- •Цели и задачи курса «Методы повышения нефтеотдачи пластов».
- •2. Основные понятия нефтеизвлечения.
- •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.
- •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.
- •24. Подземное оборудование скважины для гидроразрыва (пакеры, нкт и др.).
- •25. Наземное оборудование для проведения гидроразрыва (арматура, емкости для жидкостей грп и др.).
- •26. Краткая характеристика оборудования для проведения мощного грп.
- •27. Классификация и назначение жидкостей для грп.
- •28. Основные характеристики жидкостей для грп.
- •29. Основные требования, предъявляемые жидкостям гидроразрыва.
- •30. Жидкости гидроразрыва на водной основе и их классификация. Низковязкие жидкости.
- •31. Средневязкие и высоковязкие жидкости гидроразрыва на водной основе.
- •32. Эмульсионные жидкости гидроразрыва на водной основе. Пенные системы для гидроразрыва пластов.
- •33. Водные гели для гидроразрыва пласта.
- •34. Жидкости гидроразрыва на углеводной основе и их классификация.
- •35. Гели на водной основе.
- •Структура гуара (а) и мономерной единицы, создающей гидроксипропилгуар (б)
- •36. Гели на нефтяной основе.
- •37. Назначение закрепителей трещин гидроразрыва. Напряжение сжатие зерен закрепителя, которое может вызвать их разрушение.
- •38. Требования к кварцевому песку для гидроразрыва пласта по ту 39-982, подтвержденных рд 39-0147035-236-89.
- •39. Требования к кварцевому песку по стандарту api rp-56.
- •40. Дополнительные характеристики закрепителей трещин (проницаемость пропанта, проводимость закрепителя в трещине).
- •41. Определение гранулометрического состава закрепителей трещин для грп.
- •42. Определение сопротивляемости дроблению закрепителей трещин для грп.
- •43. Определение проницаемости на приборе Hassler.
- •44. Определение проводимости закрепителя в трещине с помощью камеры установки ани.
- •45. Пропанты для закрепления трещин. Состав и основные характеристики пропантов различных марок.
- •47. Мощный гидроразрыв пласта. Влияние гидроразрыва пласта на продуктивность скважины.
- •48. Методика комплексного проектирования пласта. Исследование продуктивности скважины.
- •49. Последовательность проектирования гидроразрыва пласта.
- •50. Оценка технологической и экономической эффективности гидроразрыва пласта.
- •51. Подготовка к проведению гидроразрыва пласта.
- •52. Проведение гидроразрыва пласта.
- •53. Химические способы обработки призабойной зоны (Сущность и классификация).
- •54. Кислотная обработка скважин, имеющих карбонатные породы.
- •55. Кислотная обработка скважин, имеющих некарбонатные породы.
- •56. Термокислотная обработка скважин.
- •57. Добавки при кислотной обработке скважин.
- •58. Технологические схемы кислотной обработки скважин.
- •7. Локальные кислотные обработки.
- •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.
57. Добавки при кислотной обработке скважин.
Ингибиторы. Для уменьшения корродирующего влияния соляной кислоты на скважинное оборудование (обсадной и насосно-компрессорной колонн, насосов, клапанов и др.) в нее добавляют специальные вещества-ингибиторы. Защитные свойства ингибиторов определяются тем, что вследствие адсорбции их молекул и ионов или капельножидких частиц на катодных участках металла образуется положительно заряженный слой, препятствующий соприкосновению молекул водорода с металлом, что ведет к прекращению растворения железа кислотой.
Стабилизирующие добавки. Соляная кислота, взаимодействующая с железом и глинами, образуют соли железа и алюминия, выпадающие в осадок в пластовых условиях. Реагируя с цементом и песчаником, кислота образует гель кремниевой кислоты, также выпадающий в осадок. Для предупреждения выпадения этих осадков в кислотный раствор добавляют стабилизаторы – уксусную и плавиковую кислоты.
Поверхностно-активные вещества. Эффект кислотной обработки призабойной зоны зависит от глубины проникновения раствора, особенно в плотные низкопористые участки пласта, и полноты удаления продуктов реакции при последующем освоении скважины. С целью увеличения проникающей способности раствора в поры пласта и возвращения кислоты и продуктов реакции в раствор кислоты добавляют поверхностно-активные вещества (детергенты) ПАВ, вводимые в раствор кислоты, снижают поверхностное натяжение раствора и продуктов реакции.
Деэмульгаторы. Многие из компонентов, встречающиеся в сырой нефти, обладают эмульгирующими и стабилизирующими свойствами. Когда сырая нефть перемешивается со свежей или отработанной кислотой могут образовываться эмульсии. В некоторых случаях они закупоривают пласт, снижая или даже полностью прекращая добычу из скважины. Деэмульгаторы, добавляемые в раствор кислоты, являются химическими реагентами, препятствующими естественному эмульгированию сырой нефти.
58. Технологические схемы кислотной обработки скважин.
1. Кислотные ванны предназначены для очищения фильтра скважины от загрязняющих и закупоривающих материалов: глинистого раствора, частичек цементного камня, продуктов коррозии металла и др. Их лучше применять в необсаженных и обсаженных скважинах до начала выполнения работ по определению приемистости пласта, так как при проведении этих работ загрязняющие и закупоривающие материалы продавливаются в призабойную зону и ухудшают ее проницаемость.
Кислотную ванну применяют по следующей технологической схеме.
После замены бурового раствора водой при прямой циркуляции в скважину при открытом затрубном пространстве нагнетают соляную кислоту в зону обработки.
Оставляют кислоту для ее реагирования без движения. Иногда для использования всего объема кислоты, закачанной в скважину при открытом затрубном пространстве, порциями нагнетают в НКТ небольшие объемы иной жидкости.
Проводят обратную промывку скважины для вымывания кислоты и продуктов реакции.
Далее работы проводят по плану испытания скважины.
2. Свое название обычные кислотные обработки
3.При освоении скважины повторную обработку пласта кислотными растворами проводят через 2-3 сут для более широкого и глубокого охвата призабойной зоны кислотой.
4. В отличие от повторных солянокислотных обработок пласта, проводимых в зависимости от снижения продуктивности скважин, многоразовую кислотную обработку выполняют как серию обработок пласта, объединенных одной программой.
5. Технология глубоких солянокислотных обработок предложена для воздействия на пласты в нагнетательных скважинах, вскрывших карбонатные породы.
6. Выборочные (селективные) кислотные обработки предназначены для обработки одного или нескольких пропластков.