Добре задокументовано, що поступове покращення спортивних результатів може бути накопичене для створення команди-переможця. Операції на нафтових родовищах не є винятком, і важливо скористатися цим потенціалом, щоб усунути непотрібні витрати на втручання. Незалежно від цін на нафту, як галузь ми стикаємося з економічним та соціальним тиском, щоб бути максимально ефективними.
У нинішніх умовах видобуток останнього бареля нафти з існуючих активів шляхом повторного введення та буріння відгалужень в існуючих свердловинах є розумною та економічно ефективною стратегією – за умови, що це можна зробити економічно ефективно. Буріння з використанням колтюбінгу (КТ) – це недостатньо використовувана технологія, яка підвищує ефективність у багатьох сферах порівняно зі звичайним бурінням. У цій статті описано, як оператори можуть скористатися перевагами підвищення ефективності, які може забезпечити КТ, для зниження витрат.
успішний вихід. На сьогоднішній день технологія буріння з використанням колтюбінгу (CTD) знайшла дві успішні, але різні ніші на Алясці та Близькому Сході, рис. 1. У Північній Америці ця технологія ще не отримала широкого поширення. Також відома як безбурильне буріння, описує, як технологію CTD можна використовувати для видобутку байпасних запасів за трубопроводом з низькими витратами; у деяких випадках термін окупності нової гілки може вимірюватися місяцями. CTD можна використовувати не тільки в низьковитратних застосуваннях, але й притаманна перевага CT для операцій на депресії може забезпечити операційну гнучкість, яка може значно підвищити рівень успішності для кожної свердловини у виснаженому родовищі.
Технологія CTD використовувалася в бурінні на депресії для збільшення видобутку на виснажених традиційних нафтогазових родовищах. Це застосування технології було дуже успішно застосовано до низькопроникних колекторів зі зниженням видобутку на Близькому Сході, де кількість бурових установок CTD повільно зростала протягом останніх кількох років. При використанні CTD на депресії його можна повторно ввести через нові або існуючі свердловини. Ще одне велике успішне багаторічне застосування CTD - на Північному схилі Аляски, де CTD забезпечує низьковитратний метод повторного введення в експлуатацію старих свердловин та збільшення видобутку. Технологія в цьому застосуванні значно збільшує кількість барелів з маржею, доступних виробникам на Північному схилі.
Підвищення ефективності призводить до зниження витрат. Буріння з ковзною трубою (CTD) може бути економічно вигіднішим за традиційне буріння з двох причин. По-перше, ми бачимо це в загальній вартості одного бареля, меншому повторному вході через CTD, ніж через нові свердловини, що ущільнюються. По-друге, ми бачимо це у зменшенні варіабельності вартості свердловин завдяки адаптивності колтюбінгових систем. Ось різні показники ефективності та переваги:
Послідовність операцій. Можливе буріння без бурової установки, буріння з перевантаженням для всіх операцій або комбінація бурових установок для капітального ремонту та колтюбінгу. Рішення про спосіб реалізації проекту залежить від наявності та економічної доцільності постачальників послуг у цьому регіоні. Залежно від ситуації, використання бурових установок для капітального ремонту, каротажних бурових установок та колтюбінгу може забезпечити багато переваг з точки зору часу безвідмовної роботи та витрат. Загальні кроки включають:
Кроки 3, 4 та 5 можна виконати за допомогою пакету CTD. Решту етапів має виконати бригада з капітального ремонту. У випадках, коли бурові установки для капітального ремонту є менш дорогими, вихід обсадних колон може бути виконаний до встановлення пакету CTD. Це гарантує, що пакет CTD оплачується лише за умови надання максимальної вартості.
Найкращим рішенням у Північній Америці зазвичай є виконання кроків 1, 2 та 3 на кількох свердловинах за допомогою бурових установок для капітального ремонту перед впровадженням пакету CTD. Операції CTD можуть тривати від двох до чотирьох днів, залежно від пласта. Таким чином, блок капітального ремонту може слідувати за операціями CTD, а потім пакет CTD та пакет капітального ремонту виконуються повністю одночасно.
Оптимізація використовуваного обладнання та послідовності операцій може суттєво вплинути на загальну вартість операцій. Де знайти економію коштів залежить від місця проведення операцій. Десь рекомендується безбурильний режим роботи з використанням установок для капітального ремонту, в інших випадках найкращим рішенням може бути використання колтюбінгових установок для виконання всіх робіт.
У деяких місцях буде економічно вигідно мати дві системи повернення рідини та встановлювати другу після буріння першої свердловини. Рідинний пакет з першої свердловини потім переміщується до другої свердловини, тобто за допомогою бурового пакету. Це мінімізує час буріння на одну свердловину та зменшує витрати. Гнучкість гнучких труб дозволяє оптимізувати планування для максимізації часу безвідмовної роботи та мінімізації витрат.
Неперевершені можливості контролю тиску. Найбільш очевидною можливістю CTD є точний контроль тиску в свердловині. Колтюбінгові установки розроблені для роботи на депресії, і як для буріння на депресії, так і для буріння на депресії можуть стандартно використовувати дроселі BHP.
