- •Классификация и назначение мун пластов
- •Общая характеристика и виды гд-методов
- •Метод нестационарного заводнения с изменением фильтрационных потоков
- •Технология увелич. Нефтеотд. Пласта путём закачки теплоносителей. Разновидности технологии.
- •Технология впг. Основные параметры процесса впг. Инициирование горения в пласте. Хар-ка зон в пласте. Разновидности впг.
- •Закачка растворителей в пласт Причины неполного вытеснения нефти водой:
- •Физические основы применения тепловых методов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов.
- •Проблема охлаждения пластов при внутриконтурном заводнении на примере Ромашкинского месторождения.
- •Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочетании с пав и полимером.
- •Осн. Задачи и способы регулирования рнм. Классификация методов регулирования рнм. Регулир-е без изменения и путём частичного изменения запроектированной системы разработки.
- •Полимерное заводнение. Разновидности и опыт применения.
- •Понятие о науке рнм и её связь со смежными дисциплинами. Краткая история развития теории и практики рнм.
- •Объект разработки. Выделение объектов разработки.
- •15.Классификация и хар-ка систем разработки и условия их применения
- •16.Виды пластовой энергии. Режимы работы пластов
- •17.Технология и показатели рнм.
- •18. Ввод месторождения в разработку. Стадии рнм.
- •19.Модели пластов и их типы
- •20.Вероятностно-статистическое описание модели слоистого и неоднородного по площади пластов
- •21.Основы методик построения моделей пластов по геолого-физическим и промысловым данным.
- •Построение модели неоднородного пласта
- •22.Свойства горных пород и пластовых флюидов
- •23.Точные методы решения задач рнм
- •24. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений
- •25. Проявление упругого режима. Основная формула упругого режима (по Щелкачеву в.Н.)
- •26. Уравнение материального баланса. Упругий запас пласта. Расчеты упругого режима.
- •27. Режим растворенного газа. Разновидности режима.
- •28. Расчет показателей разработки слоистого неоднородного пласта на основе модели поршневого вытеснения нефти водой.
- •29. Теория многофазного течения. Закон Дарси. Относительные Фазовые проницаемости и капиллярное давление. Функция Баклея–Леверетта. Осредненные относительные Фазовые проницаемости.
- •30. Основные уравнения процесса двухфазного течения в однородном линейном пласте (модель Баклея-Леверетта). Расчет распределения водонасыщенности в пласте и показателей разработки.
- •31. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений на естественных режимах
- •Масса растворенного газа в нефти определяется по закону Генри:
- •32. Разработка глубокозалегающих пластов с аномально высоким пластовым давлением и месторождений неньютоновских нефтей
- •Отсюда определим текущую добычу нефти:
- •2.3. Разработка месторождений с неньютоновской нефтью
- •33. Трещиновато-пористые пласты. Особенности их геологического строения и разработки.
- •34. Опыт и проблемы разработки нефтяных месторождений с применением заводнения.
- •35. Моделирование процессов разработки
- •36. Смачиваемость горных пород
- •37. Основные этапы, порядок составления и основное содержание технологических проектов по рнм.
- •38. Постановка плоской задачи вытеснения нефти водой в пористой среде. Основные уравнения и необходимые исходные данные. Начальные и граничные условия.
- •2.Уравнение неразрывности
- •3. Граничные условия
- •39. Методы определения технологической эффективности применения мун
- •1. Определение технологической эффективности мун с использованием технологической схемы
- •2. Оценка технологической эффективности мун методом прямого счета
- •3. Особенности определения технологической эффективности современных гидродинамических мун
- •4. Определение технологической эффективности третичных мун
- •41. Методика расчета технологических показателей разработки (методика ТатНипИнефть).
- •Расчетные формулы
- •42. Разработка нг и нгк месторождений с воздействием на пласт
- •43. Расчет распределения давления в пласте конечно-разносным методом в плоской задачи вытеснения нефти водой с учетом двухфазности потока.
- •44. Микробиологические методы
- •45. Общий порядок решения плоской задачи фильтрации двухфазной жидкости.
- •46.Гидродинамические и геофизические методы контроля за рнм
- •48. Методы расчета процесса теплового воздействия на пласт
- •49. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода со2
- •Основные недостатки метода:
- •50. Закачка водных растворов пав для увеличения нефтеотдачи пластов.
- •При опз улучшается приемистость нагнетательных скважин, что важно для слабопроницаемых коллекторов;
49. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
Вытеснение нефти из пластов сухим газом при давлении полной смесимости газа с углеводородами нефти называется методом вытеснения нефти газом высокого давления. Полная смесимость газа с нефтью достигается при давлениях 25-40 МПа.
Закачка жирного углеводородного газа с содержанием метана менее 90 % называется вытеснением нефти обогащенным газом, при этом смесимость газа с нефтью происходит при меньших давлениях.
