Добывающая скважина: Добывающая скважина. Конструкция, оборудование добывающих нефтяных скважин

Опубликовано в Разное

9 Мар 1985

Содержание

Добывающая скважина. Конструкция, оборудование добывающих нефтяных скважин

Для эффективной разработки и разведки месторождений нефти современными компаниями используются разнообразные технические решения и добывающие нефтяные скважины представляют собой их неотъемлемый элемент. Она выглядит как цилиндрический стол, выбуренный в пластах земли и горной породы, что позволяет человеку получить доступ внутрь. Главная задача добывающей нефтяной скважины – это:

открытие доступа к месторождению нефти;
подача нефти в хранилища;
ликвидация остатков горных пород.

Что такое добывающая нефтяная скважина?

Классическая нефтяная скважина представляет собой горную выработку круглого сечения, диаметр которой может достигать 4 метров. Ее предназначение – это нефтедобыча; это обуславливает расположение устьев добывающих скважин – как правило, их бурят в

ертикально. В редких случаях возможно бурение под заданным углом.

История добывающих нефтяных скважин насчитывает более ста пятидесяти лет:

впервые разработка и создания скважины для последующей нефтедобычи было осуществлено в 1846 году. Поставленные задачи были реализованы в поселке близ города Баку, который на тот момент территориально относился к Российской Империи. Рабочие создали скважину глубиной 21 метр;
первая эксплуатационная добывающая скважина в России была разработана чуть позже – в 1864 году. Пробурили ее на Кубани;
в Америке скважина для добычи нефти была пробурена в 1857 году в Эннискилене. Ее глубина составила всего 15 метров. Однако, согласно данным, добыча нефти началась чуть позже – в 1859 году.

В 1930 году в Баку был разработан с последующим успешным использованием способ наклонно-направленного бурения, который активно используется и по сегодняшний день.

Сооружаются добывающие нефтяные установки посредством последовательного бурения земляных и горных пород с использованием долот и станков, а также прочих вспомогательных механизмов. Разбуренный материал и остатки земли и горных пластов при этом удаляются, а стенки укрепляются от размытия и разрушения. Степень укрепления будет зависеть от характера горной породы. Процедура добычи нефти может реализовываться несколькими способами, наиболее распространенные из которых – фонтанирование (при избыточном давлении в скважине) либо посредством нагнетательных установок.

Добывающие нагнетательные скважины

Оборудование добывающих скважин, функционирующих по принципу нагнетания, используется для того, чтобы получить возможность управления процессами, происходящими в пласте месторождения. Это хороший метод для всестороннего исследования месторождения, получения данных, необходимых для эксплуатации скважин, параметрах пласта, активности бассейна и прочих характеристиках.

Добывающие нагнетательные скважины функционируют, в основном, стационарно. Это необходимо для того, чтоб было возможно объективно выявить технологическую эффективность посредством аналитики базовых и фактических показателей, а также их сравнения с отраслевыми данными по методологии.

Еще одна задача нагнетательного оборудования – это управление процессами, имеющими место в месторождении при его разработке для добычи нефти.

Конструкция нефтяной скважины и технология ее бурения

В строении конструкции добывающей скважины стандартного типа учитывают:

устье добывающей скважины;
ствол скважины;
конец или забой.

Устье считается верхним элементом конструкции: его функциональна задача – это снижение к минимуму рисков обвалов и разрушения пород верхних слоев. Также устье помогает защитить оборудование и саму скважину от размытия буровым раствором. Следующий функциональный элемент – это ствол. Важная задача элемента состоит в определении направления буровых работ по месторождению и ликвидации остатков горных пород. Забой необходим для укрепления глубинны колонн, кроме того, именно он отвечает за добычу нефти из пласта.

Оборудование добывающих скважин для работы с нефтью выполняет следующие операции:

Использование буровых установок, станков и долот позволяет осуществить заглубление ствола на необходимую для месторождения глубину.
Разрушенные горные породы и земля удаляются из скважины.
Первое погружение в скважину позволяет выполнить ключевую задачу по укреплению забоя – устанавливаются специализированные обсадные колонны.
После установки всего необходимого оборудования можно приступать к следующему этапу – аналитике нефтяного слоя. Происходит изучение химических, геофизических, а также геологически характеристик.
После тщательного анализа принятия решения по разработке и эксплуатации месторождения выполняется спуск завершающей колонны на рабочую глубину. Это – завершающий этап, конструкция нефтяной скважины готова.

Первоначальный этап бурения – это создания ствола, глубина которого будет совсем небольшой. Максимальное число – 30 метров, диаметр при этом не превышает 40 сантиметров. В последствии буры погружаются на глубины и процесс усложняется. Для закрепления пород в скважину помещаются колонны, дополнительно осуществляется обработка посредством специализированных растворов, как правило – цементирующих. Для снижения степени износа используются металлические защитные кольца для труб ствола.

Не стоит забывать и о других важных этапах разработки нефтяного месторождения. Например, значимое место занимает совокупность работ и мер по выявлению наиболее эффективного добывания нефти. Специалистами выполняются разведывательные действия, которые в дальнейшем послужат основой для проектной документации и технологических характеристик бурения. Проект определяет количество объектов, последовательность забора нефти, методики воздействий, помогающие получить максимальный результат выработки.

Конструкция нефтяной скважины

Что такое Нагнетательная, водонагнетательная скважина?

Это скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт с целью поддержания пласто

Нагнетательная скважина — скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт месторождения нефти и газа с целью поддержания пластового давления

В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость (вода), таким образом обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе.

На большинстве месторождений поддержание пластового давления обеспечивается путем нагнетания воды в скважины с законтурным или внутриконтурным их расположением.

Если водонагнетательная скважина находится за пределами контура нефтеносности, то порода на 100 % насыщена водой, и осваивать скважину легче.

Если скважина находится внутри контура нефтеносности, то величина коэффициента нефтенасыщенности породы существенно больше коэффициента водонасыщенности, что усложняет освоение скважины из-за необходимости проведения работ по уменьшению нефтенасыщенности породы призабойной зоны пласта.

Внутриконтурный ряд нагнетательных скважин обычно осваивают через одну, т.е. когда в 1 скважину уже закачивают воду, 2 соседние (с обеих сторон в ряду) эксплуатируются как нефтяные с максимально возможным отбором жидкости.

Отбор из скважин нагнетательного ряда, предназначенных к освоению, осуществляется до тех пор, пока они не будут обводняться пресной водой, нагнетаемой в соседние, уже освоенные под закачку и работающие как нагнетательные скважины.

Такая последовательность освоения скважин позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к рядам эксплуатационных скважин.

Нагнетательные скважины используются:

— при разработке нефтяных, газоконденсатных и др месторождений с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых;

— для подачи в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др.

— при подземном хранении газа,

— разработке угольных месторождений способом подземной газификации и др.

Конструкция нагнетательных скважин выбирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др.

Выбор методов воздействия на породу призабойной зоны пласта должен быть нацелен на то, чтобы освободить ПЗП от твердых отложений нефти и от самой нефти.

В устойчивых горных породах забой скважины оставляют необсаженным, в неустойчивых — спускают обсадную колонну (ПЗП перфорируют, особенно в низкопроницаемых интервалах вскрываемого пласта).

Начало скважины называется её устьем, дно — забоем, внутренняя боковая поверхность — стенками.

Устье скважины оборудуют задвижками и манометром, в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (до кровли поглощающего пласта).

Герметичность нагнетательных скважин обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья, а в случае необходимости — применением пакеров.

Основная рабочая характеристика нагнетательных скважин — приемистость скважины.

Контроль работы, а также техническое состояние нагнетательных скважин осуществляют термометрами, расходомерами и тд.

Нагнетательные скважины нужно регулярно промывать для предотвращения заиливание взвешенными частицами боковой поверхности скважины, поскольку эта поверхность в нагнетательной скважине выполняет роль фильтра.

Подводящие трубопроводы также нужно чистить (грязь и коррозия).

1.2. Категории скважин / КонсультантПлюс

1.2. Категории скважин

1.2.1. По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.

1.2.2. Поисковыми называются скважины, бурящиеся для поисков новых залежей нефти и газа.

1.2.3. Разведочными называются скважины, бурящиеся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий в необходимом соотношении и сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

———————————

<*> Далее по тексту кроме случаев, где это специально оговорено, вместо «нефтяное, газонефтяное, газонефтеконденсатное, нефтегазовое или нефтегазо-конденсатное» месторождение (залежь), для сокращения используется только «нефтяное» месторождение (залежь).

1. 2.4. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин.

— основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;

— резервный фонд скважин;

— контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;

— оценочные скважины;

— специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;

— скважины-дублеры.

1.2.5. Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов.

В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

1.2.6. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должны обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

1.2.7. Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д.

1.2.8. Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

а) наблюдательные — для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

б) пьезометрические — для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

1.2.9. Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории A + B + C1.

1.2.10. Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

1.2.11. Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях — с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного <*> фонда с нижележащих объектов.

———————————

<*> Примечание: Возвратными считаются скважины эксплуатационного фонда нижнего объекта, используемые для разработки (доработки) верхних объектов в зонах их совмещения.

1.2.12. Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

1.2.13. Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие, остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капитальном ремонте после эксплуатации относятся выбывшие из действующих скважин, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

К скважинам, находящимся в обустройстве и освоении после бурения, относятся скважины, принятые на баланс нефтегазодобывающего управления после завершения их строительства и находящиеся в данном календарном месяце в освоении или в обустройстве.

Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.

[Н2.5] Типы скважин — Нефтянка

Первые скважины для добычи нефти и газа бурились вертикально. Такие скважины давали хороший результат до тех пор, пока в мире было достаточно месторождений, коллекторы которых сложены из минералов с высокой пористостью и проницаемостью. По мере истощения легкодоступных запасов нефтяникам пришлось работать над совершенствованием технологий строительства скважин. В 40-х годах прошлого столетия Александр Григорян и Константин Царевич разработали технологию проходки наклонных и горизонтальных скважин. Эксплуатационная колонна скважины, расположенная под углом или горизонтально, имеет большую площадь контакта с пластом, что значительно увеличивает дебит. В 1941 году на Каспийском море с использованием турбобура была создана первая горизонтальная скважина.

Ствол наклонно-направленной скважины значительно отходит от точки размещения буровой установки, что даёт возможность пробурить несколько скважин с одной площадки. Это особенно важно при работе в море или заболоченной местности. Сооружение нескольких скважин с одной площадки называется кустовым бурением.

Работая над дальнейшим повышением эффективности скважин, специалисты предложили создавать ветвящиеся скважины, подобные корневой системе растений. «Пока углеводороды извлекаются из горных пород с помощью фильтрации, скважинам нужны корни, как деревьям», — такое высказывание приписывается одному из энтузиастов многоствольного и многозабойного бурения А.Григоряну. Разница между этими способами заключается в том, что многоствольная скважина ветвится выше продуктивного пласта, а многозабойная скважина входит в пласт и там разделяется на несколько ответвлений.

Первая успешная многоствольная скважина была пробурена в Башкирии в 1953 году. Многие месторождения Башкирии тогда уже были значительно истощены, поэтому требовались технологии для увеличения нефтеотдачи. Скважина 66/45 имела 9 стволов, её дебит составил 120 м3 в сутки при показателях обычных скважин на уровне 7 м3 в сутки. К 80-му году в СССР было пробурено свыше сотни многоствольных скважин.

В 70-е и 80-е годы интерес к бурению наклонных и горизонтальных скважин стали проявлять западные страны. Значительные успехи были достигнуты во Франции и США. Прогрессу в области технологий бурения в какой-то мере способствовал поток специалистов, покидавших Россию в годы Перестройки. В числе уехавших из страны был и А.Григорян.

Технология создания горизонтальных скважин дала возможность эксплуатировать месторождения с низкопроницаемыми коллекторами, например, добывать так называемую «сланцевую нефть».

Не все скважины, пробуренные на месторождении, используются для добычи нефти и газа. Для определения и поддержания эффективного режима эксплуатации требуется множество скважин различного типа. По назначению их можно разделить на следующие группы:

* структурно-поисковые скважины, назначение которых — установление тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов;

* разведочные скважины, служащие для выявления продуктивных объектов, оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;

* эксплуатационные скважины, предназначенные для добычи нефти и газа из земных недр;

* опережающие добывающие скважины, позволяющие начать эксплуатацию месторождения с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;

* нагнетательные скважины, применяемые для закачки в пласт воды или газа с целью поддержания требуемого давления;

* контрольные, оценочные и наблюдательные скважины — для наблюдения за
объектом разработки, определения начальной и остаточной водогазонефтенасыщенности пласта, отслеживания изменения параметров пласта;

* скважины для утилизации отходов.

