Está bem documentado que melhorias incrementais no desempenho atlético podem ser acumuladas para criar uma equipe vencedora. As operações em campos petrolíferos não são exceção e é importante aproveitar esse potencial para eliminar custos de intervenção desnecessários. Independentemente dos preços do petróleo, como indústria, 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 existentes é uma estratégia inteligente e econômica – desde que seja viável economicamente. A perfuração com coiled tubing (CT) é uma tecnologia subutilizada que melhora a eficiência em muitas áreas em comparação com a perfuração convencional. Este artigo descreve como as operadoras podem aproveitar os ganhos de eficiência que a CTD pode proporcionar para reduzir custos.
Entrada bem-sucedida. Até o momento, a tecnologia de perfuração com tubos flexíveis (CTD) encontrou dois nichos bem-sucedidos, porém distintos, no Alasca e no Oriente Médio (fig. 1). Na América do Norte, essa tecnologia ainda não é amplamente utilizada. Também conhecida como perfuração sem perfuração, descreve como a tecnologia CTD pode ser usada para extrair reservas de bypass atrás de um oleoduto a baixo custo; em alguns casos, o período de retorno de um novo ramal pode ser medido em meses. A CTD não só pode ser usada em aplicações de baixo custo, como a vantagem inerente da CT para operações subbalanceadas pode proporcionar flexibilidade operacional que pode aumentar significativamente a taxa de sucesso de cada poço em um campo esgotado.
O CTD tem sido utilizado em perfurações subbalanceadas para aumentar a produção em campos convencionais de petróleo e gás esgotados. Essa aplicação da tecnologia tem sido muito bem-sucedida em reservatórios de baixa permeabilidade em declínio no Oriente Médio, onde o número de sondas CTD tem aumentado lentamente nos últimos anos. Quando o CTD subbalanceado é utilizado, ele pode ser reintroduzido por meio de novos poços ou poços existentes. Outra aplicação plurianual importante e bem-sucedida do CTD ocorre na encosta norte do Alasca, onde o CTD fornece um método de baixo custo para recomissionar poços antigos e aumentar a produção. A tecnologia nessa aplicação aumenta significativamente o número de barris de margem disponíveis para os produtores da encosta norte.
O aumento da eficiência leva à redução de custos. A perfuração por CTD pode ser mais econômica do que a perfuração convencional por dois motivos. Primeiro, vemos isso no custo total por barril, com menos reentrada por meio de CTD do que por meio de novos poços de preenchimento. Segundo, vemos isso na redução da variabilidade do custo dos poços devido à adaptabilidade do coiled tubing. Aqui estão as várias eficiências e benefícios:
Sequência de operações. Perfuração sem sonda, CTD para todas as operações ou uma combinação de sondas de workover e tubulação espiralada é possível. A decisão sobre como construir o projeto depende da disponibilidade e da economia dos prestadores de serviços na área. Dependendo da situação, o uso de sondas de workover, sondas wireline e tubulação espiralada pode proporcionar muitos benefícios 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 demais etapas devem ser executadas pela equipe de revisão. Nos casos em que as plataformas de workover são mais baratas, as saídas de revestimento podem ser realizadas antes da instalação do pacote CTD. Isso garante que o pacote CTD só seja pago quando o valor máximo for atingido.
A melhor solução na América do Norte geralmente é executar as etapas 1, 2 e 3 em vários poços com sondas de workover antes de implementar o pacote CTD. As operações de CTD podem durar de dois a quatro dias, dependendo da formação do alvo. Assim, o bloco de overhaul pode seguir a operação de CTD, e então o pacote CTD e o pacote de overhaul são executados em conjunto.
Otimizar o equipamento utilizado e a sequência de operações pode ter um impacto significativo no custo total das operações. A busca por economia de custos depende da localização da operação. Em alguns casos, recomenda-se o trabalho sem perfuração com unidades de workover; em outros casos, o uso de unidades de flexitubo para realizar todo o trabalho pode ser a melhor solução.
Em alguns locais, será mais econômico ter dois sistemas de retorno de fluido e instalar o segundo quando o primeiro poço for perfurado. O pacote de fluido do primeiro poço é então transferido para o segundo poço, ou seja, por meio de um pacote 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 óbvia do CTD é o controle preciso da pressão do poço. As unidades de flexitubo são projetadas para operação subbalanceada, e tanto a perfuração subbalanceada quanto a subbalanceada podem utilizar chokes BHP como padrão.
