Составы на углеводородной и силикатной основе для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.11 ВАК РФ
|
Нигъматуллин, Марат Махмутович
АВТОР
|
||||
|
кандидата технических наук
УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ
|
||||
|
Казань
МЕСТО ЗАЩИТЫ
|
||||
|
2007
ГОД ЗАЩИТЫ
|
|
02.00.11
КОД ВАК РФ
|
||
|
|
||||
к* __
На правах рукописи
ии^иВ25ВЗ
Нигъматуллшг Марат Махмутоп1^и--—
СОСТАВЫ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ И СИЛИКАТНОЙ
ОСНОВЕ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
02 00 11 - Коллоидная химия и физико-химическая механика
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Казань - 2007
003062563
Работа выполнена в Казанском государственном технологическом
университете
Научный руководитель-
доктор технических наук, профессор Крупин Станислав Васильевич
Официальные оппоненты-
доктор технических наук, профессор -Коробков Александр Михайлович
кандидат технических наук Харитонов Александр Олегович
Ведущая организация:
ОАО «НИИнефтепромхим», г Казань
Защита состоится «/¿7» мая 2007 года в «14» часов на заседании диссертационного совета Д 212 080 05 в Казанском государственном технологическом университете по адресу 420015 Казань, ул К Маркса, 68, зал заседаний Ученого совета
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке КГТУ
Автореферат разослан апреля 2007 г.
Электронная версия автореферата размещена на официальном сайте Казанского государственного технологического университета «_£_» апреля 2007 г Режим доступа http //www kstu ru
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат химических наук
Актуальность проблемы. Повышение нефтеотдачи пластов является одной из главных проблем энергообеспечения страны Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 025-0,55, что явно недостаточно для достижения полной выработки нефтяных плйлов Основные способы обработки продуктивных macro в, направленные на увеличение нефтеотдгми, базируются на качественном заюднении нефтеносного пласта и реализуются различными методами При этом прорыв закачиваемых еод го пластам Еедет к обводнению скважин до 95-98 %, при иэтором эффективность как самих гидродинамических методов, так и прочих методов повышения нефтеотдачи, резко снижается
Увеличение нефтеотдети и темпов разработки нефтяных залежей во многом определяются качественной работой добывающих и нагнетательных скважин, а она в свою очередь, состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) -коэффициентом ее продуктивно ста Осногпой причиной снижения фильтрационные характеристик ПЗП пласта является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) Из всех методов удаления АСПО наибол нией эффективностью обладают углеводородные растворители и составы на их основе Многообразие и сложность факторов, влияющих на процесс удаления АСПО, стимулируют работы по поиску новых составов с высокой экономической и технологической эффективностью
Одной из причин низюго коэффициента извлечения нефти является неравномерное вытеснение нефти из неоднородного коллектора, которое приводит к высокой обводненности пысонепроницаемых частей пласта и образованию целиюэв нефти в плохо дренируемых застойных зонах и пропластках Дп я у велич ения степени ох вата пласта в заводнением применяются потогаотклоняющие технологии, рейдирующие (снижающие) проницаемость водопроводящич зон и пропл&стков неоднородного пласта полимерное воздействие, вязкоупруше дисперсные композиции, геле- и осадгаобразующие технолоши и тд. Их применение позкшяет п ер ер асп редел ять энергию закачиваемой воды в пласте и способствует извлечению нефти из невыработанных зон
Поэтому исследования, направленные на создание высоко эффект вных комплексных технологий удаления АСПО с помощью растворителей и снижения неоднородности пласта для повышения нефтеотдачи путем закачки водоограничительных со стаю в, являются актуальной проблемой
Работа выполнит в соответствии с планом Программы развития приоритетных направлений неуки в РТ на 2001-2005 годы по направлению «Топливно-энергетические и сырьевые ресурсы, энергосберегающие технологии из освоения», подраздел «Повышение эффективности выработки запасов действующих нефтяных месторождений», утвержденной посгано вл ением Кабинета мини сто о в РТ о i Об 02 01
Цель работы. Коллоидно-химическое обоснование рецептуры составов для удаления АСПО на основе углеводородных растворителей и водоограничительных составов на основе гепеобразующих компонентов, как
составных частей комплексной технологии по очистке призабойной зоны пласта от АСПО с целью подключения в разработ!у низюпроницаемых нефтенасыгценных частей пласта
В соответствии с целью поставлены следующие задачи:
создание со стаю в для разрушения АСПО на основе фракции углеводородов переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья,
создание со стаю в для разрушения, АСПО на основе смесей растворителей и солей госсиполоюй смолы;
разработка технологических основ удаления АСПО из призабойной зоныпласта в зависимости отприродынефтеносного коллектора, создание водоограничительного состава путем подбора концентраций и соотношения объемов компонентов в системе водорастворимый полимер - щелочной компонент- соль поли валентно го металла; разработка комплексной технологии по очистке призабойной зоны пласта от АСПО с исключением из обработки высоко про мьггых участков пласта,
проведение опытно-промысловых испытаний комплексной технологии. Научная новизна работы:
впервые показана определяющая роль диспергирующего действия реагента МИА-пром и составов на его основе в эффективности разрушения АСПО по сравнению сих растворяющей способностью, изучены концентрационные зависимости х ар актер а коагуляции дисперсий коллоидного кремнезема и полиакриламида в присутствии солей поливалентных металлов;
н^чно-экспфиментально обоснована технологическая
целесообразность совместного применения составов для удаления АСПО из призабойной зоны пласта и водоограничительных составов наоснове растворов полимеров, щелочных компонентов и хлористого алюминия Практическая значимость:
создан реагент и ряд составов Миа-пром наоснове растюрителей для удаления АСПО из призабойной зоны пласта и организовано их производство,
создана технология обработки призабойной зоны пласта для удаления А СПО на о сно ве со ставо в Ми а-пром,
предложены водоограничительные составы на основе растворов полимфо в, щелочных компоненто в и хлористого алюминия, создана технология ограничения притока воды по высоко проницаемым выработанным частям неоднородного пласта, создана и внедрена на нефтепромыслах ОАО «Татнефть» комплексная технология Миа-пром очистки призабойной зоны пласта от АСПО с исключением из обработки высо ко промытых уч астио в пласта,
Апробация работы. Основные положения и результаты работы доложены на 12-ом Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» в г Казани в 2003 г и на II Российской конференции «Актуальные проблемы нефтехимии» в г Уфе в 2005 г
Публикации работы. По материалам диссертации опубликовано 7 работ в виде тезисов доклада, статей и патентов РФ
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных результатов и выводов, списка использованной литературы из 1'81 наименования и приложений Работа изложена на1149 страницах, содержит 12 рисунков и 23 таблицы
Автор выражает благодарность за ценные замечания в обсуждении результатов работы д.х н Петровой Л М, к т.н Кирину Л В. и к.х н. Федоренко В.Ю
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении раскрыта актуальность темы, определены цели и задачи исследования, сформулированы научная новизна и практическая значимость работы
1 Современное состояние проблемы по созданию методов удаления
АСПО и ограничения притока воды в добывающие скважины
(Литературный обзор)
В разделе приведен обзор научной литературы, который показал, что при длительной разработке продуктивных пластов заводнением наблюдается снижение устойчивости нефтяных дисперсных систем, что приводит к формированию фаз асфальтенов и твердых парафинов и отложению АСПО в призабойной зоне пласта и на скважинном оборудовании Неравномерное вытеснение нефти из неоднородного коллектора приводит к высокой обводненности высокопроницаемых частей пласта и образованию целиков нефти в плохо дренируемых застойных зонах и пропластках Поэтому современный этап развития нефтедобывающей промышленности требует создания новых и совершенствования существующих технологий обработки призабойной зоны пласта и повышения нефтеотдачи месторождений за счет увеличения охвата пласта заводнением.
