Mahusay na dokumentado na ang mga incremental na pagpapabuti sa pagganap ng atleta ay maaaring maipon upang lumikha ng isang panalong koponan.Ang mga operasyon ng oilfield ay walang pagbubukod at mahalagang samantalahin ang potensyal na ito upang alisin ang mga hindi kinakailangang gastos sa interbensyon.Anuman ang mga presyo ng langis, bilang isang industriya nahaharap tayo sa pang-ekonomiya at panlipunang panggigipit upang maging mahusay hangga't maaari.
Sa kasalukuyang kapaligiran, ang pagkuha ng huling bariles ng langis mula sa mga kasalukuyang asset sa pamamagitan ng muling pagpapakilala at pagbabarena ng mga sangay sa mga umiiral na balon ay isang matalino at cost-effective na diskarte - basta ito ay magagawa sa cost-effective na paraan.Ang coiled tubing drilling (CT) ay isang hindi gaanong ginagamit na teknolohiya na nagpapahusay sa kahusayan sa maraming lugar kumpara sa conventional drilling.Inilalarawan ng artikulong ito kung paano maaaring samantalahin ng mga operator ang mga nadagdag na kahusayan na maibibigay ng CTD upang mabawasan ang mga gastos.
matagumpay na pagpasok.Sa ngayon, ang coiled tubing (CTD) drilling technology ay nakahanap ng dalawang matagumpay ngunit natatanging niches sa Alaska at Middle East, fig.1. Sa North America, hindi pa gaanong ginagamit ang teknolohiyang ito.Kilala rin bilang drillless drilling, inilalarawan kung paano magagamit ang teknolohiya ng CTD para kunin ang mga bypass reserves sa likod ng pipeline sa murang halaga;sa ilang mga kaso, ang panahon ng pagbabayad ng isang bagong sangay ay maaaring masukat sa mga buwan.Hindi lamang magagamit ang CTD sa mga murang aplikasyon, ngunit ang likas na bentahe ng CT para sa hindi balanseng mga operasyon ay maaaring magbigay ng kakayahang umangkop sa pagpapatakbo na maaaring lubos na tumaas ang rate ng tagumpay para sa bawat wellbore sa isang ubos na larangan.
Ginamit ang CTD sa underbalanced na pagbabarena upang mapataas ang produksyon sa mga ubos na conventional oil at gas field.Ang application na ito ng teknolohiya ay matagumpay na nailapat sa mababang permeability declining reservoirs sa Middle East, kung saan ang bilang ng mga CTD rig ay dahan-dahang tumaas sa nakalipas na ilang taon.Kapag ginamit ang hindi balanseng CTD, maaari itong muling ipakilala sa pamamagitan ng mga bagong balon o mga kasalukuyang balon.Ang isa pang pangunahing matagumpay na multi-taon na aplikasyon ng CTD ay nasa North Slope ng Alaska, kung saan ang CTD ay nagbibigay ng murang paraan upang muling i-commission ang mga lumang balon at pataasin ang produksyon.Ang teknolohiya sa application na ito ay lubos na nagpapataas ng bilang ng mga margin barrel na magagamit sa mga producer ng North Slope.
Ang pagtaas ng kahusayan ay humahantong sa mas mababang gastos.Ang CTD ay maaaring maging mas epektibo sa gastos kaysa sa maginoo na pagbabarena para sa dalawang dahilan.Una, nakikita natin ito sa kabuuang halaga ng bawat bariles, mas mababa ang muling pagpasok sa pamamagitan ng CTD kaysa sa pamamagitan ng mga bagong infill na balon.Pangalawa, nakikita natin ito sa pagbabawas ng well cost variability dahil sa coiled tubing adaptability.Narito ang iba't ibang kahusayan at benepisyo:
pagkakasunud-sunod ng mga operasyon.Posible ang pagbabarena nang walang rig, CTD para sa lahat ng operasyon, o kumbinasyon ng workover rig at coiled tubing.Ang desisyon kung paano itatayo ang proyekto ay nakasalalay sa pagkakaroon at ekonomiya ng mga nagbibigay ng serbisyo sa lugar.Depende sa sitwasyon, ang paggamit ng workover rigs, wireline rigs at coiled tubing ay maaaring magbigay ng maraming benepisyo sa mga tuntunin ng uptime at gastos.Kasama sa mga pangkalahatang hakbang ang:
Ang mga hakbang 3, 4 at 5 ay maaaring gawin gamit ang CTD package.Ang natitirang mga yugto ay dapat isagawa ng overhaul team.Sa mga kaso kung saan ang mga workover rig ay mas mura, ang mga paglabas ng casing ay maaaring gawin bago i-install ang CTD package.Tinitiyak nito na ang CTD package ay binabayaran lamang kapag ang pinakamataas na halaga ay ibinigay.
