Хорошо известно, что постепенные улучшения в спортивных результатах могут быть накоплены для создания команды-победителя. Нефтепромысловые операции не являются исключением, и важно воспользоваться этим потенциалом, чтобы исключить ненужные затраты на вмешательство. Независимо от цен на нефть, как отрасль мы сталкиваемся с экономическим и социальным давлением, чтобы быть максимально эффективными.
В текущих условиях извлечение последнего барреля нефти из существующих активов путем повторного ввода и бурения ответвлений в существующих скважинах является разумной и экономически эффективной стратегией — при условии, что это можно сделать экономически эффективно. Бурение с использованием гибких труб (ГНКТ) — это недоиспользуемая технология, которая повышает эффективность во многих областях по сравнению с обычным бурением. В этой статье описывается, как операторы могут воспользоваться преимуществами повышения эффективности, которые может обеспечить ГНКТ, для снижения затрат.
успешный вход. На сегодняшний день технология бурения с использованием гибких труб (CTD) нашла две успешные, но различные ниши на Аляске и Ближнем Востоке, рис. 1. В Северной Америке эта технология пока не получила широкого распространения. Также известная как бурение без бурения, описывает, как технология CTD может использоваться для извлечения обходных запасов за трубопроводом с низкими затратами; в некоторых случаях период окупаемости новой ветки может измеряться месяцами. CTD может использоваться не только в малозатратных приложениях, но и неотъемлемое преимущество CT для операций на депрессии может обеспечить эксплуатационную гибкость, которая может значительно повысить процент успеха для каждой скважины на истощенном месторождении.
CTD использовался при бурении на депрессии для увеличения добычи на истощенных традиционных нефтяных и газовых месторождениях. Это применение технологии было очень успешно применено к низкопроницаемым снижающимся коллекторам на Ближнем Востоке, где количество установок CTD медленно увеличивалось в течение последних нескольких лет. При использовании CTD на депрессии его можно повторно ввести через новые скважины или существующие скважины. Другое крупное успешное многолетнее применение CTD осуществляется на Северном склоне Аляски, где CTD обеспечивает недорогой метод повторного ввода в эксплуатацию старых скважин и увеличения добычи. Технология в этом применении значительно увеличивает количество баррелей маржинальной прибыли, доступных производителям Северного склона.
Повышение эффективности приводит к снижению затрат. CTD может быть более рентабельным, чем традиционное бурение, по двум причинам. Во-первых, мы видим это в общей стоимости за баррель, меньшем повторном входе через CTD, чем через новые уплотняющие скважины. Во-вторых, мы видим это в снижении изменчивости стоимости скважины из-за адаптивности гибких труб. Вот различные показатели эффективности и преимущества:
последовательность операций. Возможно бурение без установки, CTD для всех операций или сочетание установок для капитального ремонта скважин и гибкой трубы. Решение о том, как построить проект, зависит от доступности и экономичности поставщиков услуг в этом районе. В зависимости от ситуации использование установок для капитального ремонта скважин, канатных установок и гибкой трубы может обеспечить множество преимуществ с точки зрения времени безотказной работы и затрат. Общие шаги включают:
Шаги 3, 4 и 5 могут быть выполнены с использованием пакета CTD. Оставшиеся этапы должны быть выполнены бригадой по капитальному ремонту. В случаях, когда установки для капитального ремонта скважин обходятся дешевле, выходы обсадных труб могут быть выполнены до установки пакета CTD. Это гарантирует, что пакет CTD будет оплачен только при предоставлении максимальной стоимости.
Лучшим решением в Северной Америке обычно является выполнение шагов 1, 2 и 3 на нескольких скважинах с помощью установок для капитального ремонта скважин до внедрения пакета CTD. Операции CTD могут длиться всего два-четыре дня, в зависимости от целевого пласта. Таким образом, блок капитального ремонта может следовать за операцией CTD, а затем пакет CTD и пакет капитального ремонта выполняются в полном тандеме.
Оптимизация используемого оборудования и последовательности операций может оказать существенное влияние на общую стоимость операций. Где найти экономию средств, зависит от места проведения операции. Где-то рекомендуется работа без бурения с установками для капитального ремонта скважин, в других случаях использование установок с колтюбингом для выполнения всех работ может быть наилучшим решением.
В некоторых местах будет экономически эффективно иметь две системы возврата жидкости и установить вторую, когда пробурена первая скважина. Затем пакет жидкости из первой скважины переносится во вторую скважину, т. е. пакетом бурения. Это минимизирует время бурения на скважину и снижает затраты. Гибкость гибких труб позволяет оптимизировать планирование для максимального времени безотказной работы и минимизации затрат.
Непревзойденные возможности контроля давления. Наиболее очевидной возможностью CTD является точный контроль давления в стволе скважины. Колтюбинговые установки предназначены для работы на депрессии, и как при бурении на депрессии, так и при бурении на депрессии могут использоваться штуцеры BHP в качестве стандарта.
