Es ist gut dokumentiert, dass schrittweise Leistungssteigerungen im Sport zu einem erfolgreichen Team führen können. Auch der Ölfeldbetrieb bildet da keine Ausnahme, und es ist wichtig, dieses Potenzial zu nutzen, um unnötige Kosten für Eingriffe zu vermeiden. Unabhängig von den Ölpreisen stehen wir als Branche unter dem wirtschaftlichen und sozialen Druck, so effizient wie möglich zu arbeiten.
Im aktuellen Umfeld ist die Förderung des letzten Barrels Öl aus bestehenden Anlagen durch die Wiedereinführung und Bohrung von Abzweigen in bestehenden Bohrlöchern eine intelligente und kostengünstige Strategie – vorausgesetzt, sie ist kostengünstig umsetzbar. Coiled Tubing Drilling (CT) ist eine wenig genutzte Technologie, die im Vergleich zum konventionellen Bohren in vielen Bereichen die Effizienz verbessert. Dieser Artikel beschreibt, wie Betreiber die Effizienzgewinne von CTD nutzen und so Kosten senken können.
Erfolgreicher Einstieg. Die Coiled-Tubing-Bohrtechnologie (CTD) hat sich bisher in Alaska und im Nahen Osten in zwei erfolgreichen, aber unterschiedlichen Nischen etabliert (Abb. 1). In Nordamerika ist diese Technologie noch nicht weit verbreitet. Auch als bohrloses Bohren bekannt, beschreibt CTD, wie die CTD-Technologie zur kostengünstigen Förderung von Bypass-Reserven hinter einer Pipeline eingesetzt werden kann; die Amortisationszeit eines neuen Abzweigs kann in manchen Fällen Monate betragen. CTD kann nicht nur kostengünstig eingesetzt werden, sondern der inhärente Vorteil von CT bei unterbalancierten Operationen bietet betriebliche Flexibilität, die die Erfolgsquote pro Bohrung in einem erschöpften Feld deutlich erhöhen kann.
CTD wird bei Underbalanced Drilling eingesetzt, um die Produktion in erschöpften konventionellen Öl- und Gasfeldern zu steigern. Diese Technologie wurde sehr erfolgreich in Reservoirs mit abnehmender Durchlässigkeit im Nahen Osten eingesetzt, wo die Anzahl der CTD-Anlagen in den letzten Jahren langsam gestiegen ist. Bei Underbalanced CTD kann es über neue oder bestehende Bohrungen wieder zugeführt werden. Ein weiterer erfolgreicher, mehrjähriger Einsatz von CTD findet am North Slope in Alaska statt. Dort bietet CTD eine kostengünstige Methode zur Wiederinbetriebnahme alter Bohrungen und zur Produktionssteigerung. Die Technologie erhöht in dieser Anwendung die den Produzenten am North Slope zur Verfügung stehende Margin Barrels deutlich.
Höhere Effizienz führt zu niedrigeren Kosten. CTD kann aus zwei Gründen kostengünstiger sein als konventionelle Bohrungen. Erstens zeigt sich dies in den Gesamtkosten pro Barrel, da CTD weniger Wiedereintritt erfordert als neue Infill-Bohrungen. Zweitens zeigt sich dies in der geringeren Kostenvariabilität der Bohrungen durch die Anpassungsfähigkeit des Coiled Tubing. Hier sind die verschiedenen Effizienzen und Vorteile:
Arbeitsablauf. Bohren ohne Bohrgerät, CTD für alle Operationen oder eine Kombination aus Workover-Rigs und Coiled Tubing ist möglich. Die Entscheidung über die Projektdurchführung hängt von der Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit der Dienstleister in der Region ab. Je nach Situation kann der Einsatz von Workover-Rigs, Wireline-Rigs und Coiled Tubing viele Vorteile hinsichtlich Betriebszeit und Kosten bieten. Zu den allgemeinen Schritten gehören:
Die Schritte 3, 4 und 5 können mit dem CTD-Paket durchgeführt werden. Die restlichen Schritte müssen vom Überholungsteam durchgeführt werden. Bei kostengünstigeren Workover-Rigs können die Rohrausgänge vor der Installation des CTD-Pakets durchgeführt werden. Dadurch wird sichergestellt, dass das CTD-Paket nur dann bezahlt wird, wenn der maximale Wert erreicht wird.
In Nordamerika ist es in der Regel die beste Lösung, die Schritte 1, 2 und 3 an mehreren Bohrlöchern mit Workover-Rigs durchzuführen, bevor das CTD-Paket implementiert wird. CTD-Operationen können je nach Zielformation nur zwei bis vier Tage dauern. Daher kann der Überholungsblock auf die CTD-Operation folgen, und dann werden CTD-Paket und Überholungspaket parallel ausgeführt.
