Нефтяная скважина — это буровая скважина , пробуренная в Земле , предназначенная для выведения углеводородов нефти на поверхность. Обычно некоторое количество природного газа выбрасывается в виде попутного нефтяного газа вместе с нефтью. Скважину, предназначенную для добычи только газа, можно назвать газовой скважиной . Скважины создаются путем бурения запасов нефти или газа , которые затем монтируются с помощью устройства для извлечения, такого как насос-качалка , которое позволяет извлекать нефть из запасов . Создание скважин может оказаться дорогостоящим процессом, стоимость которого составляет не менее сотен тысяч долларов, а в труднодоступных районах, например, при создании морских нефтяных платформ, стоимость строительства скважин будет намного выше . Процесс современного бурения скважин впервые начался в 19 веке, но стал более эффективным благодаря развитию нефтяных буровых установок в 20 веке.
Скважины часто продаются или обмениваются между различными нефтегазовыми компаниями в качестве актива – во многом потому, что во время падения цен на нефть и газ скважина может оказаться непродуктивной, но если цены растут, даже скважины с низкой добычей могут быть экономически ценными. Более того, новые методы, такие как гидроразрыв пласта (процесс закачки газа или жидкости для увеличения добычи нефти или природного газа), сделали некоторые скважины жизнеспособными. Однако пиковая политика добычи нефти и климата в отношении ископаемого топлива сделала жизнеспособными меньшее количество этих скважин и дорогостоящих технологий.
Однако большое количество заброшенных или плохо обслуживаемых устьев скважин представляет собой серьезную экологическую проблему: из них могут происходить утечки метана или других токсичных выбросов в местные системы воздуха, воды или почвы. Это загрязнение часто усугубляется, когда скважины заброшены или бесхозны – когда скважины больше не являются экономически жизнеспособными и больше не обслуживаются компанией. По оценкам Reuters на 2020 год, во всем мире насчитывается не менее 29 миллионов заброшенных скважин, что создает значительный источник выбросов парниковых газов , вызывающих изменение климата. [1] [2]
Самые ранние известные нефтяные скважины были пробурены в Китае в 347 году нашей эры. Эти колодцы имели глубину примерно до 240 метров (790 футов) и были пробурены с помощью долот , прикрепленных к бамбуковым шестам. [3] Масло сжигали для испарения рассола и получения соли . К 10 веку обширные бамбуковые трубопроводы соединяли нефтяные скважины с соляными источниками. Говорят, что древние записи Китая и Японии содержат множество упоминаний об использовании природного газа для освещения и отопления. В Японии в VII веке нефть была известна как горящая вода . [4] [5]
По словам Касема Аджрама, нефть была перегнана персидским алхимиком Мухаммадом ибн Закарией Рази (Разесом) в 9 веке, производя такие химические вещества, как керосин, в перегонном кубе ( аль-амбик ), [6] [ нужна проверка ] и который в основном использовался для керосиновых ламп . [7] Арабские и персидские химики также перегоняли сырую нефть для производства легковоспламеняющихся продуктов для военных целей. Благодаря исламской Испании дистилляция стала доступна в Западной Европе к 12 веку. [4]
Некоторые источники утверждают, что с 9-го века нефтяные месторождения эксплуатировались в районе современного Баку , Азербайджан , для производства нафты для нефтяной промышленности . Эти места были описаны Марко Поло в 13 веке, который описал производительность этих нефтяных скважин как сотни партий кораблей. Когда Марко Поло в 1264 году посетил Баку, на берегу Каспийского моря , он увидел нефть, собираемую из выходов. Он писал, что «на границе с Гейргине есть источник, из которого бьет нефть в таком изобилии, что из него одновременно можно взять до ста кораблей». [8]
В 1846 году в Баку (поселок Биби-Эйбат ) была пробурена первая в истории скважина ударными инструментами на глубину 21 метр (69 футов) для разведки нефти. В 1846–1848 годах на Апшеронском полуострове к северо-востоку от Баку русские инженер Василий Семенов пробурил первые современные нефтяные скважины , учитывая идеи Николая Воскобойникова. [9]