2 Объекты и методы исследования
В качестве объектов испытания использованы образцы АСПО и товарная нефть НГДУ «Альметьевскнефть». Для исследования состава АСПО использовано осаждение асфальтенов углеводородным растворителем и разделение мальтенов на парафины и смолы элюэнтной колоночной хроматографией Для оценки эффективности растворителей разрушать АСПО в статических условиях использован гравиметрический метод, а удалять АСПО с поровой поверхности в динамических условиях - метод моделирования пористой среды Испытания эффективности действия водоограничительных составов проводились на установке моделирования пластовых процессов в неоднородном пласте
3 Создание составов для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений и способа обработки призабойной зоны скважины В результате выделения из нефти в отдельную фазу АСПО наблюдается снижение проницаемости пласта Причина заключается в том, что вследствие возникновения пространственной структурной сетки при выделении АСПО дисперсная система нефти в целом и образующие ее фазы утрачивают подвижность, то есть возможность относительного перемещений, что сопроврждается соответствующим повышением вязкости, прочности и модуля подвижности
Создание составов для удаления АСПО на основе фракции переработки продуктов пиролиза нефтяного сырья В качестве растворителя АСПО исследована фракция 35-150°С переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья Применение фракции экономически целесообразно, так она является побочным продуктом производства Кроме этого, содержание парафиновых и ароматических углеводородов в ней близко к содержанию твердых парафинов и смол в АСПО (табл 1,2)
Таблица 1 - Состав образцов АСПО пиролиза нефтяного сырья
№ образца АСПО Состав АСПО, масс э/ /О
парафины (П) асфальтены (А) смолы вода механические примеси П/А
1 13,3 39,7 32,6 7,1 7,3 0,34
2 20,2 47,3 25,4 4,2 2,9 0,43
3 8,9 60,1 13,0 8,8 9,2 0,15
4 42,3 44,0 5,4 5,1 3,2 0,96
5 30 6 30 8 29,5 4,9 5,2 0,99
6 22,2 28,8 27,2 13,7 8,1 0,79
Таблица 2 - Групповой состав фракции 35-150°С переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья
Объект исследовами Содеря ание углеводородов, масс % |
пара^.ииарые ароматические насчет" ые
Фракция 35-150°С 31 Г, 35-39 21-2. 1
Для создания составов из фракции пе^ерабгтки жидких продуктов пиролиза использованы различные добаккн (табл 3) В к.. тцл к-пки, улучшающей растворяющие и сол»ватирующие своьавл фракции углеводородов, использована полиалкибензольная смола (ПАБС) Для увеличения растворяющей способности фракции углеводородов использованы в небольших количествах такие расгворители, как а-олефины и бутилбензольная фракция (ББФ) Ароматические у]леводороды растворителя, хорошо смачивая АСПО, растворяют смолы и асфальтены, цементирующие кристаллы парафина Однако из-за высокого поверхностного натяжения эффективность растворителя снижается на стадии смачивания ими АСПО Поэтому применена добавка анионного поверхностно-активного вещества
(АПАВ) - продукта реакции кубового остатка производства синтетических жирных кислот или олеиновой кислоты с триэтаноламином Введение АПАВ в растворитель повышает его эффективность за счет адсорбции АПАВ на полярных ассоциатах смол и асфальтенов, возникающего при этом расклинивающего давления и обусловленного этим сегрегирующего действия Таблица 3 - Эффективность разрушения образцов АСПО реагентами МИА-пром и составами на его основе
Номер состава Содержание компонентов в составе, масс % Номер АСПО П/А Р/Д Общая эффективность, %
Фракция ПАЕ С а- олефины ББФ АПАВ
1 100 - - - - 1 0,34 1,4 83
2 95,0 5,0 - - - 3 0,15 1,8 83
3 91,5 0,5 8,0 - - 4 0,96 1,4 85
4 94,0 - 2,0 4,0 - 5 0,99 1,5 84
5 84,0 - 6,0 10,0 - 5 0,99 1,5 86
6 99,45 0,5 - - 0,05 6 0,79 1,4 82
7 96,8 3,0 - - ОД 6 0,79 1,4 84
Эффективность реагента МИА-пром и составов на его основе для разрушения АСПО широкого состава, оцененная гравиметрическим способом (рис 1), составляет 76-86 %, что примерно соответствует содержанию в АСПО органической части Их растворяющая способность выше, чем диспергирующая способность в 1,2-1,8 раз Установлено, что эффективность реагента МИА-пром и составов на его основе зависит от амплитуды колебаний
Рисунок 1
Кривые корреляции диспергирующей (Д) - а и растворяющей (Р) - б способности составов МИА-пром и их эффективности
диспергирующих свойств в большей степени, чем от амплитуды колебаний растворяющей способности
Об эффективности реагента или составов МИА-пром судили также по увеличению подвижности жидкости в пористой среде модели пласта после их закачки и по снижению значения остаточного фактора сопротивления пористой среды (табл 4) Если подвижность жидкости в пористой среде с АСПО изменялась в интервале 0,37-0,39 мкм2/Н*с, то в зависимости от применяемого состава и АСПО подвижность жидкости увеличилась и стала составлять 0,520,57 мкм2/Н*с Остаточный фактор сопротивления, оцененный в процентах по1 разности подвижности жидкости в водонасыщенной пористой среде и с нанесенным на нее АСПО относительно подвижности жидкости в среде без АСПО Величина остаточного фактора сопротивления, рассчитанная как разность подвижности жидкости в пористой среде с АСПО и подвижности жидкости после обработки этой пористой среды углеводородными реагентами (включая МИА-пром), свидетельствует о восстановлении проницаемости пористой среды на 85-97%
Таблица 4 - Изменение фильтрационной способности моделей однородного пласта после обработки реагентом и составами МИА-пром в зависимости от состава АСПО
Номер состава Образец АСПО Подвижность жидкости, мкм2/Нс Остаточный фактор сопротивления*, %
после введения АСПО (X,) после закачки МИА-пром (h) после введения АСПО после закачки МИА-пром <t>2=(Xi-X2)/X|.100
1 1 0,39 0,54 45,1 -38,5
2 3 0,38 0,57 45,7 -50,0
3 4 0,38 0,55 46,5 -44,7
4 5 0,39 0,52 45,8 -35,9
6 6 0,37 0,52 47,1 -40,5
Знак « - » означает снижение остаточного фактора сопротивления
Поскольку минеральная составляющая АСПО находится в высокодисперсном состоянии и выносится потоком, то речь может идти о 100% разрушении АСПО
Создание составов для разрушения АСПО на основе смесей растворителей и солей госсиполовой смолы
Для увеличения ассортимента высокоэффективных реагентов-удалителей АСПО из призабойной зоны пласта проведено исследование растворяющей и диспергирующей способности выпускаемых промышленностью растворителей на основе алифатических и ароматических углеводородов Путем подбора соотношения растворителей, использования в качестве ПАВ добавки солей
госсиполовой смолы и исследования их эффективности разработан ряд составов для удаления АСПО (табл 5) Они в большей степени растворяют прочную структуру АСПО и в меньшей степени - переводят ее в высокодисперсную систему При этом на основе физического моделирования показано, что мелкодисперсные частицы АСПО легко уносятся вместе с растворителем
Таблица 5 - Растворяющая и диспергирующая способность составов углеводородных растворителей с добавкой солей госсиполовой смолы
Содержание соли госсиполовой смолы, масс %, Содержание растворителей, масс % Р, % Д. % Эффективность, %
алифатический ароматический
Кальциевая 0,01 Гексановая фр 50,0 Этилбензольная ФР 49,9 45,0 35,0 80,0
Кальциевая 0,05 Гексановая фр 39,95 Диметилформамид 60,0 49,6 31,1 80,6
