Está bien documentado que se pueden acumular mejoras incrementales en el rendimiento atlético para crear un equipo ganador.Las operaciones de yacimientos petrolíferos no son una excepción y es importante aprovechar este potencial para eliminar costos de intervención innecesarios.Independientemente de los precios del petróleo, como industria enfrentamos presiones económicas y sociales para ser lo más eficientes posible.
En el entorno actual, extraer el último barril de petróleo de los activos existentes reintroduciendo y perforando ramales en pozos existentes es una estrategia inteligente y rentable, siempre que se pueda hacer de manera rentable.La perforación con tubería flexible (CT) es una tecnología infrautilizada que mejora la eficiencia en muchas áreas en comparación con la perforación convencional.Este artículo describe cómo los operadores pueden aprovechar las ganancias de eficiencia que CTD puede proporcionar para reducir costos.
entrada exitosa.Hasta la fecha, la tecnología de perforación con tubería flexible (CTD) ha encontrado dos nichos exitosos pero distintos en Alaska y el Medio Oriente, fig.1. En América del Norte, esta tecnología aún no se usa ampliamente.También conocida como perforación sin perforación, describe cómo se puede usar la tecnología CTD para extraer reservas de derivación detrás de una tubería a bajo costo;en algunos casos, el período de recuperación de una nueva sucursal se puede medir en meses.CTD no solo se puede usar en aplicaciones de bajo costo, sino que la ventaja inherente de CT para operaciones de bajo balance puede proporcionar flexibilidad operativa que puede aumentar en gran medida la tasa de éxito para cada pozo en un campo agotado.
CTD se ha utilizado en perforación bajo balance para aumentar la producción en campos de petróleo y gas convencionales agotados.Esta aplicación de la tecnología se ha aplicado con mucho éxito a yacimientos en declive de baja permeabilidad en el Medio Oriente, donde el número de plataformas CTD ha aumentado lentamente en los últimos años.Cuando se utiliza CTD bajo balance, se puede reintroducir a través de pozos nuevos o pozos existentes.Otra importante aplicación exitosa de CTD para varios años se encuentra en North Slope de Alaska, donde CTD proporciona un método de bajo costo para volver a poner en servicio pozos antiguos y aumentar la producción.La tecnología en esta aplicación aumenta en gran medida la cantidad de barriles de margen disponibles para los productores de North Slope.
Una mayor eficiencia conduce a menores costos.CTD puede ser más rentable que la perforación convencional por dos razones.Primero, vemos esto en el costo total por barril, menos reingreso a través de CTD que a través de nuevos pozos de relleno.En segundo lugar, lo vemos en la reducción de la variabilidad del costo del pozo debido a la adaptabilidad de la tubería flexible.Aquí están las diversas eficiencias y beneficios:
secuencia de operaciones.Es posible perforar sin un equipo, CTD para todas las operaciones o una combinación de equipos de reacondicionamiento y tubería flexible.La decisión sobre cómo construir el proyecto depende de la disponibilidad y la economía de los proveedores de servicios en el área.Dependiendo de la situación, el uso de plataformas de reparación, plataformas con cable y tubería flexible puede brindar muchos beneficios en términos de tiempo de actividad y costos.Los pasos generales incluyen:
Los pasos 3, 4 y 5 se pueden realizar mediante el paquete CTD.Las etapas restantes deben ser realizadas por el equipo de revisión.En los casos en que los equipos de reacondicionamiento sean menos costosos, las salidas de la tubería de revestimiento se pueden realizar antes de instalar el paquete CTD.Esto asegura que el paquete CTD solo se pague cuando se proporcione el valor máximo.
La mejor solución en América del Norte suele ser realizar los pasos 1, 2 y 3 en varios pozos con equipos de reacondicionamiento antes de implementar el paquete CTD.Las operaciones de CTD pueden durar tan solo de dos a cuatro días, dependiendo de la formación del objetivo.Por lo tanto, el bloque de revisión puede seguir a la operación CTD, y luego el paquete CTD y el paquete de revisión se ejecutan en tándem completo.
La optimización del equipo utilizado y la secuencia de operaciones puede tener un impacto significativo en el costo total de las operaciones.Dónde encontrar ahorros de costos depende de la ubicación de la operación.En algún lugar se recomienda el trabajo sin perforación con unidades de reacondicionamiento; en otros casos, el uso de unidades de tubería flexible para realizar todo el trabajo puede ser la mejor solución.
En algunos lugares, será rentable tener dos sistemas de retorno de fluidos e instalar el segundo cuando se perfore el primer pozo.El paquete de fluido del primer pozo se transfiere luego al segundo pozo, i.por paquete de perforación.Esto minimiza el tiempo de perforación por pozo y reduce los costos.La flexibilidad de las tuberías flexibles permite una planificación optimizada para maximizar el tiempo de actividad y minimizar los costos.
Capacidades de control de presión incomparables.La capacidad más obvia de CTD es el control preciso de la presión del pozo.Las unidades de tubería flexible están diseñadas para operaciones con bajo balance, y tanto la perforación con bajo balance como con bajo balance pueden usar estranguladores BHP como estándar.
