Mahusay na naidokumento na ang unti-unting mga pagpapabuti sa pagganap sa palakasan ay maaaring maipon upang lumikha ng isang panalong koponan. Ang mga operasyon sa oilfield ay hindi eksepsiyon at mahalagang samantalahin ang potensyal na ito upang maalis ang mga hindi kinakailangang gastos sa interbensyon. Anuman ang presyo ng langis, bilang isang industriya, nahaharap tayo sa mga panggigipit sa ekonomiya at lipunan upang maging kasing episyente hangga't maaari.
Sa kasalukuyang kapaligiran, ang pagkuha ng huling bariles ng langis mula sa mga umiiral na asset sa pamamagitan ng muling pagpapasok at pagbabarena ng mga sanga sa mga umiiral na balon ay isang matalino at matipid na estratehiya – basta't magagawa ito nang matipid. Ang coiled tubing drilling (CT) ay isang teknolohiyang hindi gaanong ginagamit na nagpapabuti sa kahusayan sa maraming aspeto kumpara sa kumbensyonal na pagbabarena. Inilalarawan ng artikulong ito kung paano maaaring samantalahin ng mga operator ang mga natamo sa kahusayan na maaaring maibigay ng CTD upang mabawasan ang mga gastos.
matagumpay na pagpasok. Sa ngayon, ang teknolohiya ng coiled tubing (CTD) drilling ay nakatuklas ng dalawang matagumpay ngunit magkaibang nitso sa Alaska at Gitnang Silangan, fig. 1. Sa Hilagang Amerika, ang teknolohiyang ito ay hindi pa malawakang ginagamit. Kilala rin bilang drillless drilling, inilalarawan kung paano magagamit ang teknolohiyang CTD upang kumuha ng mga bypass reserve sa likod ng isang pipeline sa mababang gastos; sa ilang mga kaso, ang payback period ng isang bagong sangay ay maaaring masukat sa mga buwan. Hindi lamang magagamit ang CTD sa mga aplikasyon na mababa ang gastos, ngunit ang likas na bentahe ng CT para sa mga underbalanced na operasyon ay maaaring magbigay ng operational flexibility na maaaring lubos na mapataas ang rate ng tagumpay para sa bawat wellbore sa isang naubos na field.
Ang CTD ay ginagamit sa hindi balanseng pagbabarena upang mapataas ang produksyon sa mga naubos na kumbensyonal na larangan ng langis at gas. Ang aplikasyon na ito ng teknolohiya ay matagumpay na nailapat sa mga reservoir na may mababang permeability at bumababang dami ng langis sa Gitnang Silangan, kung saan ang bilang ng mga CTD rig ay unti-unting tumaas sa nakalipas na ilang taon. Kapag ginamit ang hindi balanseng CTD, maaari itong muling ipakilala sa pamamagitan ng mga bagong balon o mga umiiral na balon. Ang isa pang pangunahing matagumpay na aplikasyon ng CTD sa maraming taon ay sa North Slope ng Alaska, kung saan ang CTD ay nagbibigay ng isang mababang gastos na paraan upang muling i-komisyon ang mga lumang balon at dagdagan ang produksyon. Ang teknolohiya sa aplikasyon na ito ay lubos na nagpapataas ng bilang ng mga margin barrel na magagamit ng mga prodyuser ng North Slope.
