Войти
Насосная станция , такая как та, что расположена к югу от Мидленда, штат Техас, обычное явление в Западном Техасе нефтяная скважина - это скважина на Земле, предназначенная для добычи нефти нефть углеводороды на поверхность. Обычно часть природного газа выпускается как попутный нефтяной газ вместе с нефтью. Скважина, которая предназначена для добычи только газа, может быть названа газовой скважиной .
ранняя разработка нефтяного месторождения в Пенсильвании, около 1862 г. Самые ранние известные нефтяные скважины были пробурены в Китае в 347 г. н.э. Эти скважины имели глубину примерно до 240 метров (790 футов) и были пробурены с использованием долот, прикрепленных к бамбуковым столбам. Масло сжигали для испарения рассола и получения соли. К X веку обширные бамбуковые трубопроводы соединяли нефтяные скважины с соляными источниками. Считается, что древние записи Китая и Японии содержат много намеков на использование природного газа для освещения и отопления. Нефть была известна как горящая вода в Японии в VII веке.
Согласно Касему Аджраму, нефть была дистиллирована персидским алхимиком Мухаммадом ибн Закария Рази (Rhazes) в 9 веке, производя химические вещества, такие как керосин в перегонном кубе (al-ambiq), который в основном использовался для керосиновых ламп. Арабские и персидские химики также перегоняли сырую нефть для производства легковоспламеняющихся продуктов для военных целей. Через исламскую Испанию дистилляция стала доступной в Западной Европе к XII веку.
Некоторые источники утверждают, что с IX века нефтяные месторождения эксплуатировались в районе современного Баку, Азербайджана для производства нафты для нефтяной промышленности. Эти места были описаны Марко Поло в 13 веке, который описал добычу из этих нефтяных скважин как сотни кораблей. Когда Марко Поло в 1264 году посетил Баку, расположенный на берегу Каспийского моря, он увидел, как нефть собирается из выходов. Он писал, что «на границе с Гейргином есть фонтан, из которого бьет много нефти, из которой можно было бы взять до сотни кораблей за один раз».
Галицкие нефтяные скважины 
1904 пожар на нефтяной скважине в Биби-Эйбат В 1846 году в Баку (поселок Биби-Эйбат ) была пробурена первая скважина ударным инструментом на глубину 21 метров (69 футов) для разведки нефти. В 1848 году на Апшеронском полуострове северо-восточнее Баку русским инженером Ф.Н. Семенов.
Игнаций Лукасевич, польский фармацевт и пионер нефтяной промышленности построил одну из первых современных нефтяных скважин в мире в 1854 году в Польская деревня Бубрка, Кросненский уезд, который в 1856 году построил один из первых в мире нефтеперерабатывающих заводов.
В Северной Америке первая промышленная нефтяная скважина введена в эксплуатацию в Oil Springs, Онтарио в 1858 году, а первая морская нефтяная скважина была пробурена в 1896 году на Саммерлендском нефтяном месторождении на побережье Калифорнии.
Самые ранние нефтяные скважины в наше время были пробурены ударно, многократно поднимая и опуская кабель инструмент в землю. В 20-м веке канатные инструменты в значительной степени были заменены на роторное бурение, которое могло пробурить скважины на гораздо большую глубину и за меньшее время. Рекордная глубина Кольская скважина использовала забойный двигатель во время бурения для достижения глубины более 12000 метров (39000 футов).
До 1970-х годов большинство нефтяных скважин были вертикальными, хотя литологические и механические дефекты приводят к тому, что большинство скважин хотя бы немного отклоняются от истинной вертикали (см. исследование отклонений ). Однако современные технологии наклонно-направленного бурения позволяют использовать сильно наклонно-направленные скважины, которые при достаточной глубине и с соответствующими инструментами могут фактически стать горизонтальными. Это имеет большое значение, поскольку коллектор породы, содержащие углеводороды, обычно горизонтальны или почти горизонтальны; горизонтальный ствол скважины, расположенный в зоне добычи, имеет большую площадь поверхности в зоне добычи, чем вертикальная скважина, что приводит к более высокому дебиту. Использование наклонно-направленного и горизонтального бурения также позволило достичь резервуаров в нескольких километрах или милях от места бурения (бурение с увеличенным вылетом), что позволило добывать углеводороды, расположенные ниже мест, на которые трудно разместить буровую установку, экологически чувствительные или населенные.
