 |
параметры цементирования. Выбор метода добычи
|
|
|
|
Параметры цементирования
Плотность цементных растворов для нефтяных скважин составляет 1, 3—2, 6 г/см3. Она зависит от количества воды и от наличия добавок, а также от загрязнения раствора буровой жидкостью или другим посторонним веществом. Плотность цементного раствора обычно контролируется с помощью измерения плотности цемента, проходящего через емкость со стандартными рычажными весами, которые также используются для буровых растворов.
Объем цемента, необходимый для данной операции по цементированию, определяется расчетными объемами, опытом добычи нефти и требованиями регулятивных органов. При отсутствии опыта объем, рассчитанный на основании кабельного снятия кавернограммы или оцененный из измерений буровым долотом, следует увеличить в 1, 5 раза.
При схватывании цемента его температура значительно повышается. Это явление может быть использовано для точного определения местоположения верхнего края цемента. Как только цемент начинает затвердевать, в скважину опускают записывающий термометр и регистрируют температурную каротажную диаграмму. Слой от верхнего края цемента до забоя скважины будет иметь значительно более высокую температуру, чем область над цементом.
Такая каротажная диаграмма также позволяет оценить качество связывания между обсадной колонной и стволом скважины. Плохое качество связывания проявляется как наличие температурных изменений, не соответствующих нормальному градиенту. Более сложным инструментом для той же цели является каротаж качества связи цемента, который основан на обнаружении уменьшения интенсивности акустического сигнала. При этом можно оценить качество прикрепления цемента как к обсадной колонне, так и к окружающей породе. Каротажная диаграмма данного вида требует квалифицированной расшифровки. При благоприятных условиях можно узнать даже прочность цемента на сжатие.
|
|
|
После установления, цементирования и перфорирования колонны, а также после проведения необходимых процедур по стимулированию пласта скважину оборудуют для добычи нефти.
ВЫБОР МЕТОДА ДОБЫЧИ
Эффективная нефтедобыча из коллектора требует специальных знаний основ механики жидкостей и процессов добычи. Эти знания нужно применять к каждому коллектору. Так, инженер-нефтяник должен уметь распознать индивидуальные характеристики коллектора, выбрать процесс, наиболее пригодный для данного коллектора, и способы разработки, гарантирующие извлечение из коллектора максимально возможного количества нефти.
Механизмы нефтедобычи
Добыча нефти — это процесс вытеснения. Нефть не выталкивает сама себя из коллектора. Напротив, она должна вытесняться в скважину из пористого пласта каким-то замещающим агентом. Обычно в качестве такого агента используют газ или воду, зачастую один из них или оба имеются внутри или невдалеке от коллектора. Если их нет, разработчик месторождения может закачивать газ или воду через нагнетательные скважины.
Ранее мы обсуждали, что три главных природных механизма нефтевытеснения включают режим растворенного газа, газонапорный и водонапорный режимы. Избранный тип движущей силы задает условия эксплуатации и в значительной степени определяет окончательную степень нефтеотдачи. Эти три метода различаются по своим свойствам, механизмам и эффективности.
При вытеснении в режиме растворенного газа нефть вытесняется при выделении газа из раствора в нефти. Это происходит, когда давление в пласте снижается в результате добычи. В сегодняшнем понимании такое действие в основном неэффективно, так как истощение происходит одновременно во всем коллекторе.
|
|
|
При вытеснении в газонапорном режиме действующий фактор — шапка свободного газа — с самого начала присутствует над нефтеносным участком. При таком механизме понижение давления вызывает расширение газовой шапки. По мере ее расширения вниз и проникновения в расположенную ниже структуру нефтяной зоны она выталкивает нефть в направлении областей пониженного давления — добывающих скважин.
При вытеснении в водонапорном режиме вода из соседних водоносных слоев проникает в нефтеносную часть коллектора. При понижении давления в скважине вода течет в направлении понижения давления, проникает в нефтеносную зону, вытесняет нефть из пористой породы и толкает ее перед собой в направлении скважины.
Действие газовой шапки и воды эффективнее, чем действие растворенного газа, причем действие воды обычно наиболее эффективно. Однако зачастую природные факторы приходится дополнять или даже улучшать для получения максимально эффективной нефтеотдачи.
В каждом из этих механизмов нефтедобычи на процесс дополнительно воздействует сила тяжести, и ее следует учитывать, если имеет место перемещение в вертикальном направлении. В определенных условиях сила тяжести может оказаться главным действующим фактором. Там, где перемещения жидкости равновесны или лишь немного изменяют давление, комбинированное действие силы тяжести и давления может заставить разные жидкости разделиться в зависимости от относительной плотности. Поскольку нефть легче воды, она может перемещаться перед вытесняющей водой, что увеличит нефтеотдачу.
Условиями, где сила тяжести может играть заметную роль, могут быть высокопроницаемые пласты с некоторым углом наклона и маловязкой нефтью, где скорость добычи достаточно низка, чтобы уменьшить возможность перемешивания.
Факторы, влияющие на нефтеотдачу
Количество нефти, которое можно извлечь из коллектора, колеблется в широких пределах и зависит от природных условий в подземной структуре и от свойств жидкости, а также от разработчика и от выбранного метода разработки месторождения. Среди факторов, влияющих на нефтеотдачу, назовем следующие:
- характеристики продуктивного пласта, например пористость, проницаемость, содержание межпластовой и захваченной воды, однородность, непрерывность и структурная конфигурация;
- свойства нефти в коллекторе, например вязкость, сжимаемость, количество газа в растворе;
- средства регулирования, например природные выталкивающие силы, скорость добычи, изменение давления;
- состояние скважины и расположение относительно структуры.
|
|
|
