PlanningEdit
Prima che un pozzo venga perforato, un obiettivo geologico viene identificato da un geologo o un geofisico per soddisfare gli obiettivi del pozzo.
- Per un pozzo di produzione, l’obiettivo è scelto per ottimizzare la produzione dal pozzo e gestire il drenaggio del serbatoio.
- Per un pozzo di esplorazione o di valutazione, l’obiettivo è scelto per confermare l’esistenza di un serbatoio di idrocarburi vitale o per conoscere la sua estensione.
- Per un pozzo di iniezione, l’obiettivo è selezionato per localizzare il punto di iniezione in una zona permeabile, che può sostenere lo smaltimento di acqua o gas e/o spingere gli idrocarburi nei pozzi di produzione vicini.
L’obiettivo (il punto finale del pozzo) sarà abbinato a una posizione di superficie (il punto di partenza del pozzo), e sarà progettata una traiettoria tra i due. Ci sono molte considerazioni da prendere in considerazione quando si progetta la traiettoria, come la distanza da qualsiasi pozzo vicino (anti-collisione) o se questo pozzo intralcerà i pozzi futuri, cercando di evitare le faglie se possibile e certe formazioni possono essere più facili/più difficili da perforare a certe inclinazioni o azimut.
Quando il percorso del pozzo è identificato, un team di geologi e ingegneri svilupperà una serie di proprietà presunte del sottosuolo che sarà perforato per raggiungere l’obiettivo. Queste proprietà includono pressione dei pori, gradiente di frattura, stabilità del pozzo, porosità, permeabilità, litologia, faglie e contenuto di argilla. Questo insieme di presupposti è usato da un team di ingegneri del pozzo per eseguire la progettazione dell’involucro e del completamento del pozzo, e poi la pianificazione dettagliata, dove, per esempio, si selezionano le punte, si progetta un BHA, si seleziona il fluido di perforazione, e si scrivono le procedure passo dopo passo per fornire istruzioni per eseguire il pozzo in modo sicuro ed efficiente in termini di costi.
Con l’interazione con molti degli elementi in un progetto di pozzo e facendo un cambiamento ad uno avrà un effetto a catena su molte altre cose, spesso traiettorie e progetti passano attraverso diverse iterazioni prima che un piano sia finalizzato.
DrillingEdit
Il pozzo viene creato praticando un foro da 12 cm a 1 metro di diametro nella terra con una piattaforma di perforazione che fa ruotare un’asta con una punta attaccata. Dopo che il foro è stato praticato, sezioni di tubo d’acciaio (casing), di diametro leggermente inferiore a quello del foro, sono collocate nel foro. Il cemento può essere posto tra l’esterno del rivestimento e il foro, conosciuto come l’anello. Il rivestimento fornisce integrità strutturale al pozzo appena trivellato, oltre a isolare le zone ad alta pressione potenzialmente pericolose tra loro e dalla superficie.
Con queste zone isolate in modo sicuro e la formazione protetta dal rivestimento, il pozzo può essere trivellato più in profondità (in formazioni potenzialmente più instabili e violente) con una punta più piccola, e anche rivestito con un rivestimento di dimensioni minori. I pozzi moderni hanno spesso da due a cinque serie di fori di dimensioni successivamente più piccole praticati uno dentro l’altro, ciascuno cementato con un rivestimento.
Per perforare il pozzo
- La punta, aiutata dal peso della corda di perforazione sovrastante, taglia la roccia. Esistono diversi tipi di punte di perforazione; alcune provocano la disintegrazione della roccia per compressione, mentre altre tagliano la roccia mentre la punta gira.
- Il fluido di perforazione, detto anche “fango”, viene pompato all’interno del tubo di perforazione ed esce dalla punta. I componenti principali del fango di perforazione sono di solito l’acqua e l’argilla, ma in genere contiene anche una miscela complessa di fluidi, solidi e sostanze chimiche che devono essere attentamente adattati per fornire le corrette caratteristiche fisiche e chimiche necessarie per perforare il pozzo in sicurezza. Le funzioni particolari del fango di perforazione includono il raffreddamento della punta, il sollevamento dei tagli di roccia in superficie, la prevenzione della destabilizzazione della roccia nelle pareti del pozzo e il superamento della pressione dei fluidi all’interno della roccia in modo che questi fluidi non entrino nel pozzo. Alcuni pozzi petroliferi sono perforati con aria o schiuma come fluido di perforazione.