Структурно-поисковые, разведочные, различные вспомогательные скважины чаще бывают вертикальными, эксплуатационные скважины — наклонно-направленными или горизонтальными.

Навигация по записям

О комплексном повышении эффективности работы объектов энергетики

Если рассматривать традиционную энергетику, то добыча нефти и газа с каждым годом становится все труднее из-за ухудшающейся структуры запасов. Нетрадиционные запасы нефти и газа могут быть эффективно добыты при стоимости барреля нефти выше $60, что в ближайшей перспективе маловероятно. В нетрадиционной энергетике помимо солнечной и ветряной областей генерации существует геотермальная и водородная энергогенерация, которые так же используют скважины как объекты инфраструктуры.

Для геотермальных и водородных проектов главным риском в начальной стадии, когда еще не пробурена добывающая скважина, является подтверждение запасов и производительности коллектора. Основные риски по наличию запасов геотермальных вод или залежей водорода снимаются «с поверхности» — проведением сейсморазведки, её детальная интерпретация, углубленный региональный анализ условий накопления осадков, прослеживание региональных водоупоров.

Однако эти способы не решают вопроса – продуктивности скважины, который зависит от проницаемости коллектора и качества вскрытия пласта. Если природную проницаемость коллектора увеличить во всем объеме резервуара невозможно, то повысить качество вскрытия пласта скважиной – возможно. Так же комплексностью подхода по повышению эффективности работы геотермальных и водородных объектов является подбор мероприятий, нацеленных не только на работу с пластом, но и с наземной инфраструктурой, позволяющей утилизировать низкопотенциальное тепло в альтернативных направлениях.

Качество вскрытия пласта в первую очередь зависит от применяемой перфорации скважин. Существует большое количество способов перфорации скважин: пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная и гидравлический разрыв пласта. Так, последний способ вскрытия пласта в настоящее время получает наибольшее распространение, так как обладает высокой эффективностью и устанавливает надежную связь скважин с пластом. Но гидравлический разрыв не может применяться в условиях близкого расположения к нефтяному пласту водонасыщенных интервалов, так как развитие вертикальной трещины приводит к прорыву воды в добывающую скважину.

Патентный анализ [1] показал, что основными владельцами технологий вскрытия продуктивных пластов являются следующие компании Schlumberger, Halliburton, «Татнефть», PradRes&DevLtd, ChinaNatPetroleumCorpидр. Наиболее интересным является распределение патентных заявок основных владельцев по направления разработок (рисунок #1Направления разработок ключевых правообладателей). Большинство этих патентов сосредоточено в областях по обработке пласта химическими композициями, глубокопроникающей перфорации, отработке составов и режимов проведения работ по ГРП.

Однако применение ГРП в ряде стран запрещено на законодательном уровне, так как данная технология может привести к существенным геологическим нарушениям, вызванным появлением вертикальной сообщаемости между пластами, которые были разобщены многие миллионы лет водоупорными границами.

Щадящие технологии вскрытия пластов

В случае необходимости щадящего вскрытия, для предотвращения прорыва подошвенных вод или газа из газовой шапки все чаще применяют гидромониторные способы вскрытия продуктивных пластов. Первые образцы гидромониторных перфораторов были запатентованы еще в СССР в 1960-ых годах. Отличительной особенностью данных перфораторов была работа только в импульсном режиме, т.е. эти перфораторы выполняли точечную перфорацию пластов напротив интервала в которой он был спущен в момент подачи жидкости. В конце 20 века и начале 21 века широкое развитие получили щелевые перфораторы, которые по сравнению с точечными давали лучший эффект из-за получения большей площади фильтрации жидкости из пласта в скважину, а также за счет разгрузки горных пород [2]. Следующим этапом стало создание винтовых или геликоидных щелей.

Применение геликоидного перфоратора [3] позволит создать в продуктивном пласте пустотное пространство радиусом от 0,5 м (определяется параметрами работы перфоратора и модулем Юнга пласта) соскин-фактором до -2 ед. (рисунок 2). Такое низкое значение скин-фактора не может быть достигнуто на настоящий момент ни одним из пулевых, кумулятивных или сверлящих перфораторов. Одно только применение перфораторов данного типа для вскрытия пластов позволит увеличить производительность скважины на 40%.

Не следует забывать и про качество жидкостей, на которых происходит вскрытие продуктивных пластов. Так при проведении работ при гидромониторном вскрытии пластов используют специально подготовленные составы. Некоторые авторы [4] считают, что идеальной жидкостью вскрытия является пластовый флюид, который восстанавливает естественные свойства пласта. С этим трудно согласиться, так как в этой ситуации кольматанты, которые отложились на поверхностях пор из бурового раствора, не «отмываются» пластовым флюидом и продолжают блокировать поры и далее.

Разработаны составы для проведения гидромониторного вскрытия пластов: ксантановая камедь, кальцинированная, формиат натрия (5 – 20), ПАВ ГФ-1 марки К и вода остальное. Такой состав авторы объясняют тем что жидкость-песконоситель должна иметь рецептуру, обеспечивающую минимальную фильтрацию и такую вязкость, которая бы давала возможность удерживать песок во взвешенном состоянии и сохранить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.

Известен аналогичный состав жидкости для щелевой резки пласта: водные растворы хлористого натрия, хлористого кальция или хлористого магния с добавлением ПАВ и карбоксиметил-целлюлозы (КМЦ). При использовании растворов хлористого натрия или хлористого кальция достигается плотность жидкости до 1,3 г/л.

Из обоих примеров очевидно, что в составе нет ни одного реагента, который бы активно воздействовал на продуктивные пласты с целью повышения их проницаемости. Наиболее активными и широко применяемым реагентами по воздействию на пласт являются: кислоты – соляная, уксусная, плавиковая; щелочи – каустическая сода. Но эти вещества являются сильными органическими растворителями, веществами 1 и 2-го классов опасности. Таким образом, традиционные вещества, используемые для обработок пласта, не могут применяться в составе активной перфорационной среды при бережном отношении к экологии и спускаемому оборудованию.

Применение хелатов как альтернатива традиционным составам

Анализ зарубежных источников показал, что помимо традиционных составов для обработок пластов предлагается использовать хелаты. Авторы работы [5] исследовали взаимодействие хелатных соединений на базе калийных и натриевых солей (ЭДТА) с солевыми отложениями в насосно-компрессорных трубах (НКТ) скважин месторождения «Белый тигр» (Вьетнам). Из указанных хелатов также известно, что тетранатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (4Nа-ЭДТА) обладает ингибирующими свойствами по отношению к глинам, при этом класс опасности у вещества отсутствует. Соответственно в состав жидкости для щелевой резки пласта необходимо ввести 4Nа-ЭДТА для химического разрушения цементной составляющей в терригенной породе и карбонатной составляющей в известняках.

На основе этих данных был разработан перфорационный состав [6] с регулируемой плотностью в диапазоне 1,05 — 1,17 г/см3 и отсутствием абразивной составляющей – активная перфорационная среда (АПС), который состоит из: 4Nа-ЭДТА, вторичный алкилсульфонат натрия, хлорид натрия, вода и остальное.

Проведенные лабораторные исследования на коррозионную активность с 29,8% (по содержанию сухих веществ) растворами АПС показали, что его активность низка и составляет 0,011 г/м2ч при 20 градусах по Цельсию и 0,060 и 0,150 г/м2ч, при 80 и 90 градусов соответственно. Также были проведены испытания на проверку по воздействию на карбонаты. В ходе испытаний было выявлено, что 1 тонна сухого вещества АПС, что примерно равно 3,4 м3 готового раствора, способна растворить 18,5 кг карбонатной составляющей.

Для проведения работ на одной скважине объем приготавливаемого раствора составляет 100 м3 минимально, тогда в процессе работ по гидромониторному вскрытию будет растворено 550 кг карбонатной породы.

В процессе эксплуатации скважины возникают моменты, когда необходимо провести ревизию спущенного оборудования (пакерного, насосного, контрольно-измерительного). Для выполнения этих операций производят глушение скважины, при этом, в случае наличия в пласте аномально высокого значения пластового давления, могут применяться утяжеленные жидкости глушения. Тяжелые жидкости глушения можно разделить на две принципиально разные группы – с наличием твердой фазы (барит, кальцит, глины) и без твердой фазы (хлорит кальция, хлорит цинка, бромиды). Последние растворы использовать наиболее предпочтительно, так как они не будут кольматироватьпризабойную зону пласта и соответственно снижать производительность скважины в будущем. Однако эти жидкости глушения по стоимости могут превосходить растворы на баритовой основе в 10 раз.

Поэтому чаще всего недропользователь использует растворы с твердой фазой и потом проводит обработку скважины кислотными растворами с целью восстановления продуктивности скважины. Применение растворов сильных кислот нами уже рассматривалось ранее и не рекомендуется.

Следует обратиться к опыту авторов [7], в котором проанализированы результаты обработок скважин хелатными растворами и даны рекомендации по дальнейшему их применению. По результатам более чем 20-ти обработок добывающих и нагнетательных скважин хелатными составами выработаны критерии применения технологии и отработаны технические приемы в процессе выполнения работ.

Щелочные хелатные растворы необходимо использовать при интенсификации скважин, вскрывших продуктивные пласты на утяжеленном баритом буровых растворах или с высоким содержанием глинистого вещества. Кислые хелатные растворы эффективно применять для пластов с высоким содержанием карбонатной составляющей и пластов с температурой выше 140 °С. Применение указанных растворов позволяет получить приросты дебитов скважин в 1,4-3 раза. При очистке призабойной зоны пласта в нагнетательных (поглощающих скважинах) скважинах необходимо предусмотреть процедуру выноса продуктов реакции.

Низкотемпературное тепло – как источник доходов

Следующим этапом повышения эффективности работы геотермальных и водородных установок является решение по утилизации низкотемпературного тепла, которое остается после электрогенерации для водородных установок или использования воды в системах отопления (нагрева) в жилых домах после комбинированной выработки тепловой и электрической энергий. Отмечается, что в США комбинированный тип производства тепловой и электрической энергии в промышленном секторе планируется увеличить на 50% к 2040 году по сравнению с 2015 годом.

Наиболее перспективным направлением в данном вопросе является организация тепличного хозяйства или ферм по выращиванию рыбы в установках замкнутого водооборота (УЗВ). Так, в Сибирском регионе при выращивании томатов и огурцов в промышленных теплицах затраты на обогрев и электроэнергию составляют 60-70% [8]. Соответственно, использование низкотемпературной тепловой энергии от геотермальных станций позволит существенно снизить себестоимость производимой продукции в тепличных хозяйствах. Снижение себестоимости выращиваемой сельскохозяйственной продукции, особенно в зимний период, позволит обеспечить население крупных городов доступными и свежими овощами, зеленью.

С поздней весны до ранней осени потребление тепла и электроэнергии муниципалитетами существенно снижается по причине теплого времени года. В это время встает вопрос покрытия текущих расходов на поддержание в работе объектов электро- и теплогенерации в рабочем состоянии и для проведения текущего и капитального ремонта узлов, агрегатов теплообменников, водоводов и самих скважин. Если эти работы не связаны с полной остановкой инфраструктуры, то вырабатываемое тепло неэффективно рассеивается. Для решения этой проблемы предлагается обустроить УЗВ по выращиванию теплолюбивого клариевого сома. Особенностью роста клариевого сома в УЗВ является его высокая скорость роста, так от личинки до товарной формы в 0,9-1,5 кг он может вырасти менее чем за 6 месяцев. При наличии подрощенного малька весом 20-40 г к началу летнего сезона товарной формы он достигнет за 3 месяца, что позволит задействовать в УЗВ излишки тепла «не потреблённые» муниципалитетом.