Игнаций Лукасевич , польский [10] [11] фармацевт и пионер нефтяной промышленности, построил одну из первых в мире современных нефтяных скважин в 1854 году в польской деревне Бубрка Кросненского уезда [12] , который в 1856 году построил один из первых в мире нефтеперерабатывающих заводов . [13]
В Северной Америке первая коммерческая нефтяная скважина была введена в эксплуатацию в Ойл-Спрингс, Онтарио, в 1858 году, а первая морская нефтяная скважина была пробурена в 1896 году на нефтяном месторождении Саммерленд на побережье Калифорнии. [14]
Самые ранние нефтяные скважины в наше время бурились ударным способом, путем неоднократного поднятия и опускания в землю троса . В 20 веке кабельные инструменты были в значительной степени заменены роторным бурением , которое могло бурить скважины на гораздо большую глубину и за меньшее время. [15] В Кольской скважине рекордной глубины при бурении использовался забойный двигатель, чтобы достичь глубины более 12 000 метров (12 км; 39 000 футов; 7,5 миль). [16]
До 1970-х годов большинство нефтяных скважин были вертикальными, хотя литологические и механические недостатки приводят к тому, что большинство скважин хотя бы незначительно отклоняются от истинной вертикали (см. Исследование отклонений ). Однако современные технологии наклонно-направленного бурения допускают бурение сильно наклонно-направленных скважин, которые при достаточной глубине и использовании подходящего инструмента могут фактически стать горизонтальными. Это имеет большое значение, поскольку породы -коллекторы, содержащие углеводороды, обычно расположены горизонтально или почти горизонтально; горизонтальный ствол скважины, расположенный в продуктивной зоне, имеет большую площадь поверхности в продуктивной зоне, чем вертикальная скважина, что приводит к более высокому дебиту. Использование наклонного и горизонтального бурения также позволило достичь пластов, находящихся на расстоянии нескольких километров или миль от места бурения (бурение с увеличенным отходом от вертикали), что позволяет добывать углеводороды, расположенные ниже мест, где трудно разместить буровую установку, экологически чувствительные или населенные.
Прежде чем бурить скважину, геолог или геофизик определяет геологическую цель, соответствующую целям скважины.
Цель (конечная точка скважины) будет сопоставлена с местоположением на поверхности (начальная точка скважины), и будет спроектирована траектория между ними. При проектировании траектории необходимо учитывать множество факторов, таких как зазор до любых близлежащих скважин (предотвращение столкновений) или то, будет ли эта скважина мешать будущим скважинам, стараясь по возможности избежать разломов и упростить определенные пласты. /сложнее бурить при определенных наклонах или азимутах.
Когда траектория скважины определена, группа геологов и инженеров разработает набор предполагаемых свойств недр, которые будут пробурены для достижения цели. Эти свойства включают поровое давление , градиент трещин, стабильность ствола скважины, пористость , проницаемость , литологию , разломы и содержание глины. Этот набор допущений используется командой инженеров скважин для проектирования обсадной колонны и заканчивания скважины, а затем детального планирования, где, например, выбираются буровые долота, проектируется КНБК , выбирается буровой раствор и т.д. и пошаговые процедуры написаны, чтобы предоставить инструкции по эксплуатации скважины безопасным и экономически эффективным способом.
Из-за взаимодействия со многими элементами конструкции скважины, а также поскольку внесение изменений в один из них будет иметь эффект домино для многих других вещей, траектории и проекты часто проходят несколько итераций, прежде чем план будет окончательно утвержден.
Скважина создается путем бурения в земле отверстия диаметром от 12 см до 1 метра (от 5 до 40 дюймов) с помощью буровой установки, которая вращает бурильную колонну с прикрепленным долотом. После того, как скважина пробурена, в скважину помещают отрезки стальной трубы ( обсадной трубы ), немного меньшие по диаметру, чем скважина. Цемент может быть помещен между внешней частью обсадной колонны и стволом скважины, известным как затрубное пространство. Обсадная колонна обеспечивает структурную целостность вновь пробуренного ствола скважины, а также изолирует потенциально опасные зоны высокого давления друг от друга и от поверхности.