Як згадувалося раніше, також можливо швидко перейти від бурових операцій до операцій з контрольованим надлишковим тиском та операцій з депресією. У минулому вважалося, що CTD обмежені в поперечній довжині, яку можна було пробурити. Наразі обмеження значно зросли, про що свідчить нещодавній проект на Північному схилі Аляски, який становить понад 7000 футів у поперечному напрямку. Цього можна досягти, використовуючи напрямні безперервно обертові, котушки більшого діаметра та інструменти з більшим вильотом у BHA.
Обладнання, необхідне для пакування CTD. Обладнання, необхідне для пакування CTD, залежить від пласта та від того, чи потрібен вибір дебіту. Зміни відбуваються переважно на стороні зворотного потоку рідини. Простий з'єднувач для впорскування азоту можна легко розмістити всередині насоса, готового до перемикання на двостадійне буріння за необхідності, рис. 3. Азотні насоси легко мобілізувати в більшості місць у Сполучених Штатах. Якщо є потреба перейти на буріння на депресії, потрібна більш продумана інженерія на зворотному боці, щоб забезпечити експлуатаційну гнучкість та зменшити витрати.
Першим компонентом після превенторного блоку є дросельний колектор. Це стандартний пристрій для всіх операцій буріння з конусним напиленням, який використовується для контролю тиску на вибійному отворі свердловини. Наступний пристрій – це роздільник. Під час роботи на надлишку, якщо не передбачається депресія, це може бути простий сепаратор бурового газу, який можна обійти, якщо ситуація з контролем свердловини не вирішена. Якщо очікується депресія, можна одразу побудувати 3-фазні або 4-фазні сепаратори, або ж зупинити буріння та встановити повний сепаратор. Роздільник необхідно підключити до сигнальних факелів, розташованих на безпечній відстані.
Після сепаратора будуть розташовані резервуари, що використовуються як шахти. Якщо можливо, це можуть бути прості резервуари для гідророзриву пласта з відкритим верхом або виробничі резервуарні парки. Через невелику кількість шламу під час повторного встановлення CTD, вібросито не потрібен. Шлам осідатиме в сепараторі або в одному з резервуарів гідравлічного розриву пласта. Якщо сепаратор не використовується, встановіть у резервуарі перегородки, щоб допомогти розділити канавки водозливу сепаратора. Наступним кроком є ​​увімкнення центрифуги, підключеної до останнього ступеня, для видалення залишків твердих речовин перед рециркуляцією. За бажанням, до системи резервуар/шатра може бути включений змішувальний бак для змішування простої системи бурового розчину без твердих речовин, або в деяких випадках можна придбати попередньо змішаний буровий розчин. Після першої свердловини має бути можливість переміщувати змішаний буровий розчин між свердловинами та використовувати систему бурового розчину для буріння кількох свердловин, тому змішувальний бак потрібно встановлювати лише один раз.
Застереження щодо бурових розчинів. Існує кілька варіантів бурових розчинів, придатних для КТД. Суть полягає у використанні простих рідин, що не містять твердих частинок. Інгібовані розсоли з полімерами є стандартними для застосувань з позитивним або контрольованим тиском. Цей буровий розчин повинен коштувати значно менше, ніж буровий розчин, що використовується на звичайних бурових установках. Це не тільки знижує експлуатаційні витрати, але й мінімізує будь-які додаткові витрати, пов'язані зі збитками, у разі втрат.
Під час буріння на депресії це може бути двофазний або однофазний буровий розчин. Це визначатиметься тиском у пласті та конструкцією свердловини. Однофазним розчином, що використовується для буріння на депресії, зазвичай є вода, розсіл, нафта або дизельне паливо. Вагу кожного з них можна додатково зменшити, одночасно вводячи азот.
Буріння на депресії може значно покращити економічні показники системи, мінімізуючи пошкодження/обростання поверхневого шару. Буріння з використанням однофазних бурових розчинів спочатку часто здається менш витратним, але оператори можуть значно покращити свої економічні показники, мінімізуючи пошкодження поверхні та уникаючи дорогої стимуляції, що зрештою збільшить видобуток.
Примітки щодо компонування низу бурильної колони (КНБК). Вибираючи компонування низу бурильної колони (КНБК) для CTD, слід враховувати два важливі фактори. Як згадувалося раніше, особливо важливі час складання та розгортання. Тому першим фактором, який слід враховувати, є загальна довжина КНБК, рис. 4. КНБК повинна бути достатньо короткою, щоб повністю охопити головний клапан і при цьому закріпити ежектор на клапані.
Послідовність розгортання полягає в тому, щоб розмістити компонжер низу бурильної колони (КБК) у свердловині, розмістити інжектор та лубрикатор над свердловиною, зібрати КБК на головці наземного кабелю, втягнути КБК у лубрикатор, перемістити інжектор та лубрикатор назад у свердловину та встановити з'єднання з ПВ. Такий підхід означає, що не потрібне розгортання турелі чи тиску, що робить розгортання швидким та безпечним.
