Обоснование и выбор методики эксплуатации трубопроводов для повышения нефтеотдачи пластов на Ватьеганском месторождении

Работа на отлично ...

ВВЕДЕНИЕ
1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВАТЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Характеристика района работ
1.2 Стратиграфия
1.3 Параметры основных продуктивных пластов
1.3.1 Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов
1.3.2 Характеристика толщин пластов и их неоднородности
1.3.3 Емкостно-фильтрационные характеристики пластов
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.5 Краткие сведения о состоянии разработки Ватьеганского месторождения
1.6 Постановка целей и задач по первому разделу.
2 МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
2.1 Обзор методов повышения нефтеотдачи пластов
2.2 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов
2.3 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов
2.4 Газовые методы
2.5 Микробиологическое воздействие
2.6 Тепловые методы
2.7 Выборобъекта для реализации МУН
2.8 Методы оценки эффективности МУН
2.9 Постановка целей и задач по второму разделу.
3 МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
3.1 Область эффективного применения, технология регулирования заводнения с помощью ГОС на основе ПАА
3.2 Физико-химические свойства применяемых химреагентов
3.3 Технология приготовления и проведения работ по закачке ГОС
3.4 Выбор объекта для реализации технологий ГОС на основе ПАА
3.5 Работы при закачке ГОС по участку 2-1
3.6 Предполагаемый порядок работ при проведении закачки ГОС на перспективном участке 3-2
3.7 Расчет ожидаемого технологического эффекта по участку
3.8 Постановка целей и задач по третьему разделу.
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА
4.1 Технико-экономическая характеристика деятельности НГДУ “Повхнефть”
4.2 Анализ себестоимости производства единицы продукции
4.3 Расчет экономической эффективности предлагаемого мероприятия
4.3.1 Расчет экономической эффективности от применения закачек ГОС
4.4 Пути повышения эффективности производства
4.5 Постановка целей и задач по четвертому разделу.
5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа в НГДУ “Повхнефть”
5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и производственных процессов
5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях
5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности
5.5 Постановка целей и задач по пятому разделу.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Дипломный проект написан на 108 страницах, состоит из 5 разделов, содержит 8 рисунков, 22 таблицы и список использованных источников из 17 наименований.
ПЛАСТ, НЕОДНОРОДНОСТЬ, МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ, КАРТА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ, УЧАСТОК С МЕНЕЕ ВЫРАБОТАННЫМИ ЗАПАСАМИ, ГЕЛЕОБРАЗУЮЩАЯ СИСТЕМА, ОЖИДАЕМЫЙ ЭФФЕКТ.
Объектом исследования является Ватьеганское месторождение. Промышленная эксплуатация начата с 1984 года, в настоящее время разрабатывается силами НГДУ “Повхнефть”.
В дипломном проекте представлены общие сведения о месторождении, геолого-физические характеристики пластов и объектов, физико-химические свойства нефти, газа и воды. Приведен анализ текущего состояния разработки и выработки запасов. Изложены существующие МУН пластов. Представлен анализ методов повышения нефте отдачи пластов, применяемых в ТПП “Когалымнефтегаз” и непосредственно на Ватьеганском месторождении. Приведено обоснование и выбор перспективного участка воздействия по пласту АВ1-2 месторождения. Обоснован выбор технологии гелеобразующей системы на основе ПАА для рекомендуемого объекта. Приведен выбор объемов закачек ГОС в нагнетательные скважины участка 3-2. Представлены показатели ожидаемой технологической эффективности от рекомендуемого мероприятия.
В экономической части диплома показан расчет ожидаемого экономического эффекта от рекомендуемой закачки ГОС на перспективном участке 3-2.
В разделе безопасности и экологичности проекта приведен обзор мероприятий по охране труда и технике безопасности при работах по закачке ГОС. Оценена эффективность мероприятий по обеспечению экологической безопасности.


Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется снижением эффективности разработки месторождений. Определяющим фактором этой тенденции явилось существенное ухудшение структуры, увеличение в них доли малоэффективных трудно извлекаемых запасов. Это обусловлено как вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в поздние стадии разработки, так и неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти вновь вводимых в разработку месторождений и залежей.
Учитывая реально сложившуюся ситуацию, следует признать, что только широкомасштабное, повсеместное внедрение новых технологий, существенно повышающих эффективность обычного заводнения, позволит уменьшить темп падения добычи нефти. Поэтому с каждым годом возрастает внимание к методам повышения нефтеотдачи пластов, в программах и проектах развития и применения которых значительная роль отводится расширению физико-химических методов воздействия на пласты. При этом, учитывая особенности геологического строения большинства эксплуатационных объектов, особое место занимают осадкогелеобразующие технологии и технологии ограничения водопритоков.
