Die automatische Stringer-Erkennung steigert die Bohreffizienz bei weniger Ausfallzeiten

Das Horizontalbohren hat sich im Laufe der Jahrzehnte zu einer bewährten Technik für den Bohrlochbau in reifen Ölförderregionen entwickelt. Allerdings bleiben in geologisch komplexen Bohrumgebungen noch viele Herausforderungen bestehen.

Ein herausforderndes Bohrszenario entsteht, wenn der Bohrer auf harte Stringer trifft, die in weichere Formationen wie Sandstein eingebettet sind. Die plötzliche Änderung der Gesteinsmechanik beim Übergang von der Formation zum Stringer führt oft zu einer Ablenkung des Bohrmeißels und einer Abweichung im Bohrpfad, die als Dogleg bezeichnet wird.

Die durch Doglegs verursachten schnellen Richtungsänderungen verringern die Bohreffizienz, da die Bohranordnung von ihrem geplanten Weg und manchmal auch aus der gewünschten Lagerstättenzone abweicht. Die in einem Dogleg erzeugten statischen Belastungen können die Bohrlochsohlenbaugruppe (BHA) beschädigen und zu vorzeitigem Meißelverschleiß, verkürzter Lauflebensdauer, höheren Wartungskosten und mehr Fahrten im Bohrloch führen. Der gekrümmte Pfad erhöht auch das Risiko festsitzender Futterrohre oder Abschlussstränge, was dazu führen kann, dass das Bohrloch nicht bis zur geplanten Zieltiefe (TD) fertiggestellt wird.

Ein Betreiber eines ausgereiften Feldes in der Nordsee stand vor solchen Herausforderungen, als er multilaterale Bohrungen durch Reservoirabschnitte bohrte, die harte Calcit-Stränge enthielten, die in Sandformationen mit geringer uneingeschränkter Druckfestigkeit verstreut waren. Ziel des Betreibers war es, seine Hebekosten niedrig zu halten, indem er die Bruttodurchdringungsrate (Rop Rate of Penetration, ROP) durch diese Abschnitte erhöhte.

Die an jedem Stringer entstehenden Doglegs erforderten jedoch häufig ein Zurückziehen, um einen kostspieligen und zeitaufwändigen Aufweitvorgang durchzuführen, um den Bohrpfad zu glätten und die Fortsetzung des Bohrens bis zur TD zu ermöglichen. Im Durchschnitt verursachte der Betreiber beim Bohren pro 3.300 Fuß (1.000 m) Bohrung 2,7 Stunden unsichtbare Verlustzeit (ILT) und erzielte einen deutlich niedrigeren Brutto-ROP – beides erhöhte die Hebekosten des Betreibers pro Bohrloch über Plan.

In Zusammenarbeit mit dem Betreiber entwickelte Baker Hughes einen automatisierten Stringer-Erkennungsdienst, der Stringer früher als bisher identifizieren würde, um lokale Doglegs zu minimieren, die Bohrzeit zu verkürzen und die Bohrungen effizient und planmäßig zu liefern.

Mithilfe von Bedienereingaben entwickelte der Dienstleister einen automatisierten Dienst, der eine zuverlässige, konsistente und frühe Stringer-Erkennung ermöglichte, um schnelle Korrekturmaßnahmen zu ermöglichen. Der Service umfasst ein automatisiertes Stringer-Erkennungsmodul, das in einen fortschrittlichen MWD-Sensor (Measurement While Drilling) eingebettet ist. Der Sub enthält mehrere dynamische Sensoren, die eine Reihe von Vibrations- und Lastmessungen erfassen. Das Erkennungsmodul verwendet einen physikbasierten Algorithmus, der zwei MWD-Messungen – Tangentialbeschleunigung und dynamisches Drehmoment am Bohrer – kombiniert, um einen Wert für die hochfrequente Torsionsschwingung (HFTO) im BHA zu berechnen.

HFTOs sind Torsionsschwingungen mit Frequenzen zwischen 50 Hz und 450 Hz, die nur bei Bit-Gesteins-Wechselwirkungen in harten Formationen auftreten. Die deutliche Änderung der HFTO-Reaktion beim Übergang von weichen zu harten Formationen macht es zu einem führenden Indikator für die Erkennung von Stringern in Echtzeit während des Bohrens.

Andere Indikatoren, die traditionell zur Stringer-Erkennung verwendet werden, darunter das Gewicht am Bohrer (WOB) und das Biegemoment im Bohrloch, werden durch Änderungen der Bohrlochbahn und der Bohrparameter an der Oberfläche beeinflusst. Daher kommt es häufig zu Überschneidungen in der Datenverteilung dieser Parameter zwischen der Formation und einem Stringer (Abb. 1). Tangentialbeschleunigung und dynamisches Drehmoment, die wichtigsten Parameter, die HFTO beeinflussen, werden von solchen Änderungen nicht beeinflusst. Wie Abb. 1 zeigt, zeigt die Verteilung der Tangentialbeschleunigung eine deutliche Trennung zwischen weichen und harten Formationen.

