- •1.Классификация и назначение мун пластов
- •2.Общая характеристика и виды гд-методов
- •3.Метод нестационарного заводнения с изменением фильтрационных потоков
- •4.Технология увелич. Нефтеотд. Пласта путём закачки теплоносителей. Разновидности технологии.
- •5.Технология впг. Основные параметры процесса впг. Инициирование горения в пласте. Хар-ка зон в пласте. Разновидности впг.
- •6.Закачка растворителей в пласт Причины неполного вытеснения нефти водой:
- •7.Физические основы применения тепловых методов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов.
- •8.Проблема охлаждения пластов при внутриконтурном заводнении на примере Ромашкинского месторождения.
- •9.Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочетании с пав и полимером.
- •11.Осн. Задачи с способы регулирования рнм. Классификация методов регулирования рнм. Регулир-е без изменения и путём частичного изменения запроектированной системы разработки.
- •12.Полимерное заводнение. Разновидности и опыт применения.
- •13.Понятие о науке рнм и её связь со смежными дисциплинами. Краткая история развития теории и практики рнм.
- •14.Объект разработки. Выделение объектов разработки.
- •15.Классификация и хар-ка систем разработки и условия их применения
- •16.Виды пластовой энергии. Режимы работы пластов
- •17.Технология и показатели рнм.
- •18. Ввод месторождения в разработку. Стадии рнм.
- •19.Модели пластов и их типы
- •20.Вероятностно-статистическое описание модели слоистого и неоднородного по площади пластов
- •21.Основы методик построения моделей пластов по геолого-физическим и промысловым данным.
- •22.Свойства горных пород и пластовых флюидов
- •23.Точные методы решения задач рнм
- •24. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений
- •25. Проявление упругого режима. Основная формула упругого режима (по Щелкачеву в.Н.)
- •26. Уравнение материального баланса. Упругий запас пласта. Расчеты упругого режима.
- •27. Режим растворенного газа. Разновидности режима.
- •28. Расчет показателей разработки слоистого неоднородного пласта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой.
- •29. Теория многофазного течения. Закон Дарси. Относительные Фазовые проницаемости и капиллярное давление. Функция Баклея–Леверетта. Осредненные относительные Фазовые проницаемости.
- •30. Основные уравнения процесса двухфазного течения в однородном линейном пласте (модель Баклея-Леверетта). Расчет распределения водонасыщенности в пласте и показателей разработки.
- •31. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений на естественных режимах
- •32. Разработка глубокозалегающих пластов с аномально высоким пластовым давлением и месторождений неньютоновских нефтей
- •33. Трещиновато-пористые пласты. Особенности их геологического строения и разработки.
- •34. Опыт и проблемы разработки нефтяных месторождений с применением заводнения.
- •35. Моделирование процессов разработки
- •36. Смачиваемость горных пород
- •37. Основные этапы, порядок составления и основное содержание технологических проектов по рнм.
- •38. Постановка плоской задачи вытеснения нефти водой в пористой среде. Основные уравнения и необходимые исходные данные. Начальные и граничные условия.
- •2.Уравнение неразрывности
- •3. Граничные условия
- •39. Методы определения технологической эффективности применения мун
- •1. Определение технологической эффективности мун с использованием технологической схемы
- •2. Оценка технологической эффективности мун методом прямого счета
- •3. Особенности определения технологической эффективности современных гидродинамических мун
- •4. Определение технологической эффективности третичных мун
- •41. Методика расчета технологических показателей разработки (методика ТатНипИнефть).
- •Расчетные формулы
- •42. Разработка нг и нгк месторождений с воздействием на пласт
- •43. Расчет распределения давления в пласте конечно-разносным методом в плоской задачи вытеснения нефти водой с учетом двухфазности потока.
- •44. Микробиологические методы
- •45. Общий порядок решения плоской задачи фильтрации двухфазной жидкости.
- •46.Гидродинамические и геофизические методы контроля за рнм
- •48. Методы расчета процесса теплового воздействия на пласт
- •49. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
- •50. Закачка водных растворов пав для увеличения нефтеотдачи пластов.
- •При опз улучшается приемистость нагнетательных скважин, что важно для слабопроницаемых коллекторов;
9.Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочетании с пав и полимером.
Механизм повышения нефтеизвлечения при щелочном заводнении основан на взаимодействии щелочей с пластовой нефтью, водой и породой. В составе пластовой нефти имеются активные компоненты – органические кислоты. Их количество в разных нефтях разное. При контакте щёлочи с нефтью происходит взаимодействие щёлочи с орг. кислотами с образованием ПАВ в пласте. Образовавшиеся вещ-ва снижают межфазн. натяжение на границе нефть-раствор и увеличивают смачиваемость породы водой. Чем больше кислот в нефти, тем сильнее снижается межфазное натяжение при воздействии щёлочи.
