Следующие шаги в подключении и отказе

Технология Interwell создает термитную реакцию в скважине, чтобы запечатать ее. (Источник: Interwell)

Новые решения, которые могут сломать засорение и заброшенность, дают о себе знать на норвежском континентальном шельфе.

В какой-то момент в будущем операции по закупориванию и закрытию (P & A) станут регулярной и относительно неинтересной деятельностью для морской нефтегазовой промышленности; часть процесса снятия с эксплуатации.

Но это в будущем. Сегодня эта деятельность по-прежнему является чем-то новым, и еще есть над чем поиграть.

На ежегодном семинаре по пробке и отказу (PAF), проводимом при поддержке Norsk olje & gass, который проходил в Ставангере, были изложены некоторые из последних достижений и проблем. На рынке появляются новые продукты, предлагаются и тестируются новые технологии, а также проводятся постоянные исследования. Есть также проблемы: технические, нормативные и экологические.

В своей простейшей форме подключение колодца означает, что необходимо поставить заграждения внизу, чтобы предотвратить утечку чего-либо - и отрасль ищет более простые способы сделать это, особенно те, которые означают, что не нужно использовать буровую установку. Задачи включают проверку качества цемента, установленного за обсадной колонной скважины, иногда десятилетия назад (и, если это невозможно, его необходимо удалить со значительными затратами), а затем проверку того, что новые барьеры являются постоянными, непроницаемыми и будут прошлой.

реакционер
Двумя новыми технологиями, которые могли бы снизить затраты на P & A, являются технология термитных пробок Interwell, которая буквально прожигает обсадную колонну, цемент и окружающие породы для создания барьера, и пробка BiSN из висмута, которая создает металл для уплотнения путем плавления висмута.

Aker BP положил висмут на землю в 2018 году и планирует сделать то же самое с Therite в 2019 году, чтобы протестировать технологии. В термитной пробке Interwell используется экзотермическая реакция, возникающая при нагревании алюминия и оксида железа (с использованием электрического нагревательного элемента для скважинного применения), что приводит к температурам 4500-5000 градусов по Фаренгейту. Процесс десятилетиями использовался контролируемым образом для сварки железнодорожных линий. Термитная пробка Interwell была размещена в береговых скважинах в Канаде в 2017 году и на суше в Италии и в Великобритании в 2018 году, но неспособность оценить влияние, которое она оказала на забое скважины, является чем-то ограничивающим фактором, сказал Мартин Страум, инженер по P & A Engineering в Aker BP, которая является частью совместного отраслевого проекта (JIP), тестирующего эту технологию. Таким образом, в августе 2018 года фирма и ее партнеры по JIP, включая Equinor, потратили немалую сумму на строительство полномасштабной испытательной камеры в Норвегии, чтобы она могла затем разрезать секцию барьера, созданного термитом Interwell.

«Мы никогда не видели внутри раньше», - сказал Страуме на мероприятии PAF. «Было пробурено 8,5-дюймовое отверстие, а внутри 7-дюймовый корпус. После того, как термит был запущен, пробка была около 9 дюймов, больше, чем просверленное отверстие, и 7 дюймов. кожух пропал. Вся зона была около 11 дюймов ».

Затем Aker BP сделала шаг вперед в технологии BiSN. Технология BiSN Wel-Lok M2M использует тот факт, что висмут имеет плотность в 10 раз большую, чем вода, и при расплавлении имеет вязкость, аналогичную воде, так что он заполняет трещины и трещины, которые он обнаруживает. Затем, по словам фирмы, он расширяется при охлаждении примерно на 3%, создавая газонепроницаемое уплотнение в скважине. BiSN также использует модифицированный термит в качестве нагревательного элемента, который представляет собой химическую реакцию, активируемую при 240 вольт и 60 миллиампер в течение примерно 15 секунд. Технология BiSN была впервые испытана в полевых условиях в 2016 году на трубопроводах диаметром 4,5 дюйма на берегу Аляски, а затем на шельфе в Мексиканском заливе и Анголе, для перекрытия участков скважин, в которые поступала вода. В 2017 году технология использовалась компанией Aker BP. на шельфе Норвегии, на месторождении Вальхалл, в скважинах, в которых были заглушки и заграждения, но в которых была утечка газа Теперь он был испытан как верхний барьер, снова в скважине на месторождении Вальхолл, создавая то, что называется крупнейшей в мире пробкой из висмута.