Die Optimierung der eingesetzten Ausrüstung und der Arbeitsabläufe kann die Gesamtkosten erheblich senken. Wo Kosteneinsparungen möglich sind, hängt vom Standort des Betriebs ab. In manchen Fällen empfiehlt sich bohrfreies Arbeiten mit Workover-Einheiten, in anderen Fällen kann der Einsatz von Coiled-Tubing-Einheiten für alle Arbeiten die beste Lösung sein.
An manchen Standorten ist es kosteneffizient, zwei Flüssigkeitsrückführungssysteme zu haben und das zweite bei der Bohrung des ersten Bohrlochs zu installieren. Das Flüssigkeitspaket aus dem ersten Bohrloch wird dann in das zweite Bohrloch geleitet, d. h. per Bohrpaket. Dies minimiert die Bohrzeit pro Bohrloch und senkt die Kosten. Die Flexibilität flexibler Rohre ermöglicht eine optimierte Planung, um die Betriebszeit zu maximieren und die Kosten zu minimieren.
Unübertroffene Druckregelungsmöglichkeiten. Die offensichtlichste Fähigkeit von CTD ist die präzise Regelung des Bohrlochdrucks. Coiled-Tubing-Einheiten sind für den Unterdruckbetrieb ausgelegt, und sowohl beim Unterdruckbohren als auch beim Unterdruckbohren können standardmäßig BHP-Drosseln verwendet werden.
Wie bereits erwähnt, ist es auch möglich, schnell von Bohrvorgängen zu kontrolliertem Drucküberdruck und Druckunterdruck zu wechseln. In der Vergangenheit galten CTDs als hinsichtlich der lateralen Bohrlänge begrenzt. Aktuell haben sich die Einschränkungen deutlich verschärft, wie das jüngste Projekt am North Slope in Alaska zeigt, das sich über eine Querlänge von mehr als 2.130 Metern erstreckt. Dies kann durch den Einsatz von kontinuierlich rotierenden Führungen, Spulen mit größerem Durchmesser und Werkzeugen mit größerer Reichweite im BHA erreicht werden.
Erforderliche Ausrüstung für CTD-Pakete. Die für ein CTD-Paket erforderliche Ausrüstung hängt vom Reservoir und der erforderlichen Absenkung ab. Änderungen treten hauptsächlich auf der Rücklaufseite der Flüssigkeit auf. Ein einfacher Stickstoff-Injektionsanschluss lässt sich problemlos in die Pumpe einbauen, sodass bei Bedarf auf zweistufiges Bohren umgeschaltet werden kann (Abb. 3). Stickstoffpumpen sind an den meisten Standorten in den USA leicht zu mobilisieren. Sollte auf Unterdruckbohrungen umgestellt werden müssen, ist eine durchdachtere Konstruktion auf der Rückseite erforderlich, um betriebliche Flexibilität zu gewährleisten und Kosten zu senken.
Die erste Komponente hinter dem Blowout-Preventer-Stapel ist der Drosselverteiler. Dieser ist Standard bei allen CT-Bohrungen zur Regelung des Bohrlochdrucks. Das nächste Gerät ist ein Verteiler. Bei Arbeiten mit Überdruck kann, falls kein Druckabfall zu erwarten ist, ein einfacher Bohrgasabscheider eingesetzt werden, der umgangen werden kann, falls die Bohrlochkontrollsituation nicht gelöst ist. Ist ein Druckabfall zu erwarten, können entweder von Anfang an Drei- oder Vierphasenabscheider eingebaut oder die Bohrung abgebrochen und ein Vollabscheider installiert werden. Der Verteiler muss an Signalfackeln in sicherer Entfernung angeschlossen werden.
Nach dem Separator folgen Tanks, die als Gruben dienen. Möglichst einfache, oben offene Fracking-Tanks oder Produktionstanklager sind hierfür geeignet. Aufgrund der geringen Schlammmenge beim Wiedereinsetzen des CTD ist kein Rüttler erforderlich. Der Schlamm setzt sich im Separator oder in einem der Hydraulic-Fracturing-Tanks ab. Wird kein Separator verwendet, installieren Sie Leitbleche im Tank, um die Wehrrillen des Separators zu trennen. Im nächsten Schritt wird die an die letzte Stufe angeschlossene Zentrifuge eingeschaltet, um die verbleibenden Feststoffe vor der Rückführung zu entfernen. Optional kann ein Mischtank in das Tank-/Grubensystem integriert werden, um eine einfache, feststofffreie Bohrspülung anzumischen. In manchen Fällen kann auch eine vorgemischte Bohrspülung erworben werden. Nach der ersten Bohrung sollte es möglich sein, die gemischte Spülung zwischen den Bohrungen zu bewegen und das Spülungssystem für mehrere Bohrungen zu verwenden. Der Mischtank muss daher nur einmal installiert werden.
