Odwiert naftowy

Odwiert powstaje poprzez wywiercenie w ziemi otworu o średnicy 12 cm do 1 metra (5 cali do 40 cali) za pomocą urządzenia wiertniczego, które obraca sznur wiertniczy z zamocowanym wiertłem. Po wywierceniu otworu w otworze umieszcza się odcinki rury stalowej (rury osłonowej), o średnicy nieco mniejszej niż średnica otworu. Pomiędzy zewnętrzną częścią obudowy a otworem może być umieszczony cement, zwany annulusem. Obudowa zapewnia integralność strukturalną nowo wywierconego otworu, a także izoluje potencjalnie niebezpieczne strefy wysokiego ciśnienia od siebie i od powierzchni.

Dzięki bezpiecznej izolacji tych stref i ochronie formacji przez obudowę, odwiert może być wiercony głębiej (w potencjalnie bardziej niestabilnych i gwałtownych formacjach) przy użyciu mniejszego wiertła, a także orurowany mniejszym rozmiarem obudowy. Nowoczesne studnie często mają dwa do pięciu zestawów kolejno wierconych wewnątrz siebie otworów o mniejszym rozmiarze, każdy zacementowany obudową.

W celu wykonania odwiertu

Obudowa studni

• Wiertło, wspomagane ciężarem znajdującego się nad nim przewodu wiertniczego, wcina się w skałę. Istnieją różne rodzaje wierteł; niektóre powodują rozpad skały w wyniku zniszczenia przez ściskanie, podczas gdy inne ścinają skałę podczas obrotów wiertła.
• Płyn wiertniczy, znany również jako „płuczka”, jest pompowany do wnętrza rury wiertniczej i wypływa z wiertła. Głównymi składnikami płuczki wiertniczej są zazwyczaj woda i glina, ale zazwyczaj zawiera ona również złożoną mieszaninę płynów, ciał stałych i substancji chemicznych, które muszą być starannie dostosowane, aby zapewnić prawidłowe właściwości fizyczne i chemiczne wymagane do bezpiecznego wiercenia studni. Szczególne funkcje płuczki wiertniczej obejmują chłodzenie wiertła, unoszenie skrawków skał na powierzchnię, zapobieganie destabilizacji skał w ścianach odwiertu oraz pokonywanie ciśnienia płynów wewnątrz skał, tak aby płyny te nie przedostawały się do odwiertu. Niektóre odwierty naftowe są wiercone przy użyciu powietrza lub piany jako płynu wiertniczego.

Proces mud log in, powszechny sposób badania litologii przy wierceniu szybów naftowych

• Wytworzone „ścinki” skalne są wymiatane przez płuczkę wiertniczą, gdy krąży ona z powrotem na powierzchnię poza rurą wiertniczą. Płyn następnie przechodzi przez „wstrząsarki”, które oddzielają ścinki od dobrego płynu, który jest zwracany do szybu. Obserwacja anomalii w powracających zwiercinach i monitorowanie objętości szybu lub szybkości powracającego płynu są niezbędne do wczesnego wychwycenia „odrzutu”. Kopnięcie” ma miejsce, gdy ciśnienie w formacji na głębokości odwiertu jest większe niż ciśnienie hydrostatyczne płuczki powyżej, co jeśli nie zostanie tymczasowo opanowane przez zamknięcie zaworów przeciwerupcyjnych, a ostatecznie przez zwiększenie gęstości płynu wiertniczego, spowoduje niekontrolowane wypływanie płynów z formacji i płuczki przez pierścień.
• Rura lub ciąg wiertniczy, do którego przymocowana jest wiertnica, wydłuża się stopniowo w miarę pogłębiania odwiertu przez wkręcanie dodatkowych odcinków rury o długości 9 m (30 stóp) lub „złączy” pod kelly lub topdrive na powierzchni. Proces ten nazywany jest wykonywaniem połączenia. Proces nazywany „wybieraniem” polega na wyciągnięciu wiertła z otworu w celu wymiany wiertła (wybieranie na zewnątrz) i ponownym włożeniu nowego wiertła (wybieranie do wewnątrz). Złącza mogą być łączone w celu uzyskania bardziej efektywnego potrajania podczas wyciągania z otworu poprzez tworzenie stojaków z wieloma złączami. Na przykład konwencjonalna potrójna wiertnica wyciąga z otworu rury z trzema łącznikami na raz i układa je w stos na wieży wiertniczej. Wiele nowoczesnych wiertnic, zwanych „superjedynkami”, wyciąga rurę pojedynczo, układając ją na stojakach w trakcie pracy.

