методы повышения добычи. Вопросы к тесту по дисциплине Методы повышения нефтеотдачи

• Название: Вопросы к тесту по дисциплине Методы повышения нефтеотдачи
• Дата: 15.10.2019
• Размер: 224.34 Kb.
• Имя файла: методы повышения добычи.docx
• Тип: Учебное пособие; #90220
• страница: 2 из 2

33. Назначение технологии концевого экранирования при проведении ГРП? Технология концевого экранирования является модификацией операции гидроразрыва , при которой создаются короткие трещины (несколько десятков метров) шириной до 30 мм. Это достигается путем контролируемого распространения трещины до запланированной длины и последующего ее закрепления проппантом , закачиваемым с рабочей жидкостью

34. Можем ли мы создавать трещину в нужном нам направлении при проведении ГРП? да

35. Какому из главных горных напряжений перпендикулярна трещина, создаваемая в процессе ГРП? Создаваемые в нем трещины гидроразрыва распространяются по пути наименьшего сопротивления - обычно перпендикулярно направлению действия максимальногосжатия горных пород

36. Основные функции жидкости разрыва при проведении ГРП… Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – наиболее эффективный способ увеличения нефтеотдачи при разработке пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. ГРП радикально изменяет проницаемость в при-забойных зонах и пластах путем создания макротрещин протяженностью 100 м и более, закрепляемых зернистым заполнителем. ... В технологии ГРП применяют жидкости гидроразрыва пласта, жидкости-песконосители и продавочные жидкости. В большинстве случаев один тип жидкости выполняет все три функции. В качестве жидкостей разрыва используются водно-полимерные композиции, растворы ПАВ, эмульсии, пены.

37. Назначение ГРП… Главное назначение жидкости разрыва переда­ча с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость. Жидкости разрыва это ли­нейные не сшитые гелевые растворы, а жидкостями-песконосители это поли- мерсшитые жидкости, имеющие очень большую вязкость и образующие с проппантом почти идеальную суспензию, что позволяет заполнить проп- пантом весь объем трещины. Жидкости гидроразрыва должны обладать до­статочной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимо­сти за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую ста­бильность, т.е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выносить­ся из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррози­онную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость. Применяемые для ГРП жидкости при­готавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе. Сначала использова­лись вязкие жидкости на нефтяной основе для уменьшения поглощения жид­кости пластом и улучшения песконесущих свойств этих жидкостей. С развити­ем и усовершенствованием технических средств для ГРП, увеличением подачи насосных агрегатов удается обеспечить необходимые расходы и песконесущую способность при маловязких жидкостях на водной основе. Переход на жидко­сти на водной основе привел к тому, что гидростатические давления за счет увеличения плотности этих жидкостей возросли, а потери на трение в НКТ уменьшились. Это в свою очередь уменьшило необходимые для ГРП давления на устье. Дешевизна воды, повсеместное ее наличие, присущие ей свойства хо­рошего растворителя при введении различных добавок привели к тому, что в настоящее время около 90 % операций ГРП осуществляются с использованием жидкостей на водной основе. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), КМЦ. Некоторые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании

38. Возможен ли кислотный разрыв в песчаниках? да

39. Добавление каких реагентов в жидкость разрыва при проведении ГРП, позволяет кратно увеличить ее вязкость? сульфаты

40. Основное назначение пропанта при проведении ГРП? Закрепление скважины Пропант предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Пропант добавляется к жидкости глушения и закачивается вместе с ней.

42. Как можно повысить коэффициент продуктивности скважины? повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины, за счет увеличения параметров трещины; Нестационарное заводнение, сочетающее циклическую закачку воды с изменением направления фильтрационных потоков (ИНФП), позволяет повысить коэффициенты вытеснения нефти по мощности пласта и охвата пласта заводнением. Физическая сущность процесса состоит в том, что при обычном заводнении вследствие разницы коэффициентов подвижности нефти и воды, неустойчивости процесса вытеснения, неоднородности кол­лекторских свойств, в пласте образуются целики нефти, обойденные во­дой.

43. Заводнение с ПАВ направлено… Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой.