Aker BP продолжает бурение на месторождении Valhall, но недавно завершила успешную кампанию P & A. (Источник: Акер БП)

Заглушка Wel-lok M2M была развернута на скважине A-30, которая уже имела нижний заброшенный барьер на цементной основе, с использованием E-line (тип проводной транспортировки в скважину), управляемой Altus Intervention. За пару часов около 3500 кг висмутового сплава было размещено на 380 м в забое скважины и расплавлено, чтобы образовалась пробка длиной 2 м внутри корпуса 18,625 дюйма через разрезное фрезерное окно, вырезанное в корпусе 13,375 дюйма. По словам Страума, нагревательный элемент был удален за 37 минут до того, как висмут смог установить, чтобы устранить любые возможные пути утечки, которые он мог создать.

Преимущество висмута состоит в том, что он эффективно блокирует себя, потому что расширяет корпус, в котором он находится, сказал он. Это также оказывает давление на окружающую скалу, создавая плотное уплотнение. Для Straume, использование как цемента, так и одной или обеих этих новых технологий может быть хорошим решением. «Если цемент используется для нескольких барьеров в скважине, он имеет тот же механизм разрушения», - отметил он. «Если используется цемент и другая среда, существуют разные механизмы отказов, поэтому у вас меньше шансов пройти через многочисленные барьеры».

Цель обоих этих инструментов состоит в том, чтобы помочь уменьшить количество стали (трубы и обсадные трубы), которую необходимо извлечь из скважин, а также создать долговременные непроницаемые барьеры.

Самый большой в мире разъем из висмута, внедряемый через электронную линию на месторождении Valhall. (Источник: Altus Intervention)

Больше с модульным
Операторы пытаются снять работу с буровых установок, выполняя как можно больше работы с проводными и гибкими трубами. В рамках программы закупорки и ликвидации скважин Jotun B ExxonMobil, а затем Point Resources (которая приобрела установку как часть пакета в 2017 году) использовали модульную буровую установку для заключительного этапа операций P & A.

Jotun B, стационарный объект в норвежском Северном море, имел 20 скважин, буровую платформу, которая потребовала бы значительного ремонта, а платформа имела ограниченное пространство. Использование модульной буровой установки, которую можно было установить на первоначальном буровом покрытии Jotun B, означало, что ей не нужно было выполнять эту ремонтную работу или нанимать буровую установку для проекта, сказал на семинаре PAF старший менеджер проекта P & A Halliburton Ян Торе Хельгесен.

ExxonMobil также сократила рабочую область модульной буровой установки, выполнив предварительные работы с кабельными и колтюбинговыми трубами, включая методы перфорации, промывки и цементирования, что означало, что из скважины нужно было извлечь меньше стали. Взрывчатые вещества используются для проделывания отверстий в трубопроводах и обсадных колоннах, а затем промывают эти секции, чтобы цемент можно было закачать через все промежутки, чтобы образовать пробку или барьер в этой секции.

В общей сложности 3 174 м трубопровода (более 15 скважин) были перфорированы в течение 16 проходов, с 67 626 отверстиями, сделанными с помощью перфорационных пистолетов (с использованием около 1 887 кг взрывчатых веществ), сказал Хельгесен. Блок Optimus P & A с электрическим приводом, который способен тянуть 350 метрических тонн (и может быть модернизирован до 500 метрических тонн), затем выполнил оставшуюся работу, которую невозможно выполнить с помощью проводной или гибкой трубы. Проводники будут удалены тяжелым подъемным судном.

Модульная установка Halliburton для операций P & A Jotun B. (Источник: Halliburton)

Вмешательство
Когда нет платформы для работы, как, например, на месторождении ConocoPhillips MacCulloch, модульная установка не может быть использована. ConocoPhillips использовала легкую скважинную интервенционную камеру (LWIV) для удаления работ по подвешиванию скважин в ходе последующей кампании по полупогружной установке.

