3. Технологии выработки остаточных запасов нефти.

Остаточные запасы - это запасы, остающиеся в пласте по завершении проектной разработки месторождения при полном и рациональном использовании современной техники и технологий, добыча которых в действующих экономических условиях нерентабельна.

Главная проблема доразработки месторождений заключается в неопределенности распределения остаточных запасов нефти по объему пласта. Правильная оценка их местоположения, выявление и вовлечение в разработку слабо дренируемых и застойных зон не только позволит осуществить рациональное добуривание новых скважин и повысить эффективность того или иного метода воздействия,

Билет №41.

1. Назначение мини-грп

Мини-разрыв пласта производится с помощью закачки в пласт небольшого кол-ва жидкости разрыва 10-12 м3 под давлением порядка 65МПа, после чего скважина закрывается на устье и отслеживается изменение давления. На основании полученных определяется эффективность жидкости разрыва, механические с-ва породы и корректируются технологические параметры основного ГРП (давления расходы, концентрации).

2. Технологии применения пав в качестве деэмульгаторов.

Деэмульгаторы – это искусственные поверхностно-активные вещ-ва (ПАВ) – их активность должна быть намного выше активности природных ПАВов, которые образуют оболочку глобул.

Механизм действия деэмульгатора: отсорбируясь на частичках природных эмульгаторов молекулы деэмульгаторов изменяют их смачиваемость, при этом поверхностное натяжение понижается.

При столкновении капель происходит их слияние, таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий деэмульгатором зависит от:

• Компонентного состава и св-в природных эмульгаторов.

• Типа коллоидного химического св-ва и удельного расхода применяемого деэмульгатора.

• Т, интенсивности и времени перемещивания эмульсии с реагентом.

Критерии выбора деэмульгатора: Производственными показателями эффективности явл:

• Его расход на тонну нефти

• Кач-во подготовленной нефти (содержание солей, мех.примесей, воды).

• Минимальная Т и продолжительность отстоя.

• Кач-во деэмульгированной воды.

Также деэмульгатор не должен приводить к повышенной скорости коррозии.

По своим св-ам деэмульгаторы делятся на ионогенные и не ионогенные.

Ионогенные:

• при взаимодействии с пластовой водой образуют в-ва выпадающие в осадок.

• При разделении эмульсии типа н/в не эффективно разделяют нефть от воды.

• Имеют больший по сравнению с неионогенными удельный расход.

В настоящее время деэмульгатор этого типа практически не используется.

Неионогенные:

• Не взаимодействуют с растворенными в пласт воде солями

• Относительно маленький удельный расход (эти деэмульгаторы применяются исключительно для разрушения эмульсии типа в/н).

• Стоимость неионогенного выше стоимости ионогенных

• Обладают хорошими моющими св-ми, что приводит к увеличению коррозии.

3. Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.

В процессе разработки кондиция полезных ископаемых меняется и необходимо оценить их остаточное содержание. Важным является определение уровня ВНК, ГНК и ГВК. Правильная оценка этих уровней позволяет контролировать темп разработки и выбрать период необходимый для перевода скважины или геологического объекта в другой вид категории. В Западной Сибири важной является оценка состояния ствола скважины и техническое состояние эксплуатационной колонны и эксплуатационного объекта. Для решения этих задач применяется комплекс ГИС контроля за разработкой.

Задачи геофизических методов контроля:

1) контроль за распределением коллекторов в объеме объекта разработки;

2) контроль за распределением начальной нефтенасыщенности в объеме каждого эксплуатационного объекта;

3)контроль за работающими интервалами в добывающих и нагнетательных скважинах;

4)контроль за источниками обводнения продукции добывающих скважин;

5)контроль за интервалами обводнения объектов разработки методами ИННК в контрольных скважинах (в т.ч. в транзитных скважинах);

6)контроль за текущей нефтенасыщенностью объектов разработки по результатам комплексного каротажа уплотняющего фонда скважин;

7)контроль за интервалами обводнения добывающих скважин методами термо-, плотно- и влагометрии;

8)контроль за эффективностью различных ГТМ в скважинах (при использовании методов интенсификации, изоляции водопритоков, при применении потокоотклоняющих технологий и т.д.).