Puits de pétrole - Oil well

Le Pumpjack , comme celui-ci situé au sud de Midland, Texas , est un spectacle courant dans l' ouest du Texas

Un puits de pétrole est un forage dans la Terre qui est conçu pour ramener les hydrocarbures pétroliers à la surface. Habituellement, du gaz naturel est libéré sous forme de gaz de pétrole associé avec le pétrole. Un puits conçu pour produire uniquement du gaz peut être qualifié de puits de gaz . Les puits sont créés en forant dans une réserve de pétrole ou de gaz qui est ensuite montée avec un dispositif d'extraction tel qu'un vérin de pompage qui permet l' extraction de la réserve . La création des puits peut être un processus coûteux, coûtant au moins des centaines de milliers de dollars, et bien plus cher dans des zones difficiles d'accès, c'est-à-dire lors de la création de plates-formes pétrolières offshore . Le processus de forage moderne des puits a commencé au 19e siècle, mais a été rendu plus efficace avec les progrès des plates-formes de forage pétrolier au cours du 20e siècle.

Les puits sont fréquemment vendus ou échangés entre différentes sociétés pétrolières et gazières en tant qu'actifs - en grande partie parce que lors des baisses des prix du pétrole et du gaz, un puits peut être improductif, mais si les prix augmentent, même les puits à faible production peuvent avoir une valeur économique. De plus, de nouvelles méthodes, telles que la fracturation hydraulique (un processus d'injection de gaz ou de liquide pour forcer plus de production de pétrole ou de gaz naturel) ont rendu certains puits viables. Cependant, le pic pétrolier et la politique climatique vers les combustibles fossiles ont rendu de moins en moins viables ces puits et ces techniques coûteuses.

Cependant, le grand nombre de têtes de puits négligées ou mal entretenues est un problème environnemental majeur : elles peuvent laisser échapper des émissions de méthane ou d'autres émissions toxiques dans les systèmes locaux d'air, d'eau ou de sol. Cette pollution s'aggrave souvent lorsque les puits sont abandonnés ou orphelins - où les puits ne sont plus économiquement viables et ne sont plus entretenus par une entreprise. Une estimation de 2020 par Reuters a suggéré qu'il y avait au moins 29 millions de puits abandonnés dans le monde, créant une source importante d' émissions de gaz à effet de serre causant le changement climatique.

Histoire

Début de l'exploitation des champs pétrolifères en Pennsylvanie, vers 1862

Les premiers puits de pétrole connus ont été forés en Chine en 347 de  notre ère . Ces puits avaient des profondeurs allant jusqu'à environ 240 mètres (790 pieds) et ont été forés à l'aide de mèches attachées à des poteaux de bambou . L'huile a été brûlée pour évaporer la saumure et produire du sel . Au Xe siècle, de vastes pipelines en bambou reliaient les puits de pétrole aux sources salées. Les archives anciennes de la Chine et du Japon contiendraient de nombreuses allusions à l'utilisation du gaz naturel pour l'éclairage et le chauffage. Le pétrole était connu sous le nom d' eau brûlante au Japon au 7ème siècle.

Selon Kasem Ajram, le pétrole a été distillé par l' alchimiste persan Muhammad ibn Zakarīya Rāzi (Rhazes) au IXe siècle, produisant des produits chimiques tels que le kérosène dans l' alambic ( al-ambiq ), et qui était principalement utilisé pour les lampes à kérosène . Des chimistes arabes et persans distillaient également du pétrole brut afin de produire des produits inflammables à des fins militaires. Grâce à l'Espagne islamique , la distillation est devenue disponible en Europe occidentale au XIIe siècle.

