Oliebron

PlanningEdit

Voordat een put wordt geboord, wordt door een geoloog of geofysicus een geologisch doel bepaald om aan de doelstellingen van de put te voldoen.

  • Voor een productieput wordt het doel gekozen om de productie uit de put te optimaliseren en de drainage van het reservoir te beheren.
  • Voor een exploratie- of beoordelingsput wordt het doel gekozen om het bestaan van een levensvatbaar koolwaterstofreservoir te bevestigen of om de omvang ervan te leren kennen.
  • Voor een injectieput wordt het doel gekozen om het injectiepunt in een doorlatende zone te lokaliseren, wat de afvoer van water of gas kan ondersteunen en/of koolwaterstoffen naar nabijgelegen productieputten kan duwen.

Het doel (het eindpunt van de put) wordt gekoppeld aan een oppervlaktelocatie (het beginpunt van de put), en er wordt een traject tussen de twee ontworpen. Bij het ontwerp van het traject moet met veel factoren rekening worden gehouden, zoals de afstand tot nabijgelegen putten (anti-collision), of deze put toekomstige putten in de weg zal zitten, of storingen zoveel mogelijk worden vermeden, en of bepaalde formaties gemakkelijker/moeilijker te boren zijn bij bepaalde hellingshoeken of azimutten.

Wanneer het traject voor de put is vastgesteld, stelt een team van geowetenschappers en ingenieurs een reeks veronderstelde eigenschappen op van de ondergrond waar doorheen zal worden geboord om het doel te bereiken. Deze eigenschappen omvatten poriëndruk, breukgradiënt, boorgatstabiliteit, porositeit, permeabiliteit, lithologie, breuken en kleigehalte. Deze aannames worden door een puttechnisch team gebruikt voor het ontwerp van de verbuizing en de afwerking van de put, en vervolgens voor de gedetailleerde planning, waarbij bijvoorbeeld de boorkoppen worden gekozen, een BHA wordt ontworpen, de boorvloeistof wordt gekozen en stapsgewijze procedures worden geschreven om instructies te geven voor een veilige en kostenefficiënte uitvoering van de put.

Door de wisselwerking met veel van de elementen in een putontwerp en het aanbrengen van een wijziging in één ervan zal een domino-effect hebben op veel andere zaken, doorlopen trajecten en ontwerpen vaak meerdere iteraties voordat een plan definitief is.

BoorEdit

Zie ook: Boring (aarde) en Oliebroncontrole
Een geannoteerd schema van een oliebron tijdens een boorfase

De put wordt gemaakt door een gat met een diameter van 12 cm tot 1 meter (5 in tot 40 in) in de aarde te boren met een boorinstallatie die een boorkoord met een bit eraan ronddraait. Nadat het gat is geboord, worden stukken stalen pijp (casing), met een iets kleinere diameter dan het boorgat, in het gat geplaatst. Tussen de buitenkant van de mantelbuis en het boorgat kan cement worden aangebracht, de zogenaamde annulus. De casing zorgt voor de structurele integriteit van de nieuw geboorde put en isoleert bovendien potentieel gevaarlijke hogedrukzones van elkaar en van de oppervlakte.

Nadat deze zones veilig zijn geïsoleerd en de formatie door de casing wordt beschermd, kan de put dieper worden geboord (in potentieel onstabielere en gewelddadigere formaties) met een kleinere bit, en ook met een kleinere casing worden afgedicht. Moderne putten hebben vaak twee tot vijf sets van opeenvolgende kleinere boorgaten die binnen elkaar zijn geboord, elk gecementeerd met casing.

Om de put te boren

Well Casing

  • De boor, geholpen door het gewicht van het boorkoord erboven, snijdt in het gesteente. Er zijn verschillende soorten boren; sommige doen het gesteente uiteenvallen door drukbreuk, terwijl andere het gesteente afschuiven terwijl de boor ronddraait.
  • Boorspoeling, ook wel “modder” genoemd, wordt langs de binnenkant van de boorpijp naar beneden gepompt en komt er bij de boor weer uit. De hoofdbestanddelen van boorspoeling zijn gewoonlijk water en klei, maar het bevat gewoonlijk ook een complex mengsel van vloeistoffen, vaste stoffen en chemicaliën die zorgvuldig op elkaar moeten worden afgestemd om de juiste fysische en chemische eigenschappen te verkrijgen die nodig zijn om veilig in de boorput te boren. Tot de specifieke functies van de boorspoeling behoren het koelen van de boorbeitel, het naar de oppervlakte tillen van het boorgruis, het voorkomen van destabilisatie van het gesteente in de wanden van de boorput en het overwinnen van de druk van vloeistoffen in het gesteente zodat deze vloeistoffen niet in de boorput terechtkomen. Sommige oliebronnen worden geboord met lucht of schuim als boorvloeistof.
Mud log in proces, een gebruikelijke manier om de lithologie te bestuderen bij het boren van oliebronnen