Для приготовления щелочных растворов применяются сл. реагенты:
каустическая сода NaOH (едкий натр) – это самый активный щелочной агент;
кальцинированная сода;
силикат натрия;
аммиак;
тринатрийфосфат (ТНФ).
Применение щелочных растворов яв-ся самым эффективным методом уменьшения угла смачивания породы водой, т.е. гидрофилизации пористой среды (на контакте нефть-вода угол с 60–70 может снизиться до 10–20). При применении метода также увеличивается коэф-т вытеснения и отн. фаз. проницаемость нефти.
В результате реакции щёлочи с минеральной пластовой водой происходит внутрипоровое осадкообразование. Данный эффект можно использовать для блокирования высокопроницаемых каналов.
Для проведения испытаний технологии выбран участок бобриковского горизонта Нурлатского месторождения с нагнетательной и с 7-ю добывающими скв.
Средний коэффициент пористости 23%, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 144,4 мПа-с Участок введен в разработку в 1976 году.
Первый этап промыслового эксперимента. За этот период в пласт закачано 6 тыс.м' водного раствора смеси 30 т кальцинированной соды Са2СО3 и 4 т поверхностно-активного вещества АФ9-12. В растворе средняя концентрация кальцинированной соды составила 0.5%. ПАВ-0,06%. После двухмесячной выдержки в пласт последовательно закачали 4 тыс.м3 водного раствора полимера и 500 м3 пресной воды
Второй этап промысловых испытаний. За этот период в пласт закачали 30 т щелочи (кальцинированной соды) в смеси с 4 т ПАВ АФ9-12 в виде водного раствора объемом 4 тыс.м3. Концентрация химреагентов в растворе составила; щелочи-0,75%, ПАВ-0,1%.
На втором этапе, наряду с растворами химреагентов, в пласт закачали пресную воду в объеме 500 м3 и 1500 м3 соответственно до и после закачки щелочного раствора.
Результаты испытаний технологии
Перед началом испытаний скважины участка давали практически безводную нефть с обводненностью не более 5-7%. Скважины имеют низкий дебит в пределах 0,9-1,5 т/сут, Отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости составило 1,25.
За период проведения опытно-промышленных работ по закачке растворов химреагентов на щелочной основе наблюдается увеличение дебитов трех скважин. Уровни жидкости повысились в скв.42 на 260 м и по скв. 1749 на 314 м, что свидетельствует о потенциальной возможности дополнительного увеличения их дебитов.
Абсолютный прирост добычи нефти за период с 07.92 г. по 10 93 г. по сравнению с уровнем добычи перед промысловым экспериментом составляет 1794 т. На одну тонну закачанной щелочи это составляет 29,9 т нефти,
Таким образом, в результате ОПР получен положительный технологический эффект Об этом свидетельствует:
увеличение дебитов скв.;
повышение уровня жидкости в скв.;
снижение удельного расхода закачанной воды для поддержания пластового давления;
увеличение отборов нефти по участку.
10.Осн. задачи и классификация методов контр. за РНМ. Геолого-промысловаы методы и лаб. исследования.
Нефтяные месторождения представляют собой послойно- и зонально-неоднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, за степенью отмыва пластов, за техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи.
Решение перечисленных задач осуществляется путём проведения исследований комплексом промыслово-гидродинамических исследований, лабораторных измерений и промыслово-геофизических исследований.
Геолого-промысловые методы и лаб. исследования
Добывающие скважины:
замер дебита жидкости и газа;
определение обводнённости;
отбор глубинных и поверхностных проб нефти;
анализ проб нефти и воды;
замер буферного и затрубного давления.
Нагнетательные скважины:
определение приёмистости;
отбор и анализ проб воды;
контроль за температурой закачиваемой воды.
ГД-методы
Добывающие скважины:
исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности и коэф-та продуктивности;
замер Pпл (Нст), Рзаб (Ндин);
дебитометрия, влагометрия;
определение Тпл;
снятие индикаторных диаграмм.
Нагнетательные скважины:
исследования при уст. и неуст. режиме фильтрации;
определение кривой падения давления;
замеры Рпл, Рбуф, Тпл;
расходометрия.
Промыслово-геофизические методы
Выделяются 3 направления:
решение технических задач:
выделение интервалов заколонной циркуляции и мест нарушения герметичности колонны методом термометрии, закачки радиоактивных изотопов.
контроль за вытеснением:
за продвижением контуров нефтеносности и подъёмом ВНК методами электрометрии, радиометрии;
контроль охвата пластов вытеснением (закачка радиоактивных изотопов, термометрия и др.);
контроль за движением жидкости в пласте (определение Ксп, закачка меченых жидкостей и др.).
контроль за заводнением:
закачка ж-тей с различными индикаторами;
радиохимические методы.