МУН вопросы

-{00}[00]начальная зона пласта

При пароциклической обработки (ПЦО) добывающих скважин 2

-{00}реализуется механизм противоточной капиллярной фильтрации во время выдержки без отбора жидкости из скважин

-{00} реализуется механизм гравитационной фильтрации во время выдержки без отбора жидкости из скважин

-{00}перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин

-{00} перераспределение в однородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин

Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки (ПЦО) добывающих скважин, осуществляют 2

-{00}периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины

-{00} реализуется механизм гравитационной фильтрации во время выдержки без отбора жидкости из скважин

-{00}перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин

-{00} перераспределение в однородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин

На схеме вытеснения нефти при циклической закачки пара поставить в соответствие

-{00}[]1

-{00}[]2

-{00}[3]3

-{00}[]4

-{00}[]5

-{00}[]6

-{00}[]7

-{00}[]8

-{00}[]9

-{00}[]10

-{00}[00]скважина в фазе нагнетания

-{00}[00] скважина в фазе выдержки

-{00}[00] скважина в фазе добычи

-{00}[00] зона вязкой нефти

-{00}[00] зона закачиваемого пара

-{00}[00] зона конденсации пара или горячей воды

-{00}[00] прогретая зона( за счет зоны конденсации - конвективкий перенос тепла)

-{00}[00] зона отмытого нефтяного песка

-{00}[00] - зона конденсации пара и остаточной нефти

-{00}[00] зона прогретой нефти

Физическая основа процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты 2

-{00}во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом за счет капиллярных сил

-{00} реализуется механизм гравитационной фильтрации во время выдержки без отбора жидкости из скважин

-{00}горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои

-{00} перераспределение в однородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин

При вытеснении нефти нагретой водой 2

-{00} Эффективность вытеснения нефти нагретой водой ниже эффективности вытеснения водяным паром

-{00} Эффективность вытеснения нефти нагретой водой выше эффективности вытеснения водяным паром.

-{00} Процесс нагнетания нагретой воды менее устойчив, чем процесс нагнетания пара

-{00} Процесс нагнетания нагретой воды более устойчив, чем процесс нагнетания пара.

Процесс термозаводнения рекомендуется 3

-{00} нагнетать в глубокозалегающие пласты

-{00} нагнетать в неглубокозалегающие пласты.

-{00} проводить при присутствии в пласте глины

-{00} проводить при присутствии в пласте карбонатов

-{00} в случае необходимости поддержания температуры для предупреждения выпадения в пласте твердых углеводородов

-{00} в случае необходимости поддержания давления для предупреждения выпадения в пласте твердых углеводородов

Характерные зоны при вытеснения нефти горячей водой 3

-{00} зона непрерывного роста температуры

-{00}зона вытесне­ния нефти холодной водой

-{00} зона горячей воды

-{00} зона непрерывного падения температуры

-{00}зона первоначального состояния пласта.

-{00} зона холодной воды

Поставить в соответствие номерам зон на схеме вытеснения нефти оторочкой горячей воды их названия

-{00}[]1

-{00}[]2

-{00}[]3

-{00}[]4

-{00}[]5

-{00}[]6

-{00}[]7

-{00}[00] нагне­тательная скважина

-{00}[00] добывающая скважина

-{00}[00]зона вязкой нефти

-{00}[00] зона холодной воды

-{00}[00] зона горячей воды

-{00}[00] вал нефти

-{00}[00] зона нефти и воды, близкая к начальной пластовой температуре

Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами ИДТВ(П) заключается в том, что 4

-{00}продолжительность каждой паузы равна времени восстановления пластового давления в скважинах при их остановке или смене режима эксплуатации, а суммарная продолжительность остановок в цикле не должна превышать времени, необходимого для закачки в пласт 30-45% объема воды в данном цикле

-{00}при циклической закачке расчетных объемов теплоносителя и холодной воды на этапе нагнетания воды осуществляются периодически остановки процесса (паузы)

-{00}активизируются внутрипластовые гравитационные и межфазные процессы

-{00}проявляются гидродинамические упругие силы между нефтенасыщенными блоками малой проницаемости и высокопроницаемыми разностями окружающих пород (каналами активной фильтрации)