44. В случае, если проницаемость пласта больше проницаемости призабойной зоны, скин будет… Все явления, ухудшающие условия фильтрации жидкости из пласта, называются скин-эффектом; любые преграды, мешающие течению флюида в пласте, называются СКИНом. Скин- фактор является мерой повреждений пласта, безразмерная величина. При пер­вичных естественных природных коллекторских свойствах пласта СКИН име­ет нулевое значение. Увеличение скин-фактора означает снижение продуктив­ности скважины. Снижение скин-фактора ведет к улучшению естественных свойств пласта (увеличению проницаемости). Проблемы, связанные с наруше­нием течения в подъемнике, устьевом оборудовании, сборном коллекторе называются псевдо-скинами. В результате проведения обработок ПЗП, приво­дящих к улучшению коллекторских характеристик (ГРП, кислотные обработ­ки и др.) СКИН может принимать отрицательные значения

45. К гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи относятся…

46. Форсированый отбор жидкости это… Форсированный отбор жидкости - метод регулирования разработки и метод увеличения нефтеотдачи. Форсированный отбор жидкости продуктив­ных пластов, реализация которого осуществляется за счет увеличения градиен­та давления в прискважинной зоне пласта.

47. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи обеспечивают… Физико-химические МУН относятся к одним из основных третичных методов, и нашли наибольшее применение на месторождениях России. Это объясняется широким развитием заводнения в практике разработки месторож­дений. Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них и предназначены для извлечения пленочной и капиллярно-удерживаемой нефти из заводненных пластов, связаны с закачкой различных реагентов в нагнетательные и добыва­ющие скважины объемом, значительно превышающим объем призабойной зоны пласта.

48. Коэффициент пьезопроводности характеризует… Коэффициент пьезопроводности пласта χ — характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации или характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима.

49. Какой критерий не учитывается при подборе скважин-кандидатов для ОПЗ… Вариант кроме нижеперечисленных Изучаются все виды воздействия на ПЗП скважины-кандидата за весь период эксплуатации (физические, химические, акустические и т.д.) и результаты этих воздействий на параметры работы скважины. Проводится анализ данных о пластовом давлении и режимах работы соседних скважин с аналогичным геологическим строением, оценивается влияние причин на снижение дебита скважины-кандидата.

50. К потокоотклоняющим технологиям повышения нефтеотдачи относятся… Из многообразия физико-химических МУН наиболее часто применяют­ся потокоотклоняющие технологии. Изменение или увеличение (выравнива­ние) профиля приемистости нагнетательных скважин называют потокооткло­няющими технологиями. На их долю приходится основной объем дополни­тельной добычи нефти. Это достигается за счет повышения охвата неоднород­ных пластов заводнением, а, следовательно, и увеличения нефтеотдачи до пре­дельного (или близкого ему) уровня - коэффициента вытеснения. При этом наибольшее применение нашли технологии на основе вязкоупругих составов, ПАВ, полимеров, эмульгаторов, щелочей, кислот и дисперсных систем, закач­ка которых проводится как непосредственно в скважину (адресно), так и в скважины через кустовые насосные станции (КНС). Как правило, закачка по­токоотклоняющих составов через КНС даже при одних и тех же средних объ­емах составов на скважину в 2-4 раза менее эффективна, чем адресная закачка. Цикличность создания оторочек должна достигать 1, а иногда 2 раза в год. Как правило, суммарный технологический эффект при циклической закачке рас­творов в 1,5-3,0 раза выше, чем при единовременной закачке такого же объема потокоотклоняющих составов. По мере роста циклов закачки непрерывно уве­личивается число реагирующих на воздействие скважин. Начальный удельный объем закачиваемых растворов при циклическом воздействии определяется обводненностью продукции, составом химических реагентов, особенностью строения залежи и, как правило, превышает 10-20 м3/м нефтенасыщенной толщины пласта, что является необходимым минимальным объемом для со­здания вала нефти. В последующих циклах закачки, особенно на поздней ста­дии разработки, объем оторочек растворов увеличивается от 300 до 3000 м3.

51. В состав кислотного раствора для проведения ОПЗ с целью предотвращения коррозии НКТ входят… Применяют следующие разновидности СКО, направленые на очистку или увеличение проницаемости ПЗП: кислотные ванны; простые кислотные обработки; кислотные обработки под давлением; пенокислотные; поинтер- вальные (ступенчатые); кислотоструйные (гидромониторные); термохимиче­ские и термокислотные. Сульфаты

52. Чем отличие методов повышения нефтеотдачи от методов интенсификации притока?

Большинство месторождений, разрабатываемых НГДУ, находятся на поздних стадиях разработки, характеризуются значительной выработкой запасов высокопродуктивных залежей и высокой обводненностью. В течение длительного времени эксплуатации скважин происходит ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта, такие как попадание в пласт солевого раствора при глушении скважин, отложение асфальто-смолисто-парафиновых веществ, и многое другое.