Certaines sources affirment qu'à partir du IXe siècle, des gisements de pétrole ont été exploités dans la région autour de Bakou , en Azerbaïdjan , pour produire du naphta pour l' industrie pétrolière . Ces endroits ont été décrits par Marco Polo au 13ème siècle, qui a décrit la sortie de ces puits de pétrole comme des centaines de cargaisons. Lorsque Marco Polo en 1264 a visité Bakou, sur les rives de la mer Caspienne, il a vu du pétrole être collecté dans des suintements. Il écrivit que « sur les confins vers Geirgine, il y a une fontaine d'où jaillit de l'huile en grande abondance, dans la mesure où l'on pourrait en tirer une centaine de cargaisons à la fois ».

Puits de pétrole galicien

En 1846, à Bakou (colonie Bibi-Heybat ), le tout premier puits a été foré avec des outils à percussion à une profondeur de 21 mètres (69 pieds) pour l'exploration pétrolière. En 1846-1848, les premiers puits de pétrole modernes ont été forés sur la péninsule d'Absheron au nord-est de Bakou, par l'ingénieur russe Vasily Semionov en tenant compte des idées de Nikolay Voskoboynikov.

Ignacy Łukasiewicz , un pharmacien polonais et pionnier de l' industrie pétrolière a construit l'un des premiers puits de pétrole modernes au monde en 1854 dans le village polonais de Bóbrka, dans le comté de Krosno, qui a construit en 1856 l'une des premières raffineries de pétrole au monde .

En Amérique du Nord, le premier puits de pétrole commercial est entré en exploitation à Oil Springs, en Ontario, en 1858, tandis que le premier puits de pétrole extracôtier a été foré en 1896 au champ pétrolifère de Summerland sur la côte californienne.

Les premiers puits de pétrole des temps modernes ont été forés par percussion, en soulevant et en laissant tomber à plusieurs reprises un outil de câble dans la terre. Au 20ème siècle, les outils à câble ont été largement remplacés par le forage rotatif , qui pouvait forer des trous de forage à des profondeurs beaucoup plus grandes et en moins de temps. Le trou de forage de Kola, d'une profondeur record, a utilisé un moteur à boue pendant le forage pour atteindre une profondeur de plus de 12 000 mètres (39 000 pieds).

Jusque dans les années 1970, la plupart des puits de pétrole étaient verticaux, bien que les imperfections lithologiques et mécaniques fassent que la plupart des puits s'écartent au moins légèrement de la vraie verticale (voir étude de déviation ). Cependant, les technologies modernes de forage dirigé permettent des puits fortement déviés qui peuvent, avec une profondeur suffisante et avec les outils appropriés, devenir réellement horizontaux. Ceci est d'une grande valeur car les roches réservoirs qui contiennent des hydrocarbures sont généralement horizontales ou presque horizontales ; un puits de forage horizontal placé dans une zone de production a une plus grande surface dans la zone de production qu'un puits vertical, ce qui entraîne un taux de production plus élevé. L'utilisation de forages déviés et horizontaux a également permis d'atteindre des réservoirs à plusieurs kilomètres ou miles du lieu de forage (forage à portée étendue), permettant la production d'hydrocarbures situés en dessous d'emplacements sur lesquels il est difficile de placer un appareil de forage, sensibles à l'environnement ou peuplés.

La vie d'un puits

Planification

Avant qu'un puits ne soit foré, une cible géologique est identifiée par un géologue ou un géophysicien pour atteindre les objectifs du puits.

  • Pour un puits de production, la cible est choisie pour optimiser la production du puits et gérer le drainage du réservoir.
  • Pour un puits d'exploration ou d'appréciation, la cible est choisie pour confirmer l'existence d'un réservoir d'hydrocarbures viable ou pour connaître son étendue.
  • Pour un puits d'injection, la cible est sélectionnée pour localiser le point d'injection dans une zone perméable, qui peut supporter l'évacuation d'eau ou de gaz et/ou pousser des hydrocarbures dans des puits de production à proximité.

