PlanificareEdit
Înainte ca un puț să fie forat, o țintă geologică este identificată de un geolog sau geofizician pentru a îndeplini obiectivele puțului.
- Pentru o sondă de producție, ținta este aleasă pentru a optimiza producția din sondă și pentru a gestiona drenajul rezervorului.
- Pentru o sondă de explorare sau de evaluare, ținta este aleasă pentru a confirma existența unui rezervor viabil de hidrocarburi sau pentru a afla întinderea acestuia.
- Pentru o sondă de injecție, ținta este aleasă pentru a localiza punctul de injecție într-o zonă permeabilă, ceea ce poate sprijini eliminarea apei sau a gazului și/sau împingerea hidrocarburilor în puțurile de producție din apropiere.
Tinta (punctul final al sondei) se va potrivi cu o locație la suprafață (punctul de pornire al sondei) și se va proiecta o traiectorie între cele două. Există multe considerente de care trebuie să se țină seama la proiectarea traiectoriei, cum ar fi distanța față de orice puțuri din apropiere (anticoliziune) sau dacă acest puț va sta în calea unor puțuri viitoare, încercând să se evite pe cât posibil falii și anumite formațiuni pot fi mai ușor/mai dificil de forat la anumite înclinații sau azimuturi.
Când traiectoria puțului este identificată, o echipă de geoscientiști și ingineri va dezvolta un set de proprietăți presupuse ale subsolului prin care va fi forat pentru a ajunge la țintă. Aceste proprietăți includ presiunea porilor, gradientul de fracturare, stabilitatea sondei, porozitatea, permeabilitatea, litologia, falii și conținutul de argilă. Acest set de ipoteze este utilizat de o echipă de ingineri de sondă pentru a realiza proiectarea tubajului și a finalizării sondei și apoi planificarea detaliată, în cadrul căreia, de exemplu, se selectează burghiele de foraj, se proiectează un BHA, se selectează fluidul de foraj și se scriu proceduri pas cu pas pentru a oferi instrucțiuni de execuție a sondei în condiții de siguranță și eficiență din punct de vedere al costurilor.
Ca urmare a interacțiunii cu multe dintre elementele din proiectarea unei sonde și a faptului că efectuarea unei modificări la unul dintre ele va avea un efect de impact asupra multor alte lucruri, deseori traiectoriile și proiectele trec prin mai multe iterații înainte ca un plan să fie finalizat.
DrillingEdit
.
Puțul este creat prin forarea unei găuri cu diametrul de 12 cm până la 1 metru (5 in până la 40 in) în pământ cu ajutorul unei instalații de foraj care rotește un șir de foraj cu un burghiu atașat. După ce gaura este forată, în gaură se introduc secțiuni de țeavă de oțel (carcasa), cu un diametru ușor mai mic decât cel al sondei. Între exteriorul tubulaturii și gaura de sondă poate fi plasat ciment, cunoscut sub numele de „annulus”. Învelișul asigură integritatea structurală a puțului nou forat, pe lângă faptul că izolează zonele de înaltă presiune potențial periculoase între ele și de la suprafață.
Cu aceste zone izolate în siguranță și cu formațiunea protejată de înveliș, puțul poate fi forat mai adânc (în formațiuni potențial mai instabile și mai violente) cu un burghiu mai mic și, de asemenea, învelit cu un înveliș de dimensiuni mai mici. Puțurile moderne au adesea două până la cinci seturi de găuri de dimensiuni ulterior mai mici, forate unul în interiorul celuilalt, fiecare fiind cimentat cu carcasa.
Pentru a fora puțul
- Pânza de foraj, ajutată de greutatea șirului de foraj de deasupra sa, taie în rocă. Există diferite tipuri de burghie; unele determină dezintegrarea rocii prin rupere prin compresiune, în timp ce altele forfecează felii de rocă pe măsură ce burghiul se rotește.
