Il rilevamento automatizzato dei traversi aumenta l'efficienza della perforazione con minori tempi di inattività

La perforazione orizzontale si è evoluta nel corso di decenni fino a diventare una tecnica affidabile per la costruzione di pozzi nelle regioni mature produttrici di petrolio. Tuttavia, permangono molte sfide negli ambienti di perforazione geologicamente complessi.

Uno scenario di perforazione impegnativo si verifica quando la punta del trapano incontra traverse dure intercalate all'interno di formazioni più morbide come l'arenaria. L'improvviso cambiamento nella meccanica della roccia nel passaggio dalla formazione al cosciale spesso provoca la deflessione della punta di perforazione e una deviazione nel percorso del pozzo nota come dogleg.

I rapidi cambiamenti di direzione causati dai dogleg riducono l'efficienza della perforazione spostando il gruppo di perforazione fuori dal percorso pianificato e, talvolta, fuori dalla zona del giacimento desiderata. I carichi statici generati in un dogleg possono danneggiare il gruppo fondo pozzo (BHA) e portare a un'usura prematura della punta, a una durata di funzionamento ridotta, a costi di manutenzione più elevati e a un numero maggiore di viaggi a fondo pozzo. Il percorso curvo aumenta anche il rischio di inceppamenti del rivestimento o delle stringhe di completamento, che possono impedire il completamento del pozzo alla profondità target pianificata (TD).

Un operatore di un giacimento maturo nel Mare del Nord ha dovuto affrontare tali sfide mentre perforava pozzi multilaterali attraverso sezioni di giacimenti contenenti stringer di calcite dura intervallati da formazioni di sabbia con bassa resistenza alla compressione non confinata. L'obiettivo dell'operatore era mantenere bassi i costi di sollevamento aumentando il tasso di penetrazione lordo (ROP) attraverso queste sezioni.

Ma i dogleg creati su ogni traverso spesso richiedevano di arretrare per eseguire un'operazione di alesatura costosa e dispendiosa in termini di tempo per spianare il percorso del pozzo e consentire la perforazione di continuare fino al TD. In media, l'operatore ha accumulato 2,7 ore di tempo perduto invisibile (ILT) durante l'alesaggio per ogni 1.000 m (3.300 piedi) perforati e ha ottenuto un ROP lordo significativamente inferiore, entrambi i quali hanno aumentato i costi di sollevamento per pozzo dell'operatore oltre i piani.

Collaborando con l'operatore, Baker Hughes ha sviluppato un servizio automatizzato di rilevamento dei traversi in grado di identificare i traversi prima di quanto possibile in precedenza per ridurre al minimo i dogleg locali, ridurre i tempi di alesaggio e fornire in modo efficiente i pozzi secondo la pianificazione.

Con il contributo dell'operatore, il fornitore di servizi ha sviluppato un servizio automatizzato che ha fornito un rilevamento affidabile, coerente e tempestivo delle traverse per guidare una rapida azione correttiva. Il servizio include un modulo di rilevamento automatico delle traverse incorporato in un sensore secondario avanzato di misurazione durante la perforazione (MWD). Il sub contiene diversi sensori dinamici che raccolgono una serie di misurazioni di vibrazioni e carico. Il modulo di rilevamento utilizza un algoritmo basato sulla fisica che combina due misurazioni MWD (accelerazione tangenziale e coppia dinamica sulla punta) per calcolare un valore per l'oscillazione torsionale ad alta frequenza (HFTO) nel BHA.

Gli HFTO sono vibrazioni torsionali con frequenze comprese tra 50 Hz e 450 Hz che si verificano solo durante le interazioni bit-roccia in formazioni dure. Il netto cambiamento nella risposta HFTO durante la transizione da formazioni morbide a formazioni dure lo rende un indicatore importante per il rilevamento degli stringer in tempo reale durante la perforazione.

Altri indicatori tradizionalmente utilizzati per il rilevamento dei correnti, tra cui il peso sulla punta (WOB) e il momento flettente del fondo pozzo, sono influenzati dai cambiamenti nella traiettoria del pozzo e dai parametri di perforazione in superficie. Di conseguenza, spesso esiste una sovrapposizione nella distribuzione dei dati di questi parametri tra la formazione e un traverso (Fig. 1). L'accelerazione tangenziale e la coppia dinamica, i principali parametri che influenzano l'HFTO, non sono influenzati da tali cambiamenti. Come mostra la Fig. 1, la distribuzione dell'accelerazione tangenziale mostra una netta separazione tra formazioni morbide e dure.

L'ampiezza HFTO viene calcolata automaticamente dall'algoritmo e confrontata con una soglia di ampiezza HFTO massima. Se l'ampiezza calcolata supera questa soglia, il servizio di rilevamento identifica una traversa sul bit. Il servizio aggrega automaticamente l'ampiezza HFTO a un valore a 1 bit (stringer/no stringer) che viene trasmesso alla superficie tramite telemetria a impulsi di fango a larghezza di banda ridotta. Questi valori a 1 bit vengono inviati in superficie a intervalli di tempo ottimali, dove vengono aggregati insieme ad altre misurazioni nel sistema di ottimizzazione della perforazione automatizzato proprietario del fornitore di servizi sull'impianto di perforazione per ulteriori interpretazioni e processi decisionali. Il perforatore vede questi stessi valori di rilevamento del traverso quasi istantaneamente.