Как известно, месторождения Западной Сибири характеризуются высокой расчлененностью, развитием не выдержанных по площади и разрезу пропластков, неравномерной и часто пониженной проницаемостью, низкой начальной нефтенасыщенностью. Это в процессе разработки обусловливает выработку запасов нефти высокопроницаемых участков, и, как следствие, преждевременный рост обводненности и спад уровней добычи нефти. В связи с этим актуальным направлением увеличения нефтеотдачи является использование технологий, направленных на выравнивание профиля приемистости, снижение водопритоков к забоям добывающих скважин.
Одним из наиболее эффективных методов на месторождениях Когалымского региона в последние годы является применение гелеобразующих систем на основе полиакриламида. Для достижения наибольшего эффекта по данной технологии необходимо грамотное обоснование выбора участков воздействия при соблюдении всех критериев применимости данного метода.

Циклическое заводнение неоднородных пластов. Сущность циклического заводнения заключается в создании периодических колебаний пластовой системы изменением давления на линии нагнетания и отбора, обеспечивающих интенсивное перемещение нефти из низко проницаемых зон в зоны активного дренирования. Метод наиболее эффективен в условиях маловязких нефтей, мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между слоями. Гидрофильность коллектора, способствующая удержанию воды, внедряемой в малопроницаемые зоны, упругие свойства системы пласт-жидкость также влияют на эффективность процесса.
Если за счёт быстрого повышения давления на линии нагнетания между не изолированными заводненной и нефтенасыщенной зонами пласта создать положительный перепад давления, вследствие упругого сжатия определенное количество жидкости из высокопроницаемой водонасыщенной зоны внедрится в нефтенасыщенную малопроницаемую зону. В результате произойдет некоторое перераспределение нефтенасыщенности, вода заполнит наиболее мелкие поры пласта, вытеснив оттуда нефть. При создании перепада давления противоположного знака часть внедренной в низкопроницаемую зону воды будет капиллярно удерживаться в мелких порах, а нефть из низкопроницаемой зоны поступит в зону с высокой проницаемостью, т.е. произойдет изменение фазового состава жидкости. При этом жидкость с большим содержанием воды пойдет к высокопроницаемой зоне. Таким образом, периодическое изменение перепадов давления по величине и направлению между слоями (пластами) разной проницаемости приводит к частичному обмену фазами - перемещению воды в малопроницаемую и нефти в высокопроницаемую зону. При этом, чем выше амплитуда создаваемых перепадов давлений, тем сильнее капиллярные удержания воды в малопроницаемой зоне, чем шире гидродинамическая связь между зонами, тем интенсивнее перенос нефти в зону активного вытеснения. Искусственное создание мощных периодических пульсаций пластового давления может обеспечить необходимые межслойные перепады давления и вовлечение в активную разработку малопроницаемых пропластков, целиков, не разрабатываемых при обычном заводнении.
Форсированный отбор жидкости. Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления). Сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения забойных давлений. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки. Метод эффективен при высокой обводненности (80-85 %), высоких забойных давлениях и коэффициента продуктивности.
Метод перемены направления фильтрационных потоков. В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно неоднородных, по традиционным схемам в них постепенно формируются поле давлений и характер фильтрационных потоков, при которых отдельные участки пласта оказываются не охваченными активным процессом вытеснения нефти водой. По мере появления в добывающих скважинах воды и роста обводненности заводненные зоны пласта взаимосообщаются, а неохваченные заводнением зоны образуют изолированные островки, вытеснение нефти из которых происходит только за счет капиллярной пропитки пластов водой. А так как эти процессы протекают медленно, то снижается общая эффективность разработки. Размеры и местоположение зон, не охваченных заводнением, зависят не только от неоднородности пластов, но и от расстановки добывающих и водонагнетательных скважин, а также от общей гидродинамической обстановки в пласте, определяемой забойными давлениями в скважинах и отбором (закачкой) жидкости из них. Стабильная гидродинамическая обстановка в пласте обусловливает малую подвижность нефти в застойной зоне.
Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон пласта необходимо изменить общую гидродинамическую обстановку в нем, что достигается перераспределением отборов и закачки воды по скважинам. В результате изменения отборов (закачки) меняются направленность и величины градиентов давления, за счет чего на участки, ранее не охваченные заводнением, воздействуют более высокие градиенты давления, и нефть из них вытесняется в заводненную, проточную часть пластов, чем и достигается увеличение нефтеотдачи. В отличие от циклического заводнения метод перемены направления фильтрационных потоков не требует обязательной остановки добывающих и нагнетательных скважин. При реализации метода наряду с изменением отбора и закачки практикуется периодическая остановка отдельных скважин или групп добывающих и нагнетательных скважин. Скважины можно периодически останавливать через одну или парами. При разработке залежи нефти рядами скважины, выбираемые для остановки или ограничения (увеличения) отбора, не должны лежать на одной линии с ближайшей нагнетательной скважиной. Метод предполагает одновременное ограничение отбора в одних скважинах и увеличение в других. Этот же принцип применяется для нагнетательных скважин.
2.4 Газовые методы
На многих месторождениях легкой нефти добываются большие объемы газа. Когда в состав его входят нежелательные компоненты (СО2, H2S, тяжелые компоненты и др.) или в районе добычи нет возможности сбыта или обработки газа, добываемый газ обычно нагнетается в пласт.
Попеременная закачка газа и воды вниз по падению пласта. При водогазовом воздействии используется синергетический эффект комбинирования закачки газа и воды в один и тот же пласт. Высокая эффективность вытеснения является результатом закачки газа, в то время как нагнетаемая вода улучшает соотношение подвижностей воды и нефти. ВГВ повышает коэффициент охвата в результате вытеснения нефти из зон пласта, не охваченных воздействием при непрерывной закачке газа или воды. В низкопроницаемых пластах малой толщины эффект гравитационного разделения не играет столь важной роли, как в высокопроницаемых пластах большой толщины.
Непрерывная закачка газа вверх по восстанию пласта. При закачке газа в свод структуры или газовую шапку при гравитационно-стабильном вытеснении процесс несмешивающегося вытеснения может быть почти так же эффективен, как процесс смешивающего вытеснения. Несмешивающееся вытеснение может быть успешно реализовано в высокопроницаемых песчаных коллекторах, а также в низкопроницаемых трещиноватых карбонатных и известняковых коллекторах.
Закачка диоксида углерода. Закачка его может быть эффективной, если недорогостоящий СО2 доступен в необходимых объемах для нагнетания. Эффективность процессов несмешивающегося или развивающегося смешивающегося вытеснения нефти СО2 объясняется действием следующих факторов:
- способностью СО2 испарять углеводородные компоненты в обогащенную диоксидом углерода подвижную фазу;
- уменьшением вязкости нефти в результате растворения в ней СО2;
- “разбуханием” нефти в результате растворения в ней СО2, при этом объемный коэффициент нефти может возрасти в 1,4-1,7 раза;
- уменьшением межфазного натяжения на контакте нефть-вода при наличии СО2 в фазах;
- увеличением проницаемости горных пород, содержащих карбонаты, вследствие химических реакций их с СО2; при этом проницаемость песчаников может возрасти на 5-15 %, карбонатов и доломитов – на 6-75 %.
Отмеченные факторы обеспечивают возможность использования процесса несмешивающегося вытеснения нефти путем закачки СО2 даже для эффективного извлечения остаточной нефти из пластов с низкой нефтенасыщенностью. Эффективность процесса при этом является следствием композиционных эффектов, таких как испарение и увеличение объема нефти. Закачка СО2 позволяет значительно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после заводнения или в переходных зонах вода-нефть.
Ожидаемый прирост КИН в результате закачки СО2 может колебаться в пределах 5-25 % начальных запасов нефти в пласте в зависимости от объема закачки диоксида углерода, характеристик пласта и методов закачки.
2.5 Микробиологическое воздействие
Применение технологии этого вида воздействия позволяет увеличить текущую добычу и извлечь остаточную нефть в результате:
- повышения охвата пласта воздействием;
- увеличения продуктивности скважин за счет ликвидации отложений парафина, солей и асфальтена;
- изменений на поверхностях контакта нефти, воды и горных пород.
Внутрипластовые и внесенные микроорганизмы, потребляя питательные вещества, вырабатывают внутри пласта полимеры, ПАВ, растворители, газы и кислоты. Микроорганизмы, вырабатывающие биомассу, например полимеры, могут использоваться для закупорки высокопроницаемых зон поглощения и повышения коэффициента охвата пласта заводнением. Применяются два метода микробиологического воздействия: на основе анаэробных и аэробных бактерий. Процесс размножения анаэробных бактерий происходит без кислорода и приводит к выработке сероводорода. Закачка в пласт морской воды и кислорода способствует развитию аэробных бактерий на поверхности нефти, что способствует мобилизации остаточной нефти и повышению эффективности вытеснения. К преимуществам микробиологического воздействия по сравнению с традиционными химическими методами можно отнести меньшие затраты и использование менее токсичных химических реагентов.