- I “cuttings” di roccia generati sono spazzati dal fluido di perforazione mentre circola di nuovo in superficie fuori dal tubo di perforazione. Il fluido passa poi attraverso degli “agitatori” che filtrano i detriti dal fluido buono che ritorna nella fossa. Osservare le anomalie nei tagli di ritorno e monitorare il volume della fossa o il tasso del fluido di ritorno è imperativo per catturare presto i “calci”. Un “calcio” è quando la pressione della formazione alla profondità della punta è più della testa idrostatica del fango sopra, che se non controllata temporaneamente chiudendo i blowout preventer e infine aumentando la densità del fluido di perforazione permetterebbe ai fluidi di formazione e al fango di risalire attraverso l’anello in modo incontrollato.
- Il tubo o la stringa di perforazione a cui è collegata la punta viene gradualmente allungato man mano che il pozzo diventa più profondo avvitando sezioni aggiuntive di 9 m (30 piedi) o “giunti” di tubo sotto la kelly o topdrive in superficie. Questo processo è chiamato fare una connessione. Il processo chiamato “tripping” è quando si tira la punta fuori dal foro per sostituire la punta (tripping out), e si corre indietro con una nuova punta (tripping in). I giunti possono essere combinati per un trippaggio più efficiente quando si estrae dal foro creando stand di giunti multipli. Una triplice convenzionale, per esempio, tirerebbe il tubo fuori dal foro tre giunti alla volta e li impilerebbe nel derrick. Molti impianti moderni, chiamati “super singoli”, tirano il tubo uno alla volta, disponendolo su rastrelliere mentre vanno.
Questo processo è tutto facilitato da un impianto di perforazione che contiene tutte le attrezzature necessarie per far circolare il fluido di perforazione, sollevare e girare il tubo, controllare il downhole, rimuovere i tagli dal fluido di perforazione, e generare energia in loco per queste operazioni.
CompletamentoModifica
Dopo la perforazione e il rivestimento del pozzo, questo deve essere “completato”. Il completamento è il processo in cui il pozzo viene abilitato a produrre petrolio o gas.
In un completamento a foro incassato, piccoli fori chiamati perforazioni sono fatti nella parte del rivestimento che è passata attraverso la zona di produzione, per fornire un percorso per il petrolio per fluire dalla roccia circostante nel tubo di produzione. Nel completamento a foro aperto, spesso vengono installati “schermi di sabbia” o un “pacchetto di ghiaia” nell’ultima sezione di serbatoio perforata e non rivestita. Questi mantengono l’integrità strutturale del pozzo in assenza di rivestimento, mentre permettono ancora il flusso dal serbatoio nel pozzo. Gli schermi controllano anche la migrazione delle sabbie di formazione nei tubolari di produzione e nelle attrezzature di superficie, che possono causare lavaggi e altri problemi, in particolare dalle formazioni sabbiose non consolidate dei campi offshore.
Dopo aver creato un percorso di flusso, gli acidi e i fluidi di fratturazione possono essere pompati nel pozzo per fratturare, pulire o altrimenti preparare e stimolare la roccia serbatoio per produrre in modo ottimale idrocarburi nel foro del pozzo. Infine, l’area sopra la sezione del serbatoio del pozzo è imballata all’interno del rivestimento e collegata alla superficie tramite un tubo di diametro inferiore chiamato tubatura. Questa disposizione fornisce una barriera ridondante alle perdite di idrocarburi e permette di sostituire le sezioni danneggiate. Inoltre, l’area trasversale più piccola del tubo produce i fluidi del serbatoio a una velocità maggiore per minimizzare il ritorno di liquido che creerebbe un’ulteriore contropressione, e protegge il rivestimento dai fluidi corrosivi del pozzo.