Como se mencionó anteriormente, también es posible cambiar rápidamente de operaciones de perforación a operaciones de sobrebalance de presión controlada a operaciones de bajo balance.En el pasado, los CTD se consideraban limitados en la longitud lateral que se podía perforar.Actualmente, las restricciones han aumentado significativamente, como lo demuestra el proyecto reciente en North Slope of Alaska, que tiene más de 7,000 pies en la dirección transversal.Esto se puede lograr mediante el uso de guías de rotación continua, bobinas de mayor diámetro y herramientas de mayor alcance en el BHA.
Equipo necesario para el envasado de CTD.El equipo requerido para un paquete CTD depende del yacimiento y si se requiere una selección de extracción.Los cambios ocurren principalmente en el lado de retorno del fluido.Una simple conexión de inyección de nitrógeno se puede colocar fácilmente dentro de la bomba, lista para cambiar a perforación de dos etapas si es necesario, fig.3. Las bombas de nitrógeno son fáciles de movilizar en la mayoría de los lugares de los Estados Unidos.Si es necesario cambiar a operaciones de perforación con bajo balance, se requiere una ingeniería más cuidadosa en la parte trasera para brindar flexibilidad operativa y reducir costos.
El primer componente aguas abajo de la pila de prevención de reventones es el colector del acelerador.Este es el estándar para todas las operaciones de perforación CT utilizadas para controlar la presión del fondo del pozo.El siguiente dispositivo es un divisor.Cuando se trabaja en sobrebalance, si no se prevé una reducción, puede ser un simple separador de gas de perforación, que se puede omitir si no se resuelve la situación de control del pozo.Si se espera una reducción, se pueden construir separadores trifásicos o tetrafásicos desde el principio, o se puede detener la perforación e instalar un separador completo.El divisor debe estar conectado a bengalas de señalización ubicadas a una distancia segura.
Después del separador habrá tanques utilizados como pozos.Si es posible, estos pueden ser simples tanques de fracturamiento abiertos o parques de tanques de producción.Debido a la pequeña cantidad de lodo que se acumula al volver a insertar el CTD, no se necesita un agitador.El lodo se asentará en el separador o en uno de los tanques de fracturamiento hidráulico.Si no se utiliza un separador, instale deflectores en el tanque para ayudar a separar las ranuras del vertedero del separador.El siguiente paso es encender la centrífuga conectada a la última etapa para eliminar los sólidos restantes antes de la recirculación.Si lo desea, se puede incluir un tanque de mezcla en el sistema de tanque/pozo para mezclar un sistema simple de fluido de perforación libre de sólidos o, en algunos casos, se puede comprar fluido de perforación premezclado.Después del primer pozo, debería ser posible mover el lodo mezclado entre pozos y usar el sistema de lodo para perforar múltiples pozos, por lo que el tanque de mezcla solo necesita instalarse una vez.
Precauciones para los fluidos de perforación.Existen varias opciones de fluidos de perforación adecuados para CTD.La conclusión es usar líquidos simples que no contengan partículas sólidas.Las salmueras inhibidas con polímeros son estándar para aplicaciones de presión positiva o controlada.Este fluido de perforación debe costar significativamente menos que el fluido de perforación utilizado en las plataformas de perforación convencionales.Esto no solo reduce los costos operativos, sino que también minimiza cualquier costo adicional relacionado con pérdidas en caso de una pérdida.
Cuando se perfora bajo balance, este puede ser un fluido de perforación bifásico o un fluido de perforación monofásico.Esto será determinado por la presión del yacimiento y el diseño del pozo.El fluido monofásico que se utiliza para la perforación bajo balance suele ser agua, salmuera, aceite o diésel.Cada uno de ellos se puede reducir aún más en peso mediante la inyección simultánea de nitrógeno.
La perforación bajo balance puede mejorar significativamente la economía del sistema al minimizar el daño/ensuciamiento de la capa superficial.La perforación con fluidos de perforación monofásicos a menudo parece menos costosa al principio, pero los operadores pueden mejorar en gran medida su economía al minimizar el daño superficial y eliminar la estimulación costosa, lo que finalmente aumentará la producción.
Notas sobre BHA.Al elegir un conjunto de fondo de pozo (BHA) para un CTD, hay dos factores importantes a considerar.Como se mencionó anteriormente, los tiempos de compilación e implementación son especialmente importantes.Por lo tanto, el primer factor a considerar es la longitud total del BHA, fig.4. El BHA debe ser lo suficientemente corto para girar completamente sobre la válvula principal y aun así asegurar el eyector de la válvula.
La secuencia de despliegue consiste en colocar el BHA en el orificio, colocar el inyector y el lubricador sobre el orificio, ensamblar el BHA en el cabezal del cable de superficie, retraer el BHA en el lubricador, mover el inyector y el lubricador nuevamente dentro del orificio y construir la conexión.a la balanza de pagos.Este enfoque significa que no se requiere despliegue de torreta o presión, lo que hace que el despliegue sea rápido y seguro.