2.6 Тепловые методы
Традиционно целью данных методов был прогрев тяжелой нефти в пласте и уменьшение её вязкости. К числу основных тепловых методов относятся закачка пара и внутрипластовое горение, которые широко применялись на месторождениях тяжелых нефтей в разных странах мира.
Вытеснение нефти паром. Метод направлен на снижение вязкости нефти при ее нагреве. Кроме того, важную роль при вытеснении нефти из пористой среды играет дистилляция легких фракций нефти в газовую фазу. Эффективность способа зависит, в первую очередь, от свойств пластовой нефти. Считается, что метод целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа∙с. По имеющимся данным промысловых экспериментов установлено, что лучшие результаты паротеплового воздействия получают в поровых коллекторах. Сильная неоднородность, трещиноватость, а также набухание глин пласта, как результат взаимодействия с дистиллятом пара, - основные факторы, ограничивающие область применения способа.
Эффективность способа снижается с уменьшением пористости и проницаемости пласта. Результаты исследований показывают, что нижний предел пористости до использования метода составляет 18-20 %, проницаемости – около 0,1 мкм2. Увеличение толщины пласта положительно сказывается на повышении эффективности метода. Однако при толщине пласта свыше 20 м начинают проявляться гравитационные силы, что приводит к некоторому снижению эффективности. На эффективность метода существенное влияние оказывает теплопотери при закачке пара с поверхности. С ростом глубины скважины теплопотери в среду, окружающую ствол скважины, возрастают, поэтому применение способа ограничивается глубиной скважин 1000-1200 м.
Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при внутрипластовом горении осуществляется нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод получил наименование “сухого” внутрипластового горения, во втором – “влажного” внутрипластового горения.
Суть метода при разработке залежей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.
Метод внутрипластового горения подразделяют по направлению движения окислителя и источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте. По направлению движения окислителя:
- прямоточный процесс внутрипластового горения и окислителя совпадают;
- противоточный процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.
По источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте:
- процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топливо получается только из находящейся в пласте нефти);
- процесс с вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образовании топлива из пластовой нефти.
Наиболее изучен прямоточный процесс без ввода в пласт дополнительного топлива. Как и любая разновидность внутрипластового горения, процесс начинается с создания в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин фронта горения. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон.
Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Лабораторными и промысловыми наблюдениями установлено, что зона фронта горения имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона коксообразования и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды при пластовом давлении. Перед зоной испарения движется зона конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона жидкого и горячего конденсата нефти и воды. Температура в этой зоне снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образовываться “нефтяной вал” при температуре, равной пластовой. Последняя зона – зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.
2.7 Выбор объекта для реализации МУН
Объектом воздействия в данном случае может быть отдельная скважина, участок или залежь нефти в целом.
Многолетний опыт показывает, что каждый метод имеет свою наиболее эффективную область применения. Не существует универсальной технологии, позволяющей получить высокую эффективность для всего спектра реального многообразия геолого-физических факторов. Поэтому важнейшим этапом работ в рамках рассматриваемой проблемы, является выбор объекта воздействия на нефтяном месторождении.
Перед проектированием объект воздействия выбирается с учетом геологического строения пласта, стадии разработки, системы размещения и плотности сетки нагнетательных и добывающих скважин. Учитывается при этом техническое состояние скважин и система обустройства месторождения, которая должна обеспечить возможность осуществления действенного контроля над закачкой жидкости в пласт и добываемой продукцией.
Правильному выбору объекта воздействия будут способствовать результаты геофизических и гидродинамических исследований.
В таблице 2.1 рассмотрены основные критерии эффективного применения физико-химических методов в зависимости от геолого-физических параметров продуктивного пласта. В соответствии с этими критериями необходимо производить и выбор месторождения для осуществления конкретного метода ПНП.
Практика подсказывает, что нередки случаи, когда для разрабатываемого объекта необходимо выбрать наиболее эффективную, проверенную в лабораторных и промысловых условиях технологию. В этом случае на стадии проектирования необходимо рассмотреть несколько методов, которые способны повысить эффективность разработки данного объекта. Выбор технологии должен осуществляться на основе ранее разработанных критериев определения области рентабельного применения каждого из рассматриваемых методов.
Гидродинамические расчеты с последующей оценкой технико-экономических показателей каждого из рассмотренных методов позволят выбрать оптимальную технологию для конкретного объекта.