Ang pinakamahusay na solusyon sa North America ay karaniwang gawin ang mga hakbang 1, 2 at 3 sa ilang mga balon na may workover rig bago ipatupad ang CTD package.Ang mga operasyon ng CTD ay maaaring tumagal nang kasing liit ng dalawa hanggang apat na araw, depende sa target na pagbuo.Kaya, ang overhaul block ay maaaring sundin ang CTD operation, at pagkatapos ay ang CTD package at ang overhaul package ay ganap na ipapatupad.
Ang pag-optimize ng kagamitang ginamit at ang pagkakasunud-sunod ng mga operasyon ay maaaring magkaroon ng malaking epekto sa kabuuang halaga ng mga operasyon.Kung saan makakahanap ng pagtitipid sa gastos ay depende sa lokasyon ng operasyon.Sa isang lugar na walang drilling work na may workover units ay inirerekomenda, sa ibang mga kaso ang paggamit ng coiled tubing units upang maisagawa ang lahat ng trabaho ay maaaring ang pinakamahusay na solusyon.
Sa ilang mga lokasyon, magiging epektibo ang gastos na magkaroon ng dalawang fluid return system at i-install ang pangalawa kapag na-drill ang unang balon.Ang likidong pakete mula sa unang balon ay inililipat sa pangalawang balon, i.sa pamamagitan ng pakete ng pagbabarena.Pinaliit nito ang oras ng pagbabarena 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 i-maximize ang uptime at mabawasan ang mga gastos.
Walang kapantay na mga kakayahan sa pagkontrol ng presyon.Ang pinaka-halatang kakayahan ng CTD ay ang tumpak na kontrol ng wellbore pressure.Ang mga coiled tubing unit ay idinisenyo para sa underbalanced na operasyon, at parehong underbalanced at underbalanced na pagbabarena ay maaaring gumamit ng BHP chokes bilang pamantayan.
Gaya ng nabanggit kanina, posible ring mabilis na lumipat mula sa mga operasyon sa pagbabarena patungo sa mga kontroladong operasyon ng overbalance sa presyon patungo sa mga underbalanced na operasyon.Noong nakaraan, ang mga CTD ay itinuturing na limitado sa lateral na haba na maaaring i-drill.Sa kasalukuyan, ang mga paghihigpit ay tumaas nang malaki, bilang ebidensya ng kamakailang proyekto sa North Slope ng Alaska, na higit sa 7,000 talampakan sa nakahalang direksyon.Ito ay maaaring makamit sa pamamagitan ng paggamit ng patuloy na umiikot na mga gabay, mas malalaking diameter coils at mas mahabang reach tool sa BHA.
Kinakailangan ang kagamitan para sa CTD packaging.Ang kagamitan na kailangan para sa isang CTD package ay depende sa reservoir at kung kinakailangan ang pagpili ng drawdown.Pangunahing nangyayari ang mga pagbabago sa likod na bahagi ng likido.Ang isang simpleng koneksyon ng nitrogen injection ay madaling mailagay sa loob ng pump, na handang lumipat sa two-stage drilling kung kinakailangan, fig.3. Ang mga nitrogen pump ay madaling pakilusin sa karamihan ng mga lokasyon sa United States.Kung may pangangailangan na lumipat sa hindi balanseng mga operasyon sa pagbabarena, kinakailangan ang mas maingat na engineering sa likurang bahagi upang magbigay ng kakayahang umangkop sa pagpapatakbo at mabawasan ang mga gastos.