  • Het gegenereerde rots-“boorgruis” wordt door de boorvloeistof opgeveegd terwijl deze buiten de boorpijp terug naar de oppervlakte circuleert. De vloeistof gaat dan door “shakers” die het boorgruis scheiden van de goede vloeistof die naar de put wordt teruggevoerd. Om “kicks” vroegtijdig op te sporen, moet worden gelet op afwijkingen in het teruggevoerde boorgruis en moet het volume of de snelheid van de teruggevoerde vloeistof worden gecontroleerd. Er is sprake van een “kick” wanneer de druk van de formatie op de diepte van de boor groter is dan de hydrostatische opvoerhoogte van de modder erboven, die, indien hij niet tijdelijk onder controle wordt gehouden door de blowout-preventers te sluiten en uiteindelijk door de dichtheid van de boorvloeistof te verhogen, ertoe zou leiden dat formatievloeistoffen en modder ongecontroleerd door de annulus omhoog zouden komen.
  • De pijp of drill string waaraan de boorbeitel is bevestigd, wordt geleidelijk verlengd naarmate de put dieper wordt, door extra stukken pijp van 9 m (30 ft) of “joints” onder de kelly of topdrive aan de oppervlakte vast te schroeven. Dit proces wordt het maken van een verbinding genoemd. Het proces dat “tripping” wordt genoemd, is het uit het gat trekken van de boor om de boor te vervangen (tripping out), en het er weer in draaien met een nieuwe boor (tripping in). Verbindingen kunnen worden gecombineerd voor efficiënter trippen bij het uittrekken uit het gat door standen van meerdere verbindingen te maken. Bij een conventionele driepuntsboormachine worden bijvoorbeeld drie bindingen tegelijk uit het gat getrokken en in de boortoren gestapeld. Veel moderne boortorens, “super singles” genoemd, trekken de pijp één voor één uit het gat en leggen deze op rekken.

Dit proces wordt vergemakkelijkt door een boortoren die alle noodzakelijke apparatuur bevat om de boorvloeistof te laten circuleren, de pijp op te hijsen en te draaien, het boorgat te controleren, het boorgruis uit de boorvloeistof te verwijderen en ter plaatse stroom voor deze operaties op te wekken.

CompletionEdit

Main article: Completion (olie- en gasbronnen)
Moderne boortoren in Argentinië

Na het boren en casing van de put, moet deze worden ‘voltooid’. De voltooiing is het proces waarbij de put in staat wordt gesteld om olie of gas te produceren.

Bij de voltooiing van een boorgat worden kleine gaatjes, perforaties genaamd, aangebracht in het gedeelte van de verbuizing dat door de productiezone loopt, zodat de olie uit het omringende gesteente in de productiebuis kan stromen. Bij “open hole completion” worden vaak “zandschermen” of een “grindpakket” geïnstalleerd in het laatst geboorde, niet afgedekte reservoirgedeelte. Deze schermen handhaven de structurele integriteit van de boorput bij afwezigheid van een verbuizing, terwijl de stroming vanuit het reservoir naar de boorput toch mogelijk blijft. Schermen controleren ook de migratie van formatiezand in productiebuizen en oppervlakteapparatuur, die uitwassen en andere problemen kunnen veroorzaken, met name van niet-geconsolideerde zandformaties van offshore-velden.

Nadat een stromingstraject is gemaakt, kunnen zuren en breekvloeistoffen in de put worden gepompt om het reservoirgesteente te breken, schoon te maken of anderszins voor te bereiden en te stimuleren om optimaal koolwaterstoffen in de putboring te produceren. Tenslotte wordt het gebied boven het reservoirgedeelte van de put afgesloten binnen de mantelbuis en verbonden met de oppervlakte via een pijp met kleinere diameter, tubing genaamd. Deze opstelling vormt een redundante barrière tegen het lekken van koolwaterstoffen en maakt het mogelijk beschadigde secties te vervangen. Ook zorgt de kleinere doorsnede van de tubing ervoor dat de reservoirvloeistoffen met een hogere snelheid worden geproduceerd, zodat de vloeistofval, die extra tegendruk zou veroorzaken, tot een minimum wordt beperkt, en dat de casing wordt afgeschermd van corrosieve putvloeistoffen.