Перед бурением скважины геолог или геофизик определяет геологическую цель для достижения целей скважины.
Цель (конечная точка скважины) будет согласована с положением на поверхности (начальная точка скважины), и между ними будет спроектирована траектория. При проектировании траектории необходимо учитывать множество факторов, таких как зазор до любых близлежащих скважин (предотвращение столкновений) или если эта скважина будет мешать будущим скважинам, попытка избежать разломов, если это возможно, и некоторые пласты могут быть проще. / Более сложное бурение при определенных наклонах или азимутах.
После определения траектории скважины группа геофизиков и инженеров разработает набор предполагаемых свойств геологической среды, которая будет пробурена для достижения цели. Эти свойства включают поровое давление, градиент трещин, устойчивость ствола скважины, пористость, проницаемость, литологию, разломы, и содержание глины. Этот набор допущений используется командой инженеров скважин для выполнения проекта обсадной колонны и проекта заканчивания для скважины, а затем подробного планирования, где, например, выбираются буровые долота, КНБК разработан, выбран буровой раствор, и написаны пошаговые процедуры для обеспечения инструкций по бурению скважины безопасным и экономичным способом.
Взаимодействие со многими элементами конструкции скважины и изменение одного из них окажет влияние на многие другие вещи, часто траектории и конструкции проходят несколько итераций, прежде чем план будет окончательно оформлен.
Аннотированная схема нефтяной скважины на этапе бурения Скважина создается путем бурения скважины от 12 см до 1 метра (от 5 дюймов до 40 дюймов) диаметром в землю с помощью буровой установки, которая вращает бурильную колонну с присоединенным долотом. После бурения скважины в скважину помещают секции стальной трубы (обсадная труба ), диаметр которой немного меньше диаметра ствола скважины. Цемент может быть помещен между внешней стороной обсадной колонны и стволом скважины, известным как кольцевое пространство. Обсадная труба 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, скважина может быть пробурена на большую глубину (в потенциально более нестабильные и агрессивные пласты) с помощью долота меньшего размера, а также обсадна обсадной колонной меньшего размера. Современные скважины часто имеют от двух до пяти наборов скважин меньшего диаметра, пробуренных одна в другой, каждая из которых зацементирована обсадной колонной.
Обсадная труба 
Грязевой каротаж в процессе, обычный способ изучения литологии при бурении нефтяных скважин Этому процессу способствует буровая установка, которая содержит все необходимое оборудование для циркуляция бурового раствора, подъем и поворот трубы, контроль за скважиной, удаление выбуренной породы из бурового раствора и выработка электроэнергии на месте для этих операций.
Современная буровая установка в Аргентине После бурения и обсадки скважины ее необходимо «закончить». Завершение - это процесс, при котором скважина может добывать нефть или газ.
При заканчивании с обсаженным стволом небольшие отверстия, называемые перфорацией, проделываются в части обсадной колонны, которая прошла через зону добычи, чтобы обеспечить путь для нефть течет из окружающей породы в НКТ. При заканчивании необсаженным стволом часто на последней пробуренной, необсаженной секции коллектора устанавливают песчаные фильтры или гравийную набивку. Они поддерживают структурную целостность ствола скважины в отсутствие обсадной колонны, позволяя при этом течь из пласта в ствол скважины. Грохоты также контролируют миграцию пластовых песков в эксплуатационные трубы и наземное оборудование, что может вызвать размывы и другие проблемы, особенно из-за неконсолидированных песчаных пластов на морских месторождениях.