Ang pagtaas ng kahusayan ay humahantong sa mas mababang gastos. Ang CTD ay maaaring maging mas matipid kaysa sa kumbensyonal na pagbabarena sa dalawang kadahilanan. Una, nakikita natin ito sa kabuuang gastos bawat bariles, mas kaunting muling pagpasok sa pamamagitan ng CTD kaysa sa pamamagitan ng mga bagong infill well. Pangalawa, nakikita natin ito sa pagbawas ng pagkakaiba-iba ng gastos sa balon dahil sa kakayahang umangkop sa coiled tubing. Narito ang iba't ibang kahusayan at benepisyo:
pagkakasunod-sunod ng mga operasyon. Posible ang pagbabarena nang walang rig, CTD para sa lahat ng operasyon, o kombinasyon ng mga workover rig at coiled tubing. Ang desisyon kung paano itatayo ang proyekto ay nakasalalay sa availability at ekonomiya ng mga service provider sa lugar. Depende sa sitwasyon, ang paggamit ng mga workover rig, wireline rig at coiled tubing ay maaaring magbigay ng maraming benepisyo sa mga tuntunin ng uptime at gastos. Kabilang sa mga pangkalahatang hakbang ang:
Maaaring gawin ang mga hakbang 3, 4 at 5 gamit ang CTD package. Ang mga natitirang yugto ay dapat isagawa ng overhaul team. Sa mga pagkakataong mas mura ang mga workover rig, maaaring isagawa ang mga casing exit bago i-install ang CTD package. Tinitiyak nito na ang CTD package ay mababayaran lamang kapag naibigay na ang pinakamataas na halaga.
Ang pinakamahusay na solusyon sa Hilagang Amerika ay karaniwang isagawa ang mga hakbang 1, 2 at 3 sa ilang mga balon na may mga workover rig bago ipatupad ang CTD package. Ang mga operasyon ng CTD ay maaaring tumagal nang kasingdalawa hanggang apat na araw, depende sa pagbuo ng target. Kaya, ang overhaul block ay maaaring sumunod sa operasyon ng CTD, at pagkatapos ay ang CTD package at ang overhaul package ay isinasagawa nang sabay-sabay.
Ang pag-optimize ng kagamitang ginamit at ang pagkakasunod-sunod ng mga operasyon ay maaaring magkaroon ng malaking epekto sa pangkalahatang gastos ng mga operasyon. Kung saan makakahanap ng matitipid ay depende sa lokasyon ng operasyon. Inirerekomenda ang trabahong walang pagbabarena gamit ang mga workover unit sa isang lugar, sa ibang mga kaso ang paggamit ng mga coiled tubing unit upang maisagawa ang lahat ng trabaho ay maaaring ang pinakamahusay na solusyon.
Sa ilang mga lokasyon, magiging matipid ang pagkakaroon ng dalawang sistema ng pagbabalik ng likido at pag-install ng pangalawa kapag nabutas na ang unang balon. Ang pakete ng likido mula sa unang balon ay inililipat sa pangalawang balon, ibig sabihin, sa pamamagitan ng pakete ng pagbabarena. Binabawasan nito ang oras ng pagbabarena sa bawat balon at binabawasan ang mga gastos. Ang kakayahang umangkop ng mga nababaluktot na tubo ay nagbibigay-daan para sa na-optimize na pagpaplano upang ma-maximize ang uptime at mabawasan ang mga gastos.
Walang kapantay na kakayahan sa pagkontrol ng presyon. Ang pinakahalatang kakayahan ng CTD ay ang tumpak na pagkontrol ng presyon sa balon. Ang mga coiled tubing unit ay idinisenyo para sa underbalanced na operasyon, at ang parehong underbalanced at underbalanced na pagbabarena ay maaaring gumamit ng mga BHP choke bilang pamantayan.
Gaya ng nabanggit kanina, posible ring mabilis na lumipat mula sa mga operasyon ng pagbabarena patungo sa mga operasyon ng controlled pressure overbalance patungo sa mga operasyon ng underbalanced. Noong nakaraan, ang mga CTD ay itinuturing na limitado sa haba ng gilid na maaaring i-drill. Sa kasalukuyan, ang mga paghihigpit ay tumaas nang malaki, gaya ng pinatutunayan ng kamakailang proyekto sa North Slope ng Alaska, na mahigit 7,000 talampakan sa transverse na direksyon. Ito ay maaaring makamit sa pamamagitan ng paggamit ng patuloy na umiikot na mga gabay, mas malalaking diameter na coil at mas mahabang reach tool sa BHA.
