Coiled tubing drilling
Il Coiled Tubing Drilling (CTD) è stato utilizzato efficacemente per oltre 20 anni nell'industria petrolifera[1] e la tecnologia si è evoluta per soddisfare le mutevoli esigenze del settore.[2] CTD riprende il concetto consolidato di tubo a spirale (coiled tubing) e lo combina con la perforazione direzionale utilizzando un fluido motore per creare un sistema per la perforazione dei giacimenti petroliferi. Le testate di fondo pozzo, chiamate col termine inglese Bottom Hole Assembly (BHA), sono in grado di perforare pozzi direzionali, a S e orizzontali e possono sbloccare le riserve in campi petroliferi maturi mediante perforazione di pozzi di rientro. La perforazione di tubi a spirale è nota per la sua velocità e capacità di perforare i serbatoi in condizioni di sbilanciamento di pressione (underbalance) e CTD può ridurre i tempi di perforazione tra il 30% e il 60% rispetto agli impianti di perforazione convenzionali.[3] Pertanto, CTD può fornire significativi vantaggi economici.[4]
Vantaggi della perforazione di tubi a spirale[modifica | modifica wikitesto]
Condizioni non equilibrate (underbalance)[modifica | modifica wikitesto]
La perforazione sottobilanciata (in under balance) è il vantaggio principale di Coiled Tubing Drilling (CTD) che la perforazione convenzionale ad aste non è in grado di replicare facilmente. CTD consente perforazioni e pompaggi continui e può aumentare il tasso di penetrazione (ROP).
Velocità operativa[modifica | modifica wikitesto]
Il secondo vantaggio di CTD è la sua capacità di perforare a ROP elevati con tempo maggiore di perforazione dello scalpello. Ciò è reso possibile dal momento che non è necessario interrompere le operazioni per effettuare e interrompere le connessioni. Ciò può fornire significativi risparmi sui costi [2] e sia tempi di perforazione che i tempi di rig-up (montaggio e attrezzaggio dell'impianto) sono molto più rapidi con CTD, riducendo i costi e aumentando il tasso di rendimento.
Sicurezza[modifica | modifica wikitesto]
Le operazioni CTD sono paragonabili favorevolmente alla perforazione convenzionale, fatta con le aste di perforazione, poiché sono necessarie meno mani sull'impianto di perforazione.[4]
Minore impatto ambientale[modifica | modifica wikitesto]
Un ulteriore vantaggio è l'impatto ambientale del CTD. L'impatto del pozzo, l'interazione umana, gli scarichi e l'inquinamento acustico ne risultano notevolmente ridotti. È inoltre possibile perforare più pozzi (multilateral wells) dallo stesso pozzo guida utilizzando un BHA direzionale[3] e pertanto CTD offre un metodo di perforazione più sostenibile e a impatto ridotto.
Operazioni[modifica | modifica wikitesto]
Il CTD è stato utilizzato in tutto il mondo in regioni come l'Alaska (USA), il Canada e nei paesi del Medio Oriente come gli Emirati Arabi Uniti, l'Oman e l'Arabia Saudita.[5] Le applicazioni tipiche includono pozzi esauriti, scisti gassosi non convenzionali, gassificazione sotterranea del carbone e metano del letto di carbone (CBM). La tecnologia di perforazione in underbalance si abbina estremamente bene alla perforazione con coiled tubing grazie alla sua natura unica delle operazioni. L'Arabia Saudita utilizza tale tecnologia per la perforazione di pozzi di gas da ormai un decennio.[6]
Altri riferimenti[modifica | modifica wikitesto]
Note[modifica | modifica wikitesto]
- ^ [1] Archiviato il 10 agosto 2014 in Internet Archive., Learn About Coiled Tubing Drilling, AnTech, 2014, Retrieved 28 July 2014
- ^ a b (EN) Drilling Market Focus: Coiled Tubing Use Growing Faster than Drilling Industry, The Oil and Gas Journal, su ogj.com, 19 settembre 2005. URL consultato il 30 luglio 2014.
- ^ a b (EN) Niobrara Wells Prove BHA for Coiled Tubing, Drilling Contractor, su drillingcontractor.org, 15 marzo 2012. URL consultato il 30 luglio 2014.
- ^ a b (EN) Introduction to Coiled Tubing: Drilling Applications, ICoTA, su icota.com. URL consultato il 29 luglio 2014 (archiviato dall'url originale il 30 aprile 2015).
- ^ [2], Coiled Tubing Drilling, PetroWiki, Retrieved 30 July 2014
- ^ Copia archiviata, su slb.com. URL consultato il 3 giugno 2020 (archiviato dall'url originale il 10 febbraio 2019).