É fato comprovado que melhorias incrementais no desempenho atlético podem se acumular e levar à formação de uma equipe vencedora. As operações em campos petrolíferos não são exceção, e é importante aproveitar esse potencial para eliminar custos desnecessários com intervenções. Independentemente dos preços do petróleo, como setor, enfrentamos pressões econômicas e sociais para sermos o mais eficientes possível.
No cenário atual, extrair o último barril de petróleo de ativos existentes por meio da reintrodução e perfuração de ramificações em poços já em operação é uma estratégia inteligente e economicamente viável – desde que possa ser executada de forma economicamente eficiente. A perfuração com tubulação flexível (CT) é uma tecnologia subutilizada que melhora a eficiência em diversas áreas em comparação com a perfuração convencional. Este artigo descreve como as operadoras podem aproveitar os ganhos de eficiência proporcionados pela CT para reduzir custos.
Entrada bem-sucedida. Até o momento, a tecnologia de perfuração com tubulação flexível (CTD) encontrou dois nichos distintos e bem-sucedidos no Alasca e no Oriente Médio (Figura 1). Na América do Norte, essa tecnologia ainda não é amplamente utilizada. Também conhecida como perfuração sem perfuração direta, descreve como a tecnologia CTD pode ser usada para extrair reservas de derivação atrás de um oleoduto a baixo custo; em alguns casos, o período de retorno do investimento em uma nova ramificação pode ser medido em meses. Além de poder ser usada em aplicações de baixo custo, a vantagem inerente da CTD para operações subbalanceadas pode proporcionar flexibilidade operacional, aumentando significativamente a taxa de sucesso de cada poço em um campo esgotado.
A tecnologia CTD tem sido utilizada em perfuração subbalanceada para aumentar a produção em campos de petróleo e gás convencionais esgotados. Essa aplicação da tecnologia tem sido muito bem-sucedida em reservatórios de baixa permeabilidade e em declínio no Oriente Médio, onde o número de plataformas CTD tem aumentado gradualmente nos últimos anos. Quando a CTD é utilizada em condições subbalanceadas, ela pode ser reintroduzida em novos poços ou em poços existentes. Outra importante aplicação plurianual bem-sucedida da CTD ocorre na vertente norte do Alasca, onde a tecnologia oferece um método de baixo custo para reativar poços antigos e aumentar a produção. Nesse caso, a tecnologia aumenta significativamente a quantidade de barris de margem disponíveis para os produtores da vertente norte.
Maior eficiência leva a custos mais baixos. A perfuração com tubulação flexível (CTD) pode ser mais rentável do que a perfuração convencional por dois motivos. Primeiro, observamos isso no custo total por barril, com menos reentradas em poços com CTD do que em novos poços de preenchimento. Segundo, observamos isso na redução da variabilidade do custo do poço devido à adaptabilidade da tubulação flexível. Aqui estão as diversas eficiências e benefícios:
Sequência de operações. É possível realizar perfuração sem sonda, utilizar CTD para todas as operações ou uma combinação de sondas de intervenção e tubulação flexível. A decisão sobre como executar o projeto depende da disponibilidade e da viabilidade econômica dos prestadores de serviços na região. Dependendo da situação, o uso de sondas de intervenção, sondas de perfilagem a cabo e tubulação flexível pode oferecer muitas vantagens em termos de tempo de atividade e custos. As etapas gerais incluem:
As etapas 3, 4 e 5 podem ser realizadas utilizando o pacote CTD. As etapas restantes devem ser executadas pela equipe de revisão. Nos casos em que as sondas de intervenção forem mais econômicas, as saídas da tubulação de revestimento podem ser realizadas antes da instalação do pacote CTD. Isso garante que o pacote CTD seja pago somente quando o valor máximo for obtido.
Na América do Norte, a melhor solução geralmente consiste em executar as etapas 1, 2 e 3 em vários poços com sondas de intervenção antes de implementar o pacote CTD. As operações com CTD podem durar de dois a quatro dias, dependendo da formação alvo. Dessa forma, o bloco de revisão pode ser executado após a operação com CTD, e então os pacotes CTD e de revisão são executados em conjunto.