Mga kagamitang kinakailangan para sa CTD packaging. Ang kagamitang kinakailangan para sa isang CTD package ay nakadepende sa reservoir at kung kinakailangan ang drawdown selection. Ang mga pagbabago ay pangunahing nangyayari sa return side ng fluid. Ang isang simpleng nitrogen injection connection ay madaling mailagay sa loob ng pump, handa nang lumipat sa two-stage drilling kung kinakailangan, fig. 3. Ang mga nitrogen pump ay madaling gamitin sa karamihan ng mga lokasyon sa Estados Unidos. Kung may pangangailangang lumipat sa mga underbalanced drilling operations, mas maingat na engineering ang kinakailangan sa likod na bahagi upang magbigay ng operational flexibility at mabawasan ang mga gastos.
Ang unang bahagi sa ibaba ng blowout preventer stack ay ang throttle manifold. Ito ang pamantayan para sa lahat ng operasyon ng CT drilling na ginagamit upang kontrolin ang presyon sa ilalim ng butas. Ang susunod na aparato ay isang splitter. Kapag nagtatrabaho sa overbalance, kung hindi nahulaan ang drawdown, maaari itong maging isang simpleng drilling gas separator, na maaaring iwasan kung ang sitwasyon ng pagkontrol sa balon ay hindi nalutas. Kung inaasahan ang drawdown, maaaring gumawa ng 3-phase o 4-phase separator mula sa simula, o maaaring ihinto ang pagbabarena at mag-install ng isang buong separator. Ang divider ay dapat na konektado sa mga signal flare na matatagpuan sa isang ligtas na distansya.
Pagkatapos ng separator, magkakaroon ng mga tangkeng gagamitin bilang mga hukay. Kung maaari, maaari itong maging mga simpleng open-top fracturing tank o mga production tank farm. Dahil sa kaunting dami ng putik kapag muling ipinapasok ang CTD, hindi na kailangan ng shaker. Ang putik ay titigil sa separator o sa isa sa mga hydraulic fracturing tank. Kung walang ginagamit na separator, maglagay ng mga baffle sa tangke upang makatulong na paghiwalayin ang mga groove ng separator weir. Ang susunod na hakbang ay ang pag-on sa centrifuge na konektado sa huling yugto upang alisin ang mga natitirang solid bago ang recirculation. Kung ninanais, maaaring isama ang isang mixing tank sa tank/pit system upang maghalo ng isang simpleng solids-free drilling fluid system, o sa ilang mga kaso, maaaring bumili ng pre-mixed drilling fluid. Pagkatapos ng unang balon, dapat ay posible nang ilipat ang pinaghalong putik sa pagitan ng mga balon at gamitin ang mud system upang mag-drill ng maraming balon, kaya ang mixing tank ay kailangan lamang i-install nang isang beses.
Mga pag-iingat para sa mga drilling fluid. Mayroong ilang mga opsyon para sa mga drilling fluid na angkop para sa CTD. Ang mahalaga ay ang paggamit ng mga simpleng likido na hindi naglalaman ng mga solidong particle. Ang mga inhibited brine na may polymer ay pamantayan para sa mga aplikasyon ng positibo o kontroladong presyon. Ang drilling fluid na ito ay dapat na mas mura kaysa sa drilling fluid na ginagamit sa mga conventional drilling rig. Hindi lamang nito binabawasan ang mga gastos sa pagpapatakbo, kundi binabawasan din nito ang anumang karagdagang gastos na may kaugnayan sa pagkalugi kung sakaling magkaroon ng pagkalugi.
Kapag ang pagbabarena ay underbalanced, maaari itong maging isang two-phase drilling fluid o isang single-phase drilling fluid. Ito ay matutukoy ng presyon ng reservoir at disenyo ng balon. Ang single phase fluid na ginagamit para sa underbalanced drilling ay karaniwang tubig, brine, langis o diesel. Ang bawat isa sa mga ito ay maaaring higit pang mabawasan ang timbang sa pamamagitan ng sabay-sabay na pag-iniksyon ng nitrogen.