Proces ten jest ułatwiany przez wiertnicę, która zawiera wszystkie niezbędne urządzenia do cyrkulacji płynu wiertniczego, podnoszenia i obracania rury, kontroli wgłębi, usuwania ścinków z płynu wiertniczego i generowania energii na miejscu dla tych operacji.

UkończenieEdit

Nowoczesne urządzenie wiertnicze w Argentynie

Po wywierceniu i obudowaniu odwiertu, musi on zostać „zakończony”. Uzupełnienie odwiertu jest procesem, w którym odwiert umożliwia wydobycie ropy naftowej lub gazu ziemnego.

W przypadku uzbrojenia otworu orurowanego, w części orurowania, która przechodzi przez strefę produkcyjną, wykonywane są małe otwory zwane perforacjami, aby zapewnić drogę przepływu ropy naftowej z otaczających skał do rur wydobywczych. W przypadku wykonywania otworów otwartych, często w ostatniej wywierconej, nieobudowanej sekcji zbiornika instalowane są „sita piaskowe” lub „pakiety żwirowe”. Pozwalają one zachować integralność strukturalną odwiertu przy braku orurowania, a jednocześnie umożliwiają przepływ ze złoża do odwiertu. Ekrany kontrolują również migrację piasków formacji do rur wydobywczych i urządzeń powierzchniowych, co może powodować wypłukiwanie i inne problemy, szczególnie z nieskonsolidowanych formacji piaskowych na polach morskich.

Po wykonaniu ścieżki przepływu, kwasy i płyny szczelinujące mogą być wpompowane do odwiertu w celu złamania, oczyszczenia lub innego przygotowania i stymulacji skały zbiornikowej do optymalnej produkcji węglowodorów do otworu. Na koniec, obszar powyżej części zbiornikowej odwiertu zostaje zamknięty w obudowie i połączony z powierzchnią za pomocą rury o mniejszej średnicy, zwanej tubingiem. Taki układ stanowi nadmiarową barierę dla wycieków węglowodorów, jak również umożliwia wymianę uszkodzonych odcinków. Ponadto, mniejsza powierzchnia przekroju rurki wytwarza płyny złożowe z większą prędkością w celu zminimalizowania cofania się cieczy, które mogłoby wytworzyć dodatkowe ciśnienie zwrotne, a także osłania obudowę przed korozyjnymi płynami z odwiertu.

W wielu odwiertach naturalne ciśnienie w zbiorniku podpowierzchniowym jest wystarczająco wysokie, aby ropa lub gaz mogły wypłynąć na powierzchnię. Jednak nie zawsze tak jest, zwłaszcza w wyeksploatowanych złożach, gdzie ciśnienie zostało obniżone przez inne odwierty produkcyjne, lub w zbiornikach o niskiej przepuszczalności. Zainstalowanie rur o mniejszej średnicy może być wystarczające, aby pomóc w produkcji, ale konieczne może być również zastosowanie metod sztucznego podnoszenia ciśnienia. Typowe rozwiązania obejmują pompy głębinowe, podnośniki gazowe lub pompy powierzchniowe. W ciągu ostatnich dziesięciu lat wprowadzono wiele nowych systemów do wykańczania odwiertów. Wielokrotne systemy pakerów z portami szczelinowymi lub kołnierzami portowymi w jednym systemie obniżyły koszty wykonania odwiertu i zwiększyły produkcję, zwłaszcza w przypadku odwiertów poziomych. Te nowe systemy pozwalają na przejście obudowy do strefy bocznej z odpowiednim rozmieszczeniem pakerów/przepustów szczelinujących dla optymalnego wydobycia węglowodorów.