Интересен опыт выращивания рыбы в УЗВ на геотермальной энергии с использованием глубинных вод. Добывающая воду скважина с температурой 40 °С пробурена на нижнеюрские отложения (1225 м) и по химическому составу вода соответствует требованиям при выращивании лососевых. Но продукционный цикл семги составляет 85 недель против 23 у клариевого сома, что не позволяет ее выращивать в коротких циклах. Положительными моментами при таком производстве рыбы является: отсутствие в воде солей тяжелых металлов, посторонних живых организмов (паразитов, бактерий и вирусов), замкнутость системы. Налаженное производство семги позволяет производить до 22 тонн рыбы еженедельно. Этот пример показывает, что использование геотермальной энергии и глубинных вод экономически эффективно при выращивании рыбы в УЗВ.

Заключение

Комплексный подход к повышению эффективности объектов энергетики приведет к снижению себестоимости продукции: нефть, газ, электричество, тепло, продукты питания. Данный подход позволяет снизить удельные затраты на 1 рубль производимой продукции на 30-40% с одновременной диверсификацией направления деятельности. В условиях сложившихся низких цен на энергоносители данные мероприятия позволят компаниям остаться на рынке и получать свою долю прибыли без сокращения объемов производимой продукции.

Методы интенсификации добычи углеводородов на Жумажановском нефтяном месторождении (ХМАО)

Please use this identifier to cite or link to this item: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/41246

Title:	Методы интенсификации добычи углеводородов на Жумажановском нефтяном месторождении (ХМАО)
Authors:	Капин, Никита Анатольевич
metadata.dc.contributor.advisor:	Гладких, Марина Алексеевна
Keywords:	добывающая скважина; ГРП; интенсификация; гибкая труба; нефть; production well; hydrauic fracturing; well stimulation; coil tubing; oil; соляно-кислотные обработки; нефть; призабойная зона; скин-фактор
Issue Date:	2017
Citation:	Капин Н. А. Методы интенсификации добычи углеводородов на Жумажановском нефтяном месторождении (ХМАО) : бакалаврская работа / Н. А. Капин ; Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ), Институт природных ресурсов (ИПР), Кафедра геологии и разработки нефтяных месторождений (ГРНМ) ; науч. рук. М. А. Гладких. — Томск, 2017.
Abstract:	Объектом исследования бакалаврской работы является призабойная зона пласта Жумажановского нефтяного месторождения. Цель работы – анализ эффективности интенсификации скважин на примере работы добывающих скважин месторождения. В процессе исследования проводилось оценка внедрения системы для селективного гидроразрыва пластов при помощи технологии гибкой трубы (ГНКТ). Полученные результаты и новизна: в результате исследования было доказано, что применение ГРП на скважинах является эффективным методом и позволяет оптимизировать работу добывающих скважин и максимизировать добычу нефти на месторождении. The object of the study of bachelor work is the bottom-hole zone of the Zhumazhanovskoye oil field. The aim of the work is to analyze the efficiency of well intensification using the example of the production wells of the field. During the study, the implementation of the system for selective fracturing with the help of flexible pipe technology (CT) was evaluated. The received results and novelty: because of the research it was proved that the application of hydraulic fracturing in wells is an effective method and allows to optimize the work of producing wells and to maximize oil production in the field.
URI:	http://earchive.tpu.ru/handle/11683/41246
Appears in Collections:	Выпускные квалификационные работы (ВКР)

ГЛУБОКИЕ ИСКУССТВЕННЫЕ НЕЙРОННЫЕ СЕТИ ДЛЯ ПРОГНОЗА ЗНАЧЕНИЙ ДЕБИТОВ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Актуальность исследования обусловлена необходимостью поддержки принятия решения специалистами добывающих предприятий нефтегазовой отрасли при управлении производством. Точное прогнозирование значений дебитов добывающих скважин позволяет определить такие технологические режимы работы фонда скважин и технологического оборудования, которые позволят достичь заданного объёма выпуска продукции. Существующие методы не всегда обеспечивают требуемый уровень точности при прогнозе значений дебитов скважин, что приводит к ошибкам при расчёте экономического эффекта при оценке рентабельности добывающих скважин и последующих поставок углеводородного сырья, а также при учёте ограничений, накладываемых органами надзора за пользованием недрами. Цель: разработать и предложить наиболее эффективные модели глубоких искусственных нейронных сетей при прогнозе значений компонентов добычи углеводородного сырья – нефти, газа, жидкости (газового конденсата) и воды. Объекты: технологические параметры дебитов добывающих скважин фонда нефтяных, газовых, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Методы: методы анализа больших объёмов технологических данных скважин, развиваемые в соответствии с концепцией «Big Data»; модели глубоких искусственных нейронных сетей; объектно-ориентированное программирование; методы оценки и статистического анализа результатов исследований эффективности глубоких искусственных нейронных сетей при прогнозе значений дебитов добывающих скважин. Результаты. Разработана методика подготовки данных по дебитам скважин для обучения и тестирования глубоких искусственных нейронных сетей прямого распространения. Проведены исследования различных архитектур таких нейросетей при решении задач прогноза дебитов нефти, газа, жидкости (газового конденсата) и дебита воды. Выявлены наиболее эффективные архитектуры глубоких нейросетей прямого распространения. Такие нейронные сети позволяют увеличить точность прогноза в два и более раза по сравнению с точностью прогноза, даваемой традиционным методом экстраполяции по скользящей средней.

нефтяных и газовых скважин США по производительности

Технологические инновации в бурении и добыче недавно привели к быстрому росту добычи нефти и природного газа в США. Изучение того, как изменились нефтяные и газовые скважины в США, дает более глубокое представление об этом быстром росте. В этом отчете мы представляем данные о распределении скважин по размеру и технологии и анализируем возникающие тенденции.

Добыча нефти в США, включая сырую нефть и конденсат, достигла 12.9 миллионов баррелей в сутки (б/с) в декабре 2019 года, а валовой забор природного газа в США достиг 116,9 млрд кубических футов в день (млрд куб. футов/сут) в декабре 2019 года. 11,1 млн баррелей в сутки и 113,1 млрд куб. футов в сутки в декабре 2020 года соответственно. [1] Добыча сырой нефти и природного газа в США снизилась в 2020 году из-за снижения спроса, связанного с пандемией COVID-19.

Количество добывающих скважин в США достигло максимума в 1 029 588 скважин в 2014 году и неуклонно снижалось до 936 934 скважин в 2020 году, в основном из-за более низких цен на нефть и меньшей активности буровых установок (рис. 1).Увеличение доли горизонтальных скважин за последнее десятилетие с 4,4% до 16,9% (2010–2020 годы) показывает влияние технологических изменений на тип скважины (рис. 2). Более половины добычи нефти и природного газа в США приходится на скважины, производящие от 100 баррелей нефтяного эквивалента в день (БНЭ/сутки) до 3200 баррелей НЭ/сутки (рис. 3 и 4 соответственно). Доля нефтяных и газовых скважин в США с производительностью менее 15 баррелей нефтяного эквивалента в сутки оставалась стабильной на уровне около 80% с 2000 по 2020 год (рис. 1).

В этом отчете представлены ежегодные оценки добычи нефти и природного газа из скважин в Соединенных Штатах, которые сгруппированы по объему в 1 из 22 групп объема добычи, которые варьируются от менее 1 баррелей нефтяного эквивалента в день до более 12 800 баррелей нефтяного эквивалента в день.Мы определяем скважины как нефтяные или газовые на основании газонефтяного фактора (ГФ), равного 6000 кубических футов природного газа на 1 кубический фут на баррель (куб. фут/б) нефти при годовой добыче. Если газовый фактор равен или меньше 6000 кубических футов на баррель, мы классифицируем скважину как нефтяную. Если газовый фактор превышает 6000 фут3/барр, мы классифицируем скважину как скважину для добычи природного газа.

Этот отчет состоит из четырех разделов:

Определение скважины
Методология
Часто задаваемые вопросы
Предложения по запросу файла данных Excel приложения C

Таблицы распределения производительности всех U. Южные нефтяные и газовые скважины включают период с 2000 по 2020 год. В Приложении B представлены сводные данные по Соединенным Штатам, каждому штату, федеральному шельфу Мексиканского залива и федеральному шельфу Тихого океана. Вы можете использовать электронную таблицу Приложения C, чтобы получить цифры для всех регионов и для дополнительных переменных.

Качество и полнота доступных данных, которые мы использовали для построения таблиц, зависит от штата. Данные берутся из государственных административных записей о ежемесячной добыче природного газа и сжиженного газа на уровне скважин или на уровне аренды.Мы получаем данные из коммерческого источника Enverus, который собирает данные из различных государственных органов. Некоторые государственные агентства не предоставляют данные о добыче скважины в течение нескольких лет после начала добычи, а другие никогда не предоставляли данные о добыче скважины. Для штатов, представивших данные с опозданием — Кентукки, Мэриленд, Миссури и Теннесси — мы используем последний год отчетных данных, чтобы заполнить последние отсутствующие годы, чтобы получить наиболее полный общий подсчет скважин в США. Данные по Иллинойсу и Индиане отсутствуют.Приложение A показывает статус отчетности для каждого штата и года, охваченного в отчете, а также наличие данных о завершении, скважине и аренде по штатам.

Добыча нефтяных скважин – обзор

3.7.1 Транспортировка сырой нефти (системы сбора нефтяных месторождений; трубопроводы; танкеры для сырой нефти)

Хотя улицы Багдада были вымощены гудроном ³ , возможно, из-за пузырей сырой нефти На поверхности остается неизменным факт, что большинство крупных месторождений сырой нефти — например, на Ближнем Востоке и в Венесуэле — находятся в нескольких тысячах миль от того места, где расположены потребляющие рынки Дальнего Востока, Северной Америки и Европы.Неизбежно, что либо сырую нефть приходилось отправлять на нефтеперерабатывающие заводы в странах-потребителях, либо нефтеперерабатывающие заводы строились вблизи нефтяных месторождений, а очищенные нефтепродукты транспортировались на большие расстояния. Аксиома мира транспорта состоит в том, что каждый раз, когда вы работаете с продуктом, он стоит денег; таким образом, транспортировка только одного продукта — сырой нефти — между Ближним Востоком и США гораздо более оптимальна, а затраты ниже, чем транспортировка небольших партий несметного количества нефтепродуктов на то же расстояние.

На типичном нефтяном месторождении может быть много сотен отдельных нефтяных скважин, добывающих сырую нефть. Добыча из этих скважин транспортируется в так называемую систему сбора в пункт сбора для дальнейшей передачи на нефтеперерабатывающий завод или в пункт загрузки танкера. Эти линии системы сбора имеют небольшой диаметр, обычно от 2 дюймов (50 мм) до 8 дюймов (200 мм), тогда как магистральные или транспортные трубопроводы для сырой нефти имеют диаметр в основном от 8 дюймов (200 мм) до 24 дюймов ( 600 мм).

С нефтяного месторождения сырая нефть доставляется на нефтеперерабатывающий завод танкерами, поэтому необходимо построить пункт погрузки, чтобы облегчить безопасную перекачку сырой нефти в объеме от 60 000 до 500 000 тонн. Этими точками погрузки могут быть береговые объекты, но чаще, учитывая размер супертанкеров, необходимо использовать морские платформы или одноточечные причалы, поскольку для полностью загруженного очень большого танкера для перевозки сырой нефти требуется глубина воды около 75 футов ( ВЛЦК). Морские объекты могут находиться на расстоянии от 10 до 20 миль от суши и использовать трубопровод для сырой нефти для соединения с системой удержания нефтяного месторождения.Береговые насосы обычно загружают танкер из трубопровода.

На протяжении многих лет эволюция танкеров для перевозки сырой нефти приводила к увеличению грузоподъемности, которая в мире судоходства отмечена дедвейтом ⁴ тонны. В следующей таблице указаны названия, категории и вместимость танкеров для сырой нефти (таблица 3.2).

Таблица 3.2. Классификация танкеров.