Die HFTO-Amplitude wird vom Algorithmus automatisch berechnet und mit einem maximalen HFTO-Amplitudenschwellenwert verglichen. Wenn die berechnete Amplitude diesen Schwellenwert überschreitet, identifiziert der Erkennungsdienst einen Stringer an der Bohrkrone. Der Dienst aggregiert die HFTO-Amplitude automatisch zu einem 1-Bit-Wert (Stringer/kein Stringer), der über Schlammimpulstelemetrie mit geringer Bandbreite an die Oberfläche übertragen wird. Diese 1-Bit-Werte werden in optimalen Zeitintervallen an die Oberfläche gesendet, wo sie zusammen mit anderen Messungen zur weiteren Interpretation und Entscheidungsfindung im firmeneigenen, automatisierten Bohroptimierungssystem des Dienstleisters auf der Bohrinsel aggregiert werden. Der Bohrer sieht dieselben Stringer-Erkennungswerte fast augenblicklich.

Die schnellere Erkennungsreaktion des automatisierten Dienstes ist ein wesentlicher Designunterschied zu herkömmlichen Erkennungsmethoden. Der Versuch, Stringer beispielsweise allein über Oberflächenparameter oder Biegemomente zu erkennen, dauert mehrere Minuten, bis die Reaktion überhaupt im Sensor-Sub registriert wird. Das Signal muss dann an die Oberfläche gesendet und analysiert werden, bevor eine Benachrichtigung an den Bohrer gesendet wird – was den Prozess um mehrere Minuten verlängert (Abb. 2). Während dieser Zeit kann eine leichte Durchbiegung zu einem stärkeren Dogleg werden, das einen Aufbohrvorgang erfordert.

Der automatische Stringer-Erkennungsdienst reagiert viel früher als herkömmliche Diagnosesignale und sendet ein einfaches, einzelnes Signal, das auf einen Stringer hinweist. Das Bohrgerät sendet dann Befehle an das Steuerungssystem des Bohrgeräts, um Parameter wie WOB und Umdrehungen pro Minute (RPM) zu ändern. Diese Änderungen ermöglichen ein effizienteres Bohren durch den Stringer und vermeiden gleichzeitig übermäßige lokale Doglegs, die den ILT erhöhen und den Brutto-ROP begrenzen.

Der Betreiber setzte den neuen automatischen Stringer-Erkennungsdienst ein, um neun 8½-Zoll-Bohrungen durchzuführen. Seitenabschnitte und verglichen die Ergebnisse mit früheren Seitenabschnitten, die mit herkömmlichen Stringer-Erkennungsmethoden gebohrt wurden (Abb. 3).

Die erste versetzte seitliche Bohrung ohne Wartung ergab 5,14 Bohrstunden ILT pro 1.000 m seitlicher Bohrung. Der Betreiber nahm mehrere Verfahrensänderungen vor, um das Bewusstsein des Bohrteams für Stringer zu verbessern, was dazu beitrug, die ILT-Reibung auf durchschnittlich 2,7 Stunden/1000 m zu reduzieren. Letztendlich konnten mit den Prozessverbesserungen allein keine weiteren Leistungssteigerungen mehr erzielt werden, und die ILT-Werte auf den nachfolgenden Seitenkanälen stagnierten.

Auf der ersten Seite lieferte der automatisierte Dienst eine zuverlässige Stringer-Erkennung, sodass das Bohrteam seinen Stringer-Bohrplan mit vorgegebenen Werten für WOB und Drehzahl schnell umsetzen konnte. Eine frühere Stringer-Erkennung und Korrekturmaßnahmen führten zu weniger Doglegs und einem deutlichen Rückgang der ILT auf 1,06 Std./1000 m.

Andere Lateralgeräte, die den automatisierten Dienst nutzten, zeigten eine konsistente Stringer-Erkennung in nur 15 bis 25 Sekunden, einem Bruchteil der Zeit, die für herkömmliche Indikatoren erforderlich ist. Die durchschnittliche ILT-Reibung sank mit dem neuen Dienst auf 50 Min./1000 m, was einer Reduzierung um 63 % im Vergleich zu herkömmlichen Erkennungsmethoden entspricht. Dies führte zu einer durchschnittlichen Ersparnis von einem halben Tag für jede multilaterale Übung mit dem Dienst.