-{00}продолжительность каждой паузы равна времени восстановления пластового давления в скважинах при их остановке или смене режима эксплуатации, а суммарная продолжительность остановок в цикле не должна превышать времени, необходимого для закачки в пласт 10-15% объема воды в данном цикле

-{00}активизируются внутрипластовые термокапиллярные и термоупругие процессы

-{00}при циклической закачке расчетных объемов теплоносителя и холодной воды на этапе нагнетания теплоносителя осуществляются периодически остановки процесса (паузы)

Динамика дебитов при пароциклической обработке 1

-{00}с каждым последующим циклом дебиты увеличиваются

-{00}с каждым последующим циклом дебиты уменьшаются

Особенность пароциклической обработки 3

-{00}дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация

-{00}горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из крупных пор и сильнопроницаемых линз (слоев) в мелкие поры и низкопроницаемые слои

-{00}горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои

-{00}дополнительно происходит прямоточная капиллярная фильтрация

-{00}перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин

Технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) на пласт состоит 3

-{00}в особом режиме циклического нагнетания в пласт теплоносителя и холодной воды

-{00}на основной площади элемента формируются поля с "эффективным" давлением

-{00}формируется сжатая высокотемпературная область с постоянным теплообменом между нагнетаемыми агентами и пластом

-{00}формируется сжатая высокотемпературная область с импульсным знакопеременным теплообменом между нагнетаемыми агентами и пластом

-{00}на основной площади элемента формируются поля с «эффективной» температурой

Основа горения -- 1

-{00}эндотермическая электролитическая реакция (или комплекс реакций) веществ с окислителем

-{00}экзотермическая окислительно-восстановительная реакция (или комплекс реакций) веществ с окислителем.

Технология внутрипластового горения основана 3

-{00}на использовании энергии, полученной при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхности.

-{00}на использовании энергии, полученной при сжигании легких фракций нефти в пластовых условиях при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхности

Диапазон применения внутрипластового горения 3

-{00}неглубоко залегающие пласты

-{00}залежи на значительных глубинах.

-{00}легкие нефти

-{00} тяжелые нефти

Основные закономерности процесса внутрипластового горения 5

-{00}внутрипластовое горение может проявляться в трех разновидностях: сухое (СВГ), влажное (ВВГ), сверхвлажное (СВВГ)

-{00}на фронте горения при сухом и влажном процессах температура в среднем может составить 200-250°С

-{00}внутрипластовое горение может проявляться в трех разновидностях: сухое (СВГ), мокрое (МВГ), сверхмокрое (СМВГ)

-{00}интенсивные экзотермические реакции окисления нефти происходят в узкой зоне пласта, называемой фронтом горения

-{00}интенсивные эндотермические реакции окисления нефти происходят в узкой зоне пласта, называемой фронтом горения

-{00}процесс сухого горения (температура 700 °С и выше) применим лишь к карбонатным коллекторам

-{00}процесс сухого горения (температура 700 °С и выше) применим лишь к терригенным коллекторам

-{00}процесс сверхвлажного горения протекает при температурах 200-250°С

-{00}процесс сверхвлажного горения протекает при температурах 400-600°С

-{00}на фронте горения при сухом и влажном процессах температура в среднем может составить 400-600°С

Физической стадией процесса горения являются 2

-{00}этап смешения топлива и окислителя

-{00}этап нагрева смесью нефти и горной породы

-{00}этап нагрева горючей смеси

-{00}этап смешения пара и воды

Поставить в соответствие номерам зон на схеме внутрипластового горения их названия

-{00}[10]3

-{00}[08]1

-{00}[12]5

-{00}[14]7

-{00}[13]6

-{00}[11]4

-{00}[09]2

-{00}[00]выжженная зона (зона фильтрации рабочих агентов - воды и воздуха)

-{00}[00]зона фильтрации воздуха и испаренной воды

-{00}[00]зона и фронт горения (300—630 °С)

-{00}[00]паровая зона

-{00}[00]зона конденсации и горячей воды (на 10—100 °С выше начальной пластовой температуры)

-{00}[00]нефтяной вал (температура близка к первоначальной)

-{00}[00]газы горения

Схема температурных зон при прямоточном внутрипластовом горении. Поставить в соответствие