Как упоминалось ранее, также возможно быстро переключиться с операций бурения на операции с контролируемым давлением репрессии на операции с депрессией. В прошлом CTD считались ограниченными по боковой длине, которую можно было бы пробурить. В настоящее время ограничения значительно возросли, о чем свидетельствует недавний проект на Северном склоне Аляски, который составляет более 7000 футов в поперечном направлении. Этого можно достичь, используя непрерывно вращающиеся направляющие, катушки большего диаметра и инструменты с большим вылетом в BHA.
Оборудование, необходимое для упаковки CTD. Оборудование, необходимое для упаковки CTD, зависит от резервуара и от того, требуется ли выбор понижения давления. Изменения происходят в основном на обратной стороне жидкости. Простое соединение для впрыска азота можно легко разместить внутри насоса, готового к переключению на двухступенчатое бурение при необходимости, рис. 3. Азотные насосы легко мобилизовать в большинстве мест в Соединенных Штатах. Если необходимо переключиться на операции бурения на депрессии, требуется более продуманная инженерия на задней стороне, чтобы обеспечить эксплуатационную гибкость и сократить расходы.
Первым компонентом ниже по потоку от блока противовыбросовых превенторов является дроссельный коллектор. Это стандарт для всех операций бурения ГНКТ, используемый для контроля забойного давления. Следующее устройство — разделитель. При работе на репрессии, если просадка не предвидится, то это может быть простой сепаратор бурового газа, который можно обойти, если ситуация с контролем скважины не будет решена. Если ожидается просадка, можно построить либо 3-фазные, либо 4-фазные сепараторы с самого начала, либо можно остановить бурение и установить полный сепаратор. Разделитель должен быть подключен к сигнальным факелам, расположенным на безопасном расстоянии.
После сепаратора будут резервуары, используемые в качестве ям. Если возможно, это могут быть простые открытые резервуары для гидроразрыва или производственные резервуарные парки. Из-за небольшого количества шлама при повторной установке CTD нет необходимости в вибросите. Шлам осядет в сепараторе или в одном из резервуаров для гидроразрыва. Если сепаратор не используется, установите в резервуаре перегородки, чтобы помочь разделить водосливные канавки сепаратора. Следующий шаг — включить центрифугу, подключенную к последней ступени, чтобы удалить оставшиеся твердые частицы перед рециркуляцией. При желании в систему резервуара/ямы можно включить смесительный резервуар для смешивания простой системы бурового раствора без твердых частиц, или в некоторых случаях можно приобрести предварительно смешанный буровой раствор. После первой скважины должна быть возможность перемещать смешанный раствор между скважинами и использовать систему бурового раствора для бурения нескольких скважин, поэтому смесительный резервуар нужно установить только один раз.
Меры предосторожности для буровых растворов. Существует несколько вариантов буровых растворов, подходящих для CTD. Суть в том, чтобы использовать простые жидкости, не содержащие твердых частиц. Ингибированные рассолы с полимерами являются стандартными для приложений с положительным или контролируемым давлением. Этот буровой раствор должен стоить значительно меньше, чем буровой раствор, используемый на обычных буровых установках. Это не только снижает эксплуатационные расходы, но и минимизирует любые дополнительные расходы, связанные с потерями в случае потери.
При бурении на депрессии это может быть либо двухфазный буровой раствор, либо однофазный буровой раствор. Это будет определяться пластовым давлением и конструкцией скважины. Однофазный раствор, используемый для бурения на депрессии, обычно представляет собой воду, рассол, нефть или дизельное топливо. Каждый из них может быть дополнительно уменьшен в весе путем одновременной инъекции азота.
Бурение на депрессии может значительно улучшить экономику системы за счет минимизации повреждения/загрязнения поверхностного слоя. Бурение с однофазными буровыми растворами часто кажется менее затратным на первый взгляд, но операторы могут значительно улучшить свою экономику за счет минимизации повреждения поверхности и устранения дорогостоящей стимуляции, что в конечном итоге увеличит добычу.
Заметки о КНБК. При выборе компоновки низа бурильной колонны (КНБК) для CTD следует учитывать два важных фактора. Как упоминалось ранее, время сборки и развертывания особенно важно. Поэтому первым фактором, который следует учитывать, является общая длина КНБК, рис. 4. КНБК должна быть достаточно короткой, чтобы полностью перекинуться через главный клапан и при этом закрепить эжектор на клапане.
Последовательность развертывания заключается в размещении КНБК в скважине, размещении инжектора и лубрикатора над скважиной, сборке КНБК на поверхностной кабельной головке, втягивании КНБК в лубрикатор, перемещении инжектора и лубрикатора обратно в скважину и создании соединения. к BOP. Такой подход означает, что не требуется развертывание турели или давления, что делает развертывание быстрым и безопасным.
