3. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов, достоинства и недостатки, геолого-промысловые условия применения.

Основными гидродинамическими технологиями в ТПП «Когалымнефтегаз» являются: Форсированный отбор, Циклическое (нестационарное) заводнение, Вовлечение в разработку недренируемых запасов (переход на другие горизонты).

Форсированный отбор предполагает увеличение отборов жидкости (спуск насосов с большей производительностью) в скважинах с обводненностью более 80 %. Увеличение депрессии способствует подключению ранее не работающих пропластков, что приводит к увеличению дебита жидкости и снижению обводненности продукции.

В год на месторождениях ТПП производится до 500 скважино-операций по форсированному отбору. Данные операции проводятся при ПРС

В последнее время на месторождениях ТПП получило распространение циклическое завод. Суть данной технологии состоит в остановке нагнетательных скважин на определенный период (15 или 30 суток). Затем эти скважины запускаются в работу, останавливаются другие. Этим достигается изменение фильтрационных потоков к забоям окружающих добывающих скважин, увеличение зоны дренирования, снижение обводненности продукции. Ежегодно утверждается программа работ по циклическому завод с указанием номеров скв и периодичностью их работы. Ограничением для этого метода является короткий теплый период – 4-5 месяцев в году. Эф-ть рассчитывается с помощью программного продукта EOR-EFFECT.

Месторождения, разрабатываемые ТПП являются многопластовыми. Основные объекты месторождений разбурены самостоятельной сеткой скважин. В случае когда запасы по конкретной скважине отобраны, появляется возможность перевести ее на другой объект. Это является технологией вовлечения в разработку недренируемых запасов (переход на другой объект (горизонт)). Данные работы проводятся при КРС, для чего изолируется прежний интервал перфорации и вскрывается перфорацией новый объект. Эти работы проводятся после тщательного изучения состояния разработки объекта, наличия текущих извлекаемых запасов.

Билет №6

1. Физические свойства нефти. Понятие о гф

При проектировании разработки м/р необходимо иметь данные об основных свойствах нефти, таких, как удельный вес, плотность, вязкость, поверхностное натяжение, сжимаемость. Необходимо знать также и тепловые свойства нефти – температуру застывания, начала выпадения парафина, фракционный состав нефти.

Уд. вес нефти – вес единицы объема вещества (y=p*g ).

Плотность нефти - это масса единицы ее объема (р=m/v). При разведочных работах её измеряют при помощи ареометра. На снижение р нефти в пл.усл. оказывают влияние насыщение её растворенным газом и более высокая, по сравнению с поверхностной, Тпл.

Вязкость - это свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают два вида вязкости: динамическую и кинематическую.

Динамическая вязкость – вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1 Н (сантиПуаз; Па*сек).

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности, измеряют в м²/с.

С ↑Т вязкость ↓нефти.

С ↑ количества раст. газа вязкость также ↓.

Температура застывания - это темпер-ра, при кот.охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки в 45°.

Темпер-ра начала выпадения парафина – темпер-ра, при кот. начинают образовываться кристаллы парафина. Это темпер-ра выше темпер-ры застывания нефти. Парафины выпадают +10С - +15С для Когалымского региона.

Фракционный состав нефти – опред-ся при лаборат-ой перегонке. При постепенном повышении темпер-ры из нефти отгоняют части – фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. До 350С – светлые фракции: бензиновая, лигроинования, керосиновая, дизельная. От 300С до 500С: мазут и гудрон.

Газовый фактор – количество газа, растворенного в единице объема нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти. Газосодержание пласт нефти – это кол-во компонентов, перешедших в газовую фазу при изменении условий от пластовых до атмосферных, и отнесенных к единице объема или массе сепарированной нефти (м3/м3, м3/т).