![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •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.
62. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров.
Обработка полимером вытесняющей воды в целом ряде случаев приводит и к повышению охвата пласта воздействием. Поэтому данный метод обычно применяется на коллекторах, продуктивность которых распространяется на большие территории, поскольку раствор полимера охватывает значительную часть коллектора, а не только воду.
Одним из существенных преимуществ вытеснения нефти полимерным раствором заключается в возрастании эффективности процесса с увеличением степени неоднородности коллекторов.
Анализируя опыт применения полимеров можно отметить некоторые основные особенности метода:
• закачка раствора загустителя приводит к некоторому снижению объема среднесуточной закачки воды, так как это компенсируется получением более высоких коэффициентов охвата и вытеснения, поэтому сроки разработки не увеличиваются;
• профиль приемистости нагнетательных скважин во всех случаях существенно выравнивается за счет охвата ранее не работающих пропластков;
• эксплуатационные скважины реагируют на закачку раствора полимера снижением темпа обводнения, увеличением дебита нефти;
• наиболее выгодна закачка раствора полимера концентрации 0,025-0,05% с объемом оторочки не менее 30% oт порового пространства;
• наиболее важным фактором, определяющим эффективность процесса, является стадия разработки залежи, на которой переходят к полимерному заводнению.
63. Вытеснение и до вытеснение нефти растворами щелочей.
Для нагнетания щелочных растворов используют водные растворы неорганических щелочей, таких как гидроксид натрия, карбонат натрия или ортосиликаты натрия.
При вытеснении нефтей, содержащих значительное количество нафтеновых кислот, слабощелочными пластовыми водами коэффициент нефтеотдачи пласта повышается по сравнению с закачкой воды на 10-15%. Характерно, что увеличение нефтеотдачи пласта достигается при закачке щелочного раствора как с начала вытеснения, так и на поздней стадии разработки [10].
Процесс вытеснения различных нефтей щелочными растворами предопределяется, в основном, взаимодействием раствора щелочи с пленочной нефтью на поверхности породы и характеризуется образованием в пласте высокодисперсной эмульсии (спонтанное эмульгирование).
Многие химические реагенты, в том числе щелочь, поступая в гидрофобную пористую среду, делают ее гидрофильной. Изменение смачиваемости гидрофобного пласта при щелочном заводнении, когда поверхностное натяжение незначительно, способствует более полному извлечению нефти за счет срыва капель и глобул нефти с поверхности породообразующих минералов.
64. Нагнетание в пласт смешивающихся с нефтью растворителей (газов).
Нагнетание СО2 в пласт – один из самых эффективных способов повышения нефтеотдачи. Двуокись углерода, как и углеводородные растворители, обеспечивает очень высокий процент извлечения и лишен основного их недостатка – дороговизны.
Исходный СО2 не смешивается с нефтью. Однако, вступая в контакт с сырой нефтью в коллекторе, он извлекает из нее некоторые углеводородные компоненты и становится, таким образом, нефтерастворимым. При смешивании нефти и СО2 мы сталкиваемся с тем же явлением, что и в газлифте: нефть становится более жидкой и легче перемещается
Таким образом, принцип применения СО2 основан на зависимости вязкости жидкостей в пластовых условиях от количества растворенного в них углекислого газа. Так, например, растворение СО2 в нефти снижает ее вязкость в пределах 10-500%, и такие параметры, как давление и температура. При этом увеличивается объемный коэффициент нефти с растворенным газом до 50%. [11].
Увеличение объема нефти способствует росту объема пор, занятых нефтью, создает благоприятные условия для ее движения. Уменьшение вязкости приводит к росту ее подвижности. В связи с этим для достижения заданного коэффициента нефтеотдачи расходуют меньшее количество вытесняющей фазы. Двуокись углерода в системе приводит также к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-вода.