ProdukcjaEdit

Schemat typowego odwiertu naftowego eksploatowanego przez pumpjack, który jest używany do wydobycia pozostałej wydobywalnej ropy naftowej po tym, jak naturalne ciśnienie nie jest już wystarczające do podniesienia ropy na powierzchnię

Faza produkcji jest najważniejszym etapem życia odwiertu; kiedy ropa i gaz są wydobywane. Do tego czasu platformy wiertnicze i urządzenia do pogłębiania odwiertu, używane do wiercenia i ukończenia odwiertu, usunęły się z otworu wiertniczego, a góra jest zwykle wyposażona w zbiór zaworów zwanych choinką lub drzewem produkcyjnym. Zawory te regulują ciśnienie, kontrolują przepływy i umożliwiają dostęp do otworu wiertniczego w przypadku, gdy konieczne są dalsze prace wykończeniowe. Z zaworu wylotowego drzewka produkcyjnego przepływ może być podłączony do sieci dystrybucyjnej rurociągów i zbiorników dostarczających produkt do rafinerii, tłoczni gazu ziemnego lub terminali eksportujących ropę naftową.

Dopóki ciśnienie w złożu pozostaje wystarczająco wysokie, drzewko produkcyjne jest wszystkim, co jest potrzebne do eksploatacji odwiertu. Jeśli ciśnienie w złożu spada i jest to ekonomicznie uzasadnione, można zastosować metodę sztucznego wyciągu, o której mowa w części poświęconej wydobyciu.

Przebudowa odwiertu jest często konieczna w starszych odwiertach, które mogą wymagać zastosowania rur o mniejszej średnicy, usunięcia zgorzeliny lub parafiny, pracy na matrycy kwaśnej lub wykonania nowych stref zainteresowania w płytszym zbiorniku. Takie prace naprawcze mogą być wykonywane przy użyciu urządzeń wiertniczych – znanych również jako urządzenia wyciągowe, urządzenia kompletacyjne lub „urządzenia serwisowe” – do wyciągania i wymiany rur lub przy użyciu technik interwencji w odwiercie wykorzystujących rury zwijane. W zależności od rodzaju systemu wydobywczego i głowicy odwiertu, do wymiany pompy bez wyciągania rur można użyć wiertnicy lub płuczki.

Metody intensyfikacji wydobycia, takie jak zalewanie wodą, zalewanie parą wodną lub zalewanie CO2, mogą być stosowane w celu zwiększenia ciśnienia w zbiorniku i zapewnienia efektu „wymiatania” w celu wypchnięcia węglowodorów ze zbiornika. Metody te wymagają zastosowania odwiertów zatłaczających (często wybieranych ze starych odwiertów produkcyjnych w starannie ustalonym schemacie) i są stosowane w przypadku problemów związanych z obniżeniem ciśnienia w złożu, wysoką lepkością ropy, a nawet mogą być stosowane na wczesnym etapie eksploatacji złoża. W niektórych przypadkach – w zależności od geomechaniki złoża – inżynierowie złożowi mogą stwierdzić, że ostateczny poziom wydobycia ropy naftowej może zostać zwiększony poprzez zastosowanie strategii waterfloodingu na wczesnym etapie rozwoju złoża, a nie później. Takie techniki zwiększonego wydobycia są często nazywane „wydobyciem trzeciorzędowym”.