La cible (le point final du puits) sera associée à un emplacement en surface (le point de départ du puits) et une trajectoire entre les deux sera conçue. Il y a beaucoup de considérations à prendre en compte lors de la conception de la trajectoire telles que le dégagement de tout puits à proximité (anti-collision) ou si ce puits gênera les futurs puits, en essayant d'éviter les failles si possible et certaines formations peuvent être plus faciles /plus difficile à forer à certaines inclinaisons ou azimuts.

Une fois la trajectoire du puits identifiée, une équipe de géoscientifiques et d'ingénieurs développera un ensemble de propriétés présumées du sous-sol qui seront forées pour atteindre la cible. Ces propriétés comprennent la pression interstitielle , le gradient de fracture, la stabilité du puits de forage, la porosité , la perméabilité , la lithologie , les failles et la teneur en argile. Cet ensemble d'hypothèses est utilisé par une équipe d'ingénierie de puits pour effectuer la conception du tubage et la conception de l' achèvement du puits, puis une planification détaillée, où, par exemple, les trépans sont sélectionnés, un BHA est conçu, le fluide de forage est sélectionné, et des procédures étape par étape sont écrites pour fournir des instructions pour l'exécution du puits d'une manière sûre et rentable.

Avec l'interaction avec de nombreux éléments d'une conception de puits et la modification de l'un d'entre eux aura un effet d'entraînement sur de nombreuses autres choses, les trajectoires et les conceptions passent souvent par plusieurs itérations avant qu'un plan ne soit finalisé.

Forage

Un schéma annoté d'un puits de pétrole pendant une phase de forage

Le puits est créé en forant un trou de 12 cm à 1 mètre (5 à 40 pouces) de diamètre dans la terre avec une plate-forme de forage qui fait tourner un train de tiges avec un foret attaché. Une fois le trou foré, des sections de tuyau en acier ( tubage ), légèrement plus petit de diamètre que le trou de forage, sont placés dans le trou. Du ciment peut être placé entre l'extérieur du tubage et le trou de forage connu sous le nom d'anneau. Le tubage assure l'intégrité structurelle du puits de forage nouvellement foré, en plus d'isoler les zones de haute pression potentiellement dangereuses les unes des autres et de la surface.

Avec ces zones isolées en toute sécurité et la formation protégée par le tubage, le puits peut être foré plus profondément (dans des formations potentiellement plus instables et violentes) avec un foret plus petit, et également tubé avec un tubage de plus petite taille. Les puits modernes ont souvent deux à cinq ensembles de trous de tailles plus petites forés les uns dans les autres, chacun cimenté avec un tubage.