Натриевая 0,05 Гексановая фр 60,0 Толуольная фр 39,95 45,1 33,0 78,1
Натриевая 0,1 Бензин нестабильный 39,9 Этилбензольная фр 60,0 44,9 32,9 77,8
Бариевая 0,01 ШЛФУ 55,0 Нефрас АР 44,99 46,9 33,4 80,3
Бариевая 0,07 Бензин БР-2 40,0 Толуол нефт 59,93 49,9 31,0 80,9
Цинковая 0,1 Бензин нестабильный 60,0 Этитбензольная ФР 39,9 45,0 37,0 82,0
Вместо смеси углеводородов с солями госсиполовой смолы можно также применять реагент МИА-пром Сравнительные испытания созданных составов на основе реагента МИА-пром с добавкой солей госсиполовой смолы с существующими реагентами показали более высокую эффективность разрушения АСПО (табл. 6)
Таблица 6 -Испытания эффективности реагента МИА-пром с добавкой солей госсиполовой смолы для удаления АСПО из трубопровода ДНС-З-ЦПС
Наименование реагента Эффективность, % Д,% Р,%
Толуот ГОСТ 5789-78 66,2 12,3 53,9
Prochinor Sol 61 48,4 11,3 37,1
Пар-мастер 82,5 38,4 44,1
МИА-пром rio IУ 24580011-27913102-2001 86,6 36,5 50,1
Обработка призабойной зоны пласта реагентом и составами МИА-пром
Для восстановления проницаемости призабойной зоны скважин, осложненных выпадением АСПО, на основе составов из смеси растворителей с добавкой солей госсиполовой смолы создан и запатентован способ обработки призабойной зоны скважины Он показал высокую эффективность удаления АСПО при обработке призабойной зоны добывающих скважин с низкой приемистостью и добывающих скважин с низким дебитом нефти
4 Создание комплексной технологии по очистке призабойной зоны пласта от асфальтосмолопарафиновых отложений с подключением в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных частей пласта
Обработка призабойной зоны пласта с помощью разработанных составов для удаления АСПО позволяет увеличить ее проницаемость. Однако при этом не устраняется одна из главных причин относительно низкой нефтеотдачи -неполный охват коллектора заводнением с образованием промытых зон вследствие неоднородности проницаемости коллектора, которая ухудшается на поздней стадии разработки месторождений Одним из эффективных направлений совершенствования методов заводнения и повышения нефтеотдачи является увеличение фильтрационного сопротивления этих зон за счет создания остаточного фактора сопротивления с применением водоизолирующих химических реагентов Снижение подвижности воды в обводненных пропластках позволяет уменьшить неоднородность нефтенасыщенного коллектора и тем самым увеличить охват пластов воздействием при последующей закачке воды
Подбор компонентов для создания водоограннчительных составов В связи с тем, что существует необходимость дополнения технологии по очистке призабойной зоны пласта от АСПО технологией по ограничению притока воды, осуществлен подбор компонентов, в результате взаимодействия которых могут образоваться высокоструктурированные системы водоограннчительных составов
Для создания водоограннчительных составов с высокой эффективностью действия использована совокупность трех гелеобразующих типов соединений, водорастворимых полимеров, щелочных агентов и солей поливалентных металлов
Изучение способности ПА А, низкомодульною жидкого стекла (Ыа28Юз) и хлористого алюминия к гелеобразованию проведено в статических условиях, а гидроизолирующей способности - в динамических условиях (табл 8) Установлено, что оптимальными концентрациями компонентов при последовательной закачке одинаковых объемов их водных растворов в модель пласта является состав с концентрацией ПАА 0,03 масс % Для него характерно относительно низкое содержание компонентов, высокий уровень образования осадка и высокий остаточный фактор сопротивления
Таблица 8 - Влияние концентрации компонентов водоограничительного состава на количество осадка и остаточный фактор сопротивления
№ п/п Содержание компонентов в водном растворе, масс % Количество осадка, г/100см1 раствора Подвижность жидкости, мкм2/мПа с Остаточный фактор сопротивления Ф=(Х,-Х2)Л|.100, %
ПАА ЫагЭЮз А1С13 до закачки (X,) после закачки О*)
1 <0,02 3,5 4 7,4 0,71 0,16 77,5
2 0,02 4 5,5 6,1 0,70 0,10 85,7
3 0,03 5 6 13,5 0,71 0,01 98,6
4 0,07 12 20,0 15,1 0,69 0 100
5 0,09 9,5 25,0 14,7 0,70 0 100
Влияние различных объемов закачки компонентов в однородную водонасыщенную модель пласта на остаточный фактор сопротивления исследовано при постоянных концентрациях (табл 9) Большой объем закачки ПАА немедленно приводит к полному прекращению фильтрации через модель пласта (опыт 1) Основным структурирующим компонентом водоограничительного состава является ПАА, так как снижение его объема при таком же объемном содержании силиката натрия приводит к снижению остаточного фактора сопротивления (опыт 2) Объем вводимого раствора силиката натрия также оказывает влияние на остаточный фактор сопротивления, но в меньшей степени (опыты 2 и 5) При одинаковых объемах ПАА и хлористого алюминия снижение объема закачки силиката
Таблица 9 - Влияние объемов закачки ПАА при концентрации 0,03 %, силиката натрия и хлористого алюминия на остаточный фактор сопротивления
№ опыта Объем реагента, % от общего порового объема модели пласта Остаточный фактор сопротивления, %
ПАА, концентрация 0,03 масс % КагБЮз, концентрация 7 масс % А1С1з, концентрация 8 масс %
1 12 18 7 100
2 6 18 5 95,0
3 4 18 5 98,4
4 4 18 4 98,0
5 6 4 5 91,0
натрия в 4,5 раза приводит к небольшому снижению остаточного фактора сопротивления Структурирование жидкого стекла и ПАА под действием хлористого алюминия носит вспомогательный характер При одинаковых объемах ПАА и силиката натрия (опыты 3 и 4) снижение объема раствора
хлористого алюминия с пяти до четырех поровых объемов не влияет на величину остаточного фактора сопротивления
Изучение способности водоограничителыюго состава к селективной изоляции высокопромытых участков пласта
При переходе от статических условий, в которых формируются высоковязкие и прочные дисперсные структуры, к динамическим условиям эти структуры могут быть разрушены в результате разрыва контактов между частицами дисперсной фазы Поэтому поведение водоограничительного состава изучено на модели неоднородного водо-насыщенного пласта с использованием в качестве пористой среды молотого кварцевого песка в динамических условиях, характерных для технологического процесса закачки воды, следующего после введения в пласт компонентов состава и их реагирования
Динамика перераспределения расходов жидкостей по пропласткам проиллюстрирована на рисунке 2 Вертикальные прямые показывают поровые объемы распределенных оторочек по низкопроницаемому пропластку А и по высокопроницаемому пропластку Б Кривые на графике определяют динамику изменения расхода жидкости по пропласткам I - по низкопроницаемому, П -по высокопроницаемому Взаимодействие между компонентами состава и возникновение контактов в поровом объеме высокопроницаемого пропластка приводит к образованию высококонцентрированных дисперсных систем и последующему их структурированию Эффективность воздействия водоограничительного состава на водонасыщенный пропласток оценивали по снижению неоднородности пропластков, определяемой по формулам
£. = (}., Х2),
где (к ^2)1 - соотношение подвижностей жидкости в низкопроницаемом пропластке 1 до и после обработки водо-ограничительным составом, (X] %2)п - соотношение подвижностей жидкости в высокопроницаемом пропластке II до и после обработки водо-ограничительным составом.
