Содержание книги "Современные технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти и оценка эффективности их применения
"
Используемые сокращения
Предисловие
ГЛАВА 1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.1. Системы разработки нефтяных месторождений
1.2. Промысловые и гидродинамические исследования скважин
1.3. Геофизические исследования скважин
1.4. Методы повышения нефтеотдачи и интенсификации притока
1.4.1. Методы повышения нефтеотдачи пластов
1.4.2. Физико-химические методы
1.4.3. Методы интенсификации притока
1.5. Технологические особенности и разновидности тепловых методов воздействия на пласт при добыче высоковязких нефтей
1.5.1. Релаксационные свойства тяжелых нефтей
1.5.2. Геолого-физические требования к объектам термического воздействия
1.5.3. Основные критерии подбора объектов для ПТВ
1.5.4. ОсновныекритерииподбораобъектовдляВГ
1.5.5. Преимущества и недостатки паротеплового воздействия на пласт
1.5.6. Преимущества и недостатки процесса внутрипластового горения
1.6. Оборудование для электрического прогрева скважин
1.7. Оборудование для паротепловой обработки призабойных зон скважин и нефтяных пластов
1.8. Оборудование для термической депарафинизации наземного и подземного оборудования скважин
ГЛАВА 2. ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
2.1. Общие сведения
2.2. Классификация технических средств для добычи нефти и газа
2.3. Эксплуатация скважин фонтанным способом
2.4. Газлифтная эксплуатация скважин
2.5. Оборудование для насосной эксплуатации скважин
2.5.1. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом
2.6. Винтовые насосы
2.6.1. Применение погружных винтовых насосов
2.6.2. Рабочие характеристики винтовых насосов
2.6.3. Установки погружных винтовых насосов зарубежного производства
2.6.4. Винтовые штанговые насосы
2.6.5. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
2.6.6. Насосы для поддержания пластового давления
2.6.7. Гидроприводные винтовые насосы
2.6.8. Мультифазные и силовые насосы
2.7. Анализ причин разрушения эластомеров обойм винтовых насосов
2.8. Опыт внедрения установок электровинтовых насосов (УЭВН) в нефтедобывающих компаниях
2.8.1. Преимущества УЭЦН и УЭВН с ВЭД
2.8.2. Недостатки УЭВН
2.8.3. Экономия электроэнергии
2.8.4. Отечественные или импортные
ГЛАВА 3. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
3.1. Природные коллекторы нефти
3.2. Осадочные породы
3.3. Неоднородность пласта
3.3.1. Неоднородность слоистая
3.4. Глинистость
3.5. Гранулометрический состав породы
3.6. Удельная поверхность породы
3.7. Карбонатность пород
3.8. Коллекторские свойства горных пород
3.8.1. Пористость
3.8.2. Проницаемость
3.8.3. Пористость и проницаемость трещиноватых пород
3.8.4. Коэффициент мобильности
3.8.5. Водонасыщенность(коэффициент водонасыщенности)
3.8.6. Нефтенасыщенность (коэффициент нефтенасыщенности
3.9. Сжимаемость пород и пластовых жидкостей
3.10. Способ лабораторного определения коллекторских свойств образцов слабосцементированных и рыхлых пород, насыщенных высоковязкими нефтями
3.11. Способы разделения грубообломочных коллекторов
3.12. Фильтрационно-емкостные свойства однородных терригенных коллекторов
3.13. Фильтрационная способность пласта
3.14. Пьезопроводность
3.15. Течение нефти в капиллярах и трещинах
3.16. Способы лабораторного определения гидрофобности и электропроводности на образцах породы с естественной нефтенасыщенностью
3.17. Толщина пласта
3.18. Способ уточнения эффективных толщин тонкослоистых терригенных коллекторов по данным промыслово-геофизической оценки их истинной нефтеотдачи
3.19. Продуктивный пласт и его распространение
3.20. Расчлененность пласта
ГЛАВА 4. ПРИЧИНЫ УХУДШЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
4.1. Загрязнение ПЗП во время вскрытия пласта
4.2. Загрязнение ПЗП в процессе эксплуатации скважин
4.3. Механизм закрепления твердых частиц в прифильтровой зоне скважины
4.4. Ухудшение гидропроводности ПЗП в результате глушения скважин
4.5. Вытеснение пластовой воды жидкостью глушения