A otimização dos equipamentos utilizados e da sequência de operações pode ter um impacto significativo no custo total das operações. Onde encontrar economia de custos depende da localização da operação. Em alguns lugares, recomenda-se o trabalho sem perfuração com unidades de intervenção, enquanto em outros casos, o uso de unidades de tubulação flexível para realizar todo o trabalho pode ser a melhor solução.
Em algumas localidades, será economicamente viável ter dois sistemas de retorno de fluido e instalar o segundo quando o primeiro poço for perfurado. O fluido do primeiro poço é então transferido para o segundo, por meio de um conjunto de perfuração. Isso minimiza o tempo de perfuração por poço e reduz os custos. A flexibilidade dos tubos flexíveis permite um planejamento otimizado para maximizar o tempo de atividade e minimizar os custos.
Capacidades incomparáveis ​​de controle de pressão. A capacidade mais evidente do CTD é o controle preciso da pressão no poço. As unidades de tubulação flexível são projetadas para operação subbalanceada, e tanto a perfuração subbalanceada quanto a perfuração com pressão controlada podem utilizar estranguladores de BHP como padrão.
Como mencionado anteriormente, também é possível alternar rapidamente entre operações de perfuração, operações com sobrepressão controlada e operações com subpressão. No passado, os CTDs eram considerados limitados em relação ao comprimento lateral que podiam perfurar. Atualmente, as restrições aumentaram significativamente, como evidenciado pelo recente projeto na vertente norte do Alasca, que ultrapassa 2.134 metros (7.000 pés) na direção transversal. Isso pode ser alcançado utilizando guias de rotação contínua, bobinas de maior diâmetro e ferramentas de maior alcance no BHA (conjunto de fundo de poço).
Equipamentos necessários para a instalação de um CTD. Os equipamentos necessários para um pacote CTD dependem do reservatório e da necessidade de seleção de rebaixamento de pressão. As alterações ocorrem principalmente no lado de retorno do fluido. Uma simples conexão para injeção de nitrogênio pode ser facilmente instalada dentro da bomba, pronta para alternar para perfuração em dois estágios, se necessário (Figura 3). As bombas de nitrogênio são fáceis de mobilizar na maioria das localidades dos Estados Unidos. Caso haja necessidade de alternar para operações de perfuração subbalanceada, um projeto mais elaborado é necessário na parte posterior para proporcionar flexibilidade operacional e reduzir custos.
O primeiro componente a jusante do conjunto de prevenção de erupções é o manifold de controle de pressão. Este é o padrão para todas as operações de perfuração com tubos de controle (CT), usado para controlar a pressão de fundo do poço. O próximo dispositivo é um divisor de pressão. Ao trabalhar com sobrepressão, se não houver previsão de rebaixamento do nível de pressão, pode-se utilizar um simples separador de gás de perfuração, que pode ser desativado caso a situação de controle do poço não seja resolvida. Se houver previsão de rebaixamento do nível de pressão, podem ser construídos separadores trifásicos ou tetrafásicos desde o início, ou a perfuração pode ser interrompida e um separador completo instalado. O divisor de pressão deve ser conectado a sinalizadores luminosos localizados a uma distância segura.
Após o separador, serão utilizados tanques como fossas. Se possível, estes podem ser tanques de fraturamento simples com tampa aberta ou parques de tanques de produção. Devido à pequena quantidade de lodo gerada na reinserção do CTD, não há necessidade de um agitador vibratório. O lodo se depositará no separador ou em um dos tanques de fraturamento hidráulico. Caso não seja utilizado um separador, instale defletores no tanque para auxiliar na separação dos canais de separação. O próximo passo é ligar a centrífuga conectada ao último estágio para remover os sólidos restantes antes da recirculação. Se desejado, um tanque de mistura pode ser incluído no sistema de tanque/fossa para misturar um fluido de perfuração simples e isento de sólidos ou, em alguns casos, pode-se adquirir fluido de perfuração pré-misturado. Após o primeiro poço, deve ser possível transferir a lama misturada entre os poços e utilizar o mesmo sistema de lama para perfurar múltiplos poços, de modo que o tanque de mistura precise ser instalado apenas uma vez.