После создания пути потока кислоты и жидкости для гидроразрыва могут закачиваться в скважину для разрыва, очистки или иной подготовки и стимулирования породы-коллектора для оптимальной добычи углеводородов в стволе скважины. Наконец, область над участком коллектора скважины заглушена внутри обсадной колонны и соединена 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 насосно-компрессорной трубы обеспечивает добычу пластовых флюидов с повышенной скоростью, чтобы минимизировать возврат жидкости, который может создать дополнительное противодавление, и защищает обсадную колонну от коррозионных скважинных флюидов.
Во многих скважинах естественное давление подземного коллектора достаточно высоко, чтобы нефть или газ выходили на поверхность. Однако это не всегда так, особенно на истощенных месторождениях, где давление было понижено другими добывающими скважинами, или в нефтяных коллекторах с низкой проницаемостью. Для увеличения добычи может быть достаточно установки труб меньшего диаметра, но также могут потребоваться методы искусственного подъема. Общие решения включают в себя скважинные насосы, газлифтные или наземные домкраты. За последние десять лет было введено много новых систем для заканчивания скважин. Несколько систем пакеров с портами для гидроразрыва пласта или муфтами портов в единой системе снизили затраты на заканчивание и повысили добычу, особенно в случае горизонтальных скважин. Эти новые системы позволяют обсадным трубам спускаться в боковую зону при правильном размещении пакера / порта гидроразрыва для оптимального извлечения углеводородов.
Схема типичной нефтяной скважины, добываемой с помощью насосной станции, которая используется для добычи оставшейся извлекаемой нефти после того, как естественное давление больше не станет достаточным для подъема нефти до поверхность Стадия добычи - важнейший этап жизни скважины; когда добываются нефть и газ. К этому времени нефтяные вышки и установки для капитального ремонта, использованные для бурения и завершения скважины, отошли от ствола скважины, а верхняя часть обычно оснащена набором клапанов, называемым рождественской елкой или производственное дерево. Эти клапаны регулируют давление, контролируют потоки и обеспечивают доступ к стволу скважины в случае необходимости проведения дополнительных 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 из скважины. Если давление падает и это считается экономически целесообразным, можно использовать метод искусственного подъема, упомянутый в разделе заканчивания.
Капитальный ремонт часто необходим в старых скважинах, для которых могут потребоваться трубы меньшего диаметра, удаление накипи или парафина, работы с кислотной матрицей или завершение новых зон интереса в более мелком коллекторе. Такие ремонтные работы могут выполняться с использованием установок для ремонта скважин, также известных как тяговые установки, установки для заканчивания скважин или «сервисные установки», для извлечения и замены насосно-компрессорных труб, или с использованием методов вмешательства в скважину с использованием гибких насосно-компрессорных труб.. В зависимости от типа подъемной системы и устья скважины для замены насоса без вытягивания НКТ можно использовать штанговую установку или промывочную установку.
Расширенные методы добычи, такие как заводнение водой, заводнение паром или заводнение CO 2, могут использоваться для увеличения пластового давления и обеспечения эффекта «выталкивания» для выталкивания углеводородов из пласта. Такие методы требуют использования нагнетательных скважин (часто выбираемых из старых эксплуатационных скважин по тщательно определенному образцу) 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 коллектора - инженеры-разработчики могут определить, что конечные извлекаемые запасы нефти могут быть увеличены путем применения стратегии заводнения на ранних этапах разработки месторождения, а не позже. Такие методы улучшенного восстановления часто называют «третичным восстановлением ».
Считается, что скважина достигает «экономического предела», когда ее наиболее эффективный дебит не покрывает операционных расходов, включая налоги.