In molti pozzi, la pressione naturale del serbatoio sotterraneo è abbastanza alta da permettere al petrolio o al gas di fluire in superficie. Tuttavia, questo non è sempre il caso, specialmente in campi esauriti dove le pressioni sono state abbassate da altri pozzi di produzione, o in serbatoi di petrolio a bassa permeabilità. L’installazione di una tubatura di diametro inferiore può essere sufficiente per aiutare la produzione, ma possono essere necessari anche metodi di sollevamento artificiale. Le soluzioni comuni includono pompe downhole, sollevamento a gas o martinetti di pompaggio in superficie. Negli ultimi dieci anni sono stati introdotti molti nuovi sistemi per il completamento dei pozzi. I sistemi packer multipli con porte frac o collari port in un sistema tutto in uno hanno tagliato i costi di completamento e migliorato la produzione, specialmente nel caso di pozzi orizzontali. Questi nuovi sistemi permettono di far scorrere i budelli nella zona laterale con il corretto posizionamento del packer/frac port per un recupero ottimale degli idrocarburi.
ProductionEdit
La fase di produzione è la fase più importante della vita di un pozzo; quando il petrolio e il gas vengono prodotti. A questo punto, le piattaforme petrolifere e le piattaforme di workover usate per perforare e completare il pozzo si sono spostate dal pozzo, e la parte superiore è solitamente dotata di un insieme di valvole chiamate albero di Natale o albero di produzione. Queste valvole regolano le pressioni, controllano i flussi e permettono l’accesso al pozzo nel caso siano necessari ulteriori lavori di completamento. Dalla valvola di uscita dell’albero di produzione, il flusso può essere collegato a una rete di distribuzione di condutture e serbatoi per fornire il prodotto alle raffinerie, alle stazioni di compressione del gas naturale o ai terminali di esportazione del petrolio.
Finché la pressione nel serbatoio rimane abbastanza alta, l’albero di produzione è tutto ciò che è necessario per produrre il pozzo. Se la pressione si esaurisce ed è considerato economicamente redditizio, può essere impiegato un metodo di sollevamento artificiale menzionato nella sezione dei completamenti.
Le riparazioni sono spesso necessarie nei pozzi più vecchi, che possono avere bisogno di tubi di diametro inferiore, rimozione di calcare o paraffina, lavori di matrice acida, o completamento di nuove zone di interesse in un serbatoio meno profondo. Tali lavori di riparazione possono essere eseguiti utilizzando impianti di rimontaggio – noti anche come unità di estrazione, impianti di completamento o “impianti di servizio” – per estrarre e sostituire la tubatura, o mediante l’uso di tecniche di intervento su pozzi che utilizzano tubi arrotolati. A seconda del tipo di sistema di sollevamento e della testa del pozzo, un impianto di perforazione o flushby può essere usato per cambiare una pompa senza tirare il tubo.
Metodi di recupero migliorati come l’inondazione di acqua, di vapore o di CO2 possono essere usati per aumentare la pressione del serbatoio e fornire un effetto “spazzata” per spingere gli idrocarburi fuori dal serbatoio. Questi metodi richiedono l’uso di pozzi d’iniezione (spesso scelti da vecchi pozzi di produzione in uno schema accuratamente determinato), e sono usati quando si affrontano problemi di esaurimento della pressione del serbatoio, alta viscosità del petrolio, o possono anche essere impiegati all’inizio della vita di un campo. In certi casi – a seconda della geomeccanica del giacimento – gli ingegneri del giacimento possono determinare che il petrolio recuperabile finale può essere aumentato applicando una strategia di waterflooding all’inizio dello sviluppo del giacimento piuttosto che in seguito. Tali tecniche di recupero migliorate sono spesso chiamate “recupero terziario”.
AbbandonoModifica
Si dice che un pozzo raggiunge un “limite economico” quando il suo tasso di produzione più efficiente non copre le spese operative, tasse incluse.