In veel putten is de natuurlijke druk van het reservoir onder de grond hoog genoeg om de olie of het gas naar de oppervlakte te laten stromen. Dit is echter niet altijd het geval, vooral in uitgeputte velden waar de druk door andere producerende putten is verlaagd, of in oliereservoirs met een lage permeabiliteit. Het installeren van een kleinere diameter leiding kan voldoende zijn om de productie te helpen, maar kunstmatige liftmethoden kunnen ook nodig zijn. Gangbare oplossingen zijn onder meer downhole pompen, gaslift, of pompkrikken aan de oppervlakte. In de laatste tien jaar zijn veel nieuwe systemen voor putafwerking geïntroduceerd. Meervoudige packersystemen met frac-poorten of port collars in een alles-in-één systeem hebben de kosten van de afwerking verlaagd en de productie verbeterd, vooral bij horizontale putten. Met deze nieuwe systemen kunnen casings in de laterale zone lopen met de juiste plaatsing van packer/frac-poorten voor een optimale winning van koolwaterstoffen.

ProductieEdit

Zie ook: Winning van aardolie
Een schema van een typische oliebron die wordt geproduceerd door een pumpjack, die wordt gebruikt om de resterende winbare olie te produceren nadat de natuurlijke druk niet langer voldoende is om de olie naar de oppervlakte te brengen

De productiefase is de belangrijkste fase van de levensduur van een put; wanneer de olie en het gas worden geproduceerd. Tegen die tijd zijn de boor- en werkplatforms die voor het boren en afwerken van de put zijn gebruikt, van de put verwijderd en is de top gewoonlijk uitgerust met een verzameling kleppen die een kerstboom of productieboom worden genoemd. Deze kleppen regelen de druk, regelen de stroming en geven toegang tot de boorput voor het geval verdere afwerkingswerkzaamheden nodig zijn. Vanaf de uitlaatklep van de productieklep kan de stroom worden aangesloten op een distributienetwerk van pijpleidingen en tanks om het product te leveren aan raffinaderijen, aardgascompressorstations of olie-exportterminals.

Zolang de druk in het reservoir hoog genoeg blijft, is de productieklep alles wat nodig is om de put te produceren.

Als de druk afneemt en het economisch haalbaar wordt geacht, kan een kunstmatige liftmethode worden toegepast die in het hoofdstuk over completies wordt genoemd.

Workovers zijn vaak nodig in oudere putten, waar mogelijk buizen met een kleinere diameter nodig zijn, kalkaanslag of paraffine moet worden verwijderd, zure matrixwerkzaamheden moeten worden uitgevoerd, of nieuwe interessante zones in een ondieper reservoir moeten worden voltooid. Dergelijke herstelwerkzaamheden kunnen worden uitgevoerd met workover rigs – ook bekend als pulling units, completion rigs of “service rigs” – om tubing te trekken en te vervangen, of door het gebruik van putinterventietechnieken waarbij gebruik wordt gemaakt van coiled tubing. Afhankelijk van het type liftsysteem en putkop kan een “rod rig” of “flushby” worden gebruikt om een pomp te vervangen zonder aan de tubing te hoeven trekken.

Extra terugwinningsmethoden zoals water flooding, steam flooding of CO2 flooding kunnen worden gebruikt om de reservoirdruk te verhogen en een “sweep”-effect te creëren om koolwaterstoffen uit het reservoir te duwen. Dergelijke methoden vereisen het gebruik van injectieputten (vaak gekozen uit oude productieputten in een zorgvuldig bepaald patroon), en worden gebruikt bij problemen met drukvermindering in het reservoir of hoge olieviscositeit, of kunnen zelfs al vroeg in de levensduur van een veld worden toegepast. In bepaalde gevallen – afhankelijk van de geomechanica van het reservoir – kunnen reservoiringenieurs bepalen dat de uiteindelijk winbare olie kan worden verhoogd door een strategie van watervulling toe te passen in een vroeg stadium van de ontwikkeling van het veld in plaats van later. Dergelijke technieken voor verbeterde terugwinning worden vaak “tertiaire terugwinning” genoemd.

AbandonmentEdit

Van een put wordt gezegd dat deze een “economische limiet” bereikt wanneer de meest efficiënte productiesnelheid de exploitatiekosten, inclusief belastingen, niet meer dekt.

