Одностадийное цементирование
Вслед за буровым раствором, но перед пробкой на забое в скважину закачивается буферная жидкость: 1500— 2500 л воды или химического реагента. Вода или химический реагент служат для промывки и создают пространство между буровым и цементным растворами. Они также помогают удалить спекшийся буровой раствор из ствола скважины и смывают глину перед цементным раствором, снижая таким образом загрязнение.
Цементировочные заглушки обычно представляют собой алюминиевые чушки, завулканизированные в литую резину. Когда нижняя пробка достигает муфты с обратным клапаном, разрывается диафрагма, выпускающая цементный раствор вниз по обсадной колонне, а затем вверх по кольцевому зазору снаружи трубы. Прочно смонтированная верхняя пробка выпускается, когда замешан весь цемент. Она поступает вслед за цементным раствором. Цементный раствор подгоняется буровым раствором или другой жидкостью для вытеснения цемента вниз по обсадной колонне. Пробка обеспечивает полное отсекание, когда достигает муфты с обратным клапаном. Заглушка, содержащая цементировочную головку, применяется для сброса пробок.
Повышение давления нагнетания служит сигналом того, что верхняя пробка достигла муфты с обратным клапаном. Такая ситуация называется стуком заглушки. Для гарантии хорошей циркуляции и вытеснения цемента обсадная труба приводится в возвратно-поступательное или вращательное движение или одновременно в оба. Они не прекращаются в течение всего времени, необходимого для циркуляции, замешивания цемента и вытеснения.
Ступенчатое цементирование
Данная технология используется для цементирования двух или более раздельных секций за обсадной колонной. Это обычно требуется для последней обсадной колонны, которая могла бы вызвать разрушение пласта, если бы цемент вытеснялся со дна. Главной частью при этом является соединительный элемент с отверстиями, который размещается в назначенной точке колонны.
Вначале обычным способом цементируется нижняя часть колонны с использованием пробок, которые проходят через муфту для ступенчатого цементирования, при этом отверстия остаются закрытыми. Затем устройство для ступенчатого цементирования открывается гидравлически с помощью специальных заглушек, после этого флюид перекачивается через данное устройство на поверхность. Цемент вводится в верхнюю секцию через отверстия, которые затем закрываются последней пробкой, следующей за цементом.
Вторичное цементирование
Работы по вторичному цементированию проводятся после первичного цементирования. Оно может применяться для закупоривания открытой зоны, сухой скважины или для выдавливания цемента сквозь перфорацию. Вторичное (исправительное) цементирование отделяет зоны, дающие нефть и газ, от пластов, содержащих другие жидкости. Оно применяется также для:
• дополнения или восстановления первичного цементирования;
• ремонта поврежденной обсадной трубы или неправильно размещенных перфораций;
• уменьшения угрозы поглощения бурового раствора в открытой скважине при продолжении бурения;
• отказа от непродуктивной или истощенной зоны;
• изоляции участка перед перфорированием;
• гидроразрыва пласта.
Раствор под давлением закачивают через перфорационные отверстия. Скорость закачивания должна быть низкой, чтобы могло пройти обезвоживание и начальное схватывание. Подача раствора продолжается до достижения искомого давления прокачивания.
Классификация цементов
В результате исследований, направленных на поиск гидравлического цемента, который мог бы использоваться под водой, ученые обнаружили, что известковый раствор из загрязненных известняков превосходит по свойствам растворы из чистых известняков. На основании этого открытия проводился обжиг смесей известковых и глиноземистых материалов. Так был разработан запатентованный процесс получения материала, известного под названием портландцемент и напоминающего бетон, производимый на острове Портланд у берегов Англии.
Портландцемента, используемые для цементирования нефтяных скважин, характеризуются классом по API. Нормальным градиентом температур по API считается 1,5°F на 100 фут. (0,8°С на 30 м) глубины.
Добавки к цементу
Большая часть работ по цементированию скважин выполняется с использованием заранее подготовленных систем сил особ, а не перетаскиванием вручную мешков с цементом. Системы с силосами позволяют рабочим готовить и поставлять смеси, специально предназначенные для любых конкретных условий скважины. Это достигается введением добавок в цементы классов А, В, G или Н по API. Одни добавки замедляют, а другие ускоряют схватывание цементного раствора. Различные добавки могут также выполнять следующие функции:
• сокращать плотность раствора;
• увеличивать объем раствора;
• увеличивать время загустевания и связанное с ним время схватывания;
• сокращать время ожидания затвердевания цементного раствора и увеличивать начальную прочность;
• снижать водопотери;
• предотвращать преждевременное обезвоживание;
• повышать плотность раствора для противодействия давлению.
Цементы для направляющей трубы и кондуктора находятся при более низких температурах и нуждаются в ускорителе, способствующем схватыванию цемента и сокращающем чрезмерное время затвердевания.
Для глубоких скважин замедлители схватывания увеличивают диапазон перекачиваемости цемента. Основным фактором, управляющим использованием дополнительных замедлителей, является температура забойной зоны. По мере повышения температуры реакция между цементом и водой ускоряется. Это сокращает время загустевания цемента и снижает перекачиваемость. Некоторое влияние оказывает давление, но повышение температуры на каких-то 10°С может означать переход от успешного к безуспешному проведению цементирования.
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 (рис. 8.6). 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.
Рис. 8.6. Температурный график высоты подъема цементного раствора
После установления, цементирования и перфорирования колонны, а также после проведения необходимых процедур по стимулированию пласта скважину оборудуют для добычи нефти. В следующей главе обсуждаются методы доставки углеводородов из продуктивной зоны.
Глава IX
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.