyszczeń warstwy powierzchniowej. Wiercenie z użyciem jednofazowych płynów wiertniczych często wydaje się na początku tańsze, ale operatorzy mogą znacznie poprawić ekonomikę, minimalizując uszkodzenia powierzchni i eliminując kosztowną stymulację, co ostatecznie zwiększy produkcję.
Uwagi dotyczące BHA. Wybierając zespół z otworem dolnym (BHA) do CTD, należy wziąć pod uwagę dwa ważne czynniki. Jak wspomniano wcześniej, szczególnie ważny jest czas montażu i rozmieszczenia. Dlatego pierwszym czynnikiem, który należy wziąć pod uwagę, jest całkowita długość BHA (rys. 4). BHA powinien być wystarczająco krótki, aby całkowicie obrócić się nad zaworem głównym i jednocześnie zabezpieczyć eżektor przed zaworem.
Kolejność czynności polega na umieszczeniu BHA w otworze, umieszczeniu wtryskiwacza i smarownicy nad otworem, zamontowaniu BHA na głowicy kabla powierzchniowego, wsunięciu BHA do smarownicy, wsunięciu wtryskiwacza i smarownicy z powrotem do otworu oraz wykonaniu połączenia z BOP. To podejście oznacza, że ​​nie jest wymagana wieżyczka ani ciśnieniowe rozstawianie, co zapewnia szybkie i bezpieczne rozstawianie.
Drugim czynnikiem jest rodzaj wierconej formacji. W CTD orientacja czoła narzędzia do wiercenia kierunkowego jest określana przez moduł prowadzący, który jest częścią wiertniczego systemu BHA. Osoba orientująca musi być w stanie poruszać się w sposób ciągły, tj. obracać się zgodnie z ruchem wskazówek zegara lub przeciwnie do ruchu wskazówek zegara bez zatrzymywania się, chyba że wymaga tego wiertnica kierunkowa. Pozwala to na wywiercenie idealnie prostego otworu przy jednoczesnej maksymalizacji WOB i zasięgu bocznego. Zwiększona WOB ułatwia wiercenie długich lub krótkich boków przy wysokim ROP.
Przykład z południowego Teksasu. Na polach łupkowych Eagle Ford wywiercono ponad 20 000 odwiertów poziomych. Złoże jest eksploatowane od ponad dekady, a liczba odwiertów marginalnych, które będą wymagały prac P&A, ciągle rośnie. Złoże jest eksploatowane od ponad dekady, a liczba odwiertów marginalnych, które będą wymagały prac P&A, ciągle rośnie. Месторождение активно действует уже более десяти лет, и количество малорентабельных скважин, требующих P&A, увеличивается. Pole to jest eksploatowane od ponad dekady, a liczba marginalnych odwiertów wymagających P&A ciągle rośnie.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。 Месторождение активно действует уже более десяти лет, и количество краевых скважин, требующих P&A, uwelifikować. Złoże jest czynne od ponad dekady, a liczba odwiertów bocznych wymagających prac P&A ciągle rośnie.Wszystkie odwierty przeznaczone do eksploatacji łupków Eagle Ford będą przebiegać przez Austin Chalk, znane złoże, z którego od wielu lat wydobywa się komercyjne ilości węglowodorów. Stworzono infrastrukturę, która pozwoli na wykorzystanie wszelkich dodatkowych baryłek ropy, które mogą trafić na rynek.
Wiercenie kredą w Austin wiąże się w dużej mierze z marnotrawstwem. Formacje karbońskie są spękane, a pokonywanie dużych szczelin może wiązać się ze znacznymi stratami. Do wierceń zazwyczaj używa się płuczki wiertniczej na bazie ropy naftowej, więc koszt utraconych wiader płuczki wiertniczej na bazie ropy naftowej może stanowić znaczną część kosztów odwiertu. Problemem jest nie tylko koszt utraconej płuczki wiertniczej, ale także zmiany w kosztach odwiertu, które również należy uwzględnić przy sporządzaniu rocznych budżetów; zmniejszając zmienność kosztów płuczki wiertniczej, operatorzy mogą efektywniej wykorzystywać swój kapitał.
Płyn wiertniczy, który można zastosować, to prosta solanka bez cząstek stałych, która może kontrolować ciśnienie w odwiercie za pomocą dławików. Na przykład, odpowiedni byłby 4% roztwór solanki KCL zawierający gumę ksantanową jako lepiszcze i skrobię do kontroli filtracji. Waga płynu wynosi około 8,6-9,0 funtów na galon (3,6-4,4 kg/galon), a wszelkie dodatkowe ciśnienie potrzebne do nadciśnienia złoża zostanie przyłożone do zaworu dławiącego.
W przypadku wystąpienia strat, wiercenie może być kontynuowane. Jeśli straty są akceptowalne, można otworzyć zwężkę, aby zbliżyć ciśnienie w obiegu do ciśnienia w złożu, lub nawet zamknąć ją na pewien czas, aż do momentu skorygowania strat. Pod względem kontroli ciśnienia, elastyczność i adaptacyjność rur zwijanych jest znacznie lepsza niż w przypadku konwencjonalnych wiertnic.
Inną strategią, którą można rozważyć podczas wiercenia rurami zwijanymi, jest przejście na wiercenie podciśnieniowe natychmiast po przekroczeniu szczeliny o wysokiej przepuszczalności, co rozwiązuje problem przecieku i utrzymuje wydajność szczeliny. Oznacza to, że jeśli szczeliny się nie przecinają, odwiert można ukończyć normalnie i niskim kosztem. Jeśli jednak szczeliny się przecinają, formacja jest chroniona przed uszkodzeniem, a wydobycie można zmaksymalizować dzięki wierceniu podciśnieniowemu. Przy odpowiednim sprzęcie i zaprojektowanej trajektorii, w Austin Chalka można przemierzyć ponad 7000 stóp (ok. 2140 m).
Uogólniaj. W tym artykule opisano koncepcje i zagadnienia, które należy wziąć pod uwagę podczas planowania tanich kampanii wierceń wtórnych z wykorzystaniem wierceń CT. Każde zastosowanie będzie nieco inne, a niniejszy artykuł omawia główne zagadnienia. Technologia CTD dojrzała, ale jej zastosowania były zarezerwowane dla dwóch konkretnych obszarów, które wspierały ją we wczesnych latach jej rozwoju. Obecnie technologia CTD może być wykorzystywana bez konieczności angażowania środków finansowych w długoterminową działalność.
Potencjał wartości. Setki tysięcy odwiertów produkcyjnych, które ostatecznie będą musiały zostać zamknięte, wciąż jednak za rurociągiem znajdują się komercyjne ilości ropy naftowej i gazu. Technologia CTD umożliwia odroczenie zwolnień i zabezpieczenie rezerw ominiętych przy minimalnych nakładach kapitałowych. Bębny mogą być również wprowadzane na rynek w bardzo krótkim czasie, co pozwala operatorom skorzystać z wysokich cen w ciągu tygodni, a nie miesięcy, i bez konieczności zawierania długoterminowych umów.
Poprawa wydajności przynosi korzyści całej branży, niezależnie od tego, czy chodzi o cyfryzację, poprawę ochrony środowiska, czy usprawnienia operacyjne. Rury zwijane odegrały swoją rolę w obniżeniu kosztów w niektórych częściach świata, a teraz, gdy branża się zmienia, mogą przynieść te same korzyści na większą skalę.