Когда эти зоны надежно изолированы, а пласт защищен обсадной колонной, скважину можно пробурить глубже (в потенциально более нестабильные и агрессивные пласты) с помощью долота меньшего размера, а также обсадить обсадной трубой меньшего размера. Современные скважины часто имеют от двух до пяти комплектов скважин меньшего размера, пробуренных друг в друге, каждый из которых сцементирован обсадной колонной.
Весь этот процесс облегчается буровой установкой , которая содержит все необходимое оборудование для циркуляции бурового раствора, подъема и поворота трубы, управления скважиной, удаления шлама из бурового раствора и выработки электроэнергии для этих операций на месте.
После бурения и обустройства скважины ее необходимо «завершить». Завершение – это процесс, при котором скважина позволяет добывать нефть или газ.
При заканчивании обсадной скважины в той части обсадной колонны , которая прошла через продуктивную зону, проделываются небольшие отверстия, называемые перфорациями , чтобы обеспечить путь для потока нефти из окружающей породы в эксплуатационные насосно-компрессорные трубы. При заканчивании открытым стволом в последней пробуренной, необсаженной секции коллектора часто устанавливаются «песчаные фильтры» или «гравийная набивка». Они поддерживают структурную целостность ствола скважины при отсутствии обсадной колонны, в то же время обеспечивая приток жидкости из пласта в ствол скважины. Фильтры также контролируют миграцию пластового песка в эксплуатационные трубы и наземное оборудование, что может вызвать размывы и другие проблемы, особенно из рыхлых песчаных пластов морских месторождений.
После создания пути потока в скважину можно закачивать кислоты и жидкости гидроразрыва для разрушения , очистки или иной подготовки и стимулирования породы-коллектора для оптимальной добычи углеводородов в ствол скважины. Наконец, область над пластовой секцией скважины уплотняется внутри обсадной колонны и соединяется с поверхностью через трубу меньшего диаметра, называемую НКТ. Такое расположение обеспечивает избыточный барьер для утечек углеводородов, а также позволяет заменять поврежденные секции. Кроме того, меньшая площадь поперечного сечения НКТ обеспечивает выработку пластовых флюидов с повышенной скоростью, чтобы минимизировать отток жидкости, который может создать дополнительное противодавление, и защищает обсадную колонну от агрессивных скважинных флюидов.
Во многих скважинах естественное давление подземного пласта достаточно велико для того, чтобы нефть или газ вытекали на поверхность. Однако это не всегда так, особенно на истощенных месторождениях, где давление было понижено другими добывающими скважинами, или в низкопроницаемых нефтяных коллекторах. Для улучшения добычи может быть достаточно установки труб меньшего диаметра, но могут также потребоваться методы механизированной добычи. Общие решения включают скважинные насосы, газлифт или домкраты для наземных насосов . За последние десять лет было внедрено много новых систем для заканчивания скважин. Системы с несколькими пакерами с портами для разрыва пласта или муфтами с портами в одной системе позволяют сократить затраты на заканчивание и повысить добычу, особенно в случае горизонтальных скважин. Эти новые системы позволяют спускать обсадные колонны в латеральную зону при правильном размещении пакера/порта разрыва для оптимальной добычи углеводородов.
Стадия добычи – важнейший этап жизни скважины; когда добывают нефть и газ. К этому времени нефтяные вышки и установки для капитального ремонта , используемые для бурения и заканчивания скважины, уже покинули ствол скважины, а верхняя часть обычно оснащается набором клапанов, называемых « рождественской елкой» или эксплуатационной елкой. Эти клапаны регулируют давление, контролируют потоки и обеспечивают доступ к стволу скважины в случае необходимости дальнейших работ по заканчиванию. От выпускного клапана производственного дерева поток может быть подключен к распределительной сети трубопроводов и резервуаров для подачи продукта на нефтеперерабатывающие заводы, компрессорные станции природного газа или терминалы отгрузки нефти.
Пока давление в пласте остается достаточно высоким, дерево добычи — это все, что требуется для добычи скважины. Если давление снижается и это считается экономически целесообразным, можно использовать метод механизированной добычи, упомянутый в разделе заканчивания.