Vorsichtsmaßnahmen für Bohrflüssigkeiten. Es gibt verschiedene Optionen für für CTD geeignete Bohrflüssigkeiten. Im Wesentlichen werden einfache Flüssigkeiten verwendet, die keine Feststoffpartikel enthalten. Inhibierte Solen mit Polymeren sind Standard für Anwendungen mit positivem oder kontrolliertem Druck. Diese Bohrflüssigkeit muss deutlich günstiger sein als die auf herkömmlichen Bohranlagen verwendete Bohrflüssigkeit. Dies reduziert nicht nur die Betriebskosten, sondern minimiert auch zusätzliche schadensbedingte Kosten im Schadensfall.
Beim Underbalanced-Bohren kann es sich entweder um eine zweiphasige oder eine einphasige Bohrflüssigkeit handeln. Dies wird durch den Reservoirdruck und die Bohrlochauslegung bestimmt. Die für Underbalanced-Bohren verwendete einphasige Flüssigkeit ist typischerweise Wasser, Sole, Öl oder Diesel. Durch die gleichzeitige Injektion von Stickstoff kann das Gewicht dieser Flüssigkeiten weiter reduziert werden.
Unterdruckbohrungen können die Wirtschaftlichkeit des Systems deutlich verbessern, indem sie Schäden an der Oberflächenschicht minimieren. Das Bohren mit einphasigen Bohrflüssigkeiten erscheint zunächst oft kostengünstiger, doch Betreiber können ihre Wirtschaftlichkeit deutlich steigern, indem sie Oberflächenschäden minimieren und auf kostspielige Stimulation verzichten, was letztendlich zu einer Produktionssteigerung führt.
Hinweise zur Bohrlochbohrung (BHA). Bei der Auswahl einer Bohrlochbohrung (BHA) für ein CTD sind zwei wichtige Faktoren zu berücksichtigen. Wie bereits erwähnt, sind insbesondere die Bau- und Einsatzzeiten entscheidend. Daher ist zunächst die Gesamtlänge der BHA zu berücksichtigen (Abb. 4). Die BHA sollte kurz genug sein, um vollständig über das Hauptventil schwenken zu können und den Ejektor dennoch am Ventil zu sichern.
Die Einsatzreihenfolge besteht darin, den BHA in das Loch zu setzen, den Injektor und den Schmierer über dem Loch zu platzieren, den BHA am Oberflächenkabelkopf zu montieren, den BHA in den Schmierer zurückzuziehen, den Injektor und den Schmierer zurück in das Loch zu bewegen und die Verbindung zum BOP herzustellen. Dieser Ansatz bedeutet, dass kein Turm oder Druckeinsatz erforderlich ist, was den Einsatz schnell und sicher macht.
Die zweite Überlegung betrifft die Art der zu bohrenden Formation. Bei CTD wird die Ausrichtung des Richtbohrgeräts durch das Führungsmodul bestimmt, das Teil der Bohr-BHA ist. Der Orientierungsführer muss kontinuierlich navigieren können, d. h. im oder gegen den Uhrzeigersinn drehen können, ohne anzuhalten, es sei denn, die Richtbohranlage erfordert dies. Dies ermöglicht ein perfekt gerades Bohrloch bei maximaler WOB und seitlicher Reichweite. Eine erhöhte WOB erleichtert das Bohren von Längs- oder Querseiten bei hoher ROP.
Beispiel Südtexas: In den Eagle-Ford-Schieferfeldern wurden mehr als 20.000 horizontale Brunnen gebohrt. Das Spiel ist seit über einem Jahrzehnt aktiv und die Anzahl der Randbohrungen, die P&A erfordern, nimmt zu. Das Spiel ist seit über einem Jahrzehnt aktiv und die Anzahl der Randbohrungen, die P&A erfordern, nimmt zu. Die aktive Durchführung von Maßnahmen umfasst mehr als zwei Jahre, und viele kleine Mieter, die sich auf P&A verlassen, werden gefördert. Das Feld ist seit mehr als einem Jahrzehnt aktiv und die Zahl der Randbohrungen, die P&A erfordern, steigt.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 ist eine der Hauptursachen für P&A. Die Durchführung aktiver Maßnahmen umfasst mehr als zwei Jahre, und eine Reihe von sorgfältig ausgewählten P&A-Prüfungen werden durchgeführt. Das Feld ist seit mehr als einem Jahrzehnt aktiv und die Zahl der Seitenbohrungen, die P&A erfordern, steigt.Alle Bohrungen zur Förderung des Eagle-Ford-Schiefers verlaufen durch das Austin Chalk Reservoir, ein bekanntes Reservoir, das seit vielen Jahren Kohlenwasserstoffe in kommerziellen Mengen fördert. Es wurde eine Infrastruktur geschaffen, um alle zusätzlichen Barrel, die auf den Markt gebracht werden können, zu nutzen.