2
Примечания: Panamax , обозначает наибольшую загрузку танка, которое может пройти через (старый) Панамский канал; Aframax , так называемый, получил свое название от танкерной системы оценки средней фрахтовой ставки, созданной Shell в 1950-х годах, и формирует стандарт условий контракта — он не имеет географического значения; Suezmax , обозначает танкер самого большого размера, который может пройти через Суэцкий канал при полной загрузке.
Только несколько ULCC остаются в эксплуатации из-за их огромных размеров и требований к осадке, и сегодня они используются для транспортировки сырой нефти из Персидского залива в Европу и из Америки в Азию.
Экономическое давление, необходимое для строительства адекватных погрузочно-разгрузочных сооружений, огромно. Для погрузки VLCC в заливе США требуется от трех до четырех танкеров размера Aframax для разгрузки нефти с берега в VLCC — это может стоить около 250 000 долларов США за танкер Aframax , поэтому поиск решений для экономии этих дополнительных затрат в 1 миллион долларов за рейс является значителен, и только в Техасе, США, в течение следующих четырех лет должно быть завершено более шести крупных проектов инфраструктуры погрузки.
Эксплуатационные расходы на танкеры обычно обозначаются описанием « фрахтовых расходов », что представляет собой акт найма судна для перевозки груза. Существует множество договоров фрахтования, в рамках которых возникает ключевое понятие фрахтовой ставки; это цена за перевозку конкретного груза. Эта ставка может быть единовременной суммой, ставкой тайм-чартера, если стоимость согласована на основе суточных , ставки за тонну груза или со ссылкой на ставки Worldscale. Эти ставки Worldscale являются годовыми опубликованными ставками, используемыми судоходной отраслью в качестве эталона для согласования с чартерами спотового рынка. Эталонные показатели мирового масштаба устанавливают ориентир для перевозки тонны продукции между любыми двумя портами мира. Это может быть использовано в качестве точки отсчета между двумя чартерными сторонами при обсуждении конкретной скорости рейса.
Трубопроводы сооружаются не только для транспортировки сырой нефти с месторождения на судно и от точек разгрузки на нефтеперерабатывающие заводы, но и для транспортировки нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих заводов к внутренним распределительным узлам или терминалам.Затраты на строительство могут варьироваться в зависимости от длины трубопровода и, что менее очевидно, от пересеченной местности. Они могут быть незаметными, если они закопаны под землю, но в некоторых местах — например, в трансаляскинской системе — могут располагаться над землей для простоты обслуживания и проверки целостности. Трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан, построенный для транспортировки сырой нефти с азербайджанских и грузинских месторождений в Джейхан, турецкий пункт загрузки на Средиземном море, имеет длину 1100 миль (1800 км), полностью под землей, и может прокачивать один миллион баррелей. сырой нефти в день по трубе диаметром 42 дюйма (1067 мм), строительство которой было завершено в 2005 году и обошлось примерно в 4 миллиарда долларов.
Построенные трубопроводы чрезвычайно дешевы в эксплуатации благодаря сочетанию высокой степени автоматизации и непрерывной работы. Таким образом, экономическое обоснование должно быть подкреплено надежным обоснованием и сильной экономикой бизнеса. Текущий транзитный тариф по трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан составляет всего 0,44 доллара за баррель.
Нефтепродукты загружаются в трубопроводы под давлением, и продукт перемещается со скоростью, близкой к пешеходной. Различные продукты последовательно передаются по трубопроводам в так называемых «партиях ». Можно физически разделить эти партии с помощью « скребков » или других механических устройств, но это бывает редко, поэтому планирование партий и минимизация количества изменений между партиями различных продуктов — это искусство планирования конвейера. переводы. Очень немногие секвенированные продукты без механического сепаратора действительно смешиваются; например, из партии в 25 000 баррелей, занимающей 50 миль в трубопроводе диаметром 10 дюймов (250 мм), только около 75 баррелей будут смешанными продуктами.Эта смесь известна как интерфейс , и если два продукта в последовательности совместимы, то место получения просто понизит качество продукта с более высокими характеристиками, если, скажем, за бензином высшего качества в последовательности следует бензин обычного качества. бензин.
Если, однако, дизельное топливо предшествует или следует за маркой бензина, то интерфейсная смесь является несовместимой и называется «трансмикс ». Ряд устройств для измерения плотности определяет, когда продукт в трубопроводе начинает переходить от чистой формы к границе раздела, а затем к новой чистой форме следующей партии продукта.Трансмикс перенаправляется в изолирующие резервуары, чтобы отделить его от основной поставки продукта, и обычно возвращается на нефтеперерабатывающий завод для повторной обработки.
Трубопроводные системы могут быть обширными, например, в США более двух миллионов миль трубопроводов, по которым транспортируется природный газ и опасные жидкости, включая нефтепродукты. Любой трубопровод, пересекающий границу штата в США, определяется как общий перевозчик , , и его оператор не может отказаться от перевозки и поставки продукции, которая соответствует условиям и спецификациям опубликованных тарифов, которые регулируются Федеральным органом по регулированию энергетики. комиссия (FERC).На трубопроводы приходится около 70% движения сырой нефти и нефтепродуктов в США. Сети принадлежат конкурирующим системам операторов, поэтому перевозка галлона бензина на расстояние 1000 миль (1600 км) от побережья Мексиканского залива до Чикаго стоит всего несколько центов США.
В противоположность этому трубопроводная система Великобритании представляет собой смесь систем, разработанных правительством во время Второй мировой войны, и специализированных систем Международной нефтяной компании, разработанных в 1950-х и 1960-х годах. Сеть в Великобритании концентрируется на основных областях спроса или населения, и большинство систем работают на пределе возможностей, большая часть которых приходится на перевозку авиационного керосина в лондонские аэропорты Хитроу и Гатвик, региональные аэропорты Бирмингема и Манчестера.
Производительность производственных мощностей можно повысить за счет строительства станций повышения давления или сокращения расстояния между такими станциями и использования ингибиторов трения. Когда такие усовершенствования были изучены, единственный способ увеличить потоки продуктов между двумя точками — это построить еще один конвейер.
Для транспортировки нефтепродуктов, сырой нефти или природного газа на большие расстояния в непрерывном потоке трубопроводы представляют собой единственный возможный и экономичный способ транспортировки больших объемов с минимальным визуальным и экологическим воздействием на землю, по которой проходит трубопровод траверсы.
Бездействующие нефтяные скважины — токсичная многомиллиардная проблема Калифорнии
АРВИН, Калифорния — На большей части территории Калифорнии компании, работающие с ископаемым топливом, оставляют тысячи нефтяных и газовых скважин отключенными и бездействующими, потенциально угрожая здоровью людей, живущих поблизости, и передавая налогоплательщикам многомиллиардный счет на очистку окружающей среды.
От округа Керн до Лос-Анджелеса компании не выделили достаточно денег, чтобы обеспечить очистку этих буровых площадок и сделать их безопасными для будущих поколений, согласно многомесячному анализу данных и расследованию, проведенному Los Angeles Times и Центр общественной честности.
Особую озабоченность вызывают около 35 000 простаивающих скважин с остановленной добычей, половина из них уже более десяти лет. Хотя Калифорния недавно ужесточила свои правила, чтобы обеспечить наличие большего количества средств на очистку, эти меры недостаточны, согласно недавнему отчету штата и анализу Times/Public Integrity.
Нефтяная промышленность Калифорнии находится в упадке, что увеличивает вероятность того, что компании обанкротятся. Это, в свою очередь, может привести к тому, что штату придется нести расходы на очистку своих буровых площадок, которые, если их не устранить, могут загрязнить водоснабжение и распространить пары в дома людей.
В соответствии с федеральными законами, законами штатов и местными законами компании, работающие на ископаемом топливе, обязаны размещать средства, называемые облигациями, для обеспечения того, чтобы скважины в конечном итоге были закупорены и восстановлены. Эти отложенные средства являются ответом на историю нефтяной промышленности в Соединенных Штатах, когда тысячи компаний прекратили свою деятельность, не имея достаточных финансовых резервов для оплаты восстановительных работ.
Пар выходит из нижней трубы масляного насоса на нефтяном месторождении Белридж в северо-западной части графства Керн. (Роберт Готье / Los Angeles Times)
Представители промышленности говорят, что они вносят свой вклад в оплату работ по очистке Калифорнии, но их облигаций явно недостаточно для покрытия ожидаемых расходов. Расследование Times/Public Integrity показало, что облигации, размещенные штату семью крупнейшими бурильщиками Калифорнии, на долю которых приходится более 75% нефтяных и газовых скважин, составляют в среднем около 230 долларов за каждую скважину, которую они должны вывести из эксплуатации. Другие облигации, принадлежащие федеральным и местным регулирующим органам, существенно не увеличивают эти суммы.
В отличие от этого, средняя стоимость скважины для закрытия скважин и демонтажа связанной с ними наземной инфраструктуры в Калифорнии составляет от 40 000 до 152 000 долларов США, в зависимости от того, находится ли скважина в сельской или городской местности, согласно исследованию, опубликованному в январе Калифорнийским Совет по науке и технике.
В результате образовался зияющий разрыв между тем, что дала индустрия, и тем, что в конечном итоге понадобится. Совет установил, что компании выделили штату всего 110 миллионов долларов на очистку береговых нефтяных и газовых скважин штата. На самом деле эта очистка может стоить примерно 6 миллиардов долларов, согласно анализу данных штата, предоставленных Times/Public Integrity совету по науке и технологиям.
Вывод из эксплуатации морских нефтяных скважин и платформ, не включенных в эти цифры, будет стоить несколько миллиардов долларов.
«Эти обязательства прячутся у всех на виду», — сказал Кларк Уильямс-Дерри, аналитик по финансам в области энергетики из Института экономики энергетики и финансового анализа. «Они огромные, но почему-то стали для нас невидимыми».
Ключевой вопрос заключается в том, есть ли у калифорнийской нефтяной промышленности — когда-то входившей в тройку крупнейших производителей США — ресурсы и устойчивость, чтобы оплачивать будущие работы по очистке.
Представители промышленности утверждают, что они будут в штате до тех пор, пока калифорнийцы потребляют ископаемое топливо.«Предлагаются важные проекты», — сказал Рок Цирман, исполнительный директор Калифорнийской независимой нефтяной ассоциации, добавив, что нефтяная промышленность штата поддерживает около 18 000 рабочих мест.
Но добыча нефти в Калифорнии упала почти на 60% по сравнению с пиковым значением 1985 года, отчасти потому, что запасы тяжелой нефти в штате не могут конкурировать с миром, который предпочитает более дешевый природный газ.
Увядающая нефтяная промышленность Калифорнии
По мере того, как штат добывает меньше нефти, все больше и больше скважин остаются неиспользованными.
California Geologic Energy Management Division, анализ Times/Public Integrity
Если добыча продолжит падать, в затруднительном положении может оказаться еще больше сообществ в Арвине, преимущественно латиноамериканском городе с населением 20 000 человек в округе Керн, усеянном буровыми площадками. Многие из этих скважин простаивают или дают мало.
Пока такие скважины не заглушены, они могут выделять токсичные выбросы и горючие газы как из своих обсадных труб, так и из соединяющихся с ними труб. Эльвия Гарсия слишком хорошо это знает.
В 2014 году из стенных розеток в доме Гарсии вырвалось пламя. Ее беременная дочь страдала от внезапных отключений электроэнергии. Правительственные инспекторы пробурили контрольные скважины на газонах и обнаружили взрывоопасные уровни утечки газа из трубы, обслуживающей колодцы в конце квартала.
Жителям дали час на эвакуацию. Прошло девять месяцев, прежде чем семье Гарсии разрешили вернуться.
«Мы почувствовали сильный запах чего-то разлагающегося, и этот запах исходил из розеток», — сказала она по-испански.«Мы думали, что между стенами что-то умерло».
Эльвия Гарсия стоит у бездействующей насосной станции рядом со своим домом на Нельсон-Корт в Арвине, Калифорния. (Robert Gauthier / Los Angeles Times) нашел. Это расстояние, на котором люди подвергаются воздействию ухудшения качества воздуха, согласно отчету за 2019 год офиса, контролирующего нефть и газ в Лос-Анджелесе.
Известно, что нефтяные скважины выделяют вероятные канцерогены, включая бензол и формальдегид.Незакрытые, эти колодцы также выделяют мощный парниковый газ метан, который способствует изменению климата.
Расследование, проведенное Times/Public Integrity, поднимает вопросы о последствиях этих продолжающихся выбросов, если больше бездействующих колодцев штата опустеет, а денег на их очистку не хватит.
Вы живете в пределах 600 футов от 70 000 действующих или 35 000 неиспользуемых колодцев в Калифорнии?
Уже давно отраслевая практика временно простаивает скважины — например, для целей технического обслуживания или когда цены на сырьевые товары низкие.Но согласно данным Калифорнийского отдела управления геологической энергетикой, или CalGEM, агентства, которое регулирует деятельность производителей нефти и газа, нефтяная промышленность со времен своего пика добычи удвоила количество случаев, когда она простаивает скважины в течение по крайней мере двух лет в среднем. время.
Большинство случаев простоя нефтяных и газовых скважин в Калифорнии носят краткосрочный характер. Но как только скважина бездействует всего 10 месяцев, вероятность того, что она больше никогда не будет работать, составляет 50 на 50, показал анализ данных штата за 40 лет, проведенный Times/Public Integrity. К тому времени, когда федеральные регулирующие органы начинают выражать беспокойство — через пять лет бездействия — вероятность того, что скважина когда-либо снова будет работать, падает до 1 из 4. Они представляют.
«Все, что они хотят сделать, это изнасиловать землю и уйти», — сказала сенатор штата Ханна-Бет Джексон, демократ из Санта-Барбары, активно участвующая в попытках регулировать нефтегазовую промышленность. «Они забирают ресурсы Калифорнии, монетизируют их и оставляют нас в беспорядке.
Цирман из Калифорнийской независимой нефтяной ассоциации отверг такие претензии, утверждая, что использование облигаций на очистку и сборов как на холостом ходу, так и на производстве означает, что компании несут свою долю расходов.
Такие облигации действуют как залог за квартиру, деньги возвращаются, если компания выполняет свои обязательства по уборке, и удерживаются государством, если она не выполняет. Если компания выходит из бизнеса без соответствующих облигаций, государство берет на себя разницу или, наоборот, может оставить сайт загрязненным.
Цирман также оспаривал идею о том, что у государственной промышленности нет будущего. Проблема, по его словам, в том, что правительства штатов и местные органы власти блокируют предлагаемые проекты. «Отчасти это просто согласованные усилия, направленные на то, чтобы остановить нефть в Калифорнии», — сказал он.
Со своей стороны, регулирующие органы штата заявляют, что они работают, исходя из предположения, что калифорнийская нефть и газ скоро закончатся.
Роль CalGEM «на самом деле заключается в том, чтобы справиться с этим снижением», — сказал Джейсон Маршалл, главный заместитель директора Департамента охраны природы и до конца 2019 года исполнявший обязанности главы его нефтегазового подразделения.«Чтобы убедиться, что, когда будет добыт последний баррель нефти, будут доступны ресурсы, чтобы скважина, которая добыла ее, и все остальные скважины могли быть закупорены».
Государственные регулирующие органы говорят, что у них есть новые инструменты для защиты налогоплательщиков и окружающей среды.
В октябре губернатор Гэвин Ньюсом подписал закон, дающий Калифорнии больше полномочий по ограничению финансовой ответственности налогоплательщиков. Он также обязал компании вести более тщательную отчетность о выбросах и ответственности.Месяц спустя Ньюсом объявил, что штат изучит возможность создания буферной зоны без бурения вокруг населенных пунктов.
Насосная станция простаивает рядом с домами на Нельсон-Корт, где ядовитые пары из близлежащего колодца вызывают отвращение у жителей и принудительную эвакуацию. (Robert Gauthier / Los Angeles Times)
В апреле прошлого года CalGEM ввел в действие правила, направленные на бездействующие скважины. К ним относятся повышенные сборы за простаивающие скважины, чтобы стимулировать производителей затыкать их. CalGEM, ранее называвшаяся Отделом нефти, газа и геотермальных ресурсов, собрала 4 доллара.3 миллиона таких сборов в 2018 году.
Хотя официальные лица штата говорят, что эти новые правила лучше защитят штат от ответственности, они по-прежнему оставляют Калифорнию уязвимой, говорят эксперты.
«Сумма облигаций, находящихся в настоящее время в деле, действительно мала по сравнению с величиной обязательств по закупке», — сказал Джадсон Бумхауэр, экономист-эколог и доцент Калифорнийского университета в Сан-Диего, который был ведущим автором Калифорнийского совета по науке и Технологический отчет.
Способность Калифорнии справиться с сокращением отрасли скоро может быть проверена.Один из крупнейших производителей штата, California Resources Corp., отвечает за третье место по количеству простаивающих скважин среди всех компаний в штате и несет расходы на очистку, которые намного превышают его общую рыночную стоимость. CRC и ее дочерние компании эксплуатируют более 17 000 незаглушенных скважин, простаивающих или действующих, в том числе четыре искусственных острова, построенных для добычи морских запасов.
Если бы CRC закрылась, другие компании, вероятно, купили бы некоторые из этих скважин, но многие из них могли бы стать проблемой для государства.
Более 7600 скважин на паузе
Многие дни в западной части графства Керн нет горизонта. Пыль и загрязнение, выбрасываемые двумя экономическими двигателями региона, добычей ископаемого топлива и крупномасштабным сельским хозяйством, смешивают туманное небо с землей, которая превратилась в мили ферм и нефтяных месторождений, на которых сосредоточено три четверти нефти и газа штата. колодцы.
В этой части округа только сетчатый забор и 1000 футов пыльной земли отделяют менее 200 человек, живущих в передвижных домах и скромных домах Тапмана, от поля Элк-Хиллз площадью 75 квадратных миль.Это нефтяное пятно настолько загрязнено, что стадо овец, по одному подсчету, насчитывало 500 голов, погибло здесь в 1960 году, когда они выпили из лужи воды, зараженной мышьяком, который исторически использовался для предотвращения коррозии в колодцах.
«Вот хорошее место, чтобы выйти и пообедать», — саркастически сказала Розанна Эспарза, геронтолог и общественный деятель из Бейкерсфилда во время сентябрьского визита в устрашающе тихого Тапмана. Она указала на два серых столика для пикника возле начальной школы Элк-Хиллз, которая находится на границе нефтяного месторождения.
Розанна Эспарза осматривает ирригационную систему Бейкерсфилда, в которой используется «пластовая вода», которую буровые установки извлекают вместе с нефтью и газом. (Роберт Готье / Los Angeles Times)
Элк-Хиллз — крупнейшее газодобывающее месторождение в штате и приз в портфолио California Resources Corp. Но на этом 109-летнем месторождении находится почти 1400 из более чем 7600 скважин CRC, которые простаивали по всему штату по состоянию на середину января, согласно данным CalGEM, изученным The Times and Public Integrity.Анализ самой последней инвентаризации бездействующих скважин, опубликованной в сентябре, показал, что простаивающие скважины CRC не давали нефть или газ в среднем почти 14 лет.
Это поле пронизано загрязняющими веществами, оставшимися после добычи ископаемого топлива. ВМС США ранее управляли Элк-Хиллз, и федеральное правительство платит штату за восстановление 131 проблемного участка, содержащего мышьяк, такие металлы, как хром и свинец, и канцерогенные химические вещества, называемые полициклическими ароматическими углеводородами.
«Это пример того, что произойдет в обозримом будущем, когда другие огромные нефтяные месторождения начнут терять свой блеск», — сказал Эспарса. «Вот что происходит, когда нефтяная промышленность начинает давать сбои».
CRC появилась на свет в 2014 году, когда Occidental Petroleum Corp. объединила свои активы в Калифорнии и выделила их в новую компанию, избавившись при этом от экологических обязательств Occidental на миллионы долларов.
С тех пор CRC столкнулась с суровыми рыночными условиями. Добыча нефти на скважинах, которые в настоящее время принадлежат компании, снизилась более чем на 70% с 1980-х годов.Бензин упал более чем на 50%. По состоянию на середину января акции CRC потеряли более четырех пятых своей стоимости. Денежные средства компании, полученные после расходов — ключевой финансовый показатель, известный как чистый свободный денежный поток — составляют несколько сотен миллионов долларов в минусе с момента отделения от Occidental, согласно анализу документов Комиссии по ценным бумагам и биржам США, составленному энергетическим аналитиком Уильямс-Дерри. , который отследил CRC.
И CRC имеет долг на сумму почти 5 миллиардов долларов, который подлежит погашению к концу 2022 года.Его кредитный рейтинг CCC +, который Standard & Poor’s описывает как «в настоящее время уязвимый» и на несколько шагов выше дефолта.
«Значительный риск этой компании заключается в том, чтобы избежать банкротства», — сказал Пол Санки, аналитик по нефти и газу и управляющий директор финансовой фирмы Mizuho.
Вдобавок ко всему этому, CRC в конечном итоге должна будет решить свои экологические обязательства. В самой последней заявке компании SEC перечислены 511 миллионов долларов будущих расходов на очистку, называемых «обязательствами по выбытию активов».
Изучив исторические затраты штата, The Times и Public Integrity пришли к выводу, что закупорка всех скважин, на которых работает CRC, может стоить более 1 миллиарда долларов.
В ответах по электронной почте пресс-секретарь CRC Маргита Томпсон сообщила, что компания показала хорошие результаты в третьем квартале 2019 года с рекордным свободным денежным потоком, некоторым погашением долга и стабильным производством. Она также сказала, что цифра в 1 миллиард долларов вводит в заблуждение, потому что государство возьмет на себя ответственность только в том случае, если CRC не сможет заплатить, что, по ее словам, не будет необходимо, поскольку компания рассчитывает получить гораздо больше денег от своих резервов, чем необходимо для решения этих проблем. обязательства.И она утверждала, что компания может закупорить собственные скважины с меньшими затратами, чем если бы государство взяло на себя управление.
По словам Томпсона, CRC во всех своих дочерних компаниях имеет более 80 миллионов долларов в виде облигаций, выплаченных в различных агентствах, в соответствии со своими обязательствами.
Она сказала, что компания серьезно относится к своим «обязанностям по закупорке и ликвидации нефтяных скважин», добавив, что бездействующие скважины являются важной частью запасов компании, поскольку в конечном итоге их можно снова использовать для доступа к нефтяным и газовым пластам.