Pour forer le puits
Boîtier de puits
  • Le trépan, aidé par le poids du train de tiges au-dessus, coupe la roche. Il existe différents types de forets ; certains provoquent la désintégration de la roche par rupture de compression, tandis que d'autres cisaillent la roche lorsque le trépan tourne.
  • Le fluide de forage , alias « boue », est pompé à l'intérieur de la tige de forage et sort au niveau du trépan. Les principaux composants du fluide de forage sont généralement de l'eau et de l'argile, mais il contient également généralement un mélange complexe de fluides, de solides et de produits chimiques qui doivent être soigneusement adaptés pour fournir les caractéristiques physiques et chimiques correctes requises pour forer le puits en toute sécurité. Les fonctions particulières de la boue de forage comprennent le refroidissement du trépan, la remontée des déblais de roche à la surface, la prévention de la déstabilisation de la roche dans les parois du puits de forage et la maîtrise de la pression des fluides à l'intérieur de la roche afin que ces fluides ne pénètrent pas dans le puits de forage. Certains puits de pétrole sont forés avec de l'air ou de la mousse comme fluide de forage.
Processus de journalisation de la boue , un moyen courant d'étudier la lithologie lors du forage de puits de pétrole
  • Les « déblais » de roche générés sont balayés par le fluide de forage lorsqu'il remonte à la surface à l'extérieur de la tige de forage. Le fluide passe ensuite par des " secoueurs " qui filtrent les déblais du bon fluide qui est renvoyé dans la fosse. Il est impératif de surveiller les anomalies dans les déblais de retour et de surveiller le volume de la fosse ou le taux de liquide de retour pour détecter les « coups » tôt. Un "coup de pied" se produit lorsque la pression de formation à la profondeur du trépan est supérieure à la charge hydrostatique de la boue au-dessus, qui, si elle n'est pas contrôlée temporairement en fermant les obturateurs d'éruption et finalement en augmentant la densité du fluide de forage, permettrait aux fluides de formation et de la boue à traverser l'anneau de manière incontrôlable.
  • Le tuyau ou le train de tiges auquel le trépan est attaché est progressivement allongé à mesure que le puits s'approfondit en vissant des sections supplémentaires de 9 m (30 pi) ou des "joints" de tuyau sous le Kelly ou le topdrive à la surface. Ce processus s'appelle établir une connexion. Le processus appelé "déclenchement" consiste à retirer le foret du trou pour remplacer le foret (déclenchement) et à revenir avec un nouveau foret (déclenchement). Les joints peuvent être combinés pour un déclenchement plus efficace lors du retrait du trou en créant des supports de joints multiples. Un triple conventionnel, par exemple, tirerait le tuyau du trou trois joints à la fois et les empilerait dans le derrick. De nombreuses plates-formes modernes, appelées « super singles », déclenchent un tuyau à la fois, en le plaçant sur des racks au fur et à mesure.

Ce processus est facilité par une plate-forme de forage qui contient tout l'équipement nécessaire pour faire circuler le fluide de forage, hisser et tourner le tuyau, contrôler le fond de trou, retirer les déblais du fluide de forage et générer de l'énergie sur place pour ces opérations.

Achèvement

Plate-forme de forage moderne en Argentine

Après le forage et le tubage du puits, celui-ci doit être « terminé ». L'achèvement est le processus par lequel le puits est autorisé à produire du pétrole ou du gaz.

Dans une complétion de forage tubé, de petits trous appelés perforations sont pratiqués dans la partie du tubage qui a traversé la zone de production, pour permettre au pétrole de s'écouler de la roche environnante dans le tube de production. Lors de la complétion de trous à ciel ouvert, des « écrans de sable » ou un « paquet de gravier » sont souvent installés dans la dernière section de réservoir forée et non tubée. Ceux-ci maintiennent l'intégrité structurelle du puits de forage en l'absence de tubage, tout en permettant l'écoulement du réservoir dans le puits de forage. Les tamis contrôlent également la migration des sables de formation dans les tubes de production et les équipements de surface, ce qui peut provoquer des écoulements et d'autres problèmes, en particulier des formations de sable non consolidées des champs offshore.

Une fois qu'un chemin d'écoulement est créé, des acides et des fluides de fracturation peuvent être pompés dans le puits pour fracturer , nettoyer ou préparer et stimuler la roche réservoir afin de produire de manière optimale des hydrocarbures dans le puits de forage. Enfin, la zone au-dessus de la section réservoir du puits est regroupée à l'intérieur du tubage et reliée à la surface par un tuyau de plus petit diamètre appelé tube. Cet agencement fournit une barrière redondante aux fuites d'hydrocarbures tout en permettant le remplacement des sections endommagées. De plus, la section transversale plus petite du tube produit des fluides de réservoir à une vitesse accrue afin de minimiser le retour de liquide qui créerait une contre-pression supplémentaire, et protège le tubage des fluides de puits corrosifs.