Неоднородность пропластков при фильтрации жидкости до и после прокачивания водоограничительного состава снизилась с 2 до 0,17, то есть степень неоднородности пропластков ¿^н уменьшается в 11,8 раз. Остаточный фактор сопротивления, создаваемый водо-ограничительным составом, устойчив в режиме доотмыва, на что указывает сохранение постоянного
>
04 02
0
0 0 5 1 1 5 2 2,6 3 3,6
УжЛ/пор
Рисунок 2 Динамика перераспределения расхода жидкости (Уж) после закачки компонентов водоограничительного состава по низкопроницаемому — I и высокопроницаемому - II пропласткам в зависимости от прокачанных поровых объемов (Уж/Упор)
расхода жидкости при прокачивании по высокопроницаемому пропластку более 1,5 поровых объемов воды
Для оценки влияния применения водоограничительного состава на увеличение добычи нефти был проведен ряд экспериментов на моделях нефте-и водонасыщенного неоднородного пласта (рис 3) В результате первичного заводнения перед закачкой компонентов водоограничительного состава происходит полное обводнение извлекаемой продукции в высокопроницаемом пропластке и отсутствие фильтрации нефти в низкопроницаемом Это объясняется тем, что замена нефти водой в высокопроницаемом пропластке усилила неоднородность модели по подвижности жидкости В результате наблюдается снижение фильтрационного сопротивления этого пропластка и, как следствие, градиента давления в системе, как и в реальных продуктивных пластах при прорыве воды в добывающие скважины Средняя обводненность продукции составляет 95%
При воздействии на нефтеводонасыщенный неоднородный коллектор преимущественная фильтрация водоограничительного состава (90,7%) осуществляется в обводненный высокопроницаемый пропласток Проникновение 9,3% комплекса в низкопроницаемый пропласток не снижает
Б - 1 - II
ч
_ -
Квыт, %, В,%
мкм" /мПа с
Уж/Упор
Рисунок 3 Зависимости обводненности продукции (В) - 1, подвижности жидкости (К/ц) - 2, коэффициента вытеснения нефти после закачки водоограничительного состава (Квыт) - 3 и прогнозируемого коэффициента вытеснения нефти при использовании заводнения (Квыт1) - 4, от порового объема прокачанной жидкости (горизонтальная линия 5 соответствует коэффициенту вытеснения нефти на момент закачки оторочки А водоограничительного состава)
в нем подвижность жидкости, подтверждая тем самым избирательные свойства применяемого состава Снижение подвижности жидкости в модели в целом происходит исключительно за счет увеличения фильтрационного сопротивления высокопроницаемого пропластка, так как в малопроницаемом нефтенасыщенном пропластке подвижность жидкости возрастает В результате наблюдается увеличение коэффициента вытеснения нефти и уменьшение обводненности продукции
Поскольку предложенные водо-ограничительные составы заведомо не обладают нефтеотмывающим свойством, то эффект от их применения в1 качестве водоизолирующего химического реагента в реальных условиях неоднородного нефтяного пласта заключается в увеличении темпа отбора нефти из низкопроницаемых частей пласта
Способ регулирования разработки нефтяного пласта На основе проведенных исследований создан способ использования водоограничительных составов для регулирования разработки нефтяного пласта в промышленном масштабе Техническим результатом способа регулирования разработки нефтяного пласта является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности обработки высокопроницаемых зон пласта путем снижения их проницаемости закачкой через добывающие и
нагнетательные скважины компонентов, способных образовывать прочную [елеобразную систему непосредственно в пластовых условиях с высокими структурно-механическими характеристиками
Используется подход, который заключается в последовательно чередующейся закачке в пласт компонентов состава в порядке их убывающей плотности водорастворимого полимера, водного раствора щелочного компонента и водного раствора соли алюминия Это дает возможность продвижению компонентов на большее расстояние от забоя скважины, так как снижает вероятность преждевременного взаимодействия компонентов В качестве водорастворимого полимера в предлагаемом способе можно использовать полиакриламид, или карбоксиметилцеллгалозу, или оксиэтилцеллюлозу (табл 10) В качестве щелочного компонента используется низкомодульное жидкое стекло или щелочной сток производства капролактама Кроме этого, применяют алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами
Таблица 10 - Характеристика водоограничительных составов
Концентрация Структурная Проницаемость, Коэффи-
компонентов, вязкость мк\Г циент
масс % геля, Па-с до после изоляции,
закачки закачки %
ПАА-0,01 66 0,82 0,035 95,8
Ь'а2510з-8,0
А1С1з_5,0
КМЦ-0,5 82 0,84 0,003 99,6
ЩСПК-15,0 А1С13-5.0
КМЦ-0,5 83 0,80 0,016 98,2
Ка25103-15,0
А1С13-20 0
ОЭЦ-0,01 76 0,82 0,05 94,0
ЩСПК-8,0
АЮз-6,0
ПАА-0,4 84 0,82 0,013 98,4
N328103-10,0
А1С1з 15,0
Комплексная технология Миа-пром по очистке призабойной зоны пласта от асфальтосмолопарафнновых отложений с исключением из рафаботки высокопромытых участков
Комплексная технология Миа-пром базируется на двух изложенных выше самостоятельных, но взаимосвязанных технологиях Эта технология сочетает в себе достоинства известных осадкообразующих систем и вязкоупругих составов с достоинствами лучших составов для удаления АСПО Она позволяет достигать необходимого уровня структурно-механических характеристик изолирующего материала и высокой степени очистки призабойной зоны пласта от АСПО
На первом этапе осуществляется выравнивание фронта движения вытесняющей технологической жидкости в послойно-неоднородном пласте путем последовательной закачки водных растворов полимера, щелочного агента и солей алюминия Обработка призабойной зоны растворителем Миа-пром является следующим, заключительным этапом комплексной технологии
В таблице 11 приведены результаты опытно-промысловых испытаний комплексной технологии МИА-пром на скважинах, перфорированных на кыновский и пашийский горизонты, в двух НГДУ ОАО «Татнефть» Непосредственно после проведения двухэтапных работ увеличился объем добываемой нефти (0„сфТн), для части скважин снизилась обводненность продукции (Ообв) и увеличилось давление на забое (Рмб) По некоторым
Таблица 11 - Результаты опытно-промысловых работ по применению комплексной технологии МИА-пром на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Иркеннефть»
№ скважины Дата обработки Состояние до и после промысловых работ* Средний прирост нефти, т/сут
Онефтн, т/сут Ожид, м3/сут Робв, % Рпл, атм Рзаб, атм
361а 25 04 03 1,6/10,8 3,2/14,0 68,4/10,0 161/162 118/132 2,86
883 25 08 03 1,7/6,5 10,4/50,0 83,3/65,0 180/181 123/136 2,25
3402 25 01 04 2,9/6,2 13,6/15,0 77,1'56,9 171/175 108/128 2,55
9002а 01 09 04 4,1/6,5 5,2/8,8 29,5/15,0 163/170 69/82 6,00
14156 25 12 03 0,4/1,9 2,1/2,9 78,3/28,7 157/167 103/131 2,77
14173 15 08 04 0,8/3,5 1,2/5,0 23,0/20,0 162/163 87/108 3,21
23636 25 11 03 0,9/3,5 4,5/6,0 68,9/64,2 172/170 92/121 6,65
14139 03 11 05 4,6/9,7 53,8/66,0 90/87,0 158/159 94/113 5,06
23592 11 И 05 3,4/7,1 36,0/12,0 89/28,7 163/164 73/85 4,38
* В числителе до проведения промысловых работ, а в знаменателе - после
скважинам дополнительная добыча нефти продолжается в течение трех-четырех лет.
Расчет экономического эффекта от применения комплексной технологии на добывающих скважинах ОАО «Татнефть» показал, что чистая прибыль на одну скважино-обработку составляет около 1500 тыс руб В рамках опытно-промысловых работ осуществлено более 100 обработок скважин с применением комплексной технологии МИА-пром Успешность применения технологии составила 80%, дебиты нефти увеличилась в 1,2-4 раза при средней продолжительности эффекта 12 месяцев.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ:
1 Показана высокая эффективность разрушения структуры АСПО фракцией переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья, полученной ректификацией в интервале температур 35-150°С при атмосферном давлении в присутствии ингибиторов полимеризации На основе фракции продуктов пиролиза создана рецептура составов МИА-пром для разрушения АСПО в терригенных и карбонатных коллекторах Разрушитель АСПО в призабойной зоне пласта и транспортных путях нефти в скважине признан предметом интеллектуальной собственности (патенты РФ№ 2256683, 2203403, 2241117)
2. На основе смесей промышленных растворителей алифатической и ароматической природы в сочетании с солями госсиполовой смолы, содействующей диспергированию АСПО, разработан спектр составов, пригодных для разрушения АСПО различного генезиса
3 Разработан водо-ограничительный состав на основе гелеобразующих компонентов - полиакриламида, силиката натрия (низкомодульного растворимого стекла) и хлористого алюминия, который позволяет снизить степень неоднородности пропласггков в 12 раз, увеличить коэффициент вытеснения нефти и уменьшить обводненность продукции за счет вовлечения в разработку малопроницаемого нефтенасыщенного пропластка
4 На основе циклической закачки оторочек водорастворимых полимеров, щелочных компонентов и хлористого алюминия разработана технология, позволяющая создавать из образующегося непосредственно в пластовых условиях гелеобразного материала водоизолирующий экран высокой прочности, и позволяет достигнуть коэффициента изоляции модели пласта 94100 %
5 Разработана и внедрена в ОАО «Татнефть» комплексная технология, которая позволяет достигать необходимого уровня структурно-механических характеристик изолирующего материала в высокопромытых частях пласта и высокой степени очистки призабойной зоны пласта от АСПО (РД 153-39 0-37404) Успешность применения технологии составляет 80%, дебиты нефти увеличилась в 1,2-4 раза при средней продолжительности эффекта 12 месяцев
Список работ, опубликованных по теме диссертации
1 Пат 2256683 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06 Реагент для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений и способ обработки призабойной зоны скважин с его применением / М М Нигматуллин, Т М Фархутдинов, И Н Файзуллин [и др ]; заявитель и патентообладатель М М Нигматуллин - № 2003123753/04; заявл 28 07 2003; опубл 20 07 2005, Бюл № 20 - 7 с ил
2 Пат 2203409 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22, 37/06 Способ обработки призабойной зоны скважины / ММ Нигматуллин, М Г Миннигалиев, И Н Файзуллин [и др ], заявитель
и патентообладатель ММ Нигматуллин - № 2001130211/03, заявл 08 11 2001, опубл 27 04 2003, Бюл № 12 - 6 с ил
3 Пат 2241117 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22 Состав для интенсификации добычи нефти /ММ Нигматуллин, Г Б Камардин, Р С Хисамов [и ДР ]; заявитель и патентообладатель М М Нигматуллин -№ 2003138058, заявл 22 12 2003, опубл 27 11 2004, Бюл. № 33 — 5 с ил
4 Пат 2191894 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22 Способ регулирования разработки нефтяного пласта / ММ Нигматуллин, С В Крупин, В М Самойлов [и др ], заявитель и патентообладатель ММ Нигматуллин - № 2001119611/03, заявл 17.07 2001, опубл 27 10 2002, Бюл № 30 - 5 с • ил.