Нефтяные насосы усеивают пейзаж на нефтяном месторождении Белридж возле Лост-Хиллз-роуд на северо-западе округа Керн. (Роберт Готье / Los Angeles Times)
«Преждевременное закрытие колодцев ухудшит зависимость калифорнийцев от импорта из таких мест, как Саудовская Аравия», — сказал Томпсон, который ранее работал пресс-секретарем губернатора Арнольда Шварценеггера.
Критики говорят, что подход CRC к своим стареющим скважинам вызывает вопросы о ее долгосрочной приверженности восстановлению.
В соответствии с законодательством штата Калифорния операторы могут либо платить комиссионные, либо соглашаться на закупорку давно простаивающих скважин.Согласно данным, полученным по запросам публичных отчетов, из 10 операторов с наибольшим количеством простаивающих скважин в штате единственными, кто выбрал плату вместо очистки, были две дочерние компании CRC.
Отсрочка вывода из эксплуатации сводит к минимуму краткосрочные затраты, но это чревато неопределенными последствиями для Калифорнии, если CRC столкнется с более серьезными финансовыми трудностями.
«Однократное банкротство одной из этих крупных компаний потенциально может создать большое количество бесхозных колодцев», — говорится в недавнем отчете Калифорнийского совета по науке и технологиям, в котором особо упоминается CRC.
Williams-Derry сравнила ситуацию CRC с недолговечными угольными компаниями, которые в последние годы взяли на себя большую ответственность, отделившись от крупных производителей, испытывающих финансовые трудности. «Это были компании, которые, судя по всему, были рассчитаны на провал», — сказал он.
Промышленность лоббирует ограничение обязательств по очистке
Люди, живущие рядом с отключенными от пробок нефтяными и газовыми скважинами, сталкиваются с воздействием вызывающих рак химических веществ, а токсичные остатки, поднятые в результате бурения под поверхностью земли, могут загрязнять водоносные горизонты, которые в будущем могут стать источниками питьевой воды.
В этом году законодатели Калифорнии рассматривают законопроект, предусматривающий создание буфера высотой 2500 футов, отделяющего колодцы от домов, школ, больниц и других общественных зданий.
Согласно анализу Times/Public Integrity, более 2 миллионов калифорнийцев живут на таком же расстоянии от незаглушенной нефтяной или газовой скважины, причем латиноамериканцы, чернокожие и люди с низким доходом живут поблизости с немного более высоким уровнем, чем население Калифорнии в качестве все. Половина из этих 2 миллионов человек проживает в Лос-Анджелесе.
Строгие требования к буферу наталкиваются на большие разногласия в Законодательном собрании. Против него выступают профсоюзы и группы нефтяной промышленности, две наиболее хорошо финансируемые лоббистские силы Сакраменто.
В 2016 году, когда законодатели рассматривали закон, который в конечном итоге изменил порядок управления простаивающими скважинами, Western States Petroleum Assn., торговая группа, представляющая интересы нефтегазовой отрасли, сообщила, что потратила 7 миллионов долларов на лоббирование этого и других законопроектов. За последние пять лет торговая группа вложила в лоббирование в Калифорнии более 41 миллиона долларов — больше, чем любая другая организация в штате.
Дас Уильямс, ныне руководитель округа Санта-Барбара и бывший член законодательного собрания от Демократической партии, выступил спонсором законопроекта 2016 года после того, как стало ясно, что вывод из эксплуатации морской нефтяной инфраструктуры дорого обойдется штату. Этот закон также увеличил государственные связи, хотя и не до того уровня, на который надеялись его авторы. Уильямс сказал, что отраслевые группы заняли противоположные места за столом переговоров и что формулировка законопроекта была «продуктом торговли».
Согласно исследованию CalGEM, опубликованному в ноябре, изменения в том, как государство управляет бездействующими скважинами, привели к некоторому прогрессу в очистке скважин.В 2018 году компании заткнули 988 долго простаивающих скважин, а девять операторов вывели из эксплуатации больше скважин, чем требуется по закону.
«Он делает то, что мы хотели, — сказал Маршалл из Департамента охраны природы.
Но компании продолжают откладывать более дорогие работы по очистке в городских районах, таких как Лос-Анджелес, вместо этого сосредотачиваясь на сельских колодцах, которые легче вывести из эксплуатации, в основном в округе Керн. Этот вывод основан на данных, полученных The Times и Public Integrity по каждому плану закупоривания скважин, представленному операторами и одобренному CalGEM в 2019 году.
На нефтяном месторождении Инглвуд в некорпоративном округе Лос-Анджелес находится около 1000 скважин. Он примыкает к жилому району Вью-Парк-Виндзор-Хиллз. (Al Seib / Los Angeles Times)
Если эти колодцы останутся открытыми, в дело вмешается штат. производство. По закону CalGEM не может тратить более 3 миллионов долларов в год на закупорку бесхозных колодцев, и это временное увеличение, которое снизится до 1 миллиона долларов после 2021 года.С 1977 года агентство закупорило более 1350 таких колодцев.
От Аппалачей до Горного Запада многие другие штаты находятся в похожем затруднительном положении, пытаясь решить проблему очистки старых нефтяных скважин. Например, в ноябре Юта признала нехватку финансирования, а Колорадо объявил, что его очистка будет стоить в 14 раз больше, чем те, что выделяют компании.
Бумхауэр, ведущий автор отчета Калифорнийского совета по науке и технологиям, сказал, что нефтяным компаниям часто дешевле отказаться от недостаточного залога, чем платить за очистку и укупорку. «Вы должны беспокоиться о том, что у некоторых из этих малых и средних операторов нет стимула к очистке», — сказал он.
В Арвине дым остается возле домов и школ
Пять лет назад Эльвия Гарсия вернулась в свой дом в Арвине, который, по ее словам, был разграблен, пока ее не было. С тех пор ее семья продолжает страдать от затяжных головных болей, вызванных случайными запахами. Государственные регуляторы оштрафовали виновную в утечке компанию ООО «Петро Капитал Ресорсиз». Компания установила машины в домах по соседству, в том числе в доме Гарсии, для удаления газа и выпуска его на задние дворы.
Во время сентябрьского визита в Арвин различные скважины рядом с районом Гарсии гудели, извлекая струйку углеводородов. В воздухе висел запах меркаптана, соединения, добавляемого в природный газ для придания ему характерного запаха. На одном участке масло окрасило пятно грязи, утечка, по-видимому, произошла из резервуара для хранения другой компании.
Эльвия Гарсия (слева) идет с общественным организатором Элизабет Перес мимо неработающей насосной станции в Арвине. (Роберт Готье / Los Angeles Times)
Заброшенные колодцы здесь — часть тренда.На пике развития отрасли добывалось примерно в 2,5 раза больше скважин, чем простаивало по всему штату. По данным анализа Times/Public Integrity, это соотношение сократилось примерно в 1,5 раза по сравнению с количеством активных скважин по сравнению с бездействующими скважинами.
Франсиско Гонсалес, который живет по улице от Гарсии, переехал в Арвин, чтобы насладиться спокойной пенсией за пределами Лос-Анджелеса. Он сказал, что его семья до сих пор чувствует тошнотворный запах газа в определенное время, и он беспокоится о здоровье детей, посещающих школы через дорогу от колодцев.
«Что собирается делать компания?» — спросил он по-испански. «Они не собираются ничего делать».
Джефф Уильямс, руководитель производства Petro Capital Resources, сказал, что в домах не может быть утечек, потому что трубопровод не использовался с 2014 года, а скважины добывают столько газа, сколько нужно для сброса давления. Он сказал, что у компании нет ближайших планов затыкать и закрывать скважины, потому что она надеется однажды возобновить там добычу.
В двух кварталах отсюда, рядом со средней школой Арвина, 25 незаглушенных скважин, принадлежащих компании Sunray Petroleum Inc.сидят заброшенными, спустя 40 лет после того, как некоторые из них в последний раз действовали. Насосные подъемники возвышаются над полями саженцев миндаля, как ржавеющие пугала.
Компания Sunray, которая объявила о банкротстве в 2011 году и столкнулась с многочисленными нарушениями из-за неуплаты пошлин и неадекватного мониторинга загрязнения, в конце 1980-х годов столкнулась с тем, что ее производство рухнуло. В 2015 году последняя из ее скважин перестала работать.
Телефонный номер, указанный для компании, был отключен, и другие попытки связаться с Sunray оказались тщетными. Компания разместила залог на очистку своих скважин, но это намного меньше, чем требует закон и что в конечном итоге потребуется для очистки.
В марте 2017 года CalGEM отправила компании из Лас-Вегаса уведомление о нарушении. В официальном письме подразделение написало, что Sunray проигнорировала требования проверить свои давно бездействующие колодцы, в том числе колодцы возле средней школы Арвина, на наличие признаков загрязнения грунтовых вод. Агентство заявило, что непредставление этих тестов может представлять собой преступление.
Почтовое отделение отправило письмо обратно в CalGEM с таким штампом: «ВОЗВРАТ ОТПРАВИТЕЛЮ. НЕВОСТРЕБОВАН. НЕВОЗМОЖНО ПЕРЕДАТЬ».
Нагнетательные скважины для добычи нефти и газа класса II
На этой странице:
Использование скважин класса II
Скважины класса II используются только для нагнетания флюидов, связанных с добычей нефти и природного газа.Жидкости класса II — это прежде всего рассолы (соленая вода), которые выносятся на поверхность при добыче нефти и газа. По оценкам, в Соединенных Штатах ежедневно вводят более 2 миллиардов галлонов жидкости. Большинство скважин для нагнетания нефти и газа находится в Техасе, Калифорнии, Оклахоме и Канзасе.
Количество скважин класса II варьируется из года в год в зависимости от колебаний спроса на нефть и газ и добычи. В США эксплуатируется около 180 000 скважин класса II.
Колодцы класса II относятся к одной из трех категорий.
Отстойники
Скважины с повышенной нефтеотдачей
Скважины для хранения углеводородов
Типы скважин класса II
Скважины отводные
При добыче нефти и газа на поверхность также выносятся рассолы. Рассолы отделяются от углеводородов на поверхности и повторно закачиваются в те же или аналогичные подземные пласты для утилизации. Сточные воды от гидроразрыва пласта также могут закачиваться в скважины класса II.
Скважины для сброса отходов класса II составляют около 20 процентов от общего количества скважин класса II.
Скважины с повышенной нефтеотдачей
Жидкости, состоящие из рассола, пресной воды, пара, полимеров или диоксида углерода, закачиваются в нефтеносные пласты для извлечения остаточной нефти и, в ограниченных случаях, природного газа.
Закачиваемые флюиды разжижают (уменьшают вязкость) или вытесняют небольшие количества извлекаемой нефти и газа. Затем нефть и газ доступны для добычи. В типичной конфигурации одна нагнетательная скважина окружена несколькими добывающими скважинами, которые доставляют нефть и газ на поверхность.
Программа UIC не регулирует скважины, которые используются исключительно для добычи. Тем не менее, Агентство по охране окружающей среды имеет право регулировать гидроразрыв пласта гидравлический разрыв пласта Процесс использования высокого давления для закачки песка вместе с водой и другими жидкостями в подземные горные породы с целью улучшения притока нефти и газа в ствол скважины. при использовании дизельного топлива в жидкостях или проппантах. Во время гидравлического разрыва пласта, другого расширенного процесса извлечения, вязкая жидкость закачивается под высоким давлением до тех пор, пока не будет достигнут желаемый разрыв, а затем проппант, такой как песок.Затем давление сбрасывается, и проппант удерживает трещины открытыми, позволяя жидкости вернуться в скважину.
Скважины с повышенной нефтеотдачей являются наиболее многочисленным типом скважин класса II. Они составляют до 80 процентов от общего количества скважин класса II.
Скважины для хранения углеводородов
Жидкие углеводороды закачиваются в подземные пласты (такие как соляные каверны), где они хранятся, как правило, как часть Стратегического нефтяного резерва США.
В США работает более 100 скважин для хранения жидких углеводородов.
Защита ресурсов питьевой воды
При добыче нефти и газа обычно образуется большое количество рассола. Этот рассол часто более соленый, чем морская вода, и может содержать токсичные металлы и радиоактивные вещества. Рассолы могут нанести ущерб окружающей среде и здоровью населения при попадании в воду или на землю. Глубокая подземная закачка рассолов в пласты, изолированные от подземных источников питьевых вод, предотвращает загрязнение почвы и воды.
Когда штаты начали вводить правила, запрещающие сброс рассола в поверхностные водоемы и почву, инъекция стала предпочтительным способом утилизации этой сточной жидкости. Во всех нефте- и газодобывающих штатах требуется закачка рассола в исходный пласт или аналогичные пласты.
Требования к колодцам класса II
У штатов (включая признанные на федеральном уровне племена и территории США) есть возможность запросить приоритет для колодцев класса II в соответствии с разделом 1422 или 1425 SDWA.
В соответствии с разделом 1422 штаты должны соответствовать минимальным требованиям Агентства по охране окружающей среды для программ UIC. Программы, разрешенные в соответствии с разделом 1422, должны включать требования владельцев и операторов скважин для:
Строительство
Операция
Мониторинг и тестирование
Отчетность
Требования к закрытию
В соответствии с Разделом 1422 скважины с усиленной добычей могут быть либо выданы разрешения, либо разрешены в соответствии с правилом.На захоронение скважин выдается разрешительная документация. Владельцы или операторы скважин должны соблюдать все применимые требования, включая строгие стандарты строительства и переоборудования, а также регулярные испытания и проверки.
В соответствии с разделом 1425 штаты должны продемонстрировать, что их существующие стандарты эффективны в предотвращении опасности для USDW. Эти программы должны включать следующие требования:
Разрешение
Проверки
Мониторинг
Ведение учета
Отчетность
Разрешения на прямое внедрение класса II, прозрачность и эффективность
Программа UIC Агентства по охране окружающей среды предпринимает шаги для повышения эффективности и прозрачности выдачи разрешений класса II, выдаваемых Агентством по охране окружающей среды (прямое осуществление).В поддержку этих усилий EPA разработало документ, в котором четко излагается подход, который использует EPA при проведении проверки полноты заявок на получение разрешений класса II, полученных EPA.
Просмотрите контрольный список проверки полноты Агентства по охране окружающей среды.
Гидравлический разрыв пласта дизельного топлива
Производители нефти и газа используют гидроразрыв пласта для стимуляции скважин и извлечения нефти и природного газа из геологических формаций. Материнские породы включают:
Угольные пласты
Сланцы
Плотные песчаники
Нефтематеринские породы растрескиваются флюидами, нагнетаемыми под высоким давлением.Трещины позволяют нефти и газу течь к добывающим скважинам.
В Законе об энергетической политике от 2005 г. Конгресс сделал широкое исключение для гидроразрыва пласта в соответствии с SDWA. В частности, гидроразрыв пласта, за исключением случаев использования дизельного топлива, исключен из определения подземной закачки и не подлежит регулированию в рамках программы UIC (Раздел SDWA 1421(d)(1)(B)).
В 2014 году EPA опубликовало информацию, разъясняющую требования программы UIC к подземной закачке дизельного топлива при гидроразрыве пласта.Агентство также выпустило руководство для составителей разрешений EPA, выполняющих требования UIC Class II.
Агентство по охране окружающей среды разработало информацию и руководство для:
Объясните, что владельцы или операторы должны получить разрешение UIC класса II перед закачкой дизельного топлива для гидроразрыва пласта
Объясните толкование EPA термина SDWA «дизельное топливо» для целей выдачи разрешений
Опишите существующие требования программы UIC Class II для разрешения подземной закачки дизельного топлива при гидроразрыве пласта
Предоставить руководство для составителей разрешений Агентства по охране окружающей среды, готовящих разрешения UIC класса II на использование дизельного топлива при гидроразрыве пласта
Прочтите пересмотренное руководство Агентства по охране окружающей среды США по гидроразрыву пласта с использованием дизельного топлива и сопутствующие документы.
Дополнительная информация
Посетите страницу правил, чтобы узнать больше о требованиях к владельцам и операторам скважин класса II.
4.4.1.2: Стационарный приток нефти к вертикальной добывающей скважине с повреждением скважины или стимуляцией скважины
Во время буровых работ фильтрат бурового раствора может просачиваться в пласт, вызывая несколько потенциальных проблем, включая набухание глин, что приводит к сужение пор, вызывающее тонкую зону снижения абсолютной проницаемости вблизи ствола скважины, и образование двухфазной зоны, приводящее к эффективному снижению проницаемости за счет влияния относительной проницаемости вблизи скважины.Кроме того, добыча жидкости может вызвать Движение мелочи (движение рыхлых горных пород и обломков) из внутренней части резервуара в сторону скважины. Наконец, скважина также может быть Стимулирована (близкое к увеличению проницаемости скважины) с использованием Обработки гидроразрыва пласта или Обработки кислотной стимуляции .
Это повреждение или стимуляция скважины вводятся в анализ с помощью Скин-фактора (локальная, околоскважинная корректировка перепада давления – уменьшенная или увеличенная – из-за изменения проницаемости по причинам, отличным от геологических).Это повреждение или стимуляция называется «скин-фактором», потому что оно приводит к относительно небольшой зоне повышенного перепада (или повышения) давления вблизи скважины. Эта скин-зона показана на Рис. 4.02 светло-зеленой зоной, примыкающей к скважине.
Рисунок 4.02: Дренажный объем вертикальной скважины с прискважинной зоной скин-фактора
Источник: Грег Кинг
В области разработки месторождений мы определяем это дополнительное падение давления в скин-зоне с помощью безразмерного параметра S.Из уравнения 4.14 имеем:
loge(rerw)=kh(pe-pwf)141,22 мкБк
Уравнение 4.16
Посмотрев, мы можем увидеть, что левая часть этого уравнения безразмерна, что означает, что правая часть также должна быть безразмерной. Следовательно, мы можем добавить наш безразмерный скин-фактор S в левую часть уравнения:
.
loge(rerw)+S=kh(pe-pwf)141,22 мкБк
Уравнение 4.17
Сделав это, чтобы сохранить равенство, мы либо (1) изменили перепад давления, pe-pwf, если производительность, q, фиксирована, либо (2) изменили производительность, если перепад давления фиксированный.Преобразование Уравнение 4.17 в форму Уравнение 4.15 приводит к:
q=kh(pe−pwf)141,22 μ B [loge(rerw)+S]
Уравнение 4.18
Повреждение скважины произойдет, если проницаемость в скин-зоне меньше естественной проницаемости пласта, а стимуляция произойдет, если проницаемость в скин-зоне больше естественной проницаемости пласта. Из уравнения 4.18 видно, что если скин-фактор S положителен, то это приводит к снижению производительности при фиксированном перепаде давления.Следовательно, положительный скин-фактор является признаком повреждения скважины. С другой стороны, отрицательное значение скин-фактора приводит к увеличению дебита при фиксированном перепаде давления. Следовательно, отрицательное значение скин-фактора является признаком воздействия на скважину.
В полевых условиях скин-фактор можно определить с помощью испытания на изменение давления, такого как испытание на повышение давления. В Уроке 3 мы описали испытание на повышение давления и инструмент его анализа — график Хорнера (см. , рис. 3.05 ). Для удобства этот рисунок был скопирован из Урока 3 и показан как Рисунок 4.03 .
На этом уроке мы обсуждали график Хорнера в контексте полевых измерений проницаемости коллектора. В этом обсуждении мы увидели, что если мы сначала пробурим скважину со стабилизированным дебитом qo в течение определенного периода времени tp (время стабилизированной добычи), а затем закроем скважину, то мы сможем оценить эффективную проницаемость по нефти в пласте, к.о., кстати, что давление в закрытом состоянии, pps, Застроенное (увеличилось) с течением времени. Мы провели количественную оценку результатов нашего анализа, используя полученный график Хорнера:
.
ко=162,6qo мкo Бом ч
Уравнение 4.19
Где:
м=Δ pwslog10(10n+1)−log10(10n)=Δpws(psi/цикл)
Уравнение 4.20
Где:
ко эффективная нефтепроницаемость, м.д.
162,6 — константа уравнения
qo — дебит нефти в период стабилизации добычи, станд.т/сут
мкО – вязкость масла, сП
Bo – объемный коэффициент нефтяной фазы пласта, барр.СТБ
м — наклон графика Хорнера, psi/цикл
h — толщина пласта, фут
pws – давление в закрытой скважине, рассчитанное по линейной части графика, psi
Помните, как мы обсуждали в Уроке 3, эффективная проницаемость является произведением относительной проницаемости для нефти и абсолютной проницаемости горной породы:
ко=кро(Со) ка
Уравнение 4. 21
Нам необходимо сохранить относительную проницаемость в наших полевых расчетах, потому что все коллекторы будут содержать водонасыщенность (как минимум, это будет неснижаемая водонасыщенность, Swir).В дополнение к эффективной проницаемости по нефти, мы также можем определить скин-фактор по ГДИС. Для произвольного приращения времени закрытия Δt скин-фактор можно рассчитать по формуле:
S=1,1513[pws-pwfm-log10(tptp+Δt)-log10(koϕμctrw2)+3,2275]
Уравнение 4.22а
По соглашению время, используемое для анализа кожи, обычно принимается равным одному часу: Δt=1 час. Подставляя в уравнение 4.22a :
С=1.1513[pws,1hr-pwfm-log10(tptp+1)-log10(koϕμoctrw2)+3,2275]
Уравнение 4.22b
Где:
1,1513 и 3,2275 являются константами уравнения
м — уклон линейной части графика Хорнера, psi/цикл
pws, 1 час – давление в закрытой скважине через 1 час, оцененное по линейной части графика Хорнера (см.
pwf — последнее измеренное гидравлическое давление в период стабилизации добычи (pwf при tp, т.е., Δt=0), фунт/кв. дюйм
tp — общая продолжительность стабилизированного производственного периода, ч
Δt — приращение времени от начала периода остановки скважины, ч
ко эффективная нефтепроницаемость, мд
ϕ – пористость коллектора, дробь
мкО — вязкость масла, сП
ct — полная сжимаемость системы, 1/psi
rw – радиус скважины, фут
Мы можем упростить уравнение 4.22b в случаях, когда tp>>1 час. В этих случаях выражение в первом логарифмическом члене, tptp+1≈1, приводит к тому, что этот член исчезает: помните, log10(1)=0. В этих случаях Уравнение 4.22b принимает вид:
S=1,1513[pws,1ч-pwfm-log10(koϕμoctrw2)+3,2275]
Уравнение 4.22c
Когда инженеры-разработчики или инженеры-технологи разрабатывают испытание КВД, они обычно разрабатывают его таким образом, чтобы это приближение было действительным. Из уравнения 4.22 видно, что для оценки скин-фактора мы должны сначала оценить эффективную проницаемость ko и уклон m из уравнения 4.19 и Уравнение 4.20 .
Вы заметите, что я использую термин «оценка», когда я обсуждаю применение этих полевых методов для определения свойств коллектора или скважины, а не «вычисление»; это намеренно. Хотя Уравнение 4.19 по Уравнение 4.22 являются теоретически правильными уравнениями, (1) все используемые в них свойства (qo, Bo, h, pws, 1hr, pwf, ko, ϕ, μo, ct и rw), в некоторой степени имеют связанную с ними ошибку измерения, и (2) многие допущения, использованные при разработке уравнения (однородная толщина, однородная проницаемость и т. д.) могут быть не совсем применимы к нашему резервуару.
Рисунок 4.03: Типичный график Хорнера для анализа испытаний на повышение давления
Источник: Грег Кинг
Истина где-то рядом – Экономика сланцевой добычи Часть 3 – Оценка дебита скважин

