
- •1. Цели и задачи курса «Методы повышения нефтеотдачи пластов».
- •2. Основные понятия нефтеизвлечения.
- •3. Методы воздействия на залежь.
- •4. Классификация современных методов увеличения нефтеотдачи пластов.
- •5. Изменение свойств пород коллекторов при бурении и вскрытии пластов.
- •6. Влияние напряжений и деформаций породы на состояние призабойной зоны.
- •7. Влияние перфорации на фильтрационное состояние призабойной зоны пласта.
- •8. Классификация современных методов воздействия на призабойную зону скважин.
- •9. Краткая характеристика гидроразрыва пласта.
- •10. Краткая характеристика гидропескоструйной перфорации.
- •11. Краткая характеристика химических методов обработки призабойной зоны.
- •12. Классификация гидродинамических методов воздействия на призабойную зону пласта. Освоение пластов путем уменьшения плотности скважинной жидкости.
- •13. Краткая характеристика технологии и устройства создания высоких мгновенных депрессий имплозионным и гидроударным методами.
- •14. Краткая характеристика технологии и устройства создания высоких мгновенных депрессий давления снижением уровня жидкости в скважине.
- •15. Краткая характеристика технологии и устройства создания высоких мгновенных депрессий и репрессий с помощью струйных насосов.
- •16. Краткая характеристика гидродинамического воздействия на пласт путем создания высокочастотных гидроимпульсов и вибрации.
- •17. Краткая характеристика взрывных методов и действия топливно-окислительными смесями.
- •18. Классификация гидроразрывов пласта. Особенности технологии обычного гидроразрыва пласта.
- •19. Особенности мощного грп.
- •20. Основные механические параметры, характеризующие деформацию породы согласно механике гидроразрыва пласта.
- •21. Влияние пространственных напряжений в пласте на развитие трещины при проведении грп.
- •22. Модели развития трещин при грп (двухмерные и трехмерные модели). Влияние основных параметров гидроразрыва на размеры трещин.
- •23. Подготовка скважин к гидроразрыву.
- •Классификация и назначение жидкостей для грп.
- •Основные характеристики жидкостей для грп.
- •Жидкости гидроразрыва на водной основе и их классификация. Низковязкие жидкости.
- •Средневязкие и высоковязкие жидкости гидроразрыва на водной основе.
- •Эмульсионные жидкости гидроразрыва на водной основе. Пенные системы для гидроразрыва пластов.
- •Водные гели для гидроразрыва пласта.
- •Жидкости гидроразрыва на углеводной основе и их классификация.
- •Гели на водной основе.
- •Гели на нефтяной основе.
- •Назначение закрепителей трещин гидроразрыва. Напряжение сжатие зерен закрепителя, которое может вызвать их разрушение.
- •Требования к кварцевому песку для гидроразрыва пласта по ту 39-982, подтвержденных рд 39-0147035-236-89.
- •Требования к кварцевому песку по стандарту api rp-56.
- •Дополнительные характеристики закрепителей трещин (проницаемость пропанта, проводимость закрепителя в трещине).
- •Определение гранулометрического состава закрепителей трещин для грп.
- •Определение сопротивляемости дроблению закрепителей трещин для грп.
- •Определение проницаемости на приборе Hassler.
- •Определение проводимости закрепителя в трещине с помощью камеры установки ани.
- •Пропанты для закрепления трещин. Состав и основные характеристики пропантов различных марок.
- •Мощный гидроразрыв пласта, Влияние гидроразрыва пласта на продуктивность скважины.
- •48. Методика комплексного проектирования пласта. Исследование продуктивности скважины.
- •58. Технологические схемы кислотной обработки скважин.
- •2. Обычные кислотные обработки
- •4. Серийная (многоразовая) обработка
- •5. Глубокие солянокислотные обработки
- •6. Выборочные кислотные обработки
- •7. Локальные кислотные обработки
- •15. Очистка пласта от продуктов реакции
- •16. Кислотный гидроразрыв пласта
- •59. Гидропескоструйная перфорация в скважине.
- •60. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин.
- •61. Нагнетание в пласт химических растворов.
- •62. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров.
- •63. Вытеснение и до вытеснение нефти растворами щелочей.
- •64. Нагнетание в пласт смешивающихся с нефтью растворителей (газов).