Dans de nombreux puits, la pression naturelle du réservoir souterrain est suffisamment élevée pour que le pétrole ou le gaz s'écoule vers la surface. Cependant, ce n'est pas toujours le cas, en particulier dans les champs épuisés où les pressions ont été abaissées par d'autres puits producteurs, ou dans les réservoirs de pétrole à faible perméabilité. L'installation d'un tube de plus petit diamètre peut être suffisante pour aider la production, mais des méthodes de levage artificielles peuvent également être nécessaires. Les solutions courantes incluent les pompes de fond, les vérins à gaz ou les vérins de pompe de surface . De nombreux nouveaux systèmes au cours des dix dernières années ont été introduits pour la complétion des puits. Les systèmes de packer multiples avec des ports de fracturation ou des colliers de port dans un système tout-en-un ont réduit les coûts d'achèvement et amélioré la production, en particulier dans le cas des puits horizontaux. Ces nouveaux systèmes permettent aux tubages de pénétrer dans la zone latérale avec un placement approprié du packer/port de fracturation pour une récupération optimale des hydrocarbures.

Production

Un schéma d'un puits de pétrole typique produit par un vérin de pompage , qui est utilisé pour produire le pétrole récupérable restant après que la pression naturelle ne soit plus suffisante pour faire remonter le pétrole à la surface

L'étape de production est l'étape la plus importante de la vie d'un puits ; quand le pétrole et le gaz sont produits. À ce stade, les plates-formes pétrolières et les plates-formes de reconditionnement utilisées pour forer et compléter le puits ont quitté le puits de forage, et le sommet est généralement équipé d'une collection de vannes appelée arbre de Noël ou arbre de production. Ces vannes régulent les pressions, contrôlent les débits et permettent l'accès au puits de forage au cas où des travaux d'achèvement supplémentaires seraient nécessaires. A partir de la vanne de sortie de l'arbre de production, le flux peut être connecté à un réseau de distribution de canalisations et de réservoirs pour fournir le produit aux raffineries, aux stations de compression de gaz naturel ou aux terminaux d'exportation de pétrole.

Tant que la pression dans le réservoir reste suffisamment élevée, l'arbre de production est tout ce qui est nécessaire pour produire le puits. Si la pression diminue et qu'elle est considérée comme économiquement viable, une méthode de levage artificielle mentionnée dans la section complétions peut être utilisée.

Des reconditionnements sont souvent nécessaires dans les puits plus anciens, qui peuvent nécessiter des tubes de plus petit diamètre, l'élimination du tartre ou de la paraffine, des travaux de matrice acide ou l'achèvement de nouvelles zones d'intérêt dans un réservoir moins profond. De tels travaux de réparation peuvent être effectués à l'aide de plates-formes de reconditionnement - également appelées unités de tirage , plates - formes de complétion ou « plates-formes de service » - pour tirer et remplacer les tubes, ou par l'utilisation de techniques d' intervention de puits utilisant des tubes enroulés . Selon le type de système de levage et de tête de puits, un appareil de forage à tige ou un système de rinçage peut être utilisé pour changer une pompe sans tirer sur le tube.

Des méthodes de récupération améliorées telles que l'inondation d'eau, l'inondation de vapeur ou l'inondation de CO 2 peuvent être utilisées pour augmenter la pression du réservoir et fournir un effet de « balayage » pour pousser les hydrocarbures hors du réservoir. De telles méthodes nécessitent l'utilisation de puits d'injection (souvent choisis parmi d'anciens puits de production selon un schéma soigneusement déterminé) et sont utilisées en cas de problèmes d'épuisement de la pression du réservoir, de viscosité élevée du pétrole ou peuvent même être utilisées au début de la vie d'un champ. Dans certains cas – en fonction de la géomécanique du réservoir – les ingénieurs de réservoir peuvent déterminer que le pétrole récupérable ultime peut être augmenté en appliquant une stratégie d'injection d'eau tôt dans le développement du champ plutôt que plus tard. Ces techniques de récupération assistée sont souvent appelées « récupération tertiaire ».