La segunda consideración es el tipo de formación que se está perforando.En CTD, la orientación de la cara de la herramienta de perforación direccional está determinada por el módulo de guía, que forma parte del BHA de perforación.El orientador debe poder navegar continuamente, es decir, girar en sentido horario o antihorario sin detenerse, a menos que lo requiera la plataforma de perforación direccional.Esto le permite perforar un agujero perfectamente recto mientras maximiza el WOB y el alcance lateral.El WOB aumentado facilita la perforación de lados largos o cortos con una ROP alta.
Ejemplo del sur de Texas.Se han perforado más de 20.000 pozos horizontales en los campos de esquisto de Eagle Ford. El yacimiento ha estado activo durante más de una década y la cantidad de pozos marginales que requerirán P&A está aumentando. El yacimiento ha estado activo durante más de una década y la cantidad de pozos marginales que requerirán P&A está aumentando. Mestoro. ующих P&A, увеличивается. El campo ha estado activo durante más de una década y la cantidad de pozos marginales que requieren P&A 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。 Месторождение активно действует уже более десяти лет, и количество краевых скважин, требующих P&A, увеличивается. El campo ha estado activo durante más de una década y la cantidad de pozos laterales que requieren P&A está aumentando.Todos los pozos destinados a producir Eagle Ford Shale pasarán por Austin Chalk, un reservorio bien conocido que ha producido cantidades comerciales de hidrocarburos durante muchos años.Se ha puesto en marcha una infraestructura para aprovechar cualquier barril adicional que se pueda poner en el mercado.
La perforación con tiza en Austin tiene mucho que ver con el desperdicio.Las formaciones carboníferas están fracturadas y es posible que se produzcan pérdidas significativas cuando se cruzan fracturas grandes.El lodo a base de aceite generalmente se usa para perforar, por lo que el costo de los baldes perdidos de lodo a base de aceite puede ser una parte significativa del costo de un pozo.El problema no es solo el costo del fluido de perforación perdido, sino también los cambios en los costos de los pozos, que también deben tenerse en cuenta al preparar los presupuestos anuales;al reducir la variabilidad en los costos de los fluidos de perforación, los operadores pueden usar su capital de manera más eficiente.
El fluido de perforación que se puede usar es una salmuera simple sin sólidos que puede controlar la presión en el fondo del pozo con estranguladores.Por ejemplo, sería adecuada una solución de salmuera de KCL al 4 % que contenga goma de xantano como agente de pegajosidad y almidón para controlar la filtración.El peso del fluido es de aproximadamente 8,6-9,0 libras por galón y cualquier presión adicional requerida para sobrepresionar la formación se aplicará a la válvula de estrangulación.
Si ocurre una pérdida, se puede continuar con la perforación, si la pérdida es aceptable, se puede abrir el estrangulador para acercar la presión de circulación a la presión del yacimiento, o incluso se puede cerrar el estrangulador por un período de tiempo hasta que se corrija la pérdida.En términos de control de presión, la flexibilidad y adaptabilidad de la tubería flexible es mucho mejor que la de las plataformas de perforación convencionales.
Otra estrategia que también se puede considerar al perforar con tubería flexible es cambiar a perforación bajo balance tan pronto como se cruce una fractura de alta permeabilidad, lo que resuelve el problema de fugas y mantiene la productividad de la fractura.Esto significa que si las fracturas no se cruzan, el pozo se puede completar normalmente a bajo costo.Sin embargo, si se cruzan las fracturas, la formación está protegida contra daños y la producción puede maximizarse mediante perforación bajo balance.Con el equipo y el diseño de trayectoria adecuados, se pueden recorrer más de 7000 pies en Austin Chalka.
generalizar.Este artículo describe los conceptos y las consideraciones al planificar campañas de reperforación de bajo costo utilizando perforación CT.Cada aplicación será ligeramente diferente, y este artículo cubre las principales consideraciones.La tecnología CTD ha madurado, pero las aplicaciones se han reservado para dos áreas específicas que apoyaron la tecnología en sus primeros años.La tecnología CTD ahora se puede utilizar sin el compromiso financiero de una actividad a largo plazo.
valor potencial.Hay cientos de miles de pozos productores que eventualmente tendrán que cerrar, pero todavía hay volúmenes comerciales de petróleo y gas detrás del oleoducto.CTD proporciona una forma de diferir las liberaciones y asegurar las reservas de desvío con un desembolso mínimo de capital.Los bidones también se pueden comercializar con muy poca antelación, lo que permite a los operadores aprovechar los altos precios en semanas en lugar de meses, y sin necesidad de contratos a largo plazo.
Las mejoras de eficiencia benefician a toda la industria, ya sea digitalización, mejoras ambientales o mejoras operativas.La tubería flexible ha contribuido a reducir los costos en ciertas partes del mundo y, ahora que la industria está cambiando, puede brindar los mismos beneficios a mayor escala.