Como mencionado anteriormente, também é possível alternar rapidamente entre operações de perfuração com sobrebalanceamento de pressão controlada e operações com subbalanceamento. No passado, as CTDs eram consideradas limitadas quanto ao comprimento lateral que podiam ser perfuradas. Atualmente, as restrições aumentaram significativamente, como evidenciado pelo recente projeto na encosta norte do Alasca, que tem mais de 2.130 metros na direção transversal. Isso pode ser alcançado com o uso de guias rotativas contínuas, bobinas de maior diâmetro e ferramentas de maior alcance na BHA.
Equipamentos necessários para o encapsulamento CTD. Os equipamentos necessários para um encapsulamento CTD dependem do reservatório e da necessidade de seleção de rebaixamento. As alterações ocorrem principalmente no lado de retorno do fluido. Uma conexão simples de injeção de nitrogênio pode ser facilmente instalada dentro da bomba, pronta para a troca para perfuração em dois estágios, se necessário (Fig. 3). As bombas de nitrogênio são fáceis de mobilizar na maioria dos locais nos Estados Unidos. Se houver necessidade de mudar para operações de perfuração subbalanceadas, é necessária uma engenharia mais criteriosa na parte traseira para proporcionar flexibilidade operacional e reduzir custos.
O primeiro componente a jusante da chaminé do dispositivo de segurança contra explosão é o coletor de aceleração. Este é o padrão para todas as operações de perfuração por TC, usado para controlar a pressão no fundo do poço. O próximo dispositivo é um divisor. Ao trabalhar em sobrebalanceamento, se o rebaixamento não for previsto, este pode ser um simples separador de gás de perfuração, que pode ser ignorado se a situação de controle do poço não for resolvida. Se o rebaixamento for esperado, separadores trifásicos ou tetrafásicos podem ser construídos desde o início, ou a perfuração pode ser interrompida e um separador completo instalado. O divisor deve ser conectado a sinalizadores localizados a uma distância segura.
Após o separador, haverá tanques usados ​​como fossos. Se possível, estes podem ser simples tanques de fraturamento a céu aberto ou parques de tanques de produção. Devido à pequena quantidade de lodo ao reinserir o CTD, não há necessidade de um agitador. O lodo se depositará no separador ou em um dos tanques de fraturamento hidráulico. Se um separador não estiver sendo usado, instale defletores no tanque para ajudar a separar as ranhuras da barragem do separador. 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 tanque/poço para misturar um sistema simples de fluido de perfuração sem sólidos ou, em alguns casos, fluido de perfuração pré-misturado pode ser adquirido. Após o primeiro poço, deve ser possível mover a lama misturada entre poços e usar o sistema de lama para perfurar vários poços, de modo que o tanque de mistura só precise ser instalado uma vez.
Precauções com fluidos de perfuração. Existem diversas opções de fluidos de perfuração adequados para CTD. O principal é usar 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 custar significativamente menos do que o fluido de perfuração usado em sondas de perfuração convencionais. Isso não apenas reduz os custos operacionais, mas também minimiza quaisquer custos adicionais relacionados a perdas em caso de sinistro.
Na perfuração subbalanceada, o fluido de perfuração pode ser bifásico ou monofásico. Isso será determinado pela pressão do reservatório e pelo projeto do poço. O fluido monofásico utilizado na perfuração subbalanceada é normalmente água, salmoura, óleo ou diesel. O peso de cada um deles pode ser ainda mais reduzido 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 costuma parecer menos custosa a princípio, mas os operadores podem melhorar significativamente sua economia minimizando os danos à superfície e eliminando a estimulação dispendiosa, o que, em última análise, aumentará a produção.
Observações 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 totalmente sobre a válvula principal e ainda fixar o ejetor à válvula.
A sequência de implantação consiste em posicionar o BHA no furo, posicionar o injetor e o lubrificador sobre o furo, 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 furo e construir a conexão com o BOP. Essa abordagem dispensa a implantação de torre ou pressão, tornando a implantação rápida e segura.
A segunda consideração é o tipo de formação a ser perfurada. Na perfuração CTD, a orientação da face da ferramenta de perfuração direcional é determinada pelo módulo de guia, que faz parte do BHA de perfuração. O orientador deve ser capaz de navegar continuamente, ou seja, girar no sentido horário ou anti-horário sem parar, a menos que seja exigido pelo equipamento de perfuração direcional. Isso permite perfurar um furo perfeitamente reto, maximizando o WOB e o alcance lateral. Um WOB maior facilita a perfuração de lados longos ou curtos com alta ROP.