Ang hindi balanseng pagbabarena ay maaaring makabuluhang mapabuti ang ekonomiya ng sistema sa pamamagitan ng pagliit ng pinsala/pagkadumi sa ibabaw na patong. Ang pagbabarena gamit ang mga single-phase drilling fluid ay kadalasang tila mas mura sa simula, ngunit ang mga operator ay maaaring lubos na mapabuti ang kanilang ekonomiya sa pamamagitan ng pagliit ng pinsala sa ibabaw at pag-aalis ng magastos na pagpapasigla, na sa huli ay magpapataas ng produksyon.
Mga Tala sa BHA. Kapag pumipili ng bottom hole assembly (BHA) para sa isang CTD, may dalawang mahahalagang salik na dapat isaalang-alang. Gaya ng nabanggit kanina, ang mga oras ng pagbuo at pag-deploy ay lalong mahalaga. Samakatuwid, ang unang salik na dapat isaalang-alang ay ang kabuuang haba ng BHA, fig. 4. Ang BHA ay dapat sapat na maikli upang ganap na maiugoy sa ibabaw ng pangunahing balbula at ma-secure pa rin ang ejector mula sa balbula.
Ang pagkakasunod-sunod ng pag-deploy ay ang paglalagay ng BHA sa butas, paglalagay ng injector at lubricator sa ibabaw ng butas, pag-assemble ng BHA sa ibabaw ng cable head, pag-retract ng BHA sa loob ng lubricator, pagbabalik ng injector at lubricator sa loob ng butas, at pagbuo ng koneksyon sa BOP. Ang pamamaraang ito ay nangangahulugan na hindi kinakailangan ang pag-deploy ng turret o pressure, na ginagawang mabilis at ligtas ang pag-deploy.
Ang pangalawang konsiderasyon ay ang uri ng pormasyon na binubutasan. Sa CTD, ang oryentasyon ng mukha ng directional drilling tool ay tinutukoy ng guiding module, na bahagi ng drilling BHA. Ang orienteer ay dapat na makapag-navigate nang tuluy-tuloy, ibig sabihin, umikot nang pakanan o pakaliwa nang hindi humihinto, maliban kung kinakailangan ng directional drilling rig. Nagbibigay-daan ito sa iyo na magbutas ng perpektong tuwid na butas habang pinapalaki ang WOB at lateral reach. Ang mas mataas na WOB ay ginagawang mas madali ang pagbabarena ng mahaba o maiikling gilid sa mataas na ROP.
Halimbawa sa Timog Texas. Mahigit 20,000 pahalang na balon ang nahukay sa mga shale field ng Eagle Ford. Ang dula ay aktibo nang mahigit isang dekada, at ang bilang ng mga marginal well na mangangailangan ng P&A ay tumataas. Ang dula ay aktibo nang mahigit isang dekada, at ang bilang ng mga marginal well na mangangailangan ng P&A ay tumataas. Месторождение активно действует уже более десяти лет, и количество малорентабельных скважин, требующих P&Aлич,. Ang larangan ay aktibo nang mahigit isang dekada at ang bilang ng mga marginal well na nangangailangan ng P&A ay tumataas.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, увесячива. Ang larangan ay aktibo nang mahigit isang dekada at ang bilang ng mga lateral well na nangangailangan ng P&A ay tumataas.Lahat ng balon na nakalaan para sa paggawa ng Eagle Ford Shale ay dadaan sa Austin Chalk, isang kilalang imbakan ng tubig na nakapagprodyus ng mga komersyal na dami ng hydrocarbon sa loob ng maraming taon. Isang imprastraktura ang inilagay upang samantalahin ang anumang karagdagang bariles na maaaring ilagay sa merkado.
Ang pagbabarena ng chalk sa Austin ay may malaking kinalaman sa pag-aaksaya. Ang mga carboniferous formation ay nababali, at posible ang malalaking pagkalugi kapag tumatawid sa malalaking bitak. Karaniwang ginagamit ang oil-based mud para sa pagbabarena, kaya ang halaga ng mga nawalang balde ng oil-based mud ay maaaring maging isang malaking bahagi ng halaga ng isang balon. Ang problema ay hindi lamang ang halaga ng nawalang drilling fluid, kundi pati na rin ang mga pagbabago sa mga gastos sa balon, na kailangan ding isaalang-alang kapag naghahanda ng mga taunang badyet; sa pamamagitan ng pagbabawas ng pabagu-bagong gastos sa drilling fluid, mas mahusay na magagamit ng mga operator ang kanilang kapital.