Il limite economico per i pozzi di petrolio e di gas può essere espresso utilizzando queste formule:
Campi di petrolio:
E L o i l = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\displaystyle {EL}_{oil}={\frac {WI}{WI}{LOE}}{NRI}{NRI}{1 – T}}}
Campi di gas:
E L g a s = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\displaystyle {EL}_{gas}={frac {WI}tempi {LOE}}{NRI}tempi (1-{T})}}
Dove:
E L o i l {\displaystyle {EL}_{oil}}
è il limite economico di un pozzo di petrolio in barili di petrolio al mese (bbls/mese).
E L g a s {\displaystyle {EL}_{gas}
is a gas well’s economic limit in thousand standard cubic feet per month (MSCF/month).
P o , P g {\displaystyle {P}_{o},{P}_{g}}
are the current prices of oil and gas in dollars per barrels and dollars per MSCF respectively.
L O E {\displaystyle {LOE}}
is the lease operating expenses in dollars per well per month.
W I {\displaystyle {WI}}
working interest, as a fraction.
N R I {\displaystyle {NRI}}
net revenue interest, as a fraction.
G O R {\displaystyle {GOR}}
gas/oil ratio as SCF/bbl.
Y {\displaystyle {Y}}
condensate yield as barrel/million standard cubic feet.
T {\displaystyle {T}}
tasse di produzione e di separazione, come frazione.
Quando il limite economico viene aumentato, la vita del pozzo si accorcia e le riserve di petrolio provate vanno perse. Al contrario, quando il limite economico viene abbassato, la vita del pozzo si allunga.
Quando il limite economico viene raggiunto, il pozzo diventa una passività e viene abbandonato. Alcuni pozzi abbandonati vengono successivamente tappati e il sito viene bonificato; tuttavia, il costo di tali sforzi può essere dell’ordine di milioni di dollari. In questo processo, i tubi vengono rimossi dal pozzo e le sezioni del pozzo vengono riempite di cemento per isolare il percorso del flusso tra le zone di gas e acqua l’una dall’altra, così come la superficie. La superficie intorno alla testa del pozzo viene poi scavata, e la testa del pozzo e il casing vengono tagliati, un tappo viene saldato al suo posto e poi interrato.
Al limite economico spesso c’è ancora una quantità significativa di petrolio non recuperabile nel serbatoio. Si potrebbe essere tentati di rimandare l’abbandono fisico per un lungo periodo di tempo, sperando che il prezzo del petrolio salga o che vengano perfezionate nuove tecniche di recupero supplementare. In questi casi, i tappi temporanei saranno posizionati in profondità e i lucchetti fissati alla testa del pozzo per evitare manomissioni. Ci sono migliaia di pozzi “abbandonati” in tutto il Nord America, in attesa di vedere cosa farà il mercato prima dell’abbandono permanente. Spesso, le disposizioni del contratto di locazione e i regolamenti governativi di solito richiedono un abbandono rapido; la responsabilità e le preoccupazioni fiscali possono anche favorire l’abbandono.
In teoria un pozzo abbandonato può essere rientrato e ripristinato alla produzione (o convertito al servizio di iniezione per il recupero supplementare o per lo stoccaggio di idrocarburi in profondità), ma il rientro spesso si dimostra difficile meccanicamente e costoso. Tradizionalmente sono stati usati tappi di elastomero e cemento con vari gradi di successo e affidabilità. Con il tempo, possono deteriorarsi, in particolare in ambienti corrosivi, a causa dei materiali con cui sono fabbricati. I tappi a ponte convenzionali hanno anche rapporti di espansione molto piccoli, che li limitano per l’uso in pozzi con restrizioni. In alternativa, i tappi ad alta espansione, come i packer gonfiabili, non hanno le capacità di pressione differenziale richieste per molti abbandoni di pozzi, né forniscono una tenuta a tenuta di gas. Sono stati sviluppati nuovi strumenti che rendono il rientro più facile, questi strumenti offrono più alte razioni di espansione rispetto ai tappi a ponte convenzionali e più alte valutazioni di pressione differenziale rispetto ai packer gonfiabili, il tutto mentre forniscono un V0 nominale, una tenuta a tenuta di gas che il cemento non può fornire.