5 Нигматуллин, М М Перспективы применения гелевых композиций из взаимопроникающих полимерных сеток в качестве водоизолирующего материала [Текст] / ММ Нигматуллин, Г.Г Боровиков, Г Б Камардин [и др ] И Технология нефти и газа -2004 -№6 -С 21-25
6 Нигматуллин, М М Водоизоляционные гелевые композиции взаимопроникающих полимерных сеток [Текст] /ММ Нигматуллин, Г.Г Боровиков, Г Б Камардин [и др] // В материалах 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов» -Казань,2003 -С 148-150
7 Нигматуллин, М М Использование результатов термогравиметрического анализа для корректировки состава органических удалителей [Текст] / ММ Нигматуллин, Т.Н Шумилина, Г Б Камардин [и др] // В материалах II Российской конференции «Актуальные проблемы нефтехимии» - Уфа, 2005 -С 166
Заказ
Офсетная лаборатория КГТУ, 420015, г Казань, ул К Маркса, 68
Тираж экз
Введение
1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПО СОЗДАНИЮ МЕТОДОВ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОДЫ В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ (Литературный обзор).
1.1 Причины образования асфальтосмолопарафиновых отложений и способы борьбы с ними).
1.1.1 Причины образования асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта.
1.1.2 Коллоидно-химические основы возникновения асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта
1.1.3 Коллоидно-химический механизм удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с применением органических растворителей.
1.1.4 Анализ технологической эффективности существующих методов обработки призабойной зоны пластов, осложненных асфальтосмолопарафиновыми отложениями.
1.2 Водоограничительные материалы и основы их применения
1.2.1 Формы существования остаточной нефти.
1.2.2 Основные принципы действия технологий по изоляции водопритоков в промытых зонах нефтеносного коллектора.
1.2.3 Коллоидно-химические основы взаимодействия водоограничительных материалов с пластом.
1.2.4 Влияние электролитов на процессы агрегации силиката натрия
1.2.5 Влияние добавок водорастворимых полимеров на процессы 34 агрегации силиката натрия.
1.2.6 Коллоидно-химический механизм флокуляции суспензий полиакриламидами.
2 ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
2.1 Объекты исследования.
2.2 Определение компонентного состава АСПО.
2.3 Определение молекулярно-массового распределения парафиновых углеводородов в нефти и АСПО.
2.4 Гравиметрический метод оценки эффективности разрушения АСПО.
2.5 Методика испытаний эффективности удаления АСПО на установке моделирования процессов в однородных пластах.
2.6 Методика испытаний эффективности действия водоограничительного состава на установке моделирования процессов в однородных пластах.
2.7 Методика исследования селективности потокоотклоняющих способностей водоограничительного состава.
2.8 Методика определения прироста коэффициента вытеснения нефти при применении водоограничительного состава.
2.9 Методика определения массы осадка.
2.10 Измерение напряжения сдвига гелей жидкого стекла.
2.11. Определение структурной вязкости водоограничительных составов.
3 СОЗДАНИЕ СОСТАВОВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И СПОСОБА ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
3.1 Создание составов для удаления АСПО на основе фракции переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья.
3.1.1 Характеристика компонентов, использующихся для создания составов для удаления АСПО.
3.1.2 Обработка призабойной зоны пласта реагентом и составами
МИА-пром.
3.2. Создание составов для разрушения АСПО на основе смесей растворителей и солей госсиполовой смолы.
3.3 Способ обработки призабойной зоны пласта реагентом Миа-пром и составами на основе смесей углеводородных растворителей и солей госсиполовой смолы.
4 СОЗДАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПО ОЧИСТКЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ОТ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ С ПОДКЛЮЧЕНИЕМ В РАЗРАБОТКУ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ЧАСТЕЙ ПЛАСТА.
4.1 Подбор компонентов для создания водоограничительных составов.
4.2 Изучение способности водоограничительного состава к селективной изоляции высокопромытых участков пласта.
4.3 Способ регулирования разработки нефтяного пласта.
4.4 Комплексная технология Миа-пром по очистке призабойной зоны пласта от асфальтосмолопарафиновых отложений с исключением из разработки высокопромытых участков.
Актуальность проблемы.
Повышение нефтеотдачи пластов является одной из главных проблем энергообеспечения страны. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 0,250,55, что явно недостаточно для достижения полной выработки нефтяных пластов. Чрезвычайно важное значение имеет внедрение новых технологий, направленных на повышение эффективности разработки месторождений с учетом особенностей их геологического строения и структуры запасов [1-3].
Основные способы обработки продуктивных пластов, направленные на увеличение нефтеотдачи, базируются на искусственном заводнении нефтеносного пласта и реализуются различными методами [4]. При этом прорыв закачиваемых вод по пластам ведет к обводнению скважин до 95-98 %, при котором эффективность как самих гидродинамических методов, так и прочих методов повышения нефтеотдачи, резко снижается.
Увеличение нефтеотдачи и темпов разработки нефтяных залежей во многом определяется качественной работой добывающих и нагнетательных скважин, а она в свою очередь, состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) -коэффициентом ее продуктивности (приемистости). Призабойная зона пласта наиболее подвержена различным гидродинамическим и термическим изменениям, в результате которых снижаются ее фильтрационные характеристики. Основной причиной снижения фильтрационных характеристик ПЗП пласта является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
Основными параметрами, определяющими выпадение АСПО являются давление, температура, скорость фильтрации, газовый фактор, содержание в нефти структурообразующих компонентов - твердых парафинов и асфальтенов, конструкция ПЗП и др. Длительная закачка сточной воды с присутствующей в ней после водоподготовки в небольших объемах нефти также приводит к образованию и накоплению значительного объема АСПО в ПЗП нагнетательных скважин.
Из всех методов удалении АСПО наибольшей эффективностью обладают углеводородные растворители и составы на их основе. Многообразие и сложность факторов, влияющих на процесс удаления АСПО, стимулируют работы по поиску новых составов с высокой экономической и технологической эффективностью.
Что касается повышения нефтеотдачи пластов, эффективность вытеснения нефти водой характеризуется коэффициентом извлечения нефти, который представляет собой произведение двух величин: коэффициента охвата пласта заводнением и коэффициента вытеснения нефти. Современные представления о размещении остаточных запасов нефти показывают, что для более полного вытеснения нефти из неоднородных пластов необходимо увеличивать охват пласта заводнением. Для увеличения степени охвата пластов заводнением применяются потокоотклоняющие технологии, регулирующие (снижающие) проницаемость водопроводящих зон и пропластков неоднородного пласта: полимерное воздействие, вязкоупругие дисперсные композиции, геле- и осадкообразующие технологии и т.д. Их применение позволяет перераспределять энергию закачиваемой воды в пласте и способствует извлечению нефти из невыработанных зон.
Для образования осадков и гелей внутри пласта обычно последовательно закачивают оторочки растворов солей многовалентных металлов и щелочных реагентов (силикатов, гидроксидов, карбонатов, фосфонатов щелочных металлов), растворов солей кальция и растворов, содержащих сульфат ионы, жидкого стекла. Для регулирования свойств осадков и гелей в состав композиции вводят водорастворимые полимеры, из которых наиболее активным является полиакриламид, который придает гелям и осадкам вязкоупругие свойства.