Особенно эффективно вытеснение газом применять для разработки слабопроницаемых нефтяных пластов.
В процессе смешивающегося вытеснения нефти обогащенным газом происходят сложные физико-химические явления между пластовой нефтью и закачиваемым газом.
Если происходит полное смешение газа и нефти, то вязкость и плотность смеси уменьшается.
Если вытеснение нефти происходит в условиях неполной смесимости, то часть закачиваемого газа находится в свободном состоянии. Свободный газ экстрагирует более легкие углеводороды из нефти, т.е. более легкие углеводороды выделяются из нефти и смешиваются с газом. Газ, обогащенный легкими углеводородами нефти, прорывается к скважинам, а основная часть нефти, лишенная своих легких фракций, становится более вязкой. Это приводит к снижению эффективности вытеснения газом.
Закачка обогащенного газа высокого давления впервые в России была осуществлена на Ключевом месторождении легкой нефти в Краснодарском крае,
Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода со2
Одним из эффективных методов из газовых методов увеличения нефтеотдачи является закачка в пласт СО2. Метод широко используется в США (месторождение Келли Снайдер. В пласт закачали 10 млрд. м3 СО2.) и на месторождении Будафа в Венгрии.
Углекислый газ образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 оС. При температуре выше 31,2 оС двуокись углерода находится в газообразном состоянии при любом давлении. Тройная точка р=0,61МПа, Т= -56,6 оС. Критическая точка р=7,38 МПа, Т=31,2 оС.
Вязкость жидкого СО2 составляет 0,05-0,1 мПа.с, газообразного при давлениях 8-25 МПа и температуре 20-100 оС изменяется от 0,02 до 0,08 мПа.с. Плотность газообразного углекислого газа при тех же условиях изменяется в пределах от 0,08 до 0,1 кг/м3.Зависимость удельного объема СО2 для различных давлений и температуры можно найти в табл 2.49 в/28/. Плотность есть обратная величина удельного объема.
Он растворяется в воде значительно лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. В пластовых условиях в одном м3 воды растворяется от 30 до 60 м3 СО2, образуя угольную кислоту Н2СО3, последняя растворяет отдельные виды цемента и породы и повышает проницаемость песчаников на 5-15 %, а доломитов - на 6-75 %.
Двуокись углерода растворяется в нефти в 4 –10 раз лучше, чем в воде. В одном м3 нефти при давлении 10 МПа и температуре 27 о С растворяется 250-300 м3 СО2 , т.е.
Давление полной смесимости СО2 для разных нефтей различно, для маловязких нефтей оно меньше., чем для высоковязких тяжелых нефтей (рис. 6.2). Повышение температуры от 50 до 100оС увеличивает давление смесимости на 5-6 МПа.
Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости, СО2 в пластовых условиях лишь частично смешивается со многими нефтями. В пласте СО2, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагирует легкие углеводороды и обогащается ими. Это приводит повышению смесимости СО2 и вытеснение становится смешивающимся. В результате давление, необходимое для смешивающегося вытеснения нефти углекислым газом значительно меньше, чем чистым углеводородным газом. Так, для смешивающегося вытеснения легкой нефти углеводородным газом требуется давление 27-30 МПа, а для вытеснения углекислым газом достаточно 9-10МПа.
При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО2 и нефти характеризуется процессом экстракции углеводородов из нефти в СО2, а при низкой температуре механизм больше соответствует растворению СО2 в нефти.
При давлениях ниже давления смесимости, СО2 в пласте находится в газообразном состоянии в виде смеси с легкими фракциями нефти. При этом вязкость нефти, лишенной легких фракций, увеличивается.
При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, а объем значительно увеличивается.
Вязкость нефти при растворении в ней углекислого газа снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.
И.И. Дунюшкин предложил следующую эмпирическую формулу расчета вязкости нефти, насыщенной СО2 /32/:
μ н = A μtδ; А=0,22/(0,22+Сн2); (2.4)
δ = 0,362/(0,28+ Сн) –0,295.
Здесь А и δ – эмпирические коэффициенты; μt – начальная вязкость нефти; Сн- концентрация СО2..
В настоящее время известны следующие технологии применения СО2:
1.Вытеснение нефти карбонизированной водой. В этом случае для вытеснения нефти применяют воду, полностью или частично насыщенную углекислым газом. Данный процесс основан на том факте, что при нагнетании карбонизированной воды углекислый газ, в силу лучшей растворимости его в нефти, из водной фазы переходит в нефть, благоприятно изменяя ее свойства, в результате чего повышается коэффициент нефтеотдачи пласта.
2. Непрерывное нагнетание углекислого газа.
3.Вытеснение нефти оторочкой углекислого газа. По этой технологии в пласте создается оторочка углекислого газа, которая в дальнейшем вытесняется обычной или карбонизированной водой.
4.Чередующаяся закачка углекислого газа и воды,