Als weitere Bestätigung der Fähigkeit des automatisierten Dienstes, die ILT zu minimieren, wurden drei zusätzliche Seitenleitungen ohne den Dienst gebohrt. Diese Seitenteile verzeichneten deutlich höhere ILT- und Reibzeiten, was ein zusätzlicher Beweis für die Fähigkeit des automatisierten Dienstes war, die Bohreffizienz kontinuierlich zu verbessern.

Abb. 3 zeigt auch eine Zunahme der durchschnittlichen Länge der mit dem automatisierten Dienst gebohrten Anschlussleitungen. Während der automatische Stringer-Erkennungsdienst nicht der einzige Faktor ist, der längere Seitenrohre ermöglicht, ist es möglich, dass die frühe Stringer-Erkennung dazu beigetragen hat, die Betriebslebensdauer des BHA und der Bohrkrone zu verlängern. Dies wird durch die Untersuchung der durchschnittlichen seitlichen Längen zwischen den Abschnitten gestützt, die mit und ohne Service gebohrt wurden. Die durchschnittliche seitliche Länge der ersten neun Abschnitte, die ohne den automatisierten Dienst gebohrt wurden, betrug 15.138 Fuß (4.614 m). Aber für die neun Abschnitte, die mit automatischer Stringer-Erkennung gebohrt wurden, erhöhte sich die durchschnittliche seitliche Länge auf 21.129 Fuß (6.440 m).

Dieser Feldversuch hat gezeigt, dass der automatisierte Stringer-Erkennungsdienst stets eine Frühwarnung vor einem bevorstehenden Stringer liefert und kostspielige Reibvorgänge, die die ILT erhöhen, minimiert. Dieser anfängliche Erfolg führt zu weiteren Entwicklungen, die eine noch schnellere Reaktion, einen verbesserten ROP und einen geringeren ILT versprechen.

Der Dienstleister entwickelt und testet derzeit Prozesse, die den Stringer-Erkennungsdienst vollständig in das automatisierte Bohrsteuerungssystem (ADCS) eines Bohrunternehmens auf der Bohrinsel integrieren. Diese Entwicklung wird den Dienst von einem automatisierten Überwachungs- und Alarmsystem zu einem echten Beratungsdienst wandeln, der die Aktionen des Bohrers leitet. Anstatt den Bohrarbeiter einfach zu benachrichtigen, wenn er auf einen Stringer trifft, ermittelt der Dienst automatisch die erforderlichen Änderungen an Drehzahl, Durchflussrate, WOB oder anderen Parametern, um die Bohreffizienz des Stringers zu maximieren. Diese empfohlenen Änderungen werden dem Bohrteam dann automatisch über eine intuitive Benutzeroberfläche bereitgestellt.

In naher Zukunft wird der automatisierte Stringer-Erkennungsdienst die vollständige Kontrolle über den Bohrvorgang übernehmen. Derzeit laufen Tests, die auf der Fähigkeit des Dienstes aufbauen, einen Stringer zu erkennen, indem er automatisch den optimalen Satz von Parameteränderungen berechnet und diese Informationen dann direkt an das ADCS überträgt, um die Bohrparameter an der Oberfläche anzupassen, um das Bohren durch den Stringer zu optimieren. Der Bohrer überwacht weiterhin den Prozess und überprüft die Daten nach Bedarf, die Änderungen werden jedoch automatisch durch einen vollständig optimierten Stringer-Bohrservice mit geschlossenem Kreislauf vorgenommen, um die betriebliche Effizienz zu maximieren und gleichzeitig mögliche Verzögerungen zu minimieren.

SPE 205993 Verwendung von im Bohrloch abgetasteten hochfrequenten Torsionsschwingungsmessungen zur Identifizierung von Stringern und zur Minimierung der betriebsbedingten unsichtbaren Verlustzeit ILT von A. Hohl, Baker Hughes et al.

Matthew Forshaw, SPE, ist Business Development Manager für den digitalen und automatisierten Bohrlochbau bei Baker Hughes. Seine Karriere umfasste verschiedene Betriebs-, Technologie- und kaufmännische Positionen, darunter die Leitung des Automatisierungsteams, das beim Bohren des ersten Offshore-Bohrlochabschnitts der Branche mithilfe einer gesteuerten Richtungsbohrbaugruppe mit geschlossenem Regelkreis half. Forshaw und seine Kollegen erhielten den World Oil Award 2020 für die Entwicklung der bahnbrechenden Automatisierungstechnologie, die diesen Erfolg ermöglichte. Er beteiligt sich aktiv an Branchengruppen, die untersuchen, wie Digitalisierung, Automatisierung und Remote-Betrieb die Investitionskosten und Emissionen im Bohrlochbau weiter reduzieren können, um Nachhaltigkeitsziele zu erreichen.