Курс лекций по "Нефтедобыче"

Облегчающие добавки снижают плотность раствора. Утяжеляющие добавки применяются, когда ожидаются ненормально высокие давления.

Потери бурового раствора — обычное осложнение при бурении, но эта же проблема может возникнуть и при цементировании. Поэтому может оказаться необходимым использовать цементы, содержащие добавки для борьбы с поглощением.

Замешивание добавок для низкой водоотдачи в цементы для нефтяных скважин для снижения скорости фильтрации аналогично технологиям, применяемым в случае буровых растворов. Добавки для снижения потерь флюида иногда используют в цементировании выдавливанием и в цементировании высоких колонн, например глубоко расположенных колонн-хвостовиков.

В отличие от практики закачивания буровых растворов, для достижения более полного вымывания глины из кольцевого зазора поток цемента должен быть турбулентным. Цементные растворы более низкой вязкости переходят в турбулентный режим потока при более низких скоростях закачки. Это сокращает скорости циркуляции и дает возможность подачи турбулентного потока цемента при давлении ниже давления разрушения пласта. Добавки для снижения трения помогают переходу в турбулентный режим на меньших скоростях вытеснения.

Цементы, насыщенные солями, были разработаны для цементирования засоленных участков, так как пресная вода не дает хорошего связывания с засоленными породами. Вода из цементного раствора смывает или растворяет соль на границе раздела фаз, что мешает эффективному прилипанию. Соленые цементные растворы также помогают предохранить участки сланцевых отложений, чувствительные к пресной воде.

 

                        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.

 

  Управление производительностью коллектора

 

Каждый режим требует  тщательного контроля во избежание  потерь вытесняющего агента. Разработчик  в некоторой степени может  регулировать природные силы, например в плане их направленности. Проблема заключается в том, сможет ли разработчик заменить менее эффективный режим более эффективным, а затем управлять им для получения максимальной отдачи.

Важным фактором является раннее планирование. После обнаружения нового коллектора разработчик должен определить тип естественной движущей силы и ее эффективность. На основании этих сведений разработчик может решить, следует ли целиком воспользоваться природной движущей силой, дополнить ее или полностью изменить положение вещей посредством закачивания газа или воды. Это решение должно приниматься с учетом суммарных затрат на разработку и эксплуатацию. Разработка скважины — монтаж, расположение и способ заканчивания — при газонапорном режиме существенно отличается от такового при водонапорном режиме. Но при любом механизме вытеснения обычно лучше действовать при высоком уровне давления в коллекторе. Это значит, что начинать эксплуатацию следует на настолько раннем этапе жизни месторождения, насколько это возможно.

Требования  к правильному управлению. Эффективная нефтеотдача зависит от того, в какой степени поступающий газ или вода проникают в коллектор в целом и насколько равномерно газ или вода вытесняют или вымывают нефть. Ниже приведены семь основных требований правильного управления коллектором.

-- Выбор эффективного преимущественного механизма нефтедобычи. Возможно, это только природная движущая сила, ее можно дополнить закачиванием жидкости или изменить, чтобы создать совершенно новую движущую силу.

-- Преимущественный механизм должен согласованно и последовательно продвигать флюиды по всему коллектору, причем замещающая жидкость должна вытеснять нефть перед собой в направлении добывающих скважин.

-- Граница между замещенной и незамещенной частью коллектора должна быть четко выражена и всегда в разумных пределах однородна.

-- Нефть должна вымываться равномерно. Участки с высоким насыщением нефтью не должны быть отрезаны или обойдены наступающим фронтом газа или воды.

-- Следует избегать неоправданной утечки газа или воды.

-- Следует правильно располагать и заканчивать скважины для адекватного управления поступающим газом или водой.

-- Давление в коллекторе должно поддерживаться на достаточно высоком уровне для предотвращения избыточного выделения растворенного газа.

 

                Управление скоростью отбора

 

Нефтедобыча не бывает эффективной  случайно; она требует осторожных и тщательных действий разработчика. Одним из наиболее существенных факторов для эффективной нефтедобычи является управление скоростью отбора. Исследования показывают, что избыточный отбор приводит к быстрому падению давления в коллекторе, преждевременному выделению растворенного газа, неравномерному продвижению фронтов вытеснения, непродуктивным утечкам газа и воды, запиранию нефти в ловушках или ее обтеканию, а в худших случаях — к неэффективному режиму растворенного газа. Каждый из этих факторов, вызванных избыточным отбором, снижает конечную нефтеотдачу. В общем случае наиболее эффективный способ управления нефтедобычей заключается в снижении отбора.

Тем не менее одного только управления отбором может оказаться недостаточно. Разработчику может также потребоваться управлять продвижением вытесняющей жидкости и предотвращать ее преждевременное растекание. Поэтому необходимо предпринимать меры по снижению потерь и по управлению производительностью коллектора.

 

         Максимальная эффективная норма отбора

 

Нефтеотдача большинства  залежей напрямую зависит от дебита скважины. Для каждого коллектора существует максимальная скорость добычи, обеспечивающая эффективную нефтеотдачу. Увеличение добычи свыше этого максимума обычно ведет к растрате движущей силы и снижает конечную нефтеотдачу. В то же время добыча со скоростью ниже этой максимальной не увеличивает конечную нефтеотдачу. Из этих соображений сложилось понятие максимальной эффективной нормы отбора (МЭНО).

Это понятие хорошо обосновано и является инженерным принципом. МЭНО нефтяного коллектора определяется как самая высокая скорость отбора, которая может поддерживаться в течение длительного времени без повреждения коллектора и при превышении которой снижается конечная нефтеотдача. Это не неизменная характеристика коллектора: МЭНО зависит от механизма нефтедобычи и физической природы коллектора, его окружения и содержащихся в нем жидкостей. В одном и том же коллекторе она различна для разных процессов добычи. Но, изучая коллектор и его поведение, инженеры могут определить МЭНО, если располагают достаточными геологическими и эксплуатационными сведениями.

При установлении МЭНО следует  учитывать (два независимых физических условия и одно экономическое), что отбор:

 

- не должен превышать возможности коллектора;

- на отдельной скважине не должен быть чрезмерным;

- на отдельной скважине не должен быть таким низким, чтобы добыча оказалась экономически неоправданной.

 

На ранних этапах разработки месторождения МЭНО обычно ограничивается эффективным отбором с отдельных скважин. После того как существенная часть разработки завершается, обычно бывает достаточно скважин, чтобы выйти на общую МЭНО коллектора без превышения МЭНО отдельных скважин. Таким образом, на поздних стадиях разработки МЭНО ограничивается эффективной производительностью коллектора. Во всяком случае, меньшая из двух производительностей — либо коллектора, либо отдельных скважин — определяет МЭНО месторождения.

 

          Эффективная эксплуатация скважины

 

Эффективный отбор из коллектора требует также эффективной эксплуатации добывающих из него скважин. Мы выяснили, что МЭНО коллектора не может превышать суммы МЭНО отдельных скважин. Таким образом, чтобы определить эффективную производительность коллектора, разработчик должен исследовать ограничения и способность каждой скважины произвести соответствующую долю.