Ang unang bahagi sa ibaba ng agos ng blowout preventer stack ay ang throttle manifold.Ito ang pamantayan para sa lahat ng operasyon ng pagbabarena ng CT na ginagamit upang kontrolin ang presyon sa ilalim ng butas.Ang susunod na aparato ay isang splitter.Kapag nagtatrabaho sa labis na balanse, kung ang drawdown ay hindi inaasahan, kung gayon ito ay maaaring maging isang simpleng drilling gas separator, na maaaring ma-bypass kung ang sitwasyon ng kontrol ng balon ay hindi nalutas.Kung inaasahan ang pagbagsak, maaaring itayo ang alinman sa 3-phase o 4-phase na mga 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 ay magkakaroon ng mga tangke na gagamitin bilang mga hukay.Kung maaari, ang mga ito ay maaaring simpleng open-top fracturing tank o production tank farm.Dahil sa maliit na halaga ng putik kapag muling ipinasok ang CTD, hindi na kailangan ng shaker.Ang putik ay tumira sa separator o sa isa sa mga hydraulic fracturing tank.Kung hindi ginagamit ang isang separator, mag-install ng mga baffle sa tangke upang makatulong na paghiwalayin ang separator weir grooves.Ang susunod na hakbang ay upang i-on ang centrifuge na konektado sa huling yugto upang alisin ang natitirang mga solido bago muling sirkulasyon.Kung ninanais, ang isang tangke ng paghahalo ay maaaring isama sa sistema ng tangke/pit upang paghaluin ang isang simpleng solids-free drilling fluid system, o sa ilang mga kaso, maaaring mabili ang pre-mixed drilling fluid.Pagkatapos ng unang balon, dapat na posible na ilipat ang pinaghalong putik sa pagitan ng mga balon at gamitin ang sistema ng putik upang mag-drill ng maraming mga balon, kaya ang tangke ng paghahalo ay kailangan lamang na mai-install nang isang beses.
Mga pag-iingat para sa mga likido sa pagbabarena.Mayroong ilang mga opsyon para sa pagbabarena ng mga likido na angkop para sa CTD.Ang ilalim na linya ay ang paggamit ng mga simpleng likido na hindi naglalaman ng mga solidong particle.Ang mga inhibited brines na may polymer ay pamantayan para sa positibo o kinokontrol na mga aplikasyon ng presyon.Ang drilling fluid na ito ay dapat na mas mura kaysa sa drilling fluid na ginagamit sa conventional drilling rigs.Hindi lamang nito binabawasan ang mga gastos sa pagpapatakbo, ngunit pinapaliit din ang anumang karagdagang mga gastos na nauugnay sa pagkawala kung sakaling magkaroon ng pagkawala.
Kapag kulang sa balanse ang pagbabarena, ito ay maaaring alinman sa dalawang-phase na likido sa pagbabarena o isang solong-phase na likido sa pagbabarena.Ito ay matutukoy sa pamamagitan ng reservoir pressure at well design.Ang single phase fluid na ginagamit para sa hindi balanseng pagbabarena ay karaniwang tubig, brine, langis o diesel.Ang bawat isa sa kanila 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 system sa pamamagitan ng pagliit ng pinsala sa ibabaw ng layer/fouling.Ang pagbabarena gamit ang single-phase na mga likido sa pagbabarena 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, mayroong dalawang mahalagang salik na dapat isaalang-alang.Tulad 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 i-ugoy sa ibabaw ng pangunahing balbula at i-secure pa rin ang ejector mula sa balbula.
Ang deployment sequence ay ilagay ang BHA sa butas, ilagay ang injector at lubricator sa ibabaw ng butas, tipunin ang BHA sa surface cable head, bawiin ang BHA papunta sa lubricator, ilipat ang injector at lubricator pabalik sa butas, at buuin ang koneksyon.sa BOP.Nangangahulugan ang diskarteng ito na walang turret o pressure deployment ang kinakailangan, na ginagawang mabilis at ligtas ang deployment.
Ang ikalawang pagsasaalang-alang ay ang uri ng pormasyon na binabarena.Sa CTD, ang orientation ng mukha ng tool sa pag-drill ng direksyon ay tinutukoy ng gabay na module, na bahagi ng BHA ng pagbabarena.Ang orienteer ay dapat na patuloy na makapag-navigate, ibig sabihin, paikutin ang clockwise o counterclockwise nang hindi humihinto, maliban kung kinakailangan ng directional drilling rig.Binibigyang-daan ka nitong mag-drill ng perpektong tuwid na butas habang pina-maximize ang WOB at lateral reach.Pinapadali ng pagtaas ng WOB ang pag-drill ng mahaba o maikling gilid sa mataas na ROP.
Halimbawa ng South Texas.Mahigit sa 20,000 pahalang na balon ang na-drill sa Eagle Ford shale fields. Ang dula ay naging aktibo sa loob ng mahigit isang dekada, at ang bilang ng mga marginal well na mangangailangan ng P&A ay tumataas. Ang dula ay naging aktibo sa loob ng 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 field ay naging aktibo nang higit sa 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, увеличива. Ang field ay naging aktibo nang higit sa isang dekada at ang bilang ng mga lateral well na nangangailangan ng P&A ay tumataas.Ang lahat ng mga balon na nakatakdang gumawa ng Eagle Ford Shale ay dadaan sa Austin Chalk, isang kilalang reservoir na gumawa ng komersyal na dami ng hydrocarbon sa loob ng maraming taon.Ang isang imprastraktura ay inilagay sa lugar upang samantalahin ang anumang karagdagang mga bariles na maaaring ilagay sa merkado.
