- •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.
19. Особенности мощного грп.
В 1997 г., например в Украине, внедрен мощный ГРП (МГРП) спецтехникой фирмы, рассчитанной на давление до 100 МПа, с компьютерным контролем и управлением, применением неньютоновской жидкости водного геля на основе закрепителя трещины – керамического пропанта прочностью на сжатие 85,0 МПа, т.е. вдвое большей прочности песка. Водный гель на основе имеет такие физические свойства – условную вязкость 1500-500 мПа∙с при скоростях сдвига 100-800 с-1, возможность коркообразования, низкую теплопроводность. Появилась возможность развивать в пластах широкие высокопроводные трещины большой длины (40-200 м).
В комплект оборудования для МГРП входят три насосных агрегата модели, блок манифольда модели, смеситель модели, станция контроля и управления процессом модели и оборудование устья скважины. Кроме того, иногда применяют агрегаты.
Основные технические характеристики оборудования:
- насосный агрегат оборудован двигателем номинальной мощностью 1655 кВт при 2050 об/мин; насос TVC-2000; максимальное рабочее давление - 105 МПа; максимальная подача насоса при разных давлениях: 80 МПа – 1,03 м3/мин, 70 МПа – 1,25 м3/мин, 60 МПа – 1,6 м3/мин;
20. Основные механические параметры, характеризующие деформацию породы согласно механике гидроразрыва пласта.
Рассмотрим коротко механику гидроразрыва пласта. Теория линейной упругости эффективна для описания напряжения и деформации в пласте и на вершине трещины.
Пласт считается линейно-упругим, а деформации и напряжения, особенно на вершине трещины (кроме, возможно, вокруг стенок трещины), можно описывать теорией упругости. Модуль Юнга и коэффициент Пуассона являются основными механическими параметрами, характеризующими деформацию породы, которые определяют экспериментально.
Модуль Юнга Е и коэффициент Пуассона v рассчитываются по значению заданного вертикального напряжения σzz и вертикальной деформации εzz, предопределяющих деформации в горизонтальной плоскости εxx = εyy.
Кроме того, применяются косвенные методы определения перечисленных параметров по результатам интерпретации данных акустического каротажа. Это позволяет построить профили изменения их по разрезу скважины и точнее прогнозировать развитие трещины.
21. Влияние пространственных напряжений в пласте на развитие трещины при проведении грп.
Для описания влияния основных параметров гидроразрыва на размеры трещины достаточно рассмотреть 2D-модели, не считаясь с тем, что существуют более совершенные 3D-модели.
Рис. 8. Зависимость изменения длины трещины (а), ширины трещины (б) и PKN (2) и Ellipsoidal (3) (по программе MFast)
Зависимости размеров трещины от основных параметров процесса представлены в табл. 3. Проведем анализ изменения основных параметров трещины по зависимостям, использованным в 2D-моделях, для применения ньютоновских n' = 1 и неньютоновских n' = 0,5 жидкостей. По обеим моделям независимо от типа жидкости увеличения произведения qμ(K') обусловливает уменьшение хf, тогда как влияние V – обратно. Ширина трещины w с увеличением qμ(K')V независимо от типа жидкости и модели возрастает, чистое давление рn с увеличением qμ(K') для модели PKN возрастает, тогда как для модели Penny при росте уменьшается. Влияние объема жидкости V на изменение чистого давления противоположно, т.е. для модели PKN давление возрастает, а для модели Penny – уменьшается.