4.6. Изменение фильтрационно-емкостной характеристики призабойной зоны пласта за счет парафинизации
4.7. Групповое деление основных факторов, ухудшающих гидропроводность ПЗП
ГЛАВА 5. ФИЗИЧЕСКИЕ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
5.1. Нефть аномальная
5.2. Нефть окисленная
5.3. Нефть парафинистая
5.4. Нефть термическая
5.5. Нефть тяжелая
5.6. Релаксационные свойства тяжелых нефтей
5.7. Металлы в нефти
5.8. Давление насыщения
5.9. Объемный коэффициент нефти
5.10. Вязкость нефти
5.11. Плотность нефти
5.12. Температура насыщения пласта
5.13. Молекулярно-поверхностные явления в пористой среде
5.14. Капиллярные явления
ГЛАВА 6. ОБОСНОВАНИЕ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ
6.1. Общие сведения
6.2. Физические основы термических методов воздействия
6.3. Пути совершенствования тепловых методов
6.4. Влияние различных факторов на нефтеотдачу пласта
6.5. Влияние типа нефти и свойств пласта на механизм вытеснения
6.6. Влияние полноты вытеснения нефти при закачке горячего агента в пласт
6.7. Комбинированные методы теплового воздействия
ГЛАВА 7. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
7.1. Механизм пароциклических обработок призабойных зон добывающих скважин
7.1.1. Паротепловые обработки скважин
7.1.2. Парогазотепловые обработки скважин
7.1.3. Влияние различных параметров технологического процесса на эффективность ПТОС
7.1.4. Выбор объекта для ПTOC
7.1.5. Технологическая схема ПТОС
7.1.6. Качество закачиваемого теплоносителя
7.1.7. Темп закачки теплоносителя
7.1.8. Объем закачки теплоносителя
7.1.9. Паропропитка
7.1.10. Циклические паротепловые обработки в обводненных пластах
7.1.11. Результаты промысловых работ по паротепловым обработкам призабойных зон скважин
ГЛАВА 8. МЕХАНИЗМ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
8.1. Основные положения
8.2. Влияние типа нефти и свойств пласта на механизм вытеснения
8.3. Влияние температуры на вытеснение высоковязкой нефти
8.4. Конвекция тепла в пласте
8.5. Тепловое расширение пластовых флюидов
8.6. Дистилляция паром
8.7. Фильтрационная способность пласта
8.8. Нагнетание высокотемпературной воды
8.9. Вытеснение нефти паром в присутствии подошвенной воды
8.10. Контроль процесса паротеплового воздействия
8.11. Эффективность паротеплового воздействия
8.12. Значение коэффициента технологической эффективности при реализации процесса ПТВ
ГЛАВА 9. НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПЛАНИРОВАНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ И УПРАВЛЕНИЯ ИМИ
9.1. Планирование ремонтных работ
9.1.1. Организационно-экономическая сущность задачи
9.1.2. Постановка задачи «Планирование ремонтных работ»
9.1.3. Алгоритм решения задачи
9.1.4. Выходная информация
9.1.5. Входная информация к задаче REMONT
9.2. Оперативное управление ремонтом скважин
9.2.1. Организационно-экономическая сущность задачи «Оперативное управление ремонтом скважин»
9.2.2. Постановка задачи «Оперативное управление ремонтом скважин»
9.2.3. Алгоритм решения задачи
9.3. Выбор режимов проведения ГТМ
9.3.1. Организационно-экономическая сущность задачи
9.3.2. Постановка задач
9.3.3. Описание алгоритма построения классификатора
9.3.4. Выходная информация
9.3.5. Входная информация
9.4. Планирование запасов материалов и химических реагентов на ремонт скважин
9.4.1. Организационно-экономическая сущность задачи
9.4.2. Постановка задачи
9.4.3. Алгоритм решения задачи
9.4.4. Входная и выходная информация
9.5. Планирование транспортных работ и управление ими
9.5.1. Организационно-экономическая сущность задачи
9.5.2. Математическая постановка задачи
9.5.3. Алгоритм решения задачи
9.5.4. Входная и выходная информация
Значения критерия Стьюдента
9.6. Выбор очередности и времени проведения геолого-технических мероприятий
ГЛАВА 10. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ОБУСЛАВЛИВАЮЩИЕ ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (АСПО) В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН. МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСПО
10.1. Влияние физико-химических свойств соединений на интенсивность парафинизации
10.2. Температурные факторы, определяющие условия образования смолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта
10.3. Характеристика пластовых температур и температур насыщения нефти парафином
10.4. Методические аспекты прогнозирования отложений тяжелых углеводородных соединений в призабойной зоне пласта
10.5. Технологические жидкости для комплексного воздействия на пласт
10.6. Условия отложения парафина
10.7. Состав и структура АСПО
10.8. Механизм образования АСПО
10.9. Методы предотвращения образования асфальтеносмолистопарфиновых отложений и борьбы с ними. Достоинства и недостатки методов
10.10. Оценка эффективности применения методов борьбы с асфальтосмолистопарафиновыми отложениями в ООО «РН-КРАСНОДАРНЕФТЕГАЗ»
10.11. Применение магнитной обработки нефти для борьбы с АСПО на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
10.11.1. Общая характеристика магнитных индукторов обработки нефти (устройство магнитное скважинное)
10.11.2. Анализ внедрения магнитных скважинных устройств на фонде ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
10.11.3. Выводы относительно эффективности применения УМС. МИОН для борьбы с АСПО
10.12. Применение стационарной установки прогрева скважин для борьбы с АСПО на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
10.12.1. Общая характеристика стационарной установки прогрева скважин УПС «Фонтан»
10.12.2. Расчет проекта внедрения УПС «Фонтан» на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз», осложненного АСПО
10.13. Применение «лебедки Сулейманова» для борьбы с АСПО на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
10.13.1. Общая характеристика стационарной «лебедки Сулейманова»
10.13.2. Расчет эффективности внедрения проекта применения МДС «Лебедка Сулейманова» на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз»
ГЛАВА 11. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ
11.1. Общая энергетическая и экологическая характеристика термических методов
11.2. Обезвреживание газов ВГ
11.3. Основные направления повышения экономичности и экологичности промысловых парогенераторов
11.4. Утилизация тепла продуктов сгорания топлива промысловых парогенераторов
11.5. Утилизация тепла дымовых газов
11.6. Утилизация продуктов сгорания топлива
ГЛАВА 12. ВНЕДРЕНИЕ ПОГРУЖНЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ НА ФОНДЕ СКВАЖИН ООО «РН-КРАСНОДАРНЕФТЕГАЗ» С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
12.1. Расчет экономической эффективности применения УЭВН на фонде скважин с вязкой и высоковязкой нефтью
ГЛАВА 13. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
13.1. Методические аспекты оценки инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности
13.2. Методические подходы к определению эффективности использования инвестиций
13.3. Методика технико-экономической оценки инвестиционных проектов
Критерии принятия решений в проектном анализе
ГЛАВА 14. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
14.1. Экономическая эффективность термических методов
14.2. Тепловая и гидродинамическая эффективность
14.3. Технологическая эффективность ПТВ
14.4. Коэффициент технологической эффективности ПТВ
14.5. Определение эффективности применения термических методов воздействия на стадии проектирования
14.6. Оценка эффективности применения термических методов воздействия на стадии внедрения
14.7. Технологическая эффективность ПТОС
14.8. Критерии эффективности паровых и парогазовых обработок призабойных зон нефтяных скважин
14.9. Пример определения технологической эффективности термического метода воздействия на пласт на Усинском месторождении
14.10. Пример определения технологической эффективности применения влажного горения на площади Хорасаны
14.11. Энергетическая эффективность термических методов воздействия на пласт
14.12. Энергетическая эффективность при закачке в пласт горячей воды
Список используемой литературы