Широкое внедрение водоограничительных материалов в нефтедобыче показывает, что геолого-технические мероприятия с их применением являются достаточно эффективным средством отключения высокопроницаемых промытых участков коллектора и призабойной зоны пласта из разработки и переориентировки потоков реагентов на ранее незатронутые нефтенасыщенные участки.
Применение технологий, повышающих фильтрационные характеристики ПЗП путем их очистки от кольматирующих загрязнений, в первую очередь от АСПО, осложняется при закачке расходованием большей их части в высокопроницаемых промытых участках неоднородного пласта. Экономически более выгодным для восстановления емкостно-фильтрационных свойств ПЗП и увеличения нефтеотдачи является применение технологий по изоляции промытых зон и прослоев пласта и удалению АСПО за одну скважино-обработку. Поэтому исследования, направленные на создание высокоэффективных комплексных технологий удаления АСПО с помощью растворителей и снижения неоднородности пласта для повышения нефтеотдачи путем закачки водо-ограничительных составов, являются актуальной проблемой.
Цель работы: Коллоидно-химическое обоснование рецептуры составов на основе углеводородных растворителей для удаления АСПО и водоограничительных составов на основе гелеобразующих компонентов, а также комплексной технологии по очистке призабойной зоны пласта от АСПО с подключением в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных частей пласта.
Основные задачи исследования: создание составов для разрушения АСПО на основе фракции углеводородов жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья; создание составов для разрушения АСПО на основе смесей растворителей и солей госсиполовой смолы; разработка технологических основ удаления АСПО из призабойной зоны пласта в зависимости от природы нефтеносного коллектора; создание водоограничительных составов путем подбора концентраций и соотношения объемов компонентов в системе водорастворимый полимер - щелочной компонент - соль поливалентного металла; разработка комплексной технологии по очистке призабойной зоны пласта от АСПО с исключением из обработки высокопромытых участков пласта; проведение опытно-промысловых испытаний комплексной технологии. Научная новизна работы: впервые показана определяющая роль диспергирующего действия реагента МИА-пром и составов на его основе в эффективности разрушения АСПО по сравнению с их растворяющей способностью; изучены концентрационные зависимости характера коагуляции дисперсий коллоидного кремнезема и полиакриламида в присутствии солей поливалентных металлов; обоснована технологическая целесообразность совместного применения составов для удаления АСПО из призабойной зоны пласта и водоограничительных составов на основе растворов силиката натрия и полиакриламида. Практическая значимость: создан реагент и ряд составов Миа-пром для разрушения конгломератов АСПО в призабойной зоне пласта до суспензий и налажено их производство; на основе реагента и составов Миа-пром создана технология удаления АСПО из призабойной зоны пласта; предложены водоограничительные составы на основе водных растворов полимеров, щелочных компонентов и хлористого алюминия; создана технология ограничения водопритока по высокопроницаемым выработанным частям неоднородного пласта; создана и внедрена на нефтепромыслах ОАО «Татнефть» комплексная технология Миа-пром очистки призабойной зоны пласта от АСПО с исключением из обработки высокопромытых участков пласта;
Апробация работы: Основные положения и результаты работы доложены на 12-ом Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» в г. Казани в 2003 г. и на II Российской конференции «Актуальные проблемы нефтехимии» в г. Уфе в 2005 г.
Публикации работы: По материалам диссертации опубликовано 7 работ в виде тезисов конференций, статей и патентов РФ.
Диссертационная работа выполнена в соответствии с планом Программы развития приоритетных направлений науки в РТ на 2001-2005 годы по направлению «Топливно-энергетические и сырьевые ресурсы, энергосберегающие технологии из освоения», подраздел «Повышение эффективности выработки запасов действующих нефтяных месторождений», утвержденной постановлением Кабинета министров РТ от 06.02.01.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1. Показана высокая эффективность разрушения структуры АСПО фракцией переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья, полученной ректификацией в интервале температур 35-150°С при атмосферном давлении в присутствии ингибиторов полимеризации. На основе фракции продуктов пиролиза создана рецептура составов МИА-пром для разрушения АСПО в терригенных и карбонатных коллекторах. Разрушитель АСПО в призабойной зоне пласта и транспортных путях нефти в скважине признан предметом интеллектуальной собственности (патенты РФ№ 2256683, 2203403, 2241117).
2. На основе смесей промышленных растворителей алифатической и ароматической природы в сочетании с солями госсиполовой смолы, содействующей диспергированию АСПО, разработан спектр составов, пригодных для разрушения АСПО различного генезиса.
3. Разработан во до-ограничительный состав на основе гелеобразующих компонентов - полиакриламида, силиката натрия (низкомодульного растворимого стекла) и хлористого алюминия, который позволяет снизить степень неоднородности пропластков в 12 раз, увеличить коэффициент вытеснения нефти и уменьшить обводненность продукции за счет вовлечения в разработку малопроницаемого нефтенасыщенного пропластка.
4. На основе циклической закачки оторочек водорастворимых полимеров, щелочных компонентов и хлористого алюминия разработана технология, позволяющая создавать из образующегося непосредственно в пластовых условиях гелеобразного материала водоизолирующий экран высокой прочности, и позволяет достигнуть коэффициента изоляции модели пласта 94-100 %.
5. Разработана и внедрена в ОАО «Татнефть» комплексная технология, которая позволяет достигать необходимого уровня структурно-механических характеристик изолирующего материала в высокопромытых частях пласта и высокой степени очистки призабойной зоны пласта от АСПО (РД 153-39.0374-04). Успешность применения технологии составляет 80%, дебиты нефти увеличились в 1,2-4 раза при средней продолжительности эффекта 12 месяцев.
1. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: Учебное пособие / Р.Х. Муслимов. Казань: Изд-во «ФЭН» Академии наук РТ, 2005.-688 с.
2. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений / Р.С. Хисамов.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.-628 с.
3. Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитных скважин /Б.М. Сучков.- Тр. УдмуртНИПИнефть. Ижевск, 1999.-645 с.
4. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения / Р.Х. Муслимов.-Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2002.-596 с.
5. Афанасьев B.C. Освоение и повышение продуктивности скважин Западной Сибири высокими многократными депрессиями / B.C. Афанасьев, В.А. Захаров, В.И. Овчинников // Обзорная информация ВНИИОЭНГ (Сер. «Нефтепромысловое дело»). 1987 - Вып. 9 (138).-С. 26-29.
6. Балашканд М.И. Обработка призабойной зоны пласта импульсами давления / М.И. Балашканд, Ю.Н.Андреев, В.А. Казнин // Нефтяное хозяйство.-l 990-№ 8.-С. 71-74.
7. Басниев К.С. Подземная гидромеханика / К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. М.: Недра, 1993. - 414 с.
8. Викторин В.Д. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам / В.Д. Викторин, H.JI. Лыков. М.: Недра, 1980.225 с.
9. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Голф-Рахт.- М.: Недра, 1986.-278 с.
10. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. М.: Недра, 1985.-320 с.
11. Кудинов В.И Интенсификация текущей добычи нефти / В.И. Кудинов, Б.М. Сучков // Нефтяное хозяйство.-1990.-№ 7.-С. 63-66.
12. Муслимов Р.Х. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов. Казань: Тат. кн. изд-во, 1989.-320 с.
13. Рудой А. Д. Влияние низкочастотных ударно-вибрационных воздействий на смолопарафиновые отложения тяжелых нефтяных эмульсий / А.Д. Рудой, А.Н. Раевская // Изв. вузов: Нефть и газ.-1989.-№ 9.-С. 37-41.
14. Сучков Б.М. Снижение фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта / Б.М. Сучков // ЭИ. (Сер. «Нефтепромысловое дело»). -М.: ВНИИОЭНГ, 1987-Вып. 7-С. 8-13.
15. В.П. Тронов, Н.С. Кораблинов, Б.М. Сучков // Труды ТатНИПИнефть.-Казань, 1965 .-Вып. 7.
16. Литвинов А.А. Промысловые исследования скважин / А.А. Литвинов, А.Ф. Блинов. -М.: Недра, 1964.-189 с.
17. Желтов Ю.В. Оценка технологической эффективности внедрения термополимерного воздействия / Ю.В. Желтов, И.П. Липовецкая, А.Я. Хавкин, В.И. Кудинов // ЭИ (Сер. «Разработка нефтяных и газовых месторождений»).-!991.-Вып. 12.-С. 35-40.
