- •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.
53. Химические способы обработки призабойной зоны (Сущность и классификация).
Химические методы воздействия на призабойную зону пласта с целю интенсификации притоков базируются на свойстве горных пород вступать во взаимодействие с многими химическими веществами, а также на свойствах некоторых химических веществ влиять на поверхностные и молекуляно- капиллярные связи в поровом пространстве пород.
Наиболее распространенные методы химического воздействия на пласт следующие:
cолянокислотная обработка пласта (хлористоводородной кислотой );
глинокислотная обработка пласта (хлористоводородной и фтористоводородной кислотами );
обработка пластов угольной, сульфаминовой, серной кислотами;
обработка пластов растворами ПАВ;
обработка ингибиторами гидратообразования.
Методы химического воздействия на пласт дает возможность:очистить и расширить каналы для движения флюида из пласта к скважине;образовывать новые каналы за счет растворения минералов, входящих в состав породы изменять фазовую проницаемость пласта.
54. Кислотная обработка скважин, имеющих карбонатные породы.
Кислотная обработка забоев скважин в основном проводится для увеличения дебитов скважин, очистки поверхности ствола скважины от глинистой и цементной корки, от засоряющих фильтрационную поверхность продуктов коррозии, от осадков солей, а также для уменьшения плотности пробок на забое с целью облегчения их удаления: освоения и увеличения приемистости нагнетательных скважин.
Наиболее часто для кислотной обработки используется соляная кислота, так как она недорога и не оставляет нерастворимых продуктов реакции. Соляная кислота содержит около 32% по массе газообразного хлористого водорода.
Применение её основано на способности растворять карбонатные породы пласта с образованием легко растворимых в воде продуктов реакции.
При закачке в известковый пласт 1м3 15%-ной соляной кислоты растворяется около 0,081м3 (220кг) известняка.
55. Кислотная обработка скважин, имеющих некарбонатные породы.
Для кислотных обработок эксплуатационных и нагнетательных скважин, имеющих некарбонатные коллекторы, применяют смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот, так называемую глинокислоту. Данная кислота способна растворять силикатные породы.
В зависимости от химико-минералогического состава обрабатываемых пород и их коллекторских свойств применяют глинокислоту различной концентрации. Например, 8% НСl+4% HF; 10% НСl+4-5% HF; 12% НСl+6% HF
56. Термокислотная обработка скважин.
При наличии слабопроницаемых пластовых пород или отложений в стволе скважины, которые растворяются плохо и с трудом удаляются, для обработки применяют горячую кислоту. При нагревании кислоты возрастает скорость реакции, и обработка становится более эффективной. Такая обработка особенно важна на скважинах, где минеральные отложения на фильтрах и оборудовании скважины мешают добыче. Она также эффективна для повышения нефтеотдачи скважин, частично закупоренных малорастворимыми минералами.
Чтобы избежать потерь большого количества тепла при закачке горячей кислоты в скважину, ее нагревают на забое за счет экзотермической реакции взаимодействия соляной кислоты с магнием, загружаемым в специальный наконечник в виде шариков и стержней.
Применяют два варианта технологии обработки скважин горячей кислотой. По первому количество кислоты и магния берут в соотношении, обеспечивающим при полном растворении металла нагрев всей соляной кислоты до оптимальной температуры. Такую обработку называют термохимической. По второму варианту берут значительно больше кислоты, чем ее нужно для растворения магния. Скважину обрабатывают в две ступени непрерывно следующие одна за другой. Первая ступень – термохимическая обработка, вторая ступень – обычная кислотная обработка. После воздействия горячей кислоты забой скважины очищается и идущая за ней холодная кислота более активно воздействует на породу. Такой процесс обработки принято называть термокислотной обработкой.
Для проведения термокислотных обработок применяют специальные наконечники.