Shale изменила экономику добычи нефти и газа в США и открывает эру более дешевой энергии. Привлекательные нормы прибыли привлекают производителей к прибыльным сланцевым месторождениям, как пчелы к горшку с медом.Среди ключей к такой привлекательной норме доходности высокая начальная добыча и высокая кумулятивная добыча в первые годы эксплуатации типичных сланцевых скважин. Сегодня мы продолжаем краткое изложение расчетов финансовой рентабельности сланцевой добычи с обзором методов оценки добычи скважин.
В первом эпизоде этой серии (см. «Бурение») обсуждались «нетрадиционные ресурсы» и традиционное бурение углеводородов, а затем рассматривались технологии, разработанные покойным Джорджем Митчеллом и его командой для добычи нетрадиционных сланцевых ресурсов.Во втором эпизоде (см. Экономика добычи сланцев — Часть 2 — Затраты на бурение и заканчивание) мы ввели восемь входных факторов для нашей модели экономики добычи и привели примерные значения затрат на бурение и заканчивание. В этой серии мы моделируем экономику сланцевой добычи на конкретном примере — сланцевом месторождении Хейнсвилл. Мы используем Haynesville, потому что это сухой газовый пласт, а это означает, что добывается только природный газ (в основном метан). Это позволяет нам моделировать экономику добычи, не вникая в сложности, связанные с жирным газом (включая ШФЛУ) или комбинированными жидкими нефтью и газообразными фракциями.Эти жидкие углеводороды, конечно, очень важны для многих сланцевых месторождений США сегодня, но как только вы поймете экономическую отдачу от скважины с сухим газом, тогда жидкости, добываемые из скважин с влажным газом или нефтяными скважинами, можно рассматривать как дополнительное измерение подъема к базовой модели. .
В этом третьем эпизоде мы рассмотрим методы оценки того, сколько газовых сланцевых скважин будут давать в течение своего срока службы. Общая оценка производительности, известная как предполагаемая конечная добыча (EUR), а также скорость добычи во времени имеют большое значение для определения экономической целесообразности скважины.Наша цель — дать вам представление о различных способах, которыми специалисты по планированию, аналитики и эксперты, известные как инженеры-разработчики, оценивают добычу сланцевого газа за весь срок эксплуатации, а также скорость ее снижения с течением времени.
И снова, как мы сказали в прошлый раз, эти расчеты предназначены только для приближения. Факторы, которые мы показываем, в основном получены из публикаций инвесторов. Мы усреднили типичные результаты игры, поэтому эти цифры не являются репрезентативными для какого-либо одного производителя или района в Хейнсвилле.Кроме того, цифры периодически меняются, поэтому эти цифры могут не отражать самые последние данные, полученные производителями в этом районе. Тем не менее, они, как правило, представляют экономические ресурсы Хейнсвилля и, таким образом, могут использоваться для понимания того, как работают экономические расчеты.
Прежде чем мы перейдем к моделям оценки добычи, давайте сначала рассмотрим взаимосвязь между тремя критическими переменными, которые определяют добычу скважины. Эти три переменные; начальный дебит (IP — в данном контексте дебит в течение первого месяца), темп снижения (имеется в виду скорость, с которой дебит снижается с течением времени) и EUR (имеется в виду общий дебит скважины за весь срок службы). На приведенной ниже диаграмме показано соотношение между кривой ежедневной добычи (синяя линия, левая ось) и кривой кумулятивной добычи (красная линия, правая ось) для срока службы типичной скважины Haynesville. Эта скважина имеет высокий дебит 10 млн кубических футов в сутки (синяя линия, первый месяц добычи). Как это типично для сланцевых скважин, дебит быстро падает, так что к концу первых двух лет он составляет лишь около 2,1 млн фут3/сутки. Но затем кривая снижения выравнивается, так что к концу пятого года (60 месяцев) скважина по-прежнему дает около 1.1 млн кубических футов в сутки. Даже спустя 300 месяцев (25 лет) скважина продолжает работать.
Каротаж притока для выявления и устранения низкой производительности скважины
Каротаж притока включает в себя ряд методов каротажа, применяемых на завершенных нагнетательных или добывающих скважинах. Основная цель — оценить производительность скважины или пласта. Он используется в качестве инструмента диагностики скважины, помогающего выявить причину низкой производительности скважины, измерить эффективность различных операций капитального ремонта и обеспечить наблюдение во времени за профилями нагнетания/добычи для поддержки управления резервуаром. Во многих случаях журналы добычи указывают на корректирующие действия, которые необходимо предпринять для повышения производительности скважины. Профилирование добычи в вертикальных и горизонтальных скважинах имеет свои собственные проблемы, и для достижения желаемого результата этих каротажей требуется надлежащее планирование и выполнение.
Выявление причин низкой производительности скважины
Промысловый каротаж обычно используется в качестве дополнения к гидродинамическим испытаниям при диагностике плохой работы скважины. Первый вопрос, на который необходимо ответить, заключается в том, связана ли причина с резервуаром или заканчиванием скважины.Во многих случаях требуется комбинация двух анализов данных, например, для определения интервала с низким индексом продуктивности.
Некоторые из наиболее типичных проблем с добычей:
1. Плохая начальная производительность Опускание ниже давления насыщения
Зоны захвата, создаваемые слиянием зон высокого и низкого давления
2. Избыточная добыча газа или воды
Нарушение водонефтяного контакта (ВНК) или газонефтяного контакта (ГНК), водо- или газоконденсация
Прорыв через высокопроницаемые зоны
Канал из близлежащей зоны
Корпус на уроне
герметичный мост
3. аномально низкая производительность
3. 30014
резервуар давление снижается
Потеря проницаемости в скважине благодаря движению твердых скважин
Закрытие разрушения, ограничение , забитая перфорация или гравийная набивка
Увеличение гидростатического напора за счет увеличения добычи тяжелой фазы
4.Разные проблемы
Добыча песка
Утечки НКТ, обсадных труб или пакеров
Рис. 1—Спуск ПГИ с ГНКТ. Источник: PetroSkills.
Потребности в диагностике скважин
Нажмите на приведенные ниже ссылки, чтобы узнать о возможных причинах, рекомендуемых услугах каротажа и комментариях для каждого типа поверхностных признаков плохого поведения или целей каротажа:
Многофазный поток в добывающих скважинах Плохое поведение / лесозаготовительная цель: низкая производительность
возможные причины
60013 Низкообразование Проницаемость
Служебные перфорации
Служба Reblbore
Ограничения скважины
Crossflow
Crossflow
Рекомендуемая служба регистрации: temp-spin), Испытание на восстановление давления
Комментарии: Профиль добычи, измеренный с помощью расходомера, указывает на интервалы с низкой продуктивностью. Испытания на изменение давления также позволяют различать низкую проницаемость и околоскважинное или перфорационное повреждение. Наличие каналов или поперечного потока может быть выявлено по каротажным диаграммам температуры или расходомера.
Индикация поверхности плохих поведений / лесозаготовки Цель: чрезмерная продукция воды
возможных причин
Высокая проницаемость
канал
Coning
Coning
Рекомендуемая служба регистрации: температура, спиннер и плотность или емкость
комментариев: Для определения местонахождения входов воды можно использовать комбинацию спиннера и журнала плотности или емкости.Водяные каналы могут быть обнаружены с помощью температурного журнала. Некоторые специальные тесты или последовательность журналов, проведенных с разной скоростью, могут подтвердить конусообразование.
Поверхностные признаки плохого поведения/Цель каротажа: Избыточная добыча газа
Возможные причины
Зоны высокой проницаемости
Добыча из газовой шапки
Рекомендуемая услуга регистрации: температура, центрифуга, плотность и диэлектрическая проницаемость.
Комментарии: Запись температуры может указывать на образование холодных аномалий.Комбинация спиннера и каротажа плотности (градиентного или градиентного) может определить места входа газа.
однофазные впрыскивые скважины
40003
Индикация поверхности плохих поведений / ведения журнала: низкая инъекция
возможные причины
Низкообразование проницаемость
Подключаемые перфорации
Ущерб для сквальонов
Ограничение скважины
Рекомендуемая служба регистрации: 1. Профиль потока (давление-температура-вращение), испытание на падение давления
Комментарии: Профиль нагнетания, измеренный с помощью расходомера, покажет интервалы с низкой приемистостью.Сравнение с данными керна или данными каротажа в необсаженном стволе позволяет отличить низкую проницаемость от зоны закупорки (перфорации или пласта).
Индикация поверхности плохого поведения / регистрации: ненормально высокое инъекция
Возможные причины
Утечка трубки
Утечка обсадной трубки
Упаковка утечки
Упаковка Упаковка
Рекомендуемая служба регистрации: Температура и Спиннер log, тест ступенчатой скорости, тест Falloff
Комментарии: Журнал температуры может указывать на каналы или утечки. Spinner может предложить каналы или утечки по форме профиля или измеренной скорости жидкости. Трещиноватый резервуар предполагается по отсутствию каналов или утечек, определяемых каротажными диаграммами. Это можно подтвердить с помощью теста скорости шага или спада.
Поверхностная индикация плохого поведения / регистрации Цель: Низкая производительность офсетных производителей
Возможные причины
Канал или утечки
Рекомендуемая услуга каротажа: Температурный и центрифужный каротаж, испытание на падение давления
Комментарии: Если в нагнетательной скважине не обнаружено никаких проблем, добывающая скважина должна быть проверена с помощью каротажа добычи и/или испытаний на изменение давления.
Индикация поверхности плохих поведений / лесозаготовки Цель: Высокая Вода Производство
Возможные причины
Зоны высокой проницаемости
Рекомендуемая служба ведения лесозаготовки:
Температура и Spinner Log
Комментарии: Инъекционный профиль, измеренный с помощью Spinner, должен выявить зоны повышенной проницаемости. Температурный каротаж может указывать на наличие зоны высокой проницаемости в молодой скважине.
сверления / скважина завершения