Abandon

Les puits orphelins, orphelins ou abandonnés sont des puits de pétrole ou de gaz qui ont été abandonnés par les industries d'extraction de combustibles fossiles. Ces puits peuvent avoir été désactivés en raison de leur viabilité économique, de l'échec du transfert de propriété (en particulier en cas de faillite d'entreprises) ou de négligence et n'ont donc plus de propriétaires légaux responsables de leur entretien. Le déclassement efficace des puits peut être coûteux, des millions de dollars, et les incitations économiques pour les entreprises encouragent généralement l'abandon. Ce processus laisse les puits à la charge des agences gouvernementales ou des propriétaires fonciers lorsqu'une entité commerciale ne peut plus être tenue responsable. Alors que l' atténuation du changement climatique réduit la demande et l'utilisation de pétrole et de gaz, on s'attend à ce que davantage de puits soient abandonnés en tant qu'actifs bloqués .

Les puits orphelins sont un contributeur important aux émissions causant le changement climatique. Les puits sont une source importante d' émissions de méthane en raison de fuites à travers les bouchons ou d'un défaut de bouchage. Une estimation de 2020 des seuls puits abandonnés aux États-Unis était que les émissions de méthane libérées par les puits abandonnés produisaient des impacts de gaz à effet de serre équivalents à 3 semaines de consommation de pétrole aux États-Unis chaque année. L'ampleur des fuites de puits abandonnés est bien comprise aux États-Unis et au Canada en raison des données publiques et de la réglementation ; cependant, une enquête de Reuters en 2020 n'a pas pu trouver de bonnes estimations pour la Russie, l'Arabie saoudite et la Chine, les prochains plus grands producteurs de pétrole et de gaz. Cependant, ils estiment qu'il y a 29 millions de puits abandonnés dans le monde.

Les puits abandonnés peuvent également contaminer la terre, l'air et l'eau autour des puits, ce qui pourrait nuire aux écosystèmes, à la faune, au bétail et aux humains. Par exemple, de nombreux puits aux États-Unis sont situés sur des terres agricoles et, s'ils ne sont pas entretenus, pourraient contaminer d'importantes sources de sol et d'eau souterraine avec des contaminants toxiques.

Types de puits

Puits de gaz naturel dans le sud-est de Lost Hills Field , Californie, États-Unis.
Lever le derrick
Extraction de pétrole à Boryslav en 1909
Brûlage de gaz naturel sur un site de forage pétrolier, vraisemblablement à Pangkalan Brandan, sur la côte est de Sumatra – vers 1905

Par fluide produit

  • Puits qui produisent du pétrole
  • Puits qui produisent du pétrole et du gaz naturel , ou
  • Puits qui ne produisent que du gaz naturel.

Le gaz naturel, sous une forme brute connue sous le nom de gaz de pétrole associé , est presque toujours un sous-produit de la production de pétrole. Les petites chaînes de carbone gazeuses légères sortent de la solution lorsqu'elles subissent une réduction de pression du réservoir à la surface, semblable au débouchage d'une bouteille de soda où le dioxyde de carbone effervescent . S'il s'échappe intentionnellement dans l'atmosphère, il s'agit d'un gaz évacué ou, s'il est involontaire, d'un gaz fugitif .

Le gaz naturel indésirable peut être un problème d'élimination dans les puits qui sont développés pour produire du pétrole. S'il n'y a pas de pipelines pour le gaz naturel près de la tête de puits, il peut n'avoir aucune valeur pour le propriétaire du puits de pétrole puisqu'il ne peut pas atteindre les marchés de consommation. Ces gaz indésirables peuvent ensuite être brûlés sur le site du puits dans une pratique connue sous le nom de torchage de production , mais en raison du gaspillage des ressources énergétiques et des problèmes de dommages environnementaux, cette pratique devient de moins en moins courante.

