- •1. Цели и задачи курса «Методы повышения нефтеотдачи пластов».
- •2. Основные понятия нефтеизвлечения.
- •3. Методы воздействия на залежь.
- •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.
- •10. Краткая характеристика гидропескоструйной перфорации.
- •11. Краткая характеристика химических методов обработки 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.
- •12. Классификация гидродинамических методов воздействия на призабойную зону пласта. 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.
- •Классификация и назначение жидкостей для грп.
- •Основные характеристики жидкостей для грп.
- •Жидкости гидроразрыва на водной основе и их классификация. Низковязкие жидкости.
- •Средневязкие и высоковязкие жидкости гидроразрыва на водной основе.
- •Эмульсионные жидкости гидроразрыва на водной основе. Пенные системы для гидроразрыва пластов.
- •Водные гели для гидроразрыва пласта.
- •Жидкости гидроразрыва на углеводной основе и их классификация.
- •Гели на водной основе.
- •Гели на нефтяной основе.
- •Назначение закрепителей трещин гидроразрыва. Напряжение сжатие зерен закрепителя, которое может вызвать их разрушение.
- •Требования к кварцевому песку для гидроразрыва пласта по ту 39-982, подтвержденных рд 39-0147035-236-89.
- •Требования к кварцевому песку по стандарту api rp-56.
- •Дополнительные характеристики закрепителей трещин (проницаемость пропанта, проводимость закрепителя в трещине).
- •Определение гранулометрического состава закрепителей трещин для грп.
- •Определение сопротивляемости дроблению закрепителей трещин для грп.
- •Определение проницаемости на приборе Hassler.
- •Определение проводимости закрепителя в трещине с помощью камеры установки ани.
- •Пропанты для закрепления трещин. Состав и основные характеристики пропантов различных марок.
- •Мощный гидроразрыв пласта, Влияние гидроразрыва пласта на продуктивность скважины.
- •48. Методика комплексного проектирования пласта. Исследование продуктивности скважины.
- •58. Технологические схемы кислотной обработки скважин.
- •2. Обычные кислотные обработки
- •4. Серийная (многоразовая) обработка
- •5. Глубокие солянокислотные обработки
- •6. Выборочные кислотные обработки
- •7. Локальные кислотные обработки
- •15. Очистка пласта от продуктов реакции
- •16. Кислотный гидроразрыв пласта
- •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.
Водные гели для гидроразрыва пласта.
Гели принадлежат к однофазным системам. Образование гелеобразного состояния структурированной системы обусловлено возникновением в ней пространственного каркаса, вследствие чего возникает предельное напряжение сдвига, которое является одним из критериев отличия геля от раствора. Гели имеют типичную коагуляционную структуру.
Различают водные гели с линейными связями, с поперечными связями, кислотные гели, гели на спиртовой основе. Известно также о применении гелей с эмульгованной нефтяной фазой, которые следует относить к двухфазным системам.
Сшивающими агентами являются металлы (соли сурьмы, циркония, алюминия, хрома, марганца, бораты и др.), хелатные соединения. Образование поперечных связей представляет собой обратный процесс, т.е. при изменении рН или вследствие действия деструктора при определенной температуре разрушаются связи и жидкость гидроразрыва из псевдопластической становится ньютоновской. Таким образом, главными компонентами поперечно сшитых гелей являются водный раствор полимера, сшивающий агент и деструктор.
Кроме того, для регулирования скорости сшивания используют кислоты или щелочи, противовспениватели, замедлители или ускорители деструкции, замедлители сшивания, понизители трения, ингибиторы набухания глин, ПАВ, материалы для снижения фильтрации в пласте.
К преимуществам поперечно сшитых гелей относятся хорошее транспортирование закрепителя трещин, стойкие реологические свойства, низкие фильтрационные свойства, хорошая очистка трещины и пласта.
Жидкости гидроразрыва на углеводной основе и их классификация.
К этому типу жидкостей гидроразрыва относятся загущенная нефть, инвертные эмульсии, мицеллярные растворы и поперечно сшитые гели.
Следует заметить, что некоторые пласты нефти содержат большое количество парафинов и асфальтенов и часть из них несовместимы с гелеобразной системой эфира фосфата алюминия, поэтому требуется выполнение предварительных лабораторных исследований перед их промысловым применением.
К недостаткам жидкостей гидроразрыва на нефтяной основе относятся: их высокая стоимость, пожарная опасность, возможность нанесения вреда окружающей среде.
Вязкость стандартного геля эфира фосфата алюминия регулируется изменением количества соединений алюминия и эфира фосфата. Чтобы улучшить высокотемпературные характеристики, вязкость геля можно повысить увеличением количества полимера, хотя при этом затрудняется перемещение жидкости из емкости к насосам. Как правило, для образования этих гелей необходимо несколько часов смешивания химических реагентов.
Гели на водной основе.
В комплект реагентов для водного геля как полимер-гелеобразователь входил продукт под названием WGA-1. Peaгент получают из гуара (индийского бобового растения, рис. 1, а). Он представлен гелезирующим агентом гидроксипропилгуаром, структура мономерной единицы которого
WGA-1 хорошо гидратируется в воде (без образования сгустков) до получению высокой вязкости. Реологические характеристики водных растворов WGA-1 приведены в табл. 1.
Вязкость растворов реагента выражают и как функцию напряжения сдвига, и как функцию температуры. При концентрации 3,59 кг/м3, температуре 26,7°С, частоте вращения 100 об/мин на приборе Farm 35 гель WGA-1 достигает значений условной вязкости 35 мПа∙с, при 300 об/мин – 18 мПа∙с.
Применению гелевых жидкостей гидроразрыва на водной основе должна предшествовать разработка рецептур по уточнению перечня и количественного содержания компонентов, которое осуществляют с учетом геолого-технологических характеристик конкретных месторождений и скважин.