MacCulloch, которая добывала 120 млн. Баррелей в сутки с 1997 по 2015 год, когда она была закрыта, была разработана на 11 скважинах из двух буровых центров, связанных с плавучим судном для добычи, хранения и разгрузки (FPSO) производителя в Северном море, в Северном море Великобритании , В 2015 году скважины были изолированы на рождественских деревьях до того, как был удален производитель Северного моря. В 2017 году скважины были приостановлены, и во время кампании LWIV были установлены скважинные измерительные приборы Metrol. Датчики Metrol отправляют свои данные на дерево, откуда они акустически передаются через толщу воды к проходящим судам, поэтому состояние скважины можно отслеживать в течение нескольких лет.

Выполнение предварительных работ на маломощном интервенционном судне «помогло нам снизить риск скважин, которым было 20 лет, которые добывали в течение 18 лет и не имели истории вмешательства», - сказал Алистер Агнью, ConocoPhillips. «Разделение кампании P & A на две фазы (с возможностью контроля барьеров скважин с помощью скважинных приборов) также дало нам больше времени для оптимизации конструкции P & A и позволяло технологиям наверстать упущенное». Действительно, в 2015 году базовый вариант был фрезерным сечением. , «Ожидание открыло двери для решения для перфорирования, промывки и цемента (PWC)», которое к 2017 году было опробовано и испытано норвежским бизнесом ConocoPhililps.

Фирма также смогла использовать водолазов для восстановления барьеров для восстановления ствола дерева и последующего доступа к скважине, используя сосуд для скважинного вмешательства Helix Well Ops 'Well Enhancer, который имеет систему погружения с насыщением на 18 человек - то, чего не мог сделать более обычный LWIV обеспечить без поддержки DSV. Они работали с девятью дайверами, работая в трех командах по три человека, что означало 18 часов в день для дайвинга.

Легкое скважинное интервенционное судно Well Enhancer от Helix Well Ops, используемое в подводной кампании P & A McCulloch. (Источник: Helix Well Ops)

ConocoPhillips также выполнила домашнее задание, что означало возможность уменьшить количество барьеров, которые необходимо было установить. «Это действительно начинается в недрах, где мы можем сделать большую экономию; проведите действительно углубленный анализ недр и поймите, что на самом деле нужно оставить », - сказал Агнью на мероприятии PAF. «Мы пошли от установления четырех барьеров до двух».

Операции по легкой добыче были проведены в прошлом году. Фаза 2 на основе буровой работы начнется в 2019 году.

Принимая основанный на риске подход
Другие также обращаются к недропользованию и основанному на риске подходу, чтобы уменьшить объем P & A. Repsol и Shell приняли этот подход в рамках своих кампаний P & A на Varg и Brent соответственно.

Задача на Варге состояла в том, чтобы понять две скальные образования над водохранилищем Варг, называемые Экофиск и Тор. Предполагалось, что они имеют потенциал притока, что может означать, что над ними необходимы пробки. Repsol использовала инструменты для каротажа и сканирования, чтобы оценить связь пласта и определить, насколько очевидно, что ползучий сланец, который видит, как окружающая скала затягивается в скважине, определит свой барьерный дизайн.

На Бренте у Shell гораздо более сложная задача. В то время как у Варга было 12 скважин, на месторождении Брент, работающем с четырех платформ (одна из которых, Дельта, в настоящее время удалена), имеется 154, из которых работает около 400 скважин. Первоначально, сказал Александр Уотсон, Shell UK, стратегия P & A была довольно предписывающей, то есть отказаться от всех проницаемых зон, «один размер подходит всем». В некоторых скважинах может быть две обсадные колонны через основной резервуар и две неглубокие зоны, которые Принятие консервативного подхода, фрезерование сечений и установка барьеров для всех трех будет основной задачей. «Нам нужно было что-то другое», - сказал Уотсон.

Shell обратилась к PWC с двумя обсадными колоннами, что значительно сократило время, необходимое для каждой скважины. Однако, по его словам, существуют ограничения для PWC, который Shell использовал в 7 5 / 8in и 9 5 / 8in разделах. Для больших секций потребуются большие перфорационные пистолеты и большие объемы жидкости, что может оказаться невозможным, если имеется ограниченное количество верхних приспособлений для обработки больших объемов.

Но поиск ползучего или сжимающего сланца и оценка недр с помощью каротажа, мониторинга и моделирования также помогли уменьшить количество барьеров, которые необходимо было поставить.