Второе соображение — тип буримой формации. В CTD ориентация торца инструмента направленного бурения определяется направляющим модулем, который является частью буровой BHA. Ориентирующий должен иметь возможность непрерывно перемещаться, т. е. вращаться по часовой стрелке или против часовой стрелки без остановки, если только это не требуется для установки направленного бурения. Это позволяет бурить идеально прямую скважину, максимизируя нагрузку на долото и боковой вылет. Увеличенная нагрузка на долото облегчает бурение длинных или коротких сторон с высокой скоростью проходки.
Пример Южного Техаса. На сланцевых месторождениях Игл-Форд пробурено более 20 000 горизонтальных скважин. Месторождение находится в эксплуатации уже более десяти лет, и число малодебитных скважин, требующих проведения работ по очистке и амортизации, растет. Месторождение находится в эксплуатации уже более десяти лет, и число малодебитных скважин, требующих проведения работ по очистке и амортизации, растет. Месторождение активно существует уже более десяти лет, и количество малорентабельных скважин, требующих P&A, увеличивается. Месторождение эксплуатируется уже более десяти лет, и число малодебитных скважин, требующих проведения санации и ликвидации, растет.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 существует уже более десяти лет, и количество краевых скважин, требующих P&A, увеличивается. Месторождение эксплуатируется уже более десяти лет, и количество боковых скважин, требующих проведения работ по очистке и амортизации, растет.Все скважины, предназначенные для добычи Eagle Ford Shale, пройдут через Austin Chalk, известный резервуар, который производил коммерческие объемы углеводородов в течение многих лет. Была создана инфраструктура, чтобы воспользоваться любыми дополнительными баррелями, которые могут быть выставлены на рынок.
Бурение мела в Остине во многом связано с потерями. Каменноугольные формации трещиноваты, и при пересечении крупных трещин возможны значительные потери. Для бурения обычно используется буровой раствор на нефтяной основе, поэтому стоимость потерянных ведер бурового раствора на нефтяной основе может составлять значительную часть стоимости скважины. Проблема заключается не только в стоимости потерянного бурового раствора, но и в изменении стоимости скважины, что также необходимо учитывать при составлении годовых бюджетов; за счет снижения изменчивости стоимости бурового раствора операторы могут использовать свой капитал более эффективно.
Буровой раствор, который можно использовать, представляет собой простой рассол без твердых частиц, который может контролировать давление в скважине с помощью штуцеров. Например, подойдет 4% раствор рассола KCL, содержащий ксантановую камедь в качестве загустителя и крахмал для контроля фильтрации. Вес жидкости составляет около 8,6-9,0 фунтов на галлон, и любое дополнительное давление, необходимое для создания избыточного давления в пласте, будет приложено к штуцерному клапану.
Если происходит потеря, бурение может быть продолжено, если потеря приемлема, штуцер может быть открыт, чтобы приблизить циркуляционное давление к пластовому давлению, или штуцер может быть даже закрыт на некоторое время, пока потеря не будет устранена. С точки зрения контроля давления гибкость и адаптивность гибких труб намного лучше, чем у обычных буровых установок.
Другая стратегия, которую также можно рассмотреть при бурении с помощью гибкой трубы, — это переключение на бурение на депрессии сразу после пересечения высокопроницаемой трещины, что решает проблему утечки и поддерживает производительность трещины. Это означает, что если трещины не пересекаются, скважину можно закончить обычным образом с низкими затратами. Однако если трещины пересекаются, пласт защищен от повреждений, и добыча может быть максимизирована бурением на депрессии. При правильном оборудовании и траектории на месторождении Остин-Чалка можно пройти более 7000 футов.
обобщать. В этой статье описываются концепции и соображения при планировании малозатратных кампаний по повторному бурению с использованием CT-бурения. Каждое приложение будет немного отличаться, и в этой статье рассматриваются основные соображения. Технология CTD достигла зрелости, но приложения были зарезервированы для двух конкретных областей, которые поддерживали технологию в первые годы ее существования. Технология CTD теперь может использоваться без финансовых обязательств долгосрочной деятельности.
потенциал стоимости. Существуют сотни тысяч добывающих скважин, которые в конечном итоге придется закрыть, но за трубопроводом все еще есть коммерческие объемы нефти и газа. CTD обеспечивает способ отсрочить выбросы и обеспечить обходные резервы с минимальными капитальными затратами. Бочки также могут быть выведены на рынок в очень короткие сроки, что позволяет операторам воспользоваться высокими ценами в течение недель, а не месяцев, и без необходимости заключения долгосрочных контрактов.
Повышение эффективности приносит пользу всей отрасли, будь то цифровизация, улучшение окружающей среды или эксплуатационные улучшения. Колтюбинг сыграл свою роль в снижении затрат в определенных частях мира, и теперь, когда отрасль меняется, он может обеспечить те же преимущества в большем масштабе.