Malaki ang kinalaman ng chalk drilling sa Austin sa pag-aaksaya.Ang mga carboniferous formation ay nabali, at ang mga makabuluhang pagkalugi ay posible kapag tumatawid sa malalaking bali.Karaniwang ginagamit ang oil-based na mud para sa pagbabarena, kaya ang halaga ng mga nawawalang bucket ng oil-based na mud ay maaaring malaking bahagi ng halaga ng isang balon.Ang problema ay hindi lamang ang halaga ng nawawalang likido sa pagbabarena, 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 pagkakaiba-iba sa mga gastos sa drilling fluid, magagamit ng mga operator ang kanilang kapital nang mas mahusay.
Ang drilling fluid na maaaring gamitin ay isang simpleng solids-free brine na kayang kontrolin ang downhole pressure gamit ang mga chokes.Halimbawa, angkop ang isang 4% KCL brine solution na naglalaman ng xanthan gum bilang tackifier at starch para makontrol ang pagsasala.Ang bigat ng likido ay humigit-kumulang 8.6-9.0 pounds bawat galon at anumang karagdagang presyon na kinakailangan upang ma-overpress ang pagbuo ay ilalapat sa choke valve.
Kung ang isang pagkawala ay nangyari, ang pagbabarena ay maaaring ipagpatuloy, kung ang pagkawala ay katanggap-tanggap, ang choke ay maaaring buksan upang dalhin ang circulating pressure na mas malapit sa reservoir pressure, o ang choke ay maaaring sarado pa sa loob ng isang panahon hanggang sa ang pagkawala ay naitama.Sa mga tuntunin ng kontrol sa presyon, ang flexibility at adaptability ng coiled tubing ay mas mahusay kaysa sa conventional drilling rigs.
Ang isa pang diskarte na maaari ding isaalang-alang kapag nag-drill gamit ang coiled tubing ay ang lumipat sa underbalanced na pagbabarena sa sandaling tumawid ang isang high-permeability fracture, na nalulutas ang problema ng leakage at nagpapanatili ng fracture productivity.Nangangahulugan ito na kung ang mga bali ay hindi magsalubong, ang balon ay maaaring kumpletuhin nang normal sa murang halaga.Gayunpaman, kung ang mga bali ay tumawid, ang pagbuo ay protektado mula sa pinsala at ang produksyon ay maaaring mapakinabangan sa pamamagitan ng hindi balanseng pagbabarena.Gamit ang tamang kagamitan at disenyo ng tilapon, mahigit 7,000 talampakan ang maaaring malakbay sa Austin Chalka.
gawing pangkalahatan.Inilalarawan ng artikulong ito ang mga konsepto at pagsasaalang-alang kapag nagpaplano ng murang mga kampanyang muling pagbabarena gamit ang CT drilling.Ang bawat aplikasyon ay bahagyang naiiba, at ang artikulong ito ay sumasaklaw sa mga pangunahing pagsasaalang-alang.Ang teknolohiya ng CTD ay lumago na, ngunit ang mga aplikasyon ay nakalaan para sa dalawang partikular na lugar na sumuporta sa teknolohiya sa mga unang taon nito.Magagamit na ngayon ang teknolohiya ng CTD nang walang pinansiyal na pangako ng isang pangmatagalang aktibidad.
potensyal na halaga.Mayroong daan-daang libong gumagawa ng mga balon na sa kalaunan ay kailangang isara, ngunit mayroon pa ring komersyal na dami ng langis at gas sa likod ng pipeline.Nagbibigay ang CTD ng paraan para ipagpaliban ang mga release at secure na bypass reserves na may kaunting capital outlay.Ang mga drum ay maaari ding dalhin sa merkado sa napakaikling paunawa, na nagpapahintulot sa mga operator na samantalahin ang mataas na presyo sa mga linggo kaysa sa mga buwan, at nang hindi nangangailangan ng mga pangmatagalang kontrata.
Ang mga pagpapabuti sa kahusayan ay nakikinabang sa buong industriya, maging ito man ay digitalization, mga pagpapabuti sa kapaligiran o mga pagpapahusay sa pagpapatakbo.Ginampanan ng coiled tubing ang bahagi nito sa pagpapababa ng mga gastos sa ilang bahagi ng mundo, at ngayong nagbabago na ang industriya, maaari itong maghatid ng parehong mga benepisyo sa mas malaking sukat.