- •65. Воздействие на пласт газами высокого давления.
- •66. Вытеснение нефти перегретым паром.
- •67. Тепловые методы повышения нефтеотдачи пласта ( метод внутрипластового горения).
- •68. Физические основы вытеснения нефти, водой и газом в пористых средах.
- •69. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи.
- •70. Международная классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Требования к кварцевому песку по стандарту api rp-56.
Гранулометрический состав определяется путем ситового анализа Размеры сит по стандарту АНИ следующие (в единицах МЕШ и в мм) 6-3,35 мм, 8-2,4 мм, 12-1,7 мм, 16-1,18 мм, 20-0,85 мм, 30-0,6 мм, 40-0,42 мм, 50-0,3 мм, 70-0,21 мм; 140-0,1 мм. Стандартные размеры имеют такую градацию в МЕШ, которая объединяет в один стандартный размер сита двух соседних фракций 6/12, 8/16; 12/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/70, 70/140.
Фактор формы Крумбейна-Шлоса. В стандарте АНИ применены округлость и гладкости - параметры закрепителя, которые должны быть в пределах 0,6-0,9.
Керамические пропанты имеют преимущественно круглую и сферичную форму, препятствующую разрушению и созданию пустот между зернами, те увеличению пористости.
Песок имеет в большинстве разнообразную форму – редко целиком круглую и гладкую, чаще яйцеподобную, а чаще всего плоскую или треугольную.
Растворимость в кислоте регламентируется в зависимости от фракционного состава закрепителя и также свидетельствует о его чистоте. Например, для стандартных размеров закрепителя от 6/12 до 30/50 допускается растворимость менее 2 %, а от 40/70 до 70/140 не более 3 %.
Загрязненность. В стандарте АНИ рекомендуется определение загрязненности песка для гидроразрыва (через мутность раствора).
Рекомендуется исследовать чистоту песка (через мутность раствора) с целью определения его пригодности для гидроразрыва. Максимальный показатель чистоты (мутности) должен быть 250 FTU/NTU в определенной пробе.
Сопротивляемость разрушению. В стандарте АНИ описано оборудование и процедуры для измерения сопротивляемости раздроблению зерен в трещине под действием напряжения сжатия. Этот опыт является одним из наиболее используемых. Давление испытания (7-35 МПа) и допустимое количество разрушенных зерен (20-6 %) регламентируют в зависимости от марки песка.
Насыпная плотность и удельная плотность зерен также определяется известными методами. Удельная плотность кварцевого песка преимущественно равна 2630 кг/м3, а насыпная составляет 1550-1570 кг/м3, для искусственных пропантов эти значения соответственно равны 3200-3500 кг/м3 и 1850-1880 кг/м3.
Минералогический состав (содержание Si2, %). В стандарте АНИ обращается внимание на минералогический состав песка как закрепителя трещин. Указано на необходимость обращать внимание на минералы, количество которых превышает 1 %. Предположение, что песок с высоким содержанием кремния (около 99 %) является лучшим закрепителем, ошибочно, так как на прочность оказывают большое влияние внутренняя структура и форма зерен.
Дополнительные характеристики закрепителей трещин (проницаемость пропанта, проводимость закрепителя в трещине).
Проницаемость пропанта (песка, искусственного пропанта) является интегральным показателем, свойств закрепителя и учитывает влияние различных факторов. Например, такими факторами могут быть тип закрепителя, фракция закрепителя (т.е. исследуемая проба включает только фракцию присущего данной марке диапазона), вязкость жидкости для измерения проницаемости, температура, давление и т.п.
Проницаемость закрепителя определялась по закону Дарси:
(3)
где kf – проницаемость, мкм2, q – расход жидкости, м3/с, μ – вязкость жидкости, Па∙с; L – длина насыпного образца данной пробы, м, SL – площадь фильтрации (сечения) образца, м2, Δр – перепад давления на насыпном образце данной пробы, Па.
Проводимость закрепителя в трещине определяют на значительно более сложном стенде Проводимость рассчитывают как произведение проницаемости kf закрепителя в модели трещины на ширину w трещины:
(4)
Итак, проницаемость закрепителя и проводимость пласта закрепителя в трещине являются родственными, взаимно связанными параметрами.