Билет №2

1.Показатели разработки нефтяных и газовых месторождений.

2.Основные процессы промысловой подготовки нефти.

1.Для характеристики процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие во времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа.

Добыча нефти qн — основной показатель, сумммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча qнс, приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости qж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа qг . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

2. Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией.

Под обезвоживанием в нефтепромысле понимают разрушение водонефтяной эмульсии(мех. смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей), которая образуется в смеси нефти и воды, движущаяся по НКТ и извлеченного пласта.

Обессоливание нефти осуществляется смешиванием обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Делается это с целью уменьшения концентрации соли в воде, т.к. даже в обезвоженной нефти остается некоторое кол-во воды, в которой и растворяется соль.

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке

Билет №3

1.Физико-химические свойства пластовых флюидов и пород коллекторов

2.Методы увелечения нефтеизвлечения и условия их применения

1.Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы

Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду.

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы. Многие породы оказываются практически непроницаемыми для флюидов из-за наличия капиллярных и субкапиллярных пор.

Абсолютная проницаемость -- проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости). Коэффициент абсолютной проницаемости теоретически характеризует только физические свойства породы.

Эффективная (фазовая) проницаемость -- проницаемость пород для данного газа или жикдости при наличии в порах многофазных систем.

Коэффициентом нефтенасыщенности (газонасыщенности ) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Относительная проницаемость -- отношение эффективной проницаемости этой среды к абсолютной.

Коэффициентом водонасыщенности ' 'коллектора, со'держащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

2. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) подразделяется на 2 группы:

1. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, включают в себя различные методы интенсификации притока жидкости и скважине и их комбинации:

• Гидравлический разрыв пласта (ГРП), Газодинамический разрыв пласта (ГДРП);Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта; Реагентная обработка скважин; Технология акустической обработки скважин; Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ); Азотно-импульсная обработка; Объемное волновое воздействие на месторождение; Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта; Технология электрической обработки скважин; Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка;

2. Третичные методы увеличения нефтеотдачи:

• Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);

• Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);

• Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);

• Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).