Souvent, le gaz indésirable (ou « échoué » sans marché) est renvoyé dans le réservoir avec un puits « d'injection » pour le stockage ou pour remettre en pression la formation productrice. Une autre solution consiste à convertir le gaz naturel en combustible liquide . Gas to liquid (GTL) est une technologie en développement qui convertit le gaz naturel échoué en essence synthétique, diesel ou carburéacteur par le procédé Fischer-Tropsch développé pendant la Seconde Guerre mondiale en Allemagne. Comme le pétrole, ces carburants liquides denses peuvent être transportés à l'aide de camions-citernes conventionnels ou par camion jusqu'aux utilisateurs. Les partisans affirment que les carburants GTL brûlent plus proprement que les carburants pétroliers comparables. La plupart des grandes compagnies pétrolières internationales sont à des stades avancés de développement de la production de GTL, par exemple l' usine Pearl GTL de 140 000 bbl/j (22 000 m 3 /j) au Qatar, dont la mise en service est prévue en 2011. Dans des endroits comme les États-Unis avec une forte demande de gaz naturel, les pipelines sont généralement privilégiés pour transporter le gaz du site du puits jusqu'au consommateur final .

Par emplacement

Les puits peuvent être localisés :

Les puits offshore peuvent être subdivisés en

  • Puits avec des têtes de puits sous-marines, où le sommet du puits repose sur le fond de l'océan sous l'eau, et souvent connecté à un pipeline sur le fond de l'océan.
  • Puits avec têtes de puits « à sec », où le sommet du puits est au-dessus de l'eau sur une plate-forme ou une chemise, qui contient également souvent des équipements de traitement pour le fluide produit.

Alors que l'emplacement du puits sera un facteur important dans le type d'équipement utilisé pour le forer, il y a en réalité peu de différence dans le puits lui-même. Un puits offshore cible un réservoir qui se trouve sous un océan. En raison de la logistique, le forage d'un puits offshore est beaucoup plus coûteux qu'un puits onshore. Le puits terrestre est de loin le type le plus courant. Ces puits parsèment le sud et le centre des grandes plaines, dans le sud-ouest des États-Unis, et sont les puits les plus courants au Moyen-Orient.

Volontairement

Une autre façon de classer les puits de pétrole est leur objectif de contribuer au développement d'une ressource. Ils peuvent être caractérisés comme :

  • les puits sauvages sont forés là où peu ou pas d'informations géologiques connues sont disponibles. Le site peut avoir été choisi en raison de puits forés à une certaine distance de l'emplacement proposé mais sur un terrain qui semblait similaire au site proposé. Les personnes qui forent des puits sauvages sont appelées « wildcatters ».
  • les puits d'exploration sont forés uniquement à des fins d'exploration (collecte d'informations) dans une nouvelle zone, la sélection du site est généralement basée sur des données sismiques, des levés satellitaires, etc. Les détails recueillis dans ce puits incluent la présence d'hydrocarbures dans l'emplacement foré, la quantité de fluide présent et la profondeur à laquelle le pétrole ou/et le gaz se produisent.
  • les puits d'appréciation sont utilisés pour évaluer les caractéristiques (telles que le débit, la quantité de réserve) d'une accumulation prouvée d'hydrocarbures. Le but de ce puits est de réduire l'incertitude sur les caractéristiques et les propriétés de l'hydrocarbure présent dans le champ.
  • les puits de production sont forés principalement pour la production de pétrole ou de gaz, une fois la structure et les caractéristiques de production déterminées.
  • les puits de développement sont des puits forés pour la production de pétrole ou de gaz dont le forage d'évaluation a déjà prouvé qu'ils conviennent à l'exploitation.
  • les puits abandonnés sont des puits bouchés en permanence en phase de forage pour des raisons techniques.