-{00}[]4

-{00}[]3

-{00}[]9 -{00}[13]нижний рисунок

-{00}[]5

-{00}[]1

-{00}[]6

-{00}[]8

-{00}[]верхний рисунок

-{00}[]2

-{00}[]7

-{00}[00]температурные зоны в пласте

-{00}[00]зоны распространения процесса

-{00}[00]нагнетательная скважина

-{00}[00]добывающая скважина

-{00}[00]выжженная зона

-{00}[00]зона испарения

-{00}[00]легкие углеводороды

-{00}[00]нефтяной вал

-{00}[00]зона конденсации

-{00}[00]зона пара

-{00}[00]фронт горения

Процесс внутрипластового горения применяется на залежах нефти с вязкостью 1

-{00}менее 30 мПа • с.

-{00}более 30 мПа • с.

Противоточное горение представляет 1

-{00}процесс, при котором воздух первоначально нагнетается в добывающую скважину с целью осуществления процесса горения; после продвижения фронта горения на определенное расстояние добывающую скважину пускают в эксплуатацию, а воздух для поддержания горения закачивают в нагнетательную скважину

-{00}процесс теплового воздействия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространения фронта горения происходят в одном направлении – от нагнетательной скважины к добывающей

Влажное внутрипластовое горение (ВВГ) - это 1

-{00}внутрипластовое горение, при котором в нагнетательные скважины после инициирования горения для его поддержания закачивается только воздух

-{00}внутрипластовое горение, при котором в нагнетательные скважины после инициирования и создания устойчивого фронта горения вместе с воздухом или попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду.

Процессу самопроизвольного возгорания нефти в пластовых условиях препятствует 1

-{00}экзотермические реакции (выделение тепла) при окислении нефти преобладают над эндотермическими реакциями (поглащение тепла) при разложение некоторых минералов гидрослюды и монтмориллонита

-{00}эндотермические реакции (поглащение тепла) при разложение некоторых минералов гидрослюды и монтмориллонита преобладают над экзотермическими реакциями (выделение тепла) при окислении нефти

Миниальные параметры внутрипластового горения 3

-{00}температура пласта 300^оС

-{00}температура пласта 360^оС

-{00}скорость перемещения фронта горения 0,096 м/сут

-{00}скорость перемещения фронта горения 0,076 м/сут

-{00}температура пласта 345^оС

-{00}скорость перемещения фронта горения 0,056 м/сут

-{00}снижением вязкости нефти

Прямоточное внутрипластовое горение - это 1

-{00}процесс теплового воздействия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространения фронта горения происходят в разных направлениях – от нагнетательной скважины к добывающей и наоборот

-{00}процесс теплового воздействия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространения фронта горения происходят в одном направлении – от нагнетательной скважины к добывающей

Поставить в соответствие номера зон при противоточном внутрипластовом горении процессам, которые в них проходят

-{00}[]3

-{00}[]5

-{00}[]а

-{00}[]б

-{00}[]1

-{00}[]4

-{00}[]2

-{00}[00]этап нагнетания окислителя

-{00}[00]этап добычи нефти

-{00}[00]нефтенасыщающий пласт

-{00}[00]зона горения

-{00}[00]выжженная зона

-{00}[00]нефтяной пласт, насыщенный воздухом

-{00}[00]выжженная зона, через которую нефть и газы горения фильтруются в добывающую скважину

Различают следующие технологии реализации внутрипластового горения 3

-{00}СВГ - сухое внутрипластовое горение

-{00}СВВГ - сверхвлажное внутрипластовое горение

-{00}ССВГ -сверхсухое внутрипластовое горение

-{00}СМВГ - сверхмокрое внутрипластовое горение

-{00}ВВГ - влажное внутрипластовое горение

-{00}МВГ - мокрое внутрипластовое горение

Сухое внутрипластовое горение (СВГ) -это 1

-{00} внутрипластовое горение, при котором в нагнетательные скважины после инициирования горения для его поддержания закачивается только воздух

-{00} внутрипластовое горение, при котором в нагнетательные скважины после инициирования горения для его поддержания закачивается только воздух и (в определенном соотношении) воду

Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ) - это 1

-{00}внутрипластовое горение, осуществляемое в сочетании с заводнением

-{00}внутрипластовое горение, при котором в нагнетательные скважины после инициирования и создания устойчивого фронта горения вместе с воздухом или попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду

Физико-химические методы

Цель метода нагнетания водных растворов ПАВ 1

-{00}снижение соот­ношения подвижностей нефти и воды и снижение возможности прорыва воды к добывающим скважинам

-{00}регулирование молекулярно-поверхностных свойств породы и насыщающих ее флюидов

-{00}снижение межфазного натяжения

-{00}поглощение связанной воды

Поверхностно - активные вещества -- это 2

-{00}вещества с симметричной структурой, состоящие из сероводородного радикала и полярных групп

-{00}вещества с асимметричной структурой, состоящие из углеводородного радикала и полярных групп

-{00}ПАВ

-{00}неигоненные вещества с симметричной структурой, состоящие из углеводородного радикала и полярных групп

Полярные группы в ПАВ 1

-{00}гидрофильны

-{00}гидрофобны

Радикалы в ПАВ 1

-{00}гидрофильны

-{00}гидрофобны

На границе раз­дела фаз нефть - вода полярные группы ПАВ 1

-{00}ориентированы в сторону нефтяной фазы

-{00}погружаются в водную фазу

На границе раз­дела фаз нефть - вода радикалы ПАВ 1

-{00}ориентированы в сторону нефтяной фазы

-{00}погружаются в водную фазу

Поставить в соответствие виду эмульсии вид растворимости ПАВ

-{00}[03]Нефтеводяная эмульсия образуется

-{00}[04]Водонефтяная эмульсия образуется

-{00}[00]если ПАВ в основном водорастворимое

-{00}[00]если ПАВ в основном нефтерастворимое

При вытеснении нефти водным раствором ПАВ наблюдаются процессы 4

-{00}смачивание по­верхности поровых каналов вытесняющей водой

-{00}уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть - вода

-{00}увеличение поверхностного натяжения на границе нефть - вода

-{00}смачивание по­верхности поровых каналов вытесняемой нефтью

-{00}вытеснение нефти с поверхности поровых каналов

-{00}диспергирование нефти потоком воды, переход связанной с породой нефти в свободное состояние

-{00}диспергирование воды потоком нефти, переход связанной с породой воды в свободное состояние

Адсорбция - это 1

-{00}процесс уменьшения концентрации молекул на поверхности раздела фаз

-{00}процесс увеличения концен­трации молекул на поверхности раздела фаз

Десорбция - это 1

-{00}процесс уменьшения концентрации молекул на поверхности раздела фаз.

-{00}процесс увеличения концен­трации молекул на поверхности раздела фаз

По ионной характеристике ПАВ подразделяются на 2

-{00}неионо­генные

-{00}ионогенные

-{00}анионы

-{00}катионы

Неионогенные ПАВ при растворении в воде 1

-{00}не диссоциируются на ионы

-{00} диссоциируются на ионы

Ионогенные ПАВ при растворении в воде 1

-{00}не диссоциируются на ионы

-{00}диссоциируются на ионы

Нагнетание композиций пенообразующих ПАВ позволяет увеличить коэффициент вытеснения на 1

-{00}17-25 % за счет доотмыва остаточной нефти

-{00}10-15 % за счет доотмыва остаточной нефти

-{00}17-25 % за счет вытеснения остаточной нефти

Закачка потокоотклоняющих составов может проводиться 2

-{00}непосредственно в нагнетательную скважину

-{00}непосредственно в эксплуатационную скважину (адресно)

-{00}через системы сбора скважинной продукции

-{00}в скважины через кустовые насосные станции (КНС)

Закачка потокоотклоняющих составов через кустовые насосные станции при одних и тех же средних объемах составов на скважину 1

-{00}в 2-4 раза менее эффективна, чем адресная закачка

-{00}в 2-4 раза более эффективна, чем адресная закачка

Суммарный технологический эффект при циклической закачке растворов 1

-{00}в 1,5-3,0 раза ниже, чем при единовременной закачке такого же объема потокоотклоняющих составов

-{00}в 1,5-3,0 раза выше, чем при единовременной закачке такого же объема потокоотклоняющих составов

Метод нагнетания водного раствора полимера - это 1

-{00}закачка сильноконцентрированного раствора высокомолекулярного хими­ческого реагента - полимера.