При выборе участка воздействия на стадии проектирования и уточнения его границ в процессе реализации МУН необходимо учитывать, что пласт является единой гидродинамической системой. Поэтому воздействие даже на одну нагнетательную или добывающую скважину может привести к перераспределению потоков в пласте из-за интерференции скважин. Следовательно, оценку эффективности метода необходимо осуществлять с учетом работы всего фонда окружающих скважин.
Выделение участка реагирующих скважин может быть осуществлено по картам изобар. В этом случае зона дренирования участка воздействия определяется по наименьшей изобаре, оконтуривающей систему ближайших добывающих скважин.
2.8 Методы оценки эффективности МУН
Технологическая эффективность МУН определяется основным кри­терием - приростом конечного КНО за счет реализации метода по сравне­нию с базовой (проектной) системой разработки объекта. Обычно за базо­вый вариант принимается вытеснение нефти водой.
Оценка успешности промыслового эксперимента новых МУН может проводиться следующими способами:
1) сравнение базовой нефтеотдачи пласта (без применения МУН) с фактической (после проведенного МУН);
2) сравнение нефтеотдачи пласта опытных и контрольных участков;
3) определение остаточного нефтенасыщения по оценочным скважи­нам.
1) Сравнение базовой нефтеотдачи (без применения МУН) с фактической (после проведения МУН).
Существует два способа определения базовых показателей: детерминированные методы математического моделирования и статистические методы прогноза.
а) Математическое моделирование.
Расчет базового варианта по математической модели представляется целесообразным в том случае, если объем информации о пласте и степень совершенства методики расчета позволяют определять технологические показатели с точностью, достаточной для сравнения с фактическими показателями применения МУН. В действительности же, ввиду ограниченности размеров опытных участков и числа скважин - источников информации, возможная ошибка в определении нефтеотдачи с применением традиционных видов воздействия, как правило, превышает потенциальный прирост нефтеотдачи за счет таких методов как, например, заводнение с поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Математические модели должны отвечать определенным требованиям:
1) модели должны учитывать все особенности геологического строения нефтяного пласта, влияющие на прогнозные показатели, учитывать свойства насыщающих пласт жидкостей и вытесняющих агентов, а также изменение их свойств во времени;
2) результаты расчетов должны с достаточной точностью описывать процессы, происходящие в пласте с тем, чтобы не искажать фактические показатели разработки, а рассчитывать их с минимальной погрешностью;
3) использовать в качестве исходных данных только доступную геолого – промысловую информацию или обладать возможностью корректировки ее путем самообучения (данное условие не противоречит требованию по п.1, так как некоторые свойства пласта могут входить в расчетные уравнения в неявном виде);
4) осуществлять ввод исходных данных и последующий расчет показателей разработки в автоматизированном режиме на всех стадиях проектирования;
Таблица 2.1 Основные критерии эффективного применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи
Метод вытеснения нефти
Флюид
Коллектор
Пласт
Вязкость нефти, мПа∙с
Состав нефти
Минерализация воды, г/л
Жесткость воды, мг∙экв/л
Нефтенасыщ-сть, %
Проницаемость, мкм2
Пористость %
Литологический состав
Глинистость, карбонатность,
%
Пластовая температура,0С
Нефтенасыщ. толщина, м
Глубина залегания, м
Полимерами
<100
--
Огр.содерж. Са2+, Мg2+
300
>50
>0,1
--
Песчаники
Глинистость до 5-10
<90
--
--
Мицеллярными растворами
--
--
Огр.содерж. Са2+, Мg2+
10
>30
>0,1
--
То же
Огранич.карбонатности
<90
--
--
Растворами ПАВ
<60
--
До 200
--
>50
>0,01
>10
--
Глинистость до 5-10
<90
<15
--
Растворами щелочей
<100
Органич. кислоты
Огранич. Са2+
300
>40
>0,1
--
Песчаники
Глинистость до 5-10
--
--
--
Кислотами
<30
До10% А+С
До 150
--
>50
<0,5
--
То же
--
--
--
--
Углекислоты
<50
До 15% А+С
Огранич. Са2+
--
>30
--
--
--
--
--
--
--
У. В. газами
<15
--
--
--
>50
--
--
--
--
--
<25
<1500
Вода+газ
Последовательная закачка
Чередующаяся закачка
--
--
До 25% А+С
До 15% А+С
--
--
--
--
>50
>50
0,005-0,1
0,1-0,8
--
--
--
--
--
--
<100
<100
2-20
2-20
<1800
<1800
Внутрипластовым горением
>10
Огранич. S
--
--
>50
> 0,1
--
--
--
--
3-20
--
Паром
>50
Легкие компоненты
--
--
>70
> 0,1
<30
--
--
--
>6
<1200