Zaniechanie wydobyciaEdit

O odwiercie mówi się, że osiąga „granicę ekonomiczną”, kiedy jego najbardziej efektywny wskaźnik produkcji nie pokrywa kosztów operacyjnych, w tym podatków.

Granica ekonomiczna dla odwiertów naftowych i gazowych może być wyrażona za pomocą następujących wzorów:

Złoża ropy naftowej:
E L o i l = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {{displaystyle {EL}_{oil}={{frac {{WI}}}czas {LOE}}{{NRI}}}czas (1-{T})}}.

Pola gazowe:
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})}}.

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

oznacza limit ekonomiczny odwiertu naftowego w baryłkach ropy na miesiąc (bbls/miesiąc).
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}}

podatki od produkcji i odprawy, jako ułamek.

Gdy limit ekonomiczny jest podnoszony, skraca się czas eksploatacji odwiertu i traci się udokumentowane zasoby ropy. I odwrotnie, gdy limit ekonomiczny jest obniżany, okres eksploatacji odwiertu wydłuża się.

Po osiągnięciu limitu ekonomicznego odwiert staje się zobowiązaniem i jest opuszczany. Niektóre opuszczone odwierty są następnie zaślepiane, a teren rekultywowany, jednak koszty takich działań mogą być liczone w milionach dolarów. W tym procesie z odwiertu usuwane są przewody rurowe, a fragmenty otworu wypełniane są betonem w celu odizolowania drogi przepływu pomiędzy strefami gazu i wody od siebie nawzajem, a także od powierzchni. Następnie wykopuje się powierzchnię wokół głowicy odwiertu, odcina się głowicę i obudowę, przyspawa się kołpak i zakopuje.

Na granicy ekonomicznej często w złożu pozostaje jeszcze znaczna ilość nieodzyskiwalnej ropy. Kuszące może być odroczenie fizycznego opuszczenia odwiertu na dłuższy czas, w nadziei, że cena ropy wzrośnie lub że zostaną udoskonalone nowe techniki dodatkowego wydobycia. W takich przypadkach pod ziemią umieszcza się tymczasowe korki, a do głowicy odwiertu przymocowuje się blokady, aby zapobiec manipulacjom. W całej Ameryce Północnej istnieją tysiące „porzuconych” odwiertów, które czekają na to, co zrobi rynek, zanim zostaną trwale wyłączone z eksploatacji. Często przepisy dzierżawy i regulacje rządowe wymagają szybkiego porzucenia odwiertu; odpowiedzialność i kwestie podatkowe również mogą przemawiać za porzuceniem odwiertu.

Teoretycznie opuszczony odwiert może być ponownie uruchomiony i przywrócony do produkcji (lub przekształcony w odwiert do zatłaczania w celu dodatkowego wydobycia lub magazynowania węglowodorów), ale ponowne uruchomienie odwiertu często okazuje się trudne mechanicznie i kosztowne. Tradycyjnie stosuje się korki elastomerowe i cementowe o różnym stopniu skuteczności i niezawodności. Z czasem mogą one ulec zniszczeniu, szczególnie w środowiskach korozyjnych, ze względu na materiały, z których zostały wykonane. Konwencjonalne korki mostowe mają również bardzo mały współczynnik rozszerzalności, co ogranicza ich zastosowanie w odwiertach z ograniczeniami. Alternatywnie, korki o wysokim współczynniku rozszerzalności, takie jak pakery nadmuchiwane, nie są w stanie zapewnić różnicy ciśnień wymaganej w wielu przypadkach opuszczania odwiertu, ani nie zapewniają gazoszczelnego uszczelnienia. Opracowano nowe narzędzia, które ułatwiają ponowne wejście do odwiertu. Narzędzia te oferują wyższe współczynniki rozszerzalności niż konwencjonalne korki mostowe i wyższe wartości znamionowe ciśnienia różnicowego niż pakery pneumatyczne, a jednocześnie zapewniają gazoszczelne uszczelnienie o klasie V0, którego nie może zapewnić cement.