- Fluidul de foraj, cunoscut și sub numele de „noroi”, este pompat în interiorul țevii de foraj și iese prin burghiu. Principalele componente ale fluidului de foraj sunt, de obicei, apa și argila, dar acesta conține, de asemenea, în mod obișnuit, un amestec complex de fluide, solide și substanțe chimice care trebuie să fie adaptate cu atenție pentru a oferi caracteristicile fizice și chimice corecte necesare pentru a fora puțul în siguranță. Printre funcțiile specifice ale noroiului de foraj se numără răcirea burghiului, ridicarea la suprafață a bucăților de rocă tăiate, prevenirea destabilizării rocii în pereții sondei și depășirea presiunii fluidelor din interiorul rocii, astfel încât aceste fluide să nu pătrundă în sondă. Unele puțuri de petrol sunt forate cu aer sau spumă ca fluid de foraj.
- „Tăieturile” de rocă generate sunt măturate de fluidul de foraj în timp ce acesta circulă înapoi la suprafață în afara conductei de foraj. Fluidul trece apoi prin „scuturători” care filtrează resturile de tăiere de fluidul bun, care este returnat în puț. Urmărirea anomaliilor în resturile care se întorc și monitorizarea volumului gropii sau a vitezei de întoarcere a fluidului sunt imperative pentru a detecta din timp „loviturile”. O „lovitură” este atunci când presiunea formațiunii la adâncimea burghiului este mai mare decât presiunea hidrostatică a noroiului de deasupra, care, dacă nu este controlată temporar prin închiderea dispozitivelor de prevenire a exploziilor și, în cele din urmă, prin creșterea densității fluidului de foraj, ar permite fluidelor de formațiune și noroiului să iasă necontrolat prin anulație.
- Tava sau șirul de foraj la care este atașat burghiul este prelungit treptat pe măsură ce puțul devine mai adânc prin înșurubarea unor secțiuni suplimentare de 9 m (30 ft) sau „îmbinări” de țeavă sub kelly sau topdrive la suprafață. Acest proces se numește realizarea unei conexiuni. Procesul numit „tripping” are loc atunci când se scoate bitul din gaură pentru a înlocui bitul (tripping out) și se introduce înapoi cu un bit nou (tripping in). Îmbinările pot fi combinate pentru o declanșare mai eficientă atunci când se scoate din gaură, prin crearea de standuri cu mai multe îmbinări. Un triplu convențional, de exemplu, ar scoate conducta din gaură cu trei îmbinări pe rând și le-ar stivui în schelă. Multe platforme moderne, numite „super singure”, trag țeava pe rând, așezând-o pe rafturi pe măsură ce merg.
Acest proces este facilitat de o platformă de foraj care conține toate echipamentele necesare pentru a face să circule fluidul de foraj, pentru a ridica și roti țeava, pentru a controla în josul găurii, pentru a îndepărta butașii din fluidul de foraj și pentru a genera energie la fața locului pentru aceste operațiuni.
CompletionEdit
După forarea și tubarea puțului, acesta trebuie „completat”. Completarea este procesul prin care puțul este pus în stare să producă petrol sau gaze.
În cazul unei completări cu tubulatură, în porțiunea de tubulatură care a trecut prin zona de producție se fac mici găuri numite perforații, pentru a oferi o cale pentru ca petrolul să curgă din roca înconjurătoare în tubulatura de producție. În cazul unei completări cu gaură deschisă, deseori se instalează „ecrane de nisip” sau un „pachet de pietriș” în ultima secțiune de zăcământ forată, necapsulată. Acestea mențin integritatea structurală a sondei în absența învelișului, permițând în același timp curgerea din zăcământ în sondă. Ecranele controlează, de asemenea, migrarea nisipurilor de formațiune în tubulatura de producție și în echipamentele de suprafață, ceea ce poate cauza spălături și alte probleme, în special din formațiunile de nisip neconsolidate din câmpurile offshore.