Sur un site de puits de production, les puits actifs peuvent être catégorisés comme suit :

  • producteurs de pétrole produisant principalement des hydrocarbures liquides , mais la plupart incluent du gaz associé .
  • producteurs de gaz produisant presque entièrement des hydrocarbures gazeux, constitués majoritairement de gaz naturel .
  • injecteurs d'eau injectant de l'eau dans la formation pour maintenir la pression du réservoir , ou simplement pour évacuer l'eau produite avec les hydrocarbures car même après traitement, elle serait trop huileuse et trop saline pour être considérée comme propre pour être déversée par-dessus bord au large, et encore moins dans une eau douce ressource dans le cas des puits onshore. L'injection d'eau dans la zone de production comporte fréquemment un élément de gestion du réservoir ; cependant, l'évacuation de l'eau produite se fait souvent dans des zones moins profondes en toute sécurité sous toutes les zones d'eau douce.
  • producteurs d'aquifères produisant intentionnellement de l'eau à réinjecter pour gérer la pression. Si possible, cette eau proviendra du réservoir lui-même. L'utilisation de l'eau produite par l'aquifère plutôt que de l'eau provenant d'autres sources permet d'éviter une incompatibilité chimique qui pourrait conduire à des précipités de colmatage des réservoirs. Ces puits ne seront généralement nécessaires que si l'eau produite par les producteurs de pétrole ou de gaz est insuffisante pour la gestion du réservoir.
  • injecteurs de gaz injectant du gaz dans le réservoir souvent comme moyen d'élimination ou de séquestration pour une production ultérieure, mais aussi pour maintenir la pression du réservoir.

Classement de Lahee [1]

  • New Field Wildcat (NFW) – loin des autres champs producteurs et sur une structure qui n'a jamais produit auparavant.
  • New Pool Wildcat (NPW) – nouveaux pools sur une structure déjà en production.
  • Deeper Pool Test (DPT) – sur une structure et un pool déjà en production, mais sur une zone de paiement plus profonde.
  • Shallower Pool Test (SPT) – sur une structure et un pool déjà en production, mais sur une zone de paiement moins profonde.
  • Avant-poste (OUT) - généralement deux emplacements ou plus de la zone de production la plus proche.
  • Puits de développement (DEV) - peut être sur l'extension d'une zone payante, ou entre des puits existants ( Infill ).

Coût

Le coût d'un puits dépend principalement du tarif journalier de la plate-forme de forage, des services supplémentaires requis pour forer le puits, de la durée du programme de puits (y compris les temps d'arrêt et les conditions météorologiques) et l'éloignement de l'emplacement (coûts d'approvisionnement logistique) .

Les tarifs quotidiens des plates-formes de forage offshore varient en fonction de leur capacité et de la disponibilité du marché. Les taux de plate-forme rapportés par le service Web de l'industrie montrent que les plates-formes de forage flottantes en eau profonde sont plus de deux fois supérieures à celles de la flotte en eau peu profonde, et les tarifs pour la flotte auto-élévatrice peuvent varier d'un facteur 3 en fonction de la capacité.

Avec des taux de forage en eau profonde en 2015 d'environ 520 000 $/jour et des coûts d'étalement supplémentaires similaires, un puits en eau profonde d'une durée de 100 jours peut coûter environ 100 millions de dollars US.

Avec des taux de plate-forme auto-élévatrice haute performance en 2015 d'environ 177 000 $ et des coûts de service similaires, un puits haute pression et haute température d'une durée de 100 jours peut coûter environ 30 millions de dollars.

Les puits onshore peuvent être considérablement moins chers, en particulier si le champ est à faible profondeur, où les coûts varient de moins de 4,9 millions de dollars à 8,3 millions de dollars, et l'achèvement moyen coûte de 2,9 à 5,6 millions de dollars par puits. L'achèvement représente une plus grande partie des coûts des puits onshore que les puits offshore, qui ont le fardeau de coût supplémentaire d'une plate-forme pétrolière.

Le coût total d'un puits de pétrole mentionné n'inclut pas les coûts associés au risque d'explosion et de fuite de pétrole. Ces coûts comprennent le coût de la protection contre de telles catastrophes, le coût de l'effort de nettoyage et le coût difficile à calculer des dommages causés à l'image de l'entreprise.

Voir également

Les références

Liens externes