Экономический предел для нефтяные и газовые скважины могут быть выражены с помощью следующих формул:
Нефтяные месторождения:. ![{EL } _ {oil} = \ frac {{WI} \ times {LOE}} {{NRI} [{ P_o} + ({P_g} \ times {GOR}) / 1000] \ times (1- {T})}](https://wikimedia.org/api/rest_v1/media/math/render/svg/9c20cf20dbf2d833998bf8012c936c13dc0d5d9f)
![{EL} _ {gas} = \ frac {{WI} \ times {LOE}} {{NRI} [({P_o} \ times {Y}) + {P_g}] \ times (1- {T})}](https://wikimedia.org/api/rest_v1/media/math/render/svg/da11cff6a2a264e508559b9230cf050348ee3367)
При повышении экономического предела срок службы скважины сокращается, а доказанные запасы нефти теряются. И наоборот, когда экономический предел снижается, срок службы скважины увеличивается.
При достижении экономического предела скважина становится пассивом и забрасывается. Некоторые заброшенные колодцы впоследствии заглушаются, а участок рекультивируется; однако стоимость таких усилий может исчисляться миллионами долларов. В этом процессе из скважины снимаются насосно-компрессорные трубы, а участки ствола скважины заполняются бетоном, чтобы изолировать путь потока между газовой и водной зонами друг от друга, а также от поверхности. Затем выкапывается поверхность вокруг устья скважины, устье и обсадная колонна вырезаются, крышка приваривается и затем закапывается.
При экономическом пределе часто в пласте остается значительное количество неизвлекаемой нефти. Может возникнуть соблазн отложить физическую ликвидацию на длительный период времени, надеясь, что цена на нефть вырастет или что будут усовершенствованы новые дополнительные методы добычи. В этих случаях в скважине будут размещены временные заглушки и прикреплены замки к устью для предотвращения взлома. По всей Северной Америке есть тысячи «заброшенных» скважин, которые ждут, чтобы увидеть, что сделает рынок, прежде чем полностью закрыть их. Часто положения об аренде и правительственные постановления обычно требуют быстрого отказа; обязательства и налоговые соображения также могут способствовать прекращению эксплуатации.
Теоретически заброшенную скважину можно повторно ввести в эксплуатацию и возобновить ее добычу (или преобразовать в систему закачки для дополнительной добычи или для хранения углеводородов в скважине), но возврат в скважину часто оказывается затруднительным механически и дорого. Традиционно эластомерные и цементные пробки использовались с разной степенью успеха и надежности. Со временем они могут ухудшиться, особенно в агрессивных средах, из-за материалов, из которых они изготовлены. Обычные мостовые заглушки также имеют очень небольшой коэффициент расширения, что ограничивает их использование в скважинах с ограничениями. В качестве альтернативы заглушки с высоким коэффициентом расширения, такие как надувные пакеры, не обладают характеристиками перепада давления, необходимыми для ликвидации многих скважин, и не обеспечивают газонепроницаемое уплотнение. Были разработаны новые инструменты, которые облегчают повторный вход, эти инструменты обеспечивают более высокий коэффициент расширения, чем обычные мостовые заглушки, и более высокие значения перепада давления, чем надувные пакеры, при этом обеспечивая газонепроницаемое уплотнение с рейтингом V0, которое не может обеспечить цемент.
Скважина природного газа на юго-востоке Лост Хиллз Филд, Калифорния, США. 
Подъем буровой вышки 
Добыча нефти в Бориславе в 1909 году 
Сжигание природного газа на буровой площадке, предположительно в Пангкалан-Брандане, восточное побережье Суматры - около 1905 г. Природный газ в сырой форме, известный как попутный нефтяной газ, почти всегда является побочным продукт добычи нефти. Небольшие углеродные цепочки легких газов выходят из раствора, когда они подвергаются понижению давления от резервуара к поверхности, подобно открытию бутылки с газировкой, где углекислый газ бурлит. Если он умышленно улетучивается в атмосферу, он известен как выброшенный газ, или, если он непреднамеренно, как летучий газ.