танкер класса	Детские тонны	емкость в BBL	ориентировочная новая стоимость сборки		Panamax
Panamax	60 000-80 000	500 000	$ 46 M
Aframax	80063 -120 000	750 000	750 000	$ 61 млн
Suezmax	120 000-200 000	120 000-20000 000	1 млн.	$ 61 млн
Очень большой грубый носитель (VLCC)	200 000-320 000	2 млн.	$ 120 млн
Ultra Cars Carry Carrier (ULCC)	320 000-500 000	до 4 млн.


			Возможные причины	Рекомендуемая служба регистрации	Комментарии
Проектирование и оценка обработки скважины	Требуемый капитальный ремонт	Журналы профилей потока (Press-Temp-Spin-Gradio-and/or-DIEL)	7 обработка для проектирования и анализа.
Измерение высоты трещины		Температура закрытия	Температурный журнал измеряет высоту трещины по охлаждающей жидкости.
Грязевой выброс или потеря циркуляции	Подземный выброс	Температурный каротаж	Температурный каротаж реагирует на приток в пласт скважина.
Журналы проточного профиля (пресс-темп-Spin-Gradio и / или diel)	Производительность перфораций выводится из производительности или инъекционной способности зон перфорированных.
Расположение верхней части цемента		Журнал температуры	Журнал температуры показывает область запуска вскоре после цементирования