De economische limiet voor olie- en gasbronnen kan worden uitgedrukt met behulp van de volgende formules:

Olievelden:
E L o i l = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\displaystyle {EL}_{oil}={\frac {{WI}}\times {LOE}{{NRI}}\times (1-{T})}}

{EL}_{oil}=\frac{WI}\times{LOE}}{{NRI}\times(1-{T})}

Gasvelden:
E L g a s = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\displaystyle {EL}_{gas}={\frac {{WI}\times {LOE}}{NRI}\times (1-{T})}}

{EL}_{gas}={WI}\times{LOE}}{NRI}\times(1-{T})}

Waar:
E L o i l {\displaystyle {EL}_{oil}}

{EL}_{oil}

de economische limiet van een oliebron is in vaten olie per maand (bbls/maand).
E L g a s {\displaystyle {EL}_{gas}}

{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}}

{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}}

{LOE}

is the lease operating expenses in dollars per well per month.
W I {\displaystyle {WI}}

{WI}

working interest, as a fraction.
N R I {\displaystyle {NRI}}

{NRI}

net revenue interest, as a fraction.
G O R {\displaystyle {GOR}}

{GOR}

gas/oil ratio as SCF/bbl.
Y {\displaystyle {Y}}

{Y}

condensate yield as barrel/million standard cubic feet.
T {\displaystyle {T}}

{T}

productie- en scheidingsbelastingen, als fractie.

Wanneer de economische limiet wordt verhoogd, wordt de levensduur van de put verkort en gaan bewezen oliereserves verloren. Omgekeerd, wanneer de economische limiet wordt verlaagd, wordt de levensduur van de put verlengd.

Wanneer de economische limiet wordt bereikt, wordt de put een verplichting en wordt deze verlaten. Sommige verlaten putten worden vervolgens afgedicht en het terrein wordt geregenereerd; de kosten van dergelijke inspanningen kunnen echter in de miljoenen dollars lopen. Bij dit proces worden de buizen uit de put verwijderd en worden delen van de putboring met beton gevuld om het stromingstraject tussen de gas- en waterzones van elkaar en van de oppervlakte te isoleren. Vervolgens wordt het oppervlak rond de putmond uitgegraven en worden de putmond en de verbuizing afgesneden, een kap wordt op zijn plaats gelast en vervolgens begraven.

Aan de economische grens zit er vaak nog een aanzienlijke hoeveelheid niet winbare olie in het reservoir. Het kan verleidelijk zijn om het fysiek verlaten van het reservoir voor langere tijd uit te stellen, in de hoop dat de olieprijs zal stijgen of dat nieuwe aanvullende winningstechnieken zullen worden geperfectioneerd. In dergelijke gevallen worden tijdelijke pluggen in het boorgat geplaatst en worden er sloten op de boorkop aangebracht om manipulatie te voorkomen. Er zijn duizenden “verlaten” putten in heel Noord-Amerika, in afwachting van wat de markt zal doen alvorens ze definitief te verlaten. Vaak vereisen huurbepalingen en overheidsvoorschriften een snelle stopzetting; ook aansprakelijkheid en belastingoverwegingen kunnen stopzetting in de hand werken.

In theorie kan een verlaten put weer in productie worden genomen (of worden omgezet in injectie voor extra terugwinning of voor de opslag van koolwaterstoffen in het boorgat), maar het opnieuw in productie nemen blijkt vaak mechanisch moeilijk en duur te zijn. Traditioneel worden elastomeer- en cementpluggen gebruikt met wisselend succes en betrouwbaarheid. Na verloop van tijd kunnen zij verslechteren, vooral in corrosieve omgevingen, als gevolg van de materialen waarvan zij zijn gemaakt. Conventionele overbruggingspluggen hebben ook zeer kleine expansieratio’s, waardoor ze minder geschikt zijn voor gebruik in putten met beperkingen. Anderzijds hebben pluggen met een hoge expansie, zoals opblaasbare packers, niet de differentiële drukcapaciteiten die vereist zijn voor het verlaten van vele putten, noch bieden zij een gasdichte afdichting. Er zijn nieuwe gereedschappen ontwikkeld die het verlaten van de put vergemakkelijken. Deze gereedschappen bieden hogere expansieratio’s dan conventionele brugpluggen en hogere differentiële drukwaarden dan opblaasbare packers, terwijl ze een V0-waarde hebben en gasdicht afdichten, wat met cement niet mogelijk is.

Geef een antwoord

Het e-mailadres wordt niet gepubliceerd. Vereiste velden zijn gemarkeerd met *