Exemplo do sul do Texas. Mais de 20.000 poços horizontais foram perfurados nos campos de xisto de Eagle Ford. A operação está ativa há mais de uma década, e o número de poços marginais que exigirão P&A está aumentando. A operação está ativa há mais de uma década, e o número de poços marginais que exigirão P&A está aumentando. A configuração ativa mais fácil é melhor para você, e a coleta coletiva é ruim P&A, увеличивается. O campo está ativo há mais de uma década e o número de poços marginais que exigem 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。 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 ativo há mais de uma década e o número de poços laterais que exigem P&A está aumentando.Todos os poços destinados à produção do Eagle Ford Shale passarão pelo Austin Chalk, um conhecido reservatório que produz hidrocarbonetos em quantidades comerciais há muitos anos. Uma infraestrutura foi implementada para aproveitar quaisquer barris adicionais que possam ser colocados no mercado.
A perfuração com giz em Austin tem muito a ver com desperdício. Formações carboníferas são fraturadas, e perdas significativas são possíveis ao atravessar grandes fraturas. Lama à base de óleo é normalmente usada para perfuração, portanto, o custo de baldes perdidos de lama à base de óleo pode representar uma parcela significativa do custo de um poço. O problema não é apenas o custo do fluido de perfuração perdido, mas também as mudanças nos custos do poço, que também precisam ser levadas em consideração na preparação dos orçamentos anuais; ao reduzir a variabilidade nos custos do fluido de perfuração, os operadores podem usar seu capital de forma mais eficiente.
O fluido de perfuração que pode ser utilizado é uma salmoura simples, isenta de sólidos, que pode controlar a pressão no fundo do poço com válvulas de estrangulamento. Por exemplo, uma solução de salmoura de KCl a 4% contendo goma xantana como agente de aderência e amido para controlar a filtração seria adequada. O peso do fluido é de cerca de 8,6 a 9,0 libras por galão e qualquer pressão adicional necessária para sobrepressurizar a formação será aplicada à válvula de estrangulamento.
Em caso de perda, a perfuração pode ser continuada. Se a perda for aceitável, o estrangulamento pode ser aberto para aproximar a pressão de circulação da pressão do reservatório, ou o estrangulamento pode ser fechado por um período até que a perda seja corrigida. Em termos de controle de pressão, a flexibilidade e a adaptabilidade dos tubos flexíveis são muito superiores às das sondas de perfuração convencionais.
Outra estratégia que também pode ser considerada na perfuração com flexitubo é mudar para perfuração subbalanceada assim que uma fratura de alta permeabilidade for cruzada, 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 concluído normalmente a baixo custo. No entanto, se as fraturas forem cruzadas, a formação é protegida contra danos e a produção pode ser maximizada pela perfuração subbalanceada. Com o equipamento e o projeto de trajetória corretos, mais de 2.130 metros podem ser percorridos em Austin Chalka.
Generalizar. Este artigo descreve os conceitos e considerações ao planejar campanhas de reperfuração de baixo custo usando perfuração por TC. Cada aplicação será ligeiramente diferente, e este artigo aborda as principais considerações. A tecnologia CTD amadureceu, mas as aplicações foram reservadas para duas áreas específicas que a apoiaram em seus primeiros anos. A tecnologia CTD agora pode ser usada sem o compromisso financeiro de uma atividade de longo prazo.
Potencial de valor. Há centenas de milhares de poços produtores que eventualmente precisarão ser fechados, mas ainda há volumes comerciais de petróleo e gás por trás do oleoduto. O CTD oferece uma maneira de adiar liberações e garantir reservas de bypass com investimento mínimo de capital. Tambores também podem ser lançados no mercado em um prazo muito curto, permitindo que os operadores aproveitem os altos preços em semanas, em vez de meses, e sem a necessidade de contratos de longo prazo.
Melhorias na eficiência beneficiam todo o setor, seja por meio da digitalização, de melhorias ambientais ou operacionais. O flexitubo contribuiu para a redução de custos em certas partes do mundo e, agora que o setor está mudando, pode oferecer os mesmos benefícios em maior escala.