Нежелательный природный газ может быть проблемой утилизации в скважинах, которые разрабатываются для добычи нефти. Если рядом с устьем нет трубопроводов для природного газа, он может не представлять ценности для владельца нефтяной скважины, поскольку не может попасть на потребительские рынки. Такой нежелательный газ затем может быть сожжен на буровой площадке с помощью практики, известной как производственное сжигание, но из-за потерь энергоресурсов и ущерба окружающей среде эта практика становится менее распространенной.
Часто нежелательный (или «выброшенный» на рынок газ) газ закачивают обратно в пласт с помощью «нагнетательной» скважины для хранения или повторного повышения давления в продуктивном пласте. Другое решение - преобразовать природный газ в жидкое топливо. Газ в жидкость (GTL) - это развивающаяся технология, которая преобразует мельчайший природный газ в синтетический бензин, дизельное топливо или реактивное топливо с помощью процесса Фишера-Тропша, разработанного во время Второй мировой войны в Германии. Подобно нефти, такое плотное жидкое топливо можно транспортировать обычными танкерами или автомобильным транспортом к пользователям. Сторонники утверждают, что GTL-топливо горит чище, чем сопоставимое нефтяное топливо. Большинство крупных международных нефтяных компаний находятся на продвинутой стадии разработки производства GTL, например завод Pearl GTL 140 000 баррелей в сутки (22 000 м3 / сутки) в Катаре, запуск которого запланирован на 2011 год. В таких местах, как США, с высоким спросом на природный газ, трубопроводы обычно предпочитают газ от буровой площадки до конечного потребителя.
Скважины могут быть расположены:
Морские скважины могут быть далее подразделены на
Хотя расположение скважины будет иметь большое значение в типе оборудования, используемого для ее бурения, существует собственно небольшая разница в самом колодце. Морская скважина нацелена на резервуар, который находится под океаном. Из-за логистики бурение морской скважины намного дороже, чем береговая скважина. Безусловно, самый распространенный тип - это береговая скважина. Эти колодцы усеивают Южные и Центральные Великие равнины на юго-западе Соединенных Штатов и являются наиболее распространенными колодцами на Ближнем Востоке.
Еще один способ классификации нефтяных скважин - это их цель в участии в разработке ресурса. Их можно охарактеризовать так:
На площадке добывающей скважины действующие скважины могут быть дополнительно разделены на следующие категории:
Классификация Лахи [1]
Стоимость скважины в основном зависит от дневного дебита буровой установки, дополнительные услуги, необходимые для бурения скважины, продолжительность программы скважины (включая время простоя и погодные условия) и удаленность местоположения (затраты на логистику).
Ежедневные расценки морских буровых установок зависят от их возможностей и доступности на рынке. Показатели скорости буровых установок, сообщаемые отраслевым веб-сервисом, показывают, что глубоководные плавучие буровые установки более чем в два раза превышают показатели мелководного флота, а ставки самоподъемного флота могут варьироваться в 3 раза в зависимости от возможностей.
При расценках на установку глубоководного бурения в 2015 году около 520 000 долларов США в день и аналогичных дополнительных расходах глубоководная скважина продолжительностью 100 дней может стоить около 100 миллионов долларов США.
При стоимости высокопроизводительной самоподъемной буровой установки в 2015 году около 177 000 долларов США и аналогичных затратах 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 колеблются от менее 4,9 до 8,3 млн долларов, а средняя стоимость заканчивания составляет от 2,9 до 5,6 млн долларов на скважину. Завершение строительства составляет большую часть затрат на береговые скважины, чем на морские скважины, которые несут дополнительную нагрузку на нефтяную платформу.
Общая стоимость упомянутой нефтяной скважины не включает затраты, связанные с риском взрыва и утечка масла. Эти затраты включают стоимость защиты от таких бедствий, стоимость работ по очистке и трудно поддающиеся подсчету затраты на ущерб имиджу компании.
 | На Викискладе есть средства массовой информации, касающиеся нефтяных скважин. |