Kreidebohrungen in Austin sind häufig mit Verschwendung verbunden. Karbonformationen sind rissig, und beim Überqueren großer Risse können erhebliche Verluste entstehen. Da üblicherweise ölbasierte Spülung zum Bohren verwendet wird, können die Kosten für verlorene Eimer mit ölbasierter Spülung einen erheblichen Teil der Kosten einer Bohrung ausmachen. Das Problem sind nicht nur die Kosten für verlorene Bohrflüssigkeit, sondern auch Veränderungen der Bohrkosten, die ebenfalls bei der Erstellung von Jahresbudgets berücksichtigt werden müssen. Durch die Reduzierung der Variabilität der Bohrflüssigkeitskosten können Betreiber ihr Kapital effizienter einsetzen.
Als Bohrflüssigkeit eignet sich eine einfache, feststofffreie Salzlösung, die den Bohrlochdruck mit Drosselventilen regeln kann. Beispielsweise eignet sich eine 4%ige KCL-Salzlösung mit Xanthangummi als Klebrigmacher und Stärke zur Filtrationskontrolle. Das Flüssigkeitsgewicht beträgt etwa 4,6–4,8 kg/l. Jeder zusätzliche Druck, der zur Überdruckbildung in der Formation erforderlich ist, wird über das Drosselventil ausgeübt.
Tritt ein Verlust auf, kann die Bohrung fortgesetzt werden. Ist der Verlust akzeptabel, kann die Drossel geöffnet werden, um den Umlaufdruck dem Reservoirdruck anzunähern, oder die Drossel kann vorübergehend geschlossen werden, bis der Verlust behoben ist. Coiled Tubing bietet hinsichtlich der Druckregelung deutlich mehr Flexibilität und Anpassungsfähigkeit als herkömmliche Bohranlagen.
Eine weitere Strategie, die auch beim Bohren mit Coiled Tubing in Betracht gezogen werden kann, ist die Umstellung auf Underbalanced Drilling, sobald ein hochdurchlässiger Riss durchquert wird. Dies löst das Leckageproblem und erhält die Rissproduktivität. Das bedeutet, dass die Bohrung ohne Schnittpunkte der Risse normal und kostengünstig fertiggestellt werden kann. Werden Risse jedoch durchquert, ist die Formation vor Schäden geschützt, und die Produktion kann durch Underbalanced Drilling maximiert werden. Mit der richtigen Ausrüstung und der richtigen Trajektorienplanung können in Austin Chalka über 2.130 Meter zurückgelegt werden.
Verallgemeinern. Dieser Artikel beschreibt die Konzepte und Überlegungen zur Planung kostengünstiger Nachbohrkampagnen mit CT-Bohrungen. Jede Anwendung ist etwas anders, und dieser Artikel behandelt die wichtigsten Überlegungen. Die CTD-Technologie ist ausgereift, ihre Anwendungen waren jedoch auf zwei spezifische Bereiche beschränkt, die die Technologie in ihren Anfangsjahren unterstützten. CTD-Technologie kann heute ohne die finanzielle Verpflichtung einer langfristigen Aktivität eingesetzt werden.
Wertpotenzial. Hunderttausende produzierende Bohrlöcher müssen irgendwann stillgelegt werden, doch die Pipeline verfügt noch über kommerzielle Öl- und Gasmengen. CTD bietet die Möglichkeit, Freigaben zu verschieben und Bypass-Reserven mit minimalem Kapitalaufwand zu sichern. Fässer können zudem sehr kurzfristig auf den Markt gebracht werden, sodass Betreiber von hohen Preisen innerhalb von Wochen statt Monaten profitieren können, ohne langfristige Verträge abschließen zu müssen.
Effizienzsteigerungen kommen der gesamten Branche zugute, sei es durch Digitalisierung, Umweltverbesserungen oder betriebliche Verbesserungen. Coiled Tubing hat in bestimmten Teilen der Welt zur Kostensenkung beigetragen und kann nun, da sich die Branche verändert, dieselben Vorteile in größerem Maßstab bieten.