Precauções para fluidos de perfuração. Existem diversas opções de fluidos de perfuração adequados para CTD. O ponto principal é utilizar líquidos simples que não contenham partículas sólidas. Salmouras inibidas com polímeros são padrão para aplicações de pressão positiva ou controlada. Este fluido de perfuração deve ter um custo significativamente menor do que o fluido de perfuração utilizado em plataformas de perfuração convencionais. Isso não só reduz os custos operacionais, como também minimiza quaisquer custos adicionais relacionados a perdas em caso de sinistro.
Na perfuração subbalanceada, pode-se utilizar um fluido de perfuração bifásico ou monofásico. A escolha do fluido dependerá da pressão do reservatório e do projeto do poço. O fluido monofásico normalmente utilizado na perfuração subbalanceada é água, salmoura, óleo ou diesel. A densidade de cada um deles pode ser ainda mais reduzida pela injeção simultânea de nitrogênio.
A perfuração subbalanceada pode melhorar significativamente a economia do sistema, minimizando danos/incrustações na camada superficial. A perfuração com fluidos de perfuração monofásicos geralmente parece menos custosa inicialmente, mas as operadoras podem melhorar consideravelmente seus resultados econômicos minimizando danos à superfície e eliminando a estimulação dispendiosa, o que, em última análise, aumentará a produção.
Notas sobre o BHA. Ao escolher um conjunto de fundo de poço (BHA) para um CTD, há dois fatores importantes a serem considerados. Como mencionado anteriormente, os tempos de construção e implantação são especialmente importantes. Portanto, o primeiro fator a ser considerado é o comprimento total do BHA, fig. 4. O BHA deve ser curto o suficiente para girar completamente sobre a válvula principal e ainda garantir a fixação do ejetor à válvula.
A sequência de implantação consiste em posicionar o BHA (conjunto de fundo de poço) no poço, colocar o injetor e o lubrificador sobre o poço, montar o BHA na cabeça do cabo de superfície, retrair o BHA para dentro do lubrificador, mover o injetor e o lubrificador de volta para o poço e conectar o BOP (bloco de prevenção de intrusão). Essa abordagem dispensa o uso de torre de perfuração ou implantação sob pressão, tornando a implantação rápida e segura.
A segunda consideração é o tipo de formação que está sendo perfurada. Em perfuração direcional com CTD (Contramedidas de Perfuração), a orientação da face da ferramenta é determinada pelo módulo de guia, que faz parte do conjunto de fundo de poço (BHA) de perfuração. O operador deve ser capaz de navegar continuamente, ou seja, girar no sentido horário ou anti-horário sem parar, a menos que seja exigido pela plataforma de perfuração direcional. Isso permite perfurar um furo perfeitamente reto, maximizando o peso sobre a broca (WOB) e o alcance lateral. Um WOB maior facilita a perfuração de lados longos ou curtos com alta taxa de penetração (ROP).
Exemplo do sul do Texas. Mais de 20.000 poços horizontais foram perfurados nos campos de xisto de Eagle Ford. A exploração está ativa há mais de uma década, e o número de poços marginais que precisarão de abandono e restauração está aumentando. A exploração está ativa há mais de uma década, e o número de poços marginais que precisarão de abandono e restauração está aumentando. A configuração ativa mais fácil é melhor para você, e a coleta coletiva é ruim P&A, увеличивается. O campo está em atividade há mais de uma década e o número de poços marginais que necessitam de abandono e abandono está aumentando.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。 O uso ativo de uma variedade de opções é mais do que desejável, e uma grande variedade de projetos, P&A, увеличивается. O campo está em atividade há mais de uma década e o número de poços laterais que necessitam de abandono e restauração está aumentando.Todos os poços destinados à produção do xisto Eagle Ford passarão pelo Austin Chalk, um reservatório conhecido por produzir quantidades comerciais de hidrocarbonetos há muitos anos. Uma infraestrutura foi implementada para aproveitar qualquer volume adicional que possa ser disponibilizado no mercado.