18. Савенков Г.Д. Расчет процессов интенсификации притока, освоение и эксплуатация скважин / Г.Д. Савенков, B.C. Бойко. Львов: Вища шк-1986.-96 с.
19. Жданов С.А. Эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи в различных геолого-физических условиях / С.А. Жданов, В.И. Сафронов, О.Л. Рябов//Сб. науч. тр. ВНИИнефть., 1989-Вып. 105.-С. 72-83.
20. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей /Р.С. Сахибгареев. Л.: Недра, 1989.-240 с.
21. Титов В.И. Изменение состава пластовых нефтей при разработке месторождений (обзор) / В.И. Титов, С.А. Жданов // Нефтяное хозяйство.-1988.-№ 8.-С. 26-32.
22. Сюняева Р.З. Метод расчета объемной и поверхностной энергии надмолекулярных структур н-алканов / Р.З. Сюняева // Изв. вузов «Нефть и газ», 1982.-№ 2.-С. 59-55.
23. Мнюх Ю.В. Структура нормальных парафинов и их твердых растворов /Ю.В. Мнюх//Ж. структ. химии-1960-T.l.-№ 3.-С.370.
24. Казакова Л.П. Твердые углеводороды нефти / Л.П. Казакова. М.: Химия, 1986.-177 с.
25. Mozes G. Paraffin products: Property, technologies, applications / G. Mozes.- New York: Elsevier, 1982.-335 p.
26. Philip R.P. Characterization of high molecular weight hydrocarbons (>C40) in oils and rocks / R.P. Philip, F, Bishop, J.-C.del Rio, J. Allen / The Geochemistry j. of Reservois.-1995.-V.86, P.71-85.
27. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем / Б.П. Туманян. М.: ООО «ТУМА ГРУПП». Издательство «Техника», 2000.-336 с.
28. Люшин С.В. О влиянии скорости потока на интенсивность отложений парафинов в трубах / С.В. Люшин, Н.Н. Репин // Сб. борьба с отложениями парафина. М.: Недра, 1965.-340 с.
29. Сюняев З.И. Нефтяные дисперсные системы / З.И. Сюняев, Р.З. Сафиева, Р.З. Сюняев. М.: Химия, 1990.-224 с.
30. Хайрутдинов И.Р. Оценка компонентного состава сложных структурных единиц нефтяных дисперсных систем / И.Р. Хайрутдинов, Ф.Г. Унгер, З.И. Сюняев // Химия и технология топлив и масел. 1987.-№6.-С. 3638.
31. Галлеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Р.Г. Галлеев. М.: КубК-а, 1997.-352 с.
32. Ратов А.Н. особенности структурирования в высоковязких нефтях / А.Н. Ратов, К.Д. Анимян, Г.Б. Немировская и др. // Химия и технология топлив и масел.-1995.-№1.-С. 22-24.
33. Rogacheva O.V. Investigation of the surface activity of the Asphaltene of petroleum residues / O.V. Rogacheva, R.N. Rimaev, V.Z. Gubaidullin, D.K. Khakimov//Colloid J., 1980.-V.42.-№.3.-P. 586-589.
34. Сергиенко C.P. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти / C.P. Сергиенко, Б.А. Таиманов, Е.И. Талатаев. М.: Наука-1979-154 с.
35. Филимонова Т. А. Состав и строение высокомолекулярных компонентов нефтей / Т.А. Филимонова, Ю.Г. Кряжев, В.Ф. Камьянов // Нефтехимия.-1979.-Т. 19.-№5.-С. 696-713.
36. Камьянов В.Ф. Рентгено-дифракционный анализ смолисто-асфальтеновых компонентов западно-сибирской нефти / В.Ф. Камьянов, Н.В. Бодрая, П.П. Свирилов и др. // Нефтехимия.-1989.-Т.29.-№1.-С. 3-6.
37. Badre S. Molecular size and weight of asphaltene and asphaltene solubility fractions from coals, crude oils and bitumen / S. Badre, C.C. Goncalves К/ Norinaga // Fuel.-2006.-V.85.-P.l-l 1.
38. Andersen S.I. Observations on the critical micelle concentration of asphaltenes / S.I. Andersen, Y.S. Speight // Fuel.-1993.-V.72.-P.1343-1344.
39. Унгер Ф.Г. Фундаментальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов / Унгер Ф.Г., Андреева JI.H. Новосибирск: Наука, 1995.-192 с.
40. Гальцев В.И. Влияние надмолекулярных структур на фильтрацию нефти в пористой среде / В.И. Гальцев, И.М. Аметов, Е.М. Дзюбенко и др. //Нефтехимия.-1995.-Т. 57.-№6.-С.660-665.
41. Ан Ф.В. Состав и свойства АСПО в нефтепроводе / Ф.В. Ан, Х.В. Бик, В.П. Выгодский и др. // 12-ая науч.-практич. конф. «Добыча, подготовка и транспорт нефти и газа», Томск. 24-27 сент., 2001.-С.140-141.
42. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними / В.П. Тронов. М.: Недра, 1969.-192 с.
43. Мазепа Б.А. Изучение характера парафинизации нефтесборных систем и промыслового оборудования / Б.А. Мазепа. М.: Недра.-1965.-234 с.
44. Тронов В.П. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки / В.П. Тронов, И.А. Гуськова, Г.М. Мельников // Междунар. научно-техн. конф. «Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело». Уфа, 1998. Тезисы докладов.-С.106-108.
45. Анисимов М.А. Ассоциация и фазообразование в растворах асфальтенов / М.А. Анисимов, И.А. Дмитриева, А.А. Крупина // Химия и технология топлив и масел.-1988.-№ 8.-С. 34-36.
46. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти / Р.З. Сафиева. М.: Химия, 1998-448 с.
47. Дерягин Б.В. Теория устойчивости коллоидов и тонких пленок / Б.В. Дерягин. М: Наука, 1986.-206 с.
48. Сафиева Р.З. Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем / Р.З. Сафиева, JI.A. Магадова, JI.3. Климов, О.А. Борисова / Метод. Пособие. Под ред. В.Н. Кошелева. М.: Изд. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. 60 с.
49. Ибрагимов Г.З. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего / Г.З. Ибрагимов, В.А. Сорокин, Н.И. Хисамутдинов. М.: Недра, 1986, 240 с.
50. Рахманкулов Д.Л. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справочник / Д.Л. Рахманкулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин и др.. М.: Химия, 1987.-144 с.
51. Головко С.Н. Эффективность применения растворителей в добыче нефти: Сер. Нефтепромысловое дело / С.Н. Головко, Ю.В. Шамрай, В.И. Гусев и др. М.:ВНИИОЭНГ, 1984.-Вып. 17(89).-66 с.
52. Долматов М.Ю. Новый подход к направленному подбору растворителей асфальто-смолопарафиновых веществ / М.Ю. Долматов, А.Г. Телин, H.JI. Халиутдинов, Т.А. Исмагилов // Нефтепромысловое дело.-1995.-№8-10.-С63-67.
53. Доломатов М.Ю. Физико-химические аспекты направленного выбора растворителей АСПО / М.Ю. Доломатов. М.: ЦНИИТЭнефтехим-1991-147 с.
54. Мархасин В.И. Физико-химические аспекты использования органических реагентов при добыче углеводородного сырья / В.И. Мархасин, О.В. Пешкин, С.С. Злотский и др. // ДАН.-1984.-Т. 277.-№ 1.-С. 145.
55. Brayn Timothy М. New solvent improves acid job performance / M. Timothy Brayn, B. Jams Dobbs // World Oil.-1987.-№ 6.-P.70-72.
56. Ширджанов H.M., Хошанов Т.К., Аллахвердиев P.M. Удаление смолопарафиновых отложений с использованием растворителей // Нефтепромысловое дело. 1978. - № 7. - С. 9-12.
57. Орлов Г.А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. М.: Недра, 1991.-224 с.
58. Головко С.Н. Углеводородная композиция для депарафинизации призабойных зон скважин / С.Н. Головко, Ю.В. Шамрай, М.Д. Батырбаев и др. //Нефтяное хозяйство-1982. № З.-С. 23-25.
59. Фукс Г.И. Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов / Г.И. Фукс. -М.: Знание.- 1984.-64 с.
