- •Ответы гэк Геология нефти и газа
- •2. Химические соединения, входящие в состав нефти и природного газа.
- •3. Физические и физико-химические свойства нефти
- •4. Свойства природного газа.
- •5. Понятие "ловушка" ув. Классификации ловушек
- •6. Понятие "залежь" ув. Классификация залежей
- •7. Первичная и вторичная миграция ув.
- •8. Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.
- •9. Основные закономерности размещения месторождений ув.
- •9. Нефтегазогеологическое районирование
- •10. Основные нефтегазоносные провинции рф.
- •11. Нефтегазоносность рс (я).
- •Физика пласта
- •Основные показатели нефтегазового пласта.
- •1.2 Пористость
- •1.2.1 Виды пористости
- •1.3 Проницаемость
- •1.3.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.3.4 Классификация проницаемых пород
- •1.4 Удельная поверхность
- •1.5 Карбонатность породы
- •1.6 Механические свойства горных пород
- •1.7 Тепловые свойства горных пород
- •Абсолютная и открытая пористости горных пород. Формулы.
- •Абсолютная, фазовая и относительная проницаемости. Формулы.
- •Удельная поверхность горных пород. Формула.
- •Виды залежей.
- •Состав и классификация нефти.
- •Давления насыщения нефти газом.
- •Растворимость газа в нефти. Коэффициент растворимости. Формула.
- •Нефтеотдача пласта.
- •Методы увеличения извлекаемых запасов нефти.
- •Буровое оборудование
- •Назначение состав и компоновка буровых установок. Классификация и параметры буровых установок. Гост 16293-89. Принципы шифровки буровых установок. Выбор класса буровой установки.
- •Ротор. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров ротора.
- •Вертлюги. Назначение, устройство, условия работы, основные требования. Расчет и выбор основных параметров вертлюга.
- •Буровые лебедки. Назначение, технологические функции и основные требования. Классификация. Тормозные устройства буровой лебедки. Назначение и классификация.
- •Привод буровых установок.Назначение и классификация. Характер работы и основные требования. Основные характеристики привода буровых установок.
- •Буровые вышки. Назначение, основные требования, классификация. Башенные и мачтовые вышки. Основные параметры и технические характеристики. Классификация нагрузок, действующих на буровые вышки.
- •Классификация буровых вышек:
- •Технология бурения нефтяных и газовых скважин
- •6.3. Осложнения, связанные с тепловым взаимодействием бурящейся скважины и ммп
- •Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •Коэффициент вытеснения. Коэффициент извлечения нефти. Капиллярное давление. Уравнение Лапласа. Поверхностное натяжение. Смачиваемость и классификация пород по смачиваемости.
- •Параметры системы разработки: параметр плотности сетки скважин Sc, параметр ω. Параметр ωр, параметр а.П.Крылова nкр.
- •Системы разработки при отсутствии воздействия на пласт и характеризующие их параметры.
- •Особенности применения горизонтальных скважин при разработке Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения
- •Природные коллекторы нефти и газа
- •Задачи рациональной разработки.
- •Порядок ввода месторождений в промышленную разработку
- •Объект и система разработки
- •Факторы, влияющие на выделение объектов разработки
- •Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Основные показатели.
- •Основные факторы, влияющие на коэффициент вытеснения η1 в процессе разработки месторождений с применением заводнения.
- •Факторы, влияющие на выделение объектов разработки
- •Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме
- •Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах
Нефтеотдача пласта.
Нефтеотда́ча(коэффициент извлечениянефти— КИН,oil recovery factor) — отношение величиныизвлекаемых запасовк величинегеологических запасов. Достигаемые КИН варьируются от 0,09 до 0,75 (9—75 %); средний КИН в мире составляет около 0,3 — 0,35 (оценка 2006 года)[1][2]. При применении искусственных методов воздействия КИН может быть увеличен.
При проектных КИН более 40-50 % нефтяные запасы относят к активным (маловязкие нефти в высокопроницаемых коллекторах). Если КИН при использовании традиционных методов вытеснения не превышает 20-30 %, запасы называют трудноизвлекаемыми (высокая вязкость нефти, либо слабопроницаемые коллекторы, нетрадиционные коллекторы).[3]
Начальный КИН определяется как отношение извлекаемых запасов (Qизв) к геологическим (Qгеол): КИН = Qизв / Qгеол[3]
Проектный КИН(конечный КИН) учитывает, какая доля геологических запасов может быть извлечена в соответствии с технологическими ограничениями (технологический КИН), либо до момента потери рентабельности (экономический КИН).[3]
В процессе добычи ведется учет текущего КИН, который равен доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Текущий КИН постепенно увеличивается вплоть до проектного КИН.[3]
В целом, КИН зависит от используемых методов нефтедобычи. Первичные методы, использующие только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20-30%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды и газа, обычно достигают КИН не более 30-50%. Третичные методы доводят КИН до 40-70%.
Методы увеличения извлекаемых запасов нефти.
Методы повышения нефтеотдачи
Повышение нефтеотдачи — это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если на первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) человек не в силах повлиять, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять различными способами, например: термические методы (прогрев водяным паром, внутрипластовое горение), термохимические (закачка хим. реагентов инициирующих в пласте экзотермическую реакцию), волновые, физические методы воздействия на призабойную зону пласта, кислотная обработка призабойной зоны, гидроразрыв пласта (повышение трещинноватости призабойной зоны), химические методы (в том числе, использование ПАВ[5]).
Гидравлический разрыв пласта
Гидравлический разрыв пласта — процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ — микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. Для закрепления трещин часто используютсярасклинивающие агенты (пропанты), добавляемые в жидкость вместе с рядом вспомогательных веществ. Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою.
Водонагнетание
Водонагнетание — процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины «выталкивается» за пределы окрестности скважины. В результате, нефть «вынуждена» мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст — это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.