Другим міркуванням є тип пласта, що буриться. У режимі CTD орієнтація грані інструменту спрямованого буріння визначається напрямним модулем, який є частиною бурової установки BHA. Буровий інспектор повинен мати можливість безперервно орієнтуватися, тобто обертатися за годинниковою стрілкою або проти годинникової стрілки без зупинки, якщо цього не вимагає установка спрямованого буріння. Це дозволяє бурити ідеально прямий отвір, максимізуючи при цьому долото на долото та бічний виліт. Збільшений долото на долото полегшує буріння довгих або коротких сторін з високою швидкістю обертання.
Приклад Південного Техасу. На сланцевих родовищах Ігл-Форд було пробурено понад 20 000 горизонтальних свердловин. Цей родовище активно ведеться вже понад десять років, і кількість малопродуктивних свердловин, які потребуватимуть ремонтних робіт, зростає. Цей родовище активно ведеться вже понад десять років, і кількість малопродуктивних свердловин, які потребуватимуть ремонтних робіт, зростає. Місце народження активно діє вже більше десяти років, і кількість малорентабельних скважин, що потребують P&A, збільшується. Родовище є активним вже понад десять років, і кількість малопродуктивних свердловин, що потребують ремонтних та відновлювальних робіт, зростає.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。 Місце народження активно діє вже більше десяти років, і збільшується кількість краєвих скважин, що потребують P&A. Родовище є активним вже понад десять років, і кількість бічних свердловин, що потребують ремонтних робіт та реконструкції, зростає.Усі свердловини, призначені для видобутку сланцевого газу Eagle Ford, проходитимуть через родовище Austin Chalk, відоме родовище, яке протягом багатьох років виробляє промислові обсяги вуглеводнів. Була створена інфраструктура для використання будь-яких додаткових барелів, які можуть бути виставлені на ринок.
Буріння крейди в Остіні багато в чому пов'язане з втратами. Кам'яновугільні формації тріщинуваті, і при перетині великих тріщин можливі значні втрати. Для буріння зазвичай використовується буровий розчин на нафтовій основі, тому вартість втрачених відер бурового розчину на нафтовій основі може становити значну частину вартості свердловини. Проблема полягає не лише у вартості втраченого бурового розчину, але й у змінах вартості свердловин, які також необхідно враховувати під час підготовки річних бюджетів; зменшуючи мінливість вартості бурового розчину, оператори можуть ефективніше використовувати свій капітал.
Буровий розчин, який можна використовувати, являє собою простий розсіл без твердих речовин, який може контролювати тиск у свердловині за допомогою дроселів. Наприклад, підійде 4% розчин розсілу KCL, що містить ксантанову камедь як засіб для покращення клейкості та крохмаль для контролю фільтрації. Вага рідини становить приблизно 8,6-9,0 фунтів на галон, і будь-який додатковий тиск, необхідний для створення надлишкового тиску в пласті, буде прикладатися до дросельного клапана.
Якщо трапляються втрати, буріння може бути продовжене, якщо втрати прийнятні, дросель може бути відкритий, щоб наблизити циркуляційний тиск до тиску в пласті, або дросель може бути навіть закритий на певний період часу, поки втрати не будуть виправлені. З точки зору контролю тиску, гнучкість та адаптивність гибких труб набагато краща, ніж у звичайних бурових установок.
Ще одна стратегія, яку також можна розглянути під час буріння з використанням колтюбінгу, полягає в переході на буріння на депресії одразу після перетину тріщини з високою проникністю, що вирішує проблему витоків і підтримує продуктивність тріщини. Це означає, що якщо тріщини не перетинаються, свердловину можна завершити звичайним способом з низькими витратами. Однак, якщо тріщини перетинаються, пласт захищається від пошкоджень, а видобуток можна максимізувати за рахунок буріння на депресії. Завдяки правильному обладнанню та проекту траєкторії, на свердловині Austin Chalka можна пройти понад 7000 футів (2134 метри).
узагальнити. У цій статті описано концепції та міркування щодо планування низьковитратних кампаній з повторного буріння з використанням КТ-буріння. Кожне застосування буде дещо відрізнятися, і в цій статті розглядаються основні міркування. Технологія КТД дозріла, але її застосування було зарезервовано для двох конкретних галузей, які підтримували цю технологію на ранніх етапах її існування. Технологію КТД тепер можна використовувати без фінансових зобов'язань щодо довгострокової діяльності.
потенціал вартості. Існують сотні тисяч видобувних свердловин, які зрештою доведеться закрити, але за трубопроводом все ще залишаються комерційні обсяги нафти та газу. CTD (Customer Delivery Tool) забезпечує спосіб відтермінування випусків та забезпечення байпасних резервів з мінімальними капітальними витратами. Бочки також можуть бути виведені на ринок у дуже стислі терміни, що дозволяє операторам скористатися високими цінами за тижні, а не за місяці, і без необхідності укладати довгострокові контракти.
Підвищення ефективності вигідне для всієї галузі, будь то цифровізація, покращення стану навколишнього середовища чи операційні вдосконалення. Колтюбінг відіграв свою роль у зниженні витрат у певних частинах світу, і тепер, коли галузь змінюється, він може забезпечити ті ж переваги у більших масштабах.