A perfuração em formações calcárias em Austin está intimamente ligada ao desperdício. As formações carboníferas são fraturadas e perdas significativas são possíveis ao atravessar grandes fraturas. Normalmente, utiliza-se lama à base de óleo para perfuração, portanto, o custo dos baldes de lama perdidos pode representar uma parcela significativa do custo total de um poço. O problema não se resume apenas ao custo do fluido de perfuração perdido, mas também às variações nos custos do poço, que precisam ser consideradas na elaboração dos orçamentos anuais. Ao reduzir a variabilidade nos custos do fluido de perfuração, as operadoras podem utilizar seu capital de forma mais eficiente.
O fluido de perfuração que pode ser usado é uma salmoura simples, isenta de sólidos, que permite o controle da pressão no fundo do poço por meio de válvulas de estrangulamento. Por exemplo, uma solução de salmoura com 4% de KCl, contendo goma xantana como agente adesivo e amido para controlar a filtração, seria adequada. O peso do fluido é de aproximadamente 8,6 a 9,0 libras por galão, e qualquer pressão adicional necessária para sobrepressurizar a formação será aplicada à válvula de estrangulamento.
Caso ocorra uma perda de pressão, a perfuração pode ser continuada; se a perda for aceitável, o estrangulador pode ser aberto para aproximar a pressão de circulação da pressão do reservatório, ou o estrangulador pode até mesmo ser fechado por um período de tempo até que a perda seja corrigida. Em termos de controle de pressão, a flexibilidade e a adaptabilidade da tubulação flexível são muito superiores às das plataformas de perfuração convencionais.
Outra estratégia que também pode ser considerada na perfuração com tubulação flexível é a transição para perfuração subbalanceada assim que uma fratura de alta permeabilidade for atravessada, o que resolve o problema de vazamento e mantém a produtividade da fratura. Isso significa que, se as fraturas não se cruzarem, o poço pode ser completado normalmente a baixo custo. No entanto, se as fraturas forem atravessadas, a formação fica protegida contra danos e a produção pode ser maximizada pela perfuração subbalanceada. Com o equipamento e o projeto de trajetória adequados, é possível perfurar mais de 2.100 metros (7.000 pés) em Austin Chalka.
Generalizando. Este artigo descreve os conceitos e considerações para o planejamento de campanhas de perfuração de baixo custo utilizando perfuração com detectores de convecção (CTD). Cada aplicação será ligeiramente diferente, e este artigo aborda as principais considerações. A tecnologia CTD amadureceu, mas suas aplicações têm se restringido a duas áreas específicas que a sustentaram em seus primeiros anos. Agora, a tecnologia CTD pode ser utilizada sem o compromisso financeiro de uma atividade de longo prazo.
Potencial de valor. Existem centenas de milhares de poços produtores que eventualmente terão que ser fechados, mas ainda há volumes comerciais de petróleo e gás armazenados nos oleodutos. O armazenamento em tambor (CTD) oferece uma maneira de adiar liberações e garantir reservas de desvio com investimento mínimo. Os tambores também podem ser levados ao mercado em curtíssimo prazo, permitindo que as operadoras aproveitem os altos preços em semanas, em vez de meses, e sem a necessidade de contratos de longo prazo.
Melhorias na eficiência beneficiam toda a indústria, seja por meio da digitalização, melhorias ambientais ou operacionais. A tubulação flexível tem contribuído para a redução de custos em certas partes do mundo e, agora que o setor está se transformando, pode proporcionar os mesmos benefícios em uma escala maior.