După realizarea unei căi de curgere, acizii și fluidele de fracturare pot fi pompate în sondă pentru a fractura, a curăța sau a pregăti și a stimula în alt mod roca rezervorului pentru a produce în mod optim hidrocarburi în sondă. În cele din urmă, zona de deasupra secțiunii rezervorului din sondă este împachetată în interiorul tubajului și conectată la suprafață printr-o conductă cu diametru mai mic, numită tubulatură. Acest aranjament asigură o barieră redundantă împotriva scurgerilor de hidrocarburi și permite înlocuirea secțiunilor deteriorate. De asemenea, suprafața mai mică a secțiunii transversale a tubulaturii produce fluidele din rezervor la o viteză mai mare pentru a minimiza căderea lichidului care ar crea o contrapresiune suplimentară și protejează carcasa de fluidele corozive ale sondei.
În multe sonde, presiunea naturală a rezervorului de subsol este suficient de mare pentru ca petrolul sau gazul să curgă la suprafață. Cu toate acestea, acest lucru nu este întotdeauna cazul, în special în câmpurile epuizate, unde presiunile au fost scăzute de alte sonde producătoare, sau în rezervoarele de petrol cu permeabilitate scăzută. Instalarea unei conducte cu un diametru mai mic poate fi suficientă pentru a ajuta producția, dar ar putea fi necesare și metode de ridicare artificială. Printre soluțiile obișnuite se numără pompele de fund de sondă, ridicarea cu gaz sau cricurile de pompare de suprafață. În ultimii zece ani au fost introduse multe sisteme noi pentru completarea puțurilor. Sistemele de împachetări multiple cu porturi de fracturare sau coliere de port într-un singur sistem au redus costurile de finalizare și au îmbunătățit producția, în special în cazul puțurilor orizontale. Aceste noi sisteme permit ca învelișurile să curgă în zona laterală cu o plasare adecvată a packerului/porților de fracturare pentru o recuperare optimă a hidrocarburilor.
ProductionEdit
Etapa de producție este cea mai importantă etapă din viața unei sonde; când se produc petrolul și gazele. Până în acest moment, platformele petroliere și platformele de intervenție folosite pentru forarea și finalizarea sondei s-au îndepărtat de sondă, iar partea superioară este, de obicei, echipată cu o colecție de supape numită pom de Crăciun sau pom de producție. Aceste supape reglează presiunile, controlează fluxurile și permit accesul la sondă în cazul în care sunt necesare alte lucrări de completare. De la supapa de ieșire a arborelui de producție, fluxul poate fi conectat la o rețea de distribuție formată din conducte și rezervoare pentru a furniza produsul către rafinării, stații de comprimare a gazelor naturale sau terminale de export al petrolului.
Atâta timp cât presiunea din zăcământ rămâne suficient de ridicată, arborele de producție este tot ceea ce este necesar pentru a produce puțul. În cazul în care presiunea se diminuează și se consideră viabilă din punct de vedere economic, se poate utiliza o metodă de ridicare artificială menționată în secțiunea de finalizare.
Lucrările sunt adesea necesare în cazul sondelor mai vechi, care pot avea nevoie de tuburi cu diametru mai mic, de îndepărtarea calcarului sau a parafinei, de lucrări în matricea acidă sau de completarea unor noi zone de interes într-un zăcământ mai puțin adânc. Astfel de lucrări de remediere pot fi efectuate cu ajutorul platformelor de workover – cunoscute și sub numele de unități de extracție, platforme de finalizare sau „platforme de servicii” – pentru a extrage și a înlocui tubulatura, sau prin utilizarea tehnicilor de intervenție în puțuri care utilizează tubulatura înfășurată. În funcție de tipul de sistem de ridicare și de capul de sondă, se poate utiliza o platformă cu tijă sau o instalație flushby pentru a schimba o pompă fără a trage tubulatura.
Modalitățile de recuperare îmbunătățite, cum ar fi inundarea cu apă, inundarea cu abur sau inundarea cu CO2, pot fi utilizate pentru a crește presiunea din zăcământ și a asigura un efect de „măturare” pentru a împinge hidrocarburile din zăcământ. Astfel de metode necesită utilizarea unor puțuri de injecție (adesea alese din puțuri de producție vechi, după un tipar atent determinat) și sunt utilizate atunci când se confruntă cu probleme legate de epuizarea presiunii din zăcământ, de vâscozitatea ridicată a petrolului sau pot fi folosite chiar la începutul vieții unui zăcământ. În anumite cazuri – în funcție de caracteristicile geomecanice ale zăcământului – inginerii de zăcământ pot stabili că petrolul final recuperabil poate fi crescut prin aplicarea unei strategii de inundare cu apă la începutul dezvoltării zăcământului, mai degrabă decât mai târziu. Astfel de tehnici de recuperare îmbunătățită sunt adesea numite „recuperare terțiară”.
