Non solo per la perforazione: un'indagine sull'applicazione del Managed

Ogni attività all'interno di un pozzo altera la pressione esercitata sul foro aperto e ogni tecnica di mitigazione tenta di mantenere la pressione desiderata entro limiti accettabili. Se la pressione diventa troppo bassa, le conseguenze principali sono calci, rotture e crolli dei pozzi (Fig. 1). Una pressione troppo elevata può danneggiare il serbatoio, provocare perdite di fluido e rallentare le operazioni. Quando si verificano questi eventi sfortunati, di solito sono necessarie azioni correttive, che aumentano il rischio di sicurezza, i tempi improduttivi e i costi complessivi del progetto.

Per mitigare queste preoccupazioni, gli operatori hanno utilizzato le tecniche di perforazione a pressione gestita (MPD) per mantenere la pressione anulare e creare una barriera a tenuta di pressione contro i rischi di perforazione e gestire l'afflusso dalla formazione durante la perforazione. Mentre la perforazione convenzionale utilizza la pressione idrostatica del fango di perforazione per gestire la pressione del pozzo, l’MPD utilizza una combinazione di pressione superficiale, pressione idrostatica e attrito anulare per bilanciare la formazione esposta. Nel corso dei decenni, l’MPD è stata considerata una tecnologia utilizzata solo su pozzi problematici e solo come ultima risorsa. Tuttavia, i recenti sviluppi hanno evidenziato che la gestione della pressione non riguarda solo le operazioni di trivellazione o solo i pozzi più impegnativi.

Se integrata all'inizio delle operazioni come parte di un piano completo del pozzo, la gestione della pressione diventa una soluzione in grado di migliorare le prestazioni per qualsiasi tipo di classificazione dei pozzi, inclusi quelli di sviluppo, direzionali, multilaterali e orizzontali. La stabilità del pozzo viene mantenuta durante l'intera operazione e la pressione viene modificata dinamicamente nell'anello, consentendo a qualsiasi operazione di diventare più veloce con meno sfide, fornendo al contempo un pozzo più produttivo e riducendo i costi complessivi e l'esposizione a rischi pericolosi. L'approccio della pressione gestita è stato sfruttato anche per ottimizzare completamente un programma di sviluppo di campi/serbatoi.

Un esempio di come le tecniche MPD possono essere incorporate in un piano generale di pozzo si è verificato su un pozzo esplorativo in acque ultraprofonde perforato da TotalEnergies nelle acque messicane del Golfo del Messico (SPE 200503). L'operatore e i fornitori di servizi desideravano gestire la pressione durante l'intero programma del pozzo, compresa la perforazione, l'intervento, l'esecuzione del rivestimento e la cementazione, per affrontare l'incertezza della pressione dei pori, l'aumento della rampa di pressione e uno stretto gradiente di pressione dei pori/frattura (PP/FG ) finestra.

Il fondale marino giaceva sotto 3.276 m (10.748 piedi) d'acqua e, data la natura esplorativa del pozzo, la soluzione convenzionale prevedeva un numero eccessivo di stringhe di involucro e un peso del fango (MW) sbilanciato. L'integrazione delle tecniche MPD ha consentito all'operatore di regolare istantaneamente la pressione del fondo pozzo, il risultato è stato il riconoscimento che convenzionalmente si cementa una stringa di 13⅜ pollici. Il rivestimento per isolare la formazione critica e continuare in sicurezza la perforazione di ulteriori fasi del pozzo era impraticabile. A rendere la situazione ancora più impegnativa, gli ingegneri non conoscevano con precisione la dimensione del buco.

Una collaborazione tra i team di ingegneri dell'operatore, il fornitore di servizi di cementazione e i professionisti di MPD ha portato alla realizzazione di un piano. Un impasto di coda di 15,86 ppg (1,90 SG) ha seguito un impasto di piombo a tenuta di gas di 12,52 ppg (1,50 SG). Ad una profondità totale di 4.152 m (13.622 piedi), la combinazione ha mantenuto la densità circolante equivalente (ECD) a 9,18 ppg (1,10 SG) senza superare 9,51 ppg (1,14 SG). In corrispondenza del pattino della carcassa, situato a 12.801 piedi (3.902 m), il piano prevedeva 9,01 ppg (1,08 SG) senza superare 9,35 ppg (1,12 SG), come mostrato in Fig. 2.

Il personale sul campo ha eseguito l'operazione in modo impeccabile con rendimenti completi osservati durante l'intero processo di cementazione e nessun afflusso rilevato, verificando la finestra MW. L'applicazione delle tecniche MPD per le operazioni di cementazione ha consentito di risparmiare 5 giorni, l'equivalente di 3,5 milioni di dollari, ed ha eliminato la necessità di eseguire una contingenza intermedia di 16 pollici. rivestimento dell'involucro.

Le tecniche MPD non sono utili solo per le operazioni di cementazione o perforazione, ma anche come parte della fase di abbandono. Tullow Oil, un operatore nel Mare del Nord, aveva bisogno di rientrare e abbandonare un pozzo di gas precedentemente abbandonato (SPE 195718). I veicoli telecomandati hanno rivelato una perdita attraverso il 9⅝-in. dell'involucro e i test di laboratorio hanno confermato che le bolle erano gas di giacimento. L'operatore ha concluso che i tappi di cemento installati non isolavano sufficientemente il serbatoio dall'ambiente e, se non fosse stata intrapresa alcuna azione, esisteva un elevato potenziale di ricarica del serbatoio.