- •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.
12. Классификация гидродинамических методов воздействия на призабойную зону пласта. Освоение пластов путем уменьшения плотности скважинной жидкости.
С учетом технологических и технических особенностей разработана классификация, которая помогла систематизировать большое число известных методов (рис. 2.1). Ниже проанализированы ряд групп и подгрупп классификации, в которые входят перспективные технологии, нашедшие применение в нефтепромысловой практике (по Я.Б. Тарко).
Освоение пластов путем уменьшения плотности скважинной жидкости
Технологии, которые основываются на этом принципе, разработаны практически в начале становления нефтегазодобывающей промышленности и получили широкое применение в скважинах. Выделяют две разновидности данного метода.
1. Метод последовательной замены скважинной жидкости на более легкую; поверхностные взаимодействия фильтрата и твердой фазы коллектора, при котором сначала осуществляют циркуляцию бурового раствора с понижением его плотности на 200-300 кг/м3 с последующей заменой его на воду и нефть или конденсат.
2. Метод аэрации (газирование жидкости), направленный на дальнейшее снижение плотности скважинной жидкости путем введения в нее газа.
13. Краткая характеристика технологии и устройства создания высоких мгновенных депрессий имплозионным и гидроударным методами.
Одним из первых технических решений в данном направлении были устройство и технология, разработанные С. И. Севастьяновым, П.А. Гадкевичем и И.М. Павленковым. Суть этой технологии заключалась в том, что в скважину на уровне продуктивного горизонта на НКТ устанавливали устройство, включающее в себя корпус, заглушенный сверху специальной муфтой, а снизу – мембраной, пространство между которым создавало имплозионную камеру. В момент разрушения мембраны жидкость с большой скоростью заполняет имплозионную камеру и возникает ударная депрессия, в результате чего из пласта выносятся продукты кольматации.
Метод снижения плотности скважинной жидкости дает положительные результаты при освоении высоконапорных ,пористых и трещиноватых пластов, а при значительной кольматациипр призабойной зоны необходимо применять методы более интенсивного воздествия.
14. Краткая характеристика технологии и устройства создания высоких мгновенных депрессий давления снижением уровня жидкости в скважине.
Одним из первых технических решений в данном направлении были устройство и технология, разработанные С. И. Севастьяновым, П.А. Гадкевичем и И.М. Павленковым. Суть этой технологии заключалась в том, что в скважину на уровне продуктивного горизонта на НКТ устанавливали устройство, включающее в себя корпус, заглушенный сверху специальной муфтой, а снизу – мембраной, пространство между которым создавало имплозионную камеру. В момент разрушения мембраны жидкость с большой скоростью заполняет имплозионную камеру и возникает ударная депрессия, в результате чего из пласта выносятся продукты кольматации.
Метод снижения плотности скважинной жидкости дает положительные результаты при освоении высоконапорных ,пористых и трещиноватых пластов, а при значительной кольматациипр призабойной зоны необходимо применять методы более интенсивного воздествия.