Тем не менее, «Это не конец», сказал Уотсон. Необходимо обойти проверку барьера, и можно предпринять дальнейшие шаги, такие как переход к сквозному отказу от насосно-компрессорных труб, что означало бы, что насосно-компрессорная труба и обсадная колонна могут быть оставлены в скважине, что приведет к дальнейшему сокращению времени и затрат на P & A.

Учиться путем практики
Операторы также учатся на практике. Испытание Aker BP BiSN на Valhall является побочным эффектом для более крупной продолжающейся программы P & A в тандеме с проектом омоложения на местах. По словам Страума, благодаря двум кампаниям, начавшимся в 2014 и 2017 годах, Aker BP добился успехов в эффективности P & A.

Во время первой кампании, в течение 2014–2016 гг., С использованием буровой установки Maersk Reacher, в течение двух лет было проведено P & A (12 скважин, так как в одном из них были один производитель и инжектор). В начале, первая скважина заняла 120 дней, а самая быстрая скважина была подключена за 40 дней. Кампания в среднем составила 62 дня на лунку для этих 13 лунок. «Если вы проводите кампанию P & A, у вас есть возможность собрать все свои данные, оценить и сосредоточиться на том, что вы можете улучшить», - сказал Страуме. «Это то, что мы сделали. В первой кампании мы собрали 1500 учебных очков. Мы сократили это до 60-70 пунктов обучения и сосредоточились на дальнейшем их уменьшении ».

Развертывание Maersk Reacher от Maersk Drilling, которое проводило операции P & A на Valhall. (Источник: Maersk Drilling)

Результатом стало то, что во второй кампании с использованием подъема Maersk Invincible для P & A 14 скважин наблюдалось снижение P & A на 52% за время скважины; 14 были сделаны за 13 месяцев вместо 13 за два года. По словам Страума, скважины со сходством были сгруппированы вместе, чтобы обеспечить более заводской подход, и в общей сложности было установлено около 125 скважинных барьеров, извлечено 49 км труб и удалено 2100 метрических тонн стали. Он также добавил, что буровая установка имеет основной поворотный стол и вспомогательную рабочую станцию, поэтому она может вытащить трубки и обсадные трубы на стойках и отвинтить их от критического пути. В ходе последней кампании также впервые был проведен сэндвич-обсадная колонна, а участок участка фрезерован за один проход более 110 м внутри обсадной колонны 13 3/8 дюйма, в том числе с целью очистки выточенного окна для целей каротажа.

«Кривая обучения была крутой», - сказал Карл Джонни Херсвик, генеральный директор Aker BP, который также выступил на мероприятии PAF. «Если мы продолжим, мы можем получить до 14 дней с начальной точки 120 дней».

Обновление регулирования
Проблемы не только технические. Технические проблемы - и новые решения - создают нормативные проблемы и требуют переписывания стандартов, которые могут быть длительными процессами.

Норвежский Norsok D-010, в котором основное внимание уделяется целостности скважины, был в последний раз пересмотрен в 2013 году. Первое слушание с целью его обновления состоялось в 2017 году, проект должен быть опубликован в начале нового года, а окончательный пересмотр состоится где-то в 2019 году. Ожидается, что пересмотр других стандартов NORSOK, включая D-002 для оборудования для бурения скважин и D-007 для испытаний скважин, начнется в начале 2019 года.

Норвежское управление по безопасности нефти (PSA) испытывает большие опасения. В частности, вокруг нетрадиционных скважинных барьеров, таких как некоторые из упомянутых выше. Джонни Гундерсен, главный инженер PSA, сказал: «Похоже, что основное внимание в отрасли уделяется снижению затрат и времени. Мы не возражаем против этого, но важно иметь надежные барьеры, которые не будут протекать ни сейчас, ни в будущем ». Но, по его словам, существующие методы проверки барьеров не подходят для нестандартных или новых разрабатываемых барьеров. Он все еще нуждается в проверке, и доказать, что новые теории о недрах будут действительно сложными, сказал он.

«Вопрос в том, принимаем ли мы на себя больший риск, чем раньше? Какой путь вперед? Это сложно для компаний, но и для регулятора. Обещание - надежные барьеры и отсутствие протекающих колодцев. Проверка и документирование барьеров для скважин являются установленными требованиями ». По его словам, этому следует уделять больше внимания, и необходимо собирать больше данных о недрах.