Капитальный ремонт часто необходим в старых скважинах, где могут потребоваться трубы меньшего диаметра, удаление отложений или парафина, работы с кислотной матрицей или завершение новых зон интереса в более мелководном коллекторе. Такие ремонтные работы могут выполняться с использованием буровых установок для капитального ремонта скважин, также известных как подъемные установки , установки для заканчивания или «сервисные установки», для извлечения и замены труб, или с использованием методов внутрискважинных работ с использованием гибких труб . В зависимости от типа подъемной системы и устья скважины для замены насоса можно использовать штанговую или промывочную установку без демонтажа НКТ.
Усовершенствованные методы добычи, такие как заводнение водой, закачка паром или закачка CO 2 , могут использоваться для увеличения пластового давления и обеспечения эффекта «вытеснения» для выталкивания углеводородов из пласта. Такие методы требуют использования нагнетательных скважин (часто выбранных из старых добывающих скважин по тщательно определенной схеме) и используются при возникновении проблем, связанных с истощением пластового давления, высокой вязкостью нефти или даже могут применяться на ранних этапах эксплуатации месторождения. В некоторых случаях – в зависимости от геомеханики пласта – инженеры-разработчики могут определить, что предельная извлекаемая нефть может быть увеличена путем применения стратегии заводнения на ранних стадиях разработки месторождения, а не на более позднем этапе. Такие методы улучшенного восстановления часто называют « третичным восстановлением ».
Бесхозные , бесхозные или заброшенные скважины — это нефтяные или газовые скважины, заброшенные предприятиями по добыче ископаемого топлива. Эти скважины могли быть дезактивированы из-за экономической целесообразности, невозможности передать право собственности (особенно при банкротстве компаний) или из-за небрежности, и, таким образом, у законных владельцев больше не было ответственности за их уход. Эффективный вывод скважин из эксплуатации может оказаться дорогостоящим и стоить миллионы долларов [17] , а экономические стимулы для предприятий обычно поощряют отказ от них. Этот процесс оставляет скважины бременем для государственных учреждений или землевладельцев, когда предприятие больше не может нести ответственность. Поскольку смягчение последствий изменения климата снижает спрос и использование нефти и газа, ожидается, что все больше скважин будут заброшены как бесполезные активы . [18]
Бесхозные колодцы являются мощным источником выбросов парниковых газов , таких как выбросы метана , вызывающих изменение климата. Большая часть этих утечек может быть связана с поломкой заглушек или их неправильным подключением. По оценкам только заброшенных скважин в США на 2020 год, выбросы метана из заброшенных скважин привели к выбросам парниковых газов, эквивалентным 3 неделям потребления нефти в США каждый год. [18] Масштабы утечек из заброшенных скважин хорошо известны в США и Канаде благодаря общедоступным данным и нормативным актам; однако расследование Reuters, проведенное в 2020 году, не смогло найти точных оценок по России, Саудовской Аравии и Китаю — следующим по величине производителям нефти и газа. [18] Однако, по их оценкам, в мире насчитывается 29 миллионов заброшенных колодцев. [18] [19]
Заброшенные колодцы также могут загрязнять землю, воздух и воду вокруг колодцев, потенциально нанося вред экосистемам, дикой природе, домашнему скоту и людям. [18] [20] Например, многие колодцы в Соединенных Штатах расположены на сельскохозяйственных угодьях, и если их не обслуживать, они могут загрязнить важные источники почвы и грунтовых вод токсичными загрязнителями. [18]
Природный газ в сырой форме, известный как попутный нефтяной газ , почти всегда является побочным продуктом добычи нефти. [21] Маленькие углеродные цепочки легкого газа выходят из раствора, когда они подвергаются снижению давления от резервуара к поверхности, аналогично открыванию бутылки с газировкой, когда углекислый газ вскипает . Если он умышленно попадает в атмосферу, его называют выброшенным газом , а если непреднамеренно – летучим газом .