AbandonareaEdit
Se spune că o sondă atinge o „limită economică” atunci când rata sa de producție cea mai eficientă nu acoperă cheltuielile de exploatare, inclusiv taxele.
Limita economică pentru sondele de petrol și gaze poate fi exprimată cu ajutorul acestor formule:
Câmpuri de petrol:
E L o i l = W I × L O E N R I × ( 1 – T ) {\displaystyle {EL}_{petrol}={\frac {{WI}\times {LOE}}}{{NRI}\times (1-{T})}}}
Câmpuri de gaze:
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})}}}.
Unde:
E L o i l {\displaystyle {EL}_{oil}}}
este limita economică a unei sonde de petrol în barili de petrol pe lună (bbls/lună).
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}}
taxe de producție și de separare, ca fracțiune.
Când limita economică este ridicată, durata de viață a sondei este scurtată și se pierd rezervele dovedite de petrol. Invers, atunci când limita economică este coborâtă, durata de viață a sondei se prelungește.
Când se atinge limita economică, sonda devine un pasiv și este abandonată. Unele puțuri abandonate sunt ulterior astupate și locul este recuperat; cu toate acestea, costul acestor eforturi poate fi de milioane de dolari. În cadrul acestui proces, tubulatura este îndepărtată din puț și secțiuni ale sondei sunt umplute cu beton pentru a izola calea de curgere dintre zonele de gaz și apă una de cealaltă, precum și de la suprafață. Suprafața din jurul capului de sondă este apoi excavată, iar capul de sondă și tubulatura sunt tăiate, se sudează un capac și apoi sunt îngropate.
La limita economică, deseori mai există încă o cantitate semnificativă de petrol nerecuperabil în zăcământ. Ar putea fi tentant să se amâne abandonarea fizică pentru o perioadă îndelungată de timp, în speranța că prețul petrolului va crește sau că vor fi perfecționate noi tehnici suplimentare de recuperare. În aceste cazuri, se vor plasa dopuri temporare în gaura de sondă și se vor atașa încuietori la capul de sondă pentru a preveni manipulările. Există mii de puțuri „abandonate” în toată America de Nord, care așteaptă să vadă ce va face piața înainte de a fi abandonate definitiv. Adesea, prevederile contractului de închiriere și reglementările guvernamentale impun, de obicei, abandonarea rapidă; preocupările legate de răspundere și de impozitare pot favoriza, de asemenea, abandonarea.
În teorie, o sondă abandonată poate fi reintrodusă și readusă la producție (sau transformată în serviciu de injecție pentru recuperare suplimentară sau pentru stocarea hidrocarburilor în puțuri), dar reintroducerea se dovedește adesea dificilă din punct de vedere mecanic și costisitoare. În mod tradițional, au fost utilizate dopuri din elastomer și ciment, cu diferite grade de succes și fiabilitate. În timp, acestea se pot deteriora, în special în medii corozive, din cauza materialelor din care sunt fabricate. Dopurile-punte convenționale au, de asemenea, rapoarte de expansiune foarte mici, ceea ce le limitează pentru utilizarea în puțuri cu restricții. În mod alternativ, dopurile cu expansiune mare, cum ar fi dispozitivele de etanșare gonflabile, nu au capacitățile de presiune diferențială necesare pentru multe abandonări de puțuri și nici nu asigură o etanșare etanșă la gaze. Au fost dezvoltate noi instrumente care facilitează reintrarea, aceste instrumente oferă rapoarte de expansiune mai mari decât dopurile-punte convenționale și capacități de presiune diferențială mai mari decât împachetătoarele gonflabile, toate acestea asigurând în același timp o etanșare etanșă la gaz cu rating V0, pe care cimentul nu o poate oferi.
.