Промысловый каротаж в горизонтальных скважинах

Условия притока в горизонтальных и вертикальных скважинах различаются, что требует модификации инструментов и методов интерпретации. В горизонтальных скважинах наблюдается расслоение фаз и расслоение флюидов. Эти явления приводят к многофазному течению, что делает реакцию производственных инструментов непредсказуемой.

Рис. 2—Централизация инструмента важна из-за расслоения фаз в горизонтальной скважине. Источник: PetroSkills.

Основная проблема, связанная с каротажем добычи в горизонтальных скважинах, заключается в том, что захваченные флюиды могут напрямую влиять на добычу и влиять на данные каротажа добычи, особенно для таких датчиков, как центрифуги и емкостные инструменты. Поскольку горизонтальные скважины имеют искривления и неровности, стоячая вода может находиться как внутри, так и снаружи обсадной колонны в понижениях на забое скважины, а застойный газ может скапливаться на высокой стороне волнистости ствола.Однако применение современных методов каротажа добычи помогло добиться значительного увеличения добычи. Обычный каротаж добычи не мог оценить вклад отдельных интервалов или определить источники добычи воды. Это привело к разработке новых технологических инструментов с набором небольших датчиков, которые охватывают всю ширину ствола скважины и могут быть размещены близко друг к другу для улучшения разрешения по глубине. Новейшие методы обеспечивают профили удержания и скорости в реальном времени вдоль вертикальной оси поперечного сечения ствола скважины.Датчики различают газ и жидкость, используя оптические измерения показателя преломления. Таким образом, это дает лучшее понимание режимов добычи и определение точных профилей потока, что, следовательно, помогает в планировании более эффективных стратегий капитального ремонта или добычи и повышения окончательного извлечения углеводородов.

Справочные материалы

ARC Каталог услуг журналов добычи
Каротаж продукции, Schlumberger
Hill, AD, Каротаж добычи: теоретические и интерпретационные элементы, Серия монографий SPE, Том 14.

Роскошь Гарг — инженер по оценке пластов в Weatherford в Индии.

Оставить комментарий

Отменить ответ

Блог > Разное

Добывающая скважина: Добывающая скважина. Конструкция, оборудование добывающих нефтяных скважин

Добывающая скважина. Конструкция, оборудование добывающих нефтяных скважин

Что такое добывающая нефтяная скважина?

Добывающие нагнетательные скважины

Конструкция нефтяной скважины и технология ее бурения

Оборудование добывающих скважин для работы с нефтью выполняет следующие операции:

Читайте также:

Что такое Нагнетательная, водонагнетательная скважина?

1.2. Категории скважин / КонсультантПлюс

[Н2.5] Типы скважин — Нефтянка

Навигация по записям

О комплексном повышении эффективности работы объектов энергетики

Методы интенсификации добычи углеводородов на Жумажановском нефтяном месторождении (ХМАО)

ГЛУБОКИЕ ИСКУССТВЕННЫЕ НЕЙРОННЫЕ СЕТИ ДЛЯ ПРОГНОЗА ЗНАЧЕНИЙ ДЕБИТОВ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

нефтяных и газовых скважин США по производительности

Добыча нефтяных скважин – обзор

3.7.1 Транспортировка сырой нефти (системы сбора нефтяных месторождений; трубопроводы; танкеры для сырой нефти)

Бездействующие нефтяные скважины — токсичная многомиллиардная проблема Калифорнии

Увядающая нефтяная промышленность Калифорнии

Вы живете в пределах 600 футов от 70 000 действующих или 35 000 неиспользуемых колодцев в Калифорнии?

Более 7600 скважин на паузе

Промышленность лоббирует ограничение обязательств по очистке

В Арвине дым остается возле домов и школ

Нагнетательные скважины для добычи нефти и газа класса II

Использование скважин класса II

Типы скважин класса II

Скважины отводные

Скважины с повышенной нефтеотдачей

Скважины для хранения углеводородов

Защита ресурсов питьевой воды

Требования к колодцам класса II

Разрешения на прямое внедрение класса II, прозрачность и эффективность

Гидравлический разрыв пласта дизельного топлива

Дополнительная информация

4.4.1.2: Стационарный приток нефти к вертикальной добывающей скважине с повреждением скважины или стимуляцией скважины

Истина где-то рядом – Экономика сланцевой добычи Часть 3 – Оценка дебита скважин

Каротаж притока для выявления и устранения низкой производительности скважины

Выявление причин низкой производительности скважины

Потребности в диагностике скважин

Промысловый каротаж в горизонтальных скважинах

Оставить комментарий