Нежелательный природный газ может стать проблемой утилизации на скважинах, разрабатываемых для добычи нефти. Если рядом с устьем скважины нет трубопроводов для природного газа, он может не представлять никакой ценности для владельца нефтяной скважины, поскольку не может достичь потребительских рынков. Такой нежелательный газ затем можно сжечь на буровой площадке с помощью практики, известной как производственное факельное сжигание , но из-за растраты энергоресурсов и опасений по поводу ущерба окружающей среде эта практика становится менее распространенной. [22]
Часто нежелательный (или «застрявший» газ без рынка) газ закачивается обратно в пласт с помощью «нагнетательной» скважины для хранения или для повторного повышения давления в продуктивном пласте. Другим решением является преобразование природного газа в жидкое топливо. Газ в жидкость (GTL) — это развивающаяся технология, которая преобразует отработанный природный газ в синтетический бензин, дизельное топливо или авиационное топливо с помощью процесса Фишера-Тропша, разработанного в Германии во время Второй мировой войны. Как и нефть, такое плотное жидкое топливо можно транспортировать потребителям с помощью обычных цистерн или автомобильным транспортом. Сторонники утверждают, что топливо GTL горит чище, чем сопоставимое нефтяное топливо. Большинство крупных международных нефтяных компаний находятся на продвинутой стадии разработки производства GTL, например, завод Pearl GTL мощностью 140 000 баррелей в сутки (22 000 м 3 /сут) в Катаре, запуск которого запланирован на 2011 год. Спрос на природный газ обычно предпочтителен для доставки газа от скважины к конечному потребителю по трубопроводам .
Колодцы могут располагаться:
Морские скважины можно разделить на
Хотя расположение скважины будет иметь большое значение для типа оборудования, используемого для ее бурения, на самом деле разница в самой скважине невелика. Морская скважина нацелена на резервуар, который находится под океаном. Из-за логистики бурение морской скважины обходится гораздо дороже, чем наземной. Безусловно, наиболее распространенным типом является береговая скважина. [23] Эти колодцы разбросаны по южным и центральным Великим равнинам на юго-западе США и являются наиболее распространенными колодцами на Ближнем Востоке.
Другой способ классификации нефтяных скважин – по их назначению – способствовать разработке ресурса. Их можно охарактеризовать как:
На добывающей скважине активные скважины можно разделить на следующие категории:
Классификация Лахи [1]
Стоимость скважины зависит в основном от суточной производительности буровой установки, дополнительных услуг, необходимых для бурения скважины, продолжительности скважинной программы (включая время простоя и погодных условий), а также удаленности места расположения (затрат на логистическое снабжение). . [24]
Суточные ставки морских буровых установок варьируются в зависимости от их возможностей и доступности на рынке. Расценки на буровые установки, сообщенные отраслевым веб-сервисом [25], показывают, что глубоководные плавучие буровые установки более чем в два раза превышают тарифы на мелководные буровые установки, а ставки на самоподъемный флот могут варьироваться в 3 раза в зависимости от возможностей.
При стоимости глубоководных буровых установок в 2015 году около 520 000 долларов США в день [25] и аналогичных дополнительных расходах на развертывание скважины на глубокую воду продолжительностью 100 дней может стоить около 100 миллионов долларов США. [26]
Учитывая стоимость высокопроизводительной самоподъемной буровой установки в 2015 году, составившую около 177 000 долларов США [25] и аналогичные затраты на обслуживание, скважина с высоким давлением и высокой температурой продолжительностью 100 дней может стоить около 30 миллионов долларов США.
Береговые скважины могут быть значительно дешевле, особенно если месторождение находится на небольшой глубине, где затраты варьируются от менее чем 4,9 до 8,3 миллиона долларов, а средняя стоимость заканчивания составляет от 2,9 до 5,6 миллиона долларов за скважину. [27] Завершение скважин составляет большую часть затрат на береговые скважины, чем на морские скважины, которые несут дополнительное бремя затрат, связанное с нефтяной платформой. [28]
В указанную общую стоимость нефтяной скважины не включены затраты, связанные с риском взрыва и утечки нефти. Эти затраты включают в себя стоимость защиты от таких катастроф, стоимость усилий по устранению последствий и трудно поддающуюся расчету стоимость ущерба, нанесенного имиджу компании. [29]