Ang drilling fluid na maaaring gamitin ay isang simpleng solids-free brine na kayang kontrolin ang downhole pressure gamit ang mga choke. Halimbawa, angkop ang isang 4% KCL brine solution na naglalaman ng xanthan gum bilang tackifier at starch upang kontrolin ang filtration. Ang bigat ng fluid ay humigit-kumulang 8.6-9.0 pounds kada galon at anumang karagdagang presyon na kinakailangan upang ma-overpressure ang formation ay ilalapat sa choke valve.
Kung magkaroon ng pagkalugi, maaaring ipagpatuloy ang pagbabarena, kung katanggap-tanggap ang pagkalugi, maaaring buksan ang choke upang mapalapit ang circulating pressure sa reservoir pressure, o maaari pang isara ang choke nang ilang panahon hanggang sa maitama ang pagkalugi. Sa usapin ng pagkontrol ng presyon, ang flexibility at adaptation ng coiled tubing ay mas mahusay kaysa sa mga conventional drilling rig.
Isa pang estratehiya na maaari ring isaalang-alang kapag nagbabarena gamit ang coiled tubing ay ang paglipat sa underbalanced drilling sa sandaling makatawid ang isang high-permeability fracture, na lumulutas sa problema ng leakage at nagpapanatili ng produktibidad ng fracture. Nangangahulugan ito na kung hindi magtatagpo ang mga fracture, ang balon ay maaaring makumpleto nang normal sa mababang gastos. Gayunpaman, kung makatawid ang mga fracture, ang formation ay protektado mula sa pinsala at ang produksyon ay maaaring mapakinabangan nang husto sa pamamagitan ng underbalanced drilling. Gamit ang tamang kagamitan at disenyo ng trajectory, mahigit 7,000 talampakan ang maaaring tahakin sa Austin Chalka.
gawing pangkalahatan. Inilalarawan ng artikulong ito ang mga konsepto at konsiderasyon kapag nagpaplano ng mga kampanya sa muling pagbabarena na may mababang gastos gamit ang CT drilling. Ang bawat aplikasyon ay bahagyang magkakaiba, at tinatalakay ng artikulong ito ang mga pangunahing konsiderasyon. Ang teknolohiyang CTD ay hinog na, ngunit ang mga aplikasyon ay nakalaan para sa dalawang partikular na lugar na sumuporta sa teknolohiya noong mga unang taon nito. Maaari nang gamitin ang teknolohiyang CTD nang walang pinansyal na pangako ng isang pangmatagalang aktibidad.
potensyal na halaga. Mayroong daan-daang libong balon ng produksyon na kalaunan ay kailangang magsara, ngunit mayroon pa ring mga komersyal na dami ng langis at gas sa likod ng pipeline. Ang CTD ay nagbibigay ng isang paraan upang ipagpaliban ang mga paglabas at ma-secure ang mga reserbang bypass na may kaunting paglalaan ng kapital. Ang mga drum ay maaari ring dalhin sa merkado sa napakaikling abiso, na nagbibigay-daan sa mga operator na samantalahin ang mataas na presyo sa loob ng ilang linggo sa halip na mga buwan, at nang hindi nangangailangan ng mga pangmatagalang kontrata.
Ang mga pagpapabuti sa kahusayan ay nakikinabang sa buong industriya, maging ito man ay digitalisasyon, mga pagpapabuti sa kapaligiran o mga pagpapabuti sa operasyon. Ang coiled tubing ay gumanap ng papel sa pagpapababa ng mga gastos sa ilang bahagi ng mundo, at ngayong nagbabago na ang industriya, maaari na nitong maghatid ng parehong mga benepisyo sa mas malaking saklaw.