- •1. Эксплуатационный объект, принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании разработки
- •2. Система с законтурным и приконтурным заводнением.
- •3. Рядные системы заводнения.
- •4. Системы с площадным расположением скважин.
- •5. Очаговое и избирательное заводнение, скважинно-трещинные системы разработки.
- •6. Режимы разработки нефтяных месторождений.
- •7. Моделирование разработки нефтяных месторождений, основные типы моделей. Вероятностно-статистическая модель пласта. Детерминированная (адресная модель пласта).
- •8. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме, подсчет упругого запаса жидкости в пласте, основная формула упругого режима и ее использование в гидродинамических расчетах.
- •9. Исследование скважин при неустановившихся режимах фильтрации, метод касательной, метод Хорнера.
- •10. Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации.
- •11. Разработка нефтяных месторождений при режимах растворенного газа
- •12. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Коэффициент извлечения нефти и составляющие его коэффициенты. Проблемы разработки нефтяных месторождений с заводнением.
- •13. Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации. Функция Бакли-Леверетта и ее использование в расчетах.
- •14. Особенности разработки газонефтяных месторождений
- •16. Эффективность вытеснения нефти растворителями
- •18. Условия эффективного применения газовых методов
- •19. Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ
- •20. Технология полимерного заводнения. Сшитые полимерные системы. Критерии наиболее эффективного применения метода
- •21. Технология мицелярно-полимерного заводнения нефтяных пластов. Особенности строения буферной оторочки при мицелярно-полимерном заводнении.
- •22. Проблемы применения физико-химических методов при разработке нефтяных месторождений
- •23. Технологическая и экономическая эффективность вытеснения нефти горячей водой и паром. Критерии применимости метода.
- •25. Проблемы при разработке месторождений с использованием внутрипластового горения. Будущее метода.
- •26. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси.
- •27. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин.
- •28. Эксплуатация скважин глубинно насосными установками.
- •29. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками.
- •30. Эксплуатация скважин центробежными электронасосами.
16. Эффективность вытеснения нефти растворителями
Нефть остается в пористой среде в виде пленок и глобул находящихся в тупиковых зонах. Такая нефть может быть вымыта с помощью растворителей. Однако растворители, вымыв из породы нефть остаются в пласте, поэтому их стоимость должна быть меньше стоимости нефти.
В качестве растворителей можно применять спирты, эфиры, сероуглерод. Это дорогостоящие вещества. Дешевле использовать воздух воду в определенных условиях природный газ и двуокись углерода.
Лабораторные опыты показали, что в процессе вытеснения нефти из пластов растворителями коэффициент вытеснения может быть доведен до 100%.
Растворители применяются в виде оторочек. При вытеснении растворителя газом наблюдается неустойчивость контакта газ – растворитель, прорывы газа по наиболее проницаемым пропласткам. Снижается величина коэффициента охвата вытеснением.
Технологии разработки месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода
Применение очень широко, т.к. очень дешевый газ и низкое давление смешения. Технология применения СО2:
1) закачка карбонизированной воды (в воде растворами СО2 при определённом давлении закачивают в пласт, что приводит к увеличению КИН)
применение: Александровская площадь, Туймазинское месторождение - увеличение КИН на 12 %.
недостаток:
- низкая концентрация СО2 и медленно поступает в пласт,
- сорбция СО2 и на фронте вытеснения концентрация понижается
- существовала коррозия.
Малоэффективная технология и почти не применима.
2) непрерывное нагнетание углекислого газа в пласт - более эффективна, приводит к увеличению Квытеснения до 1, но снижается К охвата вытеснения
3) водо-газовое воздействие - попеременное закачивание СО2 и воды в пласт - самая эффективная
Литол Крик (США) – в пласт проницаемость 5 мили Дарси, причём был полностью обводнённый пласт 99%, стали закачивать СО2 и было добыто 58 % остаточной нефти.
18. Условия эффективного применения газовых методов
Успешность применения методов увеличения нефтеотдачи во многом определяется используемой технологией и геолого-физическими условиями конкретного месторождения.
Эффективность процесса тем выше, чем больше давление разработки. Это давление, однако, не должно превышать горное, так как в противном случае через раскрывшиеся трещины закачиваемые агенты могут слишком быстро прорваться к добывающим скважинам. Давление разработки должно заведомо превышать 6 МПа при закачке СО2, 15 МПа - при закачке обогащенного газа и газоводяных смесей, 20 МПа - при закачке сухого газа, дымовых газов и азота. Дымовые газы – 75 % азот. Чем выше давление, тем более дешевые агенты рекомендуется применять.
Самое главное - высокое давление смешения - 35 МПа.
Р = 10 МПа, залежь на глубине 1000 м – эффективнее СО2,
Р = 35 МПа, залежь на глубине 3000 м – эффективнее азот, СО2 - не эффективно
Закачка углеводородного газа эффективна на небольшой глубине, но не эффективно, т.к. дорого.
Если пласт не принимает воду, то можно закачивать газ, там осуществляются бустерные технологии.
Глубина залегания пласта определяет условия смешивания закачиваемых агентов и нефти. Для осуществления смешивающегося вытеснения глубина залегания должна превышать 1500 м при нагнетании обогащенных газов и СО2 и 2000-2500 м при закачке азота и сухих газов.
Газовое воздействие на пласт рекомендуется проводить при площадной системе размещения скважин. Расчеты показывают что при правильном выборе технологии проведения процесса применения диоксида углерода эффективно и при рядной системе размещения скважин. Методы газового воздействия на пласт применимы на любой стадии разработки нефтяных месторождений.