-{00}закачка слабоконцентрированного раствора высокомолекулярного хими­ческого реагента - полимера.

Свойства водного раствора полимера 4

-{00}молекулярная масса полимера порядка 104-106

-{00}молекулярная масса полимера порядка 144-145

-{00}способны значительно повышать вязкость воды

-{00}способны значительно понижать вязкость воды

-{00}способны значительно снижать подвижность воды

-{00}способны значительно повышать подвижность воды

-{00}повышают охват пласта воздействием низкопроницаемых коллекторов

-{00}попонижают охват пласта воздействием низкопроницаемых коллекторов

Адсорбция полимеров поверхностью пористой среды возрастает с 2

-{00}увеличением солености пластовой воды

-{00}уменьшением солености пластовой воды

-{00}уменьшением прони­цаемости пласта

-{00} повышением прони­цаемости пласта

Метод полимерного завод­нения не используется для разработки залежей нефти 2

-{00}с низкой проницаемостью

-{00}с газовыми шапками

-{00}с трещинным коллектором

-{00}с пористым коллектором

-{00}с высокой проницаемостью

-{00}с активным напором подошвенных вод

-{00}с неактивным напором подошвенных вод

При использовании полимера 2

-{00}соотно­шение коэффициентов подвижностей увеличивается

-{00}соотно­шение коэффициентов подвижностей уменьшается

-{00}коэффициент охвата пласта увеличивается

-{00}коэффициент охвата пласта уменьшается

Основными механизмами увели­чения нефтеотдачи при нагнетании водных растворов полимеров являются 5

-{00}разжижение воды

-{00}загущение воды

-{00}повышение соот­ношения подвижностей нефти и воды

-{00}снижение соот­ношения подвижностей нефти и воды

-{00}снижение возможности прорыва воды к добывающим скважинам

-{00}повышение возможности прорыва воды к добывающим скважинам

-{00}закупорка высоко­ проницаемых каналов вследствие адсорбции полимеров на по­верхности горной породы

-{00}закупорка низкопроницаемых каналов вследствие адсорбции полимеров на по­верхности горной породы

-{00}уменьшение охвата воздействием низкопроницаемых коллекторов

-{00}увеличение охвата воздействием низкопроницаемых коллекторов

Количество адсорбированного полимера при нагнетании водных растворов полимеров зависит от 7

-{00}величины пластового давления

-{00}структуры пористой среды

-{00}вещественного и компонентного состава пористой среды

-{00}величины скорости диссоциации

-{00}веса пористой среды

-{00}скорости фильтрации в пористой среде

-{00}скорости массобмена в пористой среде

-{00}температуры среды

-{00}величины водородного показателя среды pH

-{00}вида полимера

Метод нагнетания водных растворов щелочи – 1

-{00}закачка в нефтяной пласт щелочи

-{00}закачка в нефтяной пласт водных растворов реагентов, вызывающих щелочную реакцию

Основными механизмами вытеснения при методе нагнетания водных растворов щелочи являются 3

-{00}диэмульгирование нефти

-{00}снижение межфазного натяжения

-{00}повышение межфазного натяжения

-{00}эмульгирование нефти

-{00}увеличению угла смачивания

-{00}изменение смачиваемости пород

Минимум межфазного натяжения наблюдается в диапазоне массовых концентраций щелочи 1

-{00}от 0,0005 до 0,05 %.

-{00}от 0,005 до 0,5 %.

-{00}от 0,05 до 0,8 %.

Интенсивный перенос через границы раздела фаз при нагнетании раствора щелочи происходит 3

-{00}в течении времени 20-40 мин

-{00}в течении времени 1 - 2 часа

-{00}при снижении межфазного натяжения до 0,001 мН/м

-{00}при снижении межфазного натяжения до 0,01 мН/м

-{00}при уменьшении контактного угла смачивания породы водой до 10-20°

-{00}при уменьшению контактного угла смачивания породы водой до 25-30°

При методе нагнетания водных растворов щелочи имеют место следующие эффекты 4

-{00}щелочные растворы гидрофилизируют поверхность пород

-{00}щелочные растворы гирофобизируют поверхность пород

-{00}угол смачивания уменьшается в некоторых случаях до нуля

-{00}угол смачивания увеличивается в некоторых случаях до 90^о

-{00}нефть извлекается из пористой среды за счет эмульгирования

-{00}нефть извлекается из пористой среды за счет диэмульгирования

-{00}нефть извлекается из пористой среды за счет противоточного капиллярного замещения ее на раствор щелочи

