Шпаргалка по: "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Так как этим способом невозможно доставить теплоту на большую глубину, то сетка размещения скважин должна быть достаточно плотной.

Эффективность от пароциклического воздействия на пласты выражается:

• в очистке, прогреве призабойной зоны пласта, повышении ее проницаемости, снижении вязкости нефти;
• в повышении дебита скважин и их продуктивности;
• в увеличении охвата дренированием призабойных зон пласта и, за счет этого, конечной нефтеотдачи.

Применяемое оборудование включает парогенераторную или водогрейную  установку, поверхностные коммуникации (трубопроводы, компенсаторы температурных  деформаций), устьевое и внутрискважинное оборудование. Воду можно подогревать с помощью серийно выпускаемых нагревательных устройств, паровых и теплофикационных котлов и стационарных котельных.

Условиями снижения потерь теплоты и температурными расширениями элементов скважины определяется подбор устьевого и внутрискважинного оборудования, которое включает арматуру устья (задвижки, устьевой сальник и т.д.), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутрискважинным компенсатором или устьевым сальником, колонную сальниковую головку.

21. Технология, физические принципы и разновидности внутрипластового горения.

Процесс горения нефти  в пласте начинается вблизи забоя  нагнетательной скважины обычно нагревом и нагнетанием воздуха.

Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного  электронагревателя, газовой горелки или различных реакций.

После создания очага  горения у забоя скважины непрерывное  нагнетание воздуха в пласт и  отвод от очага (фронта) продуктов  горения ( N₂, CO₂ и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для  горения расходуется часть нефти. С увеличением плотности и  вязкости нефти расход сгорающего топлива  увеличивается, а с уменьшением  проницаемости уменьшается.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что  в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Внутрипластовое парогенерирование – одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяющая механизм процесса вытеснения нефти из пластов.

Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела  приводит к прекращению окислительных  процессов нефти в пласте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топлива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отношения приводит к сужению фронта, повышению температуры горения и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечения нефти.

При осуществлении влажного горения впереди фронта горения  образуется обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Технология внутрипластового горения должна предусматривать  постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соответствии с расширением фронта горения по мере его удаления от нагнетательных скважин. Давление нагнетания воздуха на устье нагнетательной скважины обычно 1,5 – 2 раза выше пластового давления.

Вопросы:

1. Понятие “Разработка н. и г. месторождений”.
2. Залежи и месторождения нефти и газа.
3. Пористость, проницаемость горных пород, фазовая проницаемость. Свойства нефти и газа: плотность, вязкость и их изменение с давлением и температурой
4. Приток жидкости к скважине. Формула Дюпюи.
5. Объект и система разработки. Характеристики систем разработки.
6. Режимы работы Н и Г пластов. Основ показатели разраб местор. Стадии разраб местор.
7. Моделирование разработки месторождений. Модели пластов. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным характеристики вытеснения.
8. Основы проектирования РНМ
9. Анализ разработки нефтяных и газовых месторождений.
10. Контроль и регулирование разработки.
11. Методы прогнозирования показателей разработки.
12. Факторы, повышающие нефтеотдачу пластов.
13. Классификация методов повышения нефтеотдачи пластов.
14. Условия и критерии применимости методов ПНП
15. Гидродинамические методы ПНП при заводнении
16. Физико-химические методы ПНП, основанные на улучшении нефтевытесняющих свойств воды.
17. Характеристика методов вытеснения нефти растворами ПАВ, полимерами, щелочными растворами, мицелярными растворами.
18. Газовые методы ПНП, микробиологические и волновые методы
19. Термические методы ПНП, критерии их применимости. Классификация термических методов.

20.    Технология  пароциклических обработок скважин.

21.    Технология, физические принципы и разновидности внутрипластового горения.