-{00}нефть извлекается из пористой среды за счет гравитационного замещения ее на раствор щелочи

При методе нагнетания водных растворов щелочи в качестве щелоч­ного реагента используются 4

-{00}NaOH (каустическая сода)

-{00}Na₂SiO₃ (си­ликат натрия)

-{00}NaCl (хлористый натрий)

-{00}NH₄OH (раствор аммиака)

-{00}Na₃PO₄ (тринатрий-фосфат)

-{00}KCl (хлористый калий)

Обычно концентрация щелочных реагентов в водном растворе в методе нагнетания водных растворов щелочи изменяется 1

-{00}от 0,01 до 0,05 %,

-{00}от 0,05 до 5 %

-{00}от 5 до 25 %

Метод нагнетания водных растворов кислот заключается 1

-{00}в создании в пласте оторочки концентрированной соляной кислоты, проталкиваемой водой

-{00}в создании в пласте оторочки концентрированной серной кислоты, проталкиваемой водой

Основными механизмами вытеснения нефти в методе нагнетания водных растворов кислот являются 5

-{00}снижение межфазного натяжения

-{00}повышение межфазного натяжения

-{00}адсорбция анионоактивных ПАВ, которые образуются в результате взаимодействия серной кислоты с нефтью

-{00}десорбция анионоактивных ПАВ, которые образуются в результате взаимодействия соляной кислоты с нефтью

-{00}закупорка промытых водой высокопроницаемых каналов (за счет образования малорастворимых кристаллов солей сульфата и сульфоната кальция)

-{00}снижение вязкости нефти

-{00}повышение вязкости нефти

-{00}растворение карбонатных компонентов серной кислотой

-{00}растворение карбонатных компонентов соляной кислотой

Процессы, определяющие механизмы вытеснения нефти в методе нагнетания водных растворов кислот

-{00}[]образование анионоактивных ПАВ

-{00}[]закупорка промытых водой высокопроницаемых каналов

-{00}[]снижение вязкости нефти

-{00}[7]растворение карбонатных компонентов серной кислотой

-{00}[00]за счет образования малорастворимых кристаллов солей сульфата и сульфоната кальция

-{00}[00]за счет выделения тепла при взаимодействии кислоты с пластовой водой

-{00}[00]приводящее к образованию двуокиси углерода, что способствует проявлению механизма вытеснения нефти углекислым газом и к увеличению проницаемости поровых каналов

-{00}[00]в результате взаимодействия серной кислоты с нефтью

Основные механизмы вытеснения нефти водным раствором спирта (ацетона) следующие: 3

-{00}поглощение связанной воды

-{00}поглощение свободной воды

-{00}поглощение воды, находящейся в межслоевом пространстве кристаллической решетки монтмориллонитовых глин

-{00}поглощение и вынос воды, приводящие к эффекту сжатия набухающих глин

-{00}поглощение и вынос воды, приводящие к эффекту разбухания глин

Мицеллярно-полимерное заводнение - это 1

-{00}метод вытеснения нефти, основанный на последовательном нагнетании оторочки мицеллярного раствора или микроэмульсии (с очень низким межфазным натяжением) и оторочки водного раствора полимера.

-{00}метод вытеснения нефти, основанный на одновременном нагнетании оторочки мицеллярного раствора и оторочки водного раствора полимера.

Основные ограничения, препятствующие широкому применению мицеллярно-полимерного заводнения 3

-{00}строгая, жесткая последовательность проведения сложных технологических операций

-{00}высокая чувствительность к геолого-физическим параметрам (минерализации, солености, пластовой температуре)

-{00}низкая чувствительность к геолого-физическим параметрам (минерализации, солености, пластовой температуре)

-{00}высокие требования к качеству воды, используемой для приготовления реагента

-{00}редкость основных компонентов мицеллярных растворов – нефтяных сульфанатов и стабилизаторов спиртов

При мицеллярно-полимерном заводнении основной механизм вытеснения нефти 3

-{00}высоковязкий мицеллярный раствор резко снижает межфазное натяжение до сверхнизких значений