60. Ширджанов Н.М. Удаление смолопарафиновых отложений с использованием растворителей / Н.М. Ширджанов, Т.К. Хошанов, P.M. Аллахвердиев // Нефтепромысловое дело.-1978.-№ 7.-С. 9-12.
61. Сучков Б.М. Влияние кратности солянокислотных обработок на их эффективность / Б.М. Сучков // НТИС Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ.-1990.-Вып. 3-С. 7-13.
62. Логинов Б.Г. Руководство по кислотным обработкам скважин / Б.Г. Логинов, Л.Г. Малышев, Ш.С. Гарифуллин. М.: Недра, 1966.-110 с.
63. Тронов В.П. Механизм формирования смоло-парафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений / В.П. Тронов, И.А. Гуськова // Нефтяное хозяйство.-1999.-№4.-С.24-25.
64. Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы доизвлечения остаточной нефти из заводненных пластов / Н.Н. Михайлов // Нефтяное хозяйство.-1997.-№ 11.-С. 14-17.
65. Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности / Н.Н. Михайлов, Т.Н. Кольчинская, А.В. Джемсюк, Н.А. Семенова. М: Наука, 1993.-173 с.
66. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов / Н.Н. Михайлов. М.: Недра, 1992.-270 с.
67. Титов В.И. Особенности состава и свойств остаточных нефтей (Обзор) / В.И. Титов, С.А. Жданов // Нефтяное хозяйство.-1989.-№4.-С.28-32.
68. Сургучев М.Л. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах / М.Л. Сургучев, Э.М. Симкин // Нефтяное хозяйство.-1988.-№9.-С.31-37.
69. Салаватов Т.Ш. Селективная изоляция притока жестких пластовых вод в добывающих скважинах / Т.Ш. Салаватов, Б.А. Сулейманов, А.С. Нуряев // Нефтяное хозяйство.-2000.-№12.-С.81-83.
70. Ступоченко В.Е. Применение катионактивных полиэлектролитов для повышения нефтеотдачи / В.Е. Ступоченко // Нефтяное хозяйство.-2000.-№12.-С.29-31.
71. Бриллиант Л.С. Применение технологий изоляционных работ в скважинах Аганского месторождения / Л.С. Бриллиант, А.А. Заров, О.Г. Малышев, А.П. Рязанов // Нефтяное хозяйство.-2000. №9.-С.69-71.
72. Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах / А.Ш. Газизов, А.А. Газизов. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.-285 с.
73. Боксерман А.А. О циклическом воздействии на пласты, разделенные непроницаемыми перемычками / А.А. Боксерман, Б.Ф. Губанов // Нефтяное хозяйство-1969.-№ 7.-С. 34-38.
74. Блажевич В.А, Способы изоляции воды в нефтяных и газовых скважинах / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина // Обзор отечественных и иностранных изобретений. -М: ВНИИОЭНГ, 1972.-63 с.
75. Маслов И.И. Изоляция пластовых вод на нефтяных месторождениях Краснодарского края / И.И. Маслов, А.Р. Гарушев // Тр. Краснодарского гос. НИПИ.-Вып. 7-С. 151-157.
76. Способы изоляции воды в нефтяных и газовых скважинах // Обзор отечественных и иностранных изобретений. М.: ВНИИОЭНГ, 1968.-62 с.
77. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин / А.И. Булатов. М.: Недра, 1964.-282 с.
78. А.с. 326157 СССР, МКИ. С 048 25/00. БИ 1972. № 4. Полимерцементные растворы для газовых и нефтяных скважин /А.Ф. Шамсутдинова, А.Ш. Газизов, И.Г. Юсупов и др..
79. Газизов А.Ш. Исследование и применение полимерцементных растворов для разобщения продуктивных пластов нефтяных скважин / А.Ш. Газизов // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1971.-165 с.
80. Газизов А.Ш. Влияние полимерных добавок на основе водорастворимых смол на прочность контакта цементного камня с горными породами / А.Ш. Газизов, И.Г. Юсупов // РНТС. Бурение.-1974.-№ 2.-С.15-18.
81. Юсупов И.Г. Некоторые результаты исследования процессов гидратации тампонажного цемента в дисперсионных средах на основе смол сщелочными отвердителями / И.Г. Юсупов, А.Ш. Газизов, JI.M. Тарасова и др. //Тр. ТатНИПИнефть, 1971.-Вып. XIII.-C. 58-68.
82. Газизов А.Ш. Состояние крепления скважин в Татарии и мероприятия по повышению качества разобщения пластов / А.Ш. Газизов, И.Г. Юсупов, Т.Н. Бикчурин и др. // Тр. конференции по вопросам технологии цементирования скважин. -М., 1970-С. 29-35.
83. Юсупов И.Г. Исследование свойств полимерцементных растворов / И.Г. Юсупов, А.Ф. Шамсутдинова, А.Ш. Газизов // Нефтяное хозяйство-1973.-№ 1.-С. 26-29.
84. Гасанов Т.М. Применение пеноцементного раствора для изоляции вод / Т.М. Гасанов // РНТС. Нефтепромысловое дело.-1979 -№ 1.-С. 23-24.
85. Дябин А.Г. Применение технологий повышения нефтеотдачи научно-производственным центром ОАО «РМНТК «Нефтеотдача» / А.Г. Дябин, А.Я. Соркин, В.Е. Ступоченко, В.А. Кан, И.А. Сидоров, А.Б. Погосян, Ю.М. Смирнов // Нефтяное хозяйство.-2000.-№12.-С.16-18.
86. Бриллиант J1.C. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения / JI.C. Бриллиант, А.И. Козлов, А.А. Ручкин, M.JI. Осипов, Ф.А. Шарифуллин, И.В. Цыкин // Нефтяное хозяйство.-2000.-№9.-С.72-75.
87. Газизов А.Ш. Технологические особенности изоляционных работ в нефтяных скважинах / А.Ш. Газизов, И.Г. Юсупов, Р.А. Максутов // Тр. ТатНИПИнефть.-Казань, 1975-Вып. XXXII-С. 159-204.
88. Блажевич В.А. Способы изоляции воды в нефтяных и газовых скважинах / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина // Обзор отечественных и иностранных изобретений- М.: ВНИИОЭНГ, 1972 63с.
89. Кравченко И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах / И.И. Кравченко, А.Г. Иманаев.-М.: Гостоптехиздат, 1960.-187 с.
90. Блинов Г.С. Селективная изоляция пластов в нефтяных скважинах / Г.С. Блинов, Э.Е. Рошаль // Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах. М.: ВНИИОЭНГ, 1968.-С.192-198.
91. Кирпичников П.А. Свойства латексов на основе винилхлорида и бутадиена / П.А. Кирпичников, И.В. Корней. М.: ЦНИИТнефтехим, 1971-С. 29-32.
92. Тосунов Э.М. Применение полимеров для изоляции пластовых вод в скважинах / Э.М. Тосунов и др. // РНТС. Нефтепромысловое дело-1974.-№12.-С. 15-17.
93. Газизов А.Ш. Селективная изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах / А.Ш. Газизов, И.И. Маслов. М.: ВНИИОЭНГ ОИ Сер. Нефтепромысловое дело, 1977.-50 с.
94. Моляренко А.В. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений / А.В. Моляренко, Ю.В. Земцев, А.С. Шапатин // Нефтяное хозяйство.-1981 .-№ 1.-С. 35-38.
95. Ковардаков В.А. Элементоорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод / В.А. Ковардаков, В.М. Духненко, Г.В. Комаров и др. // Нефтяное хозяйство. 1978. - № 1. - С. 41-43.
96. Булгаков Р.Т. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р.Т. Булгаков, А.Ш. Газизов, Р.Г. Габдуллин, И.Г. Юсупов. М.: Недра, 1976.-176 с.
97. Поддубный Ю.А. Применение новых изоляционных материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины / Ю.А. Поддубный, В.М. Сазонова, И.А. Сидоров и др. М.: ВНИИОЭНГ, ОИ Сер. Нефтепромысловое дело-1977.-61 с.
98. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности / В.Н. Мартос. М.: ВНИИОЭНГ, ОЗЛ., 1974.-96 с.
99. Минеев И.Д. Латекснефтяная эмульсия. Новый материал для изоляции подошвенных вод в нефтяных и газовых скважинах / И.Д. Минеев, В.П. Гончаров //Тр. Нижне-Волжского НИИ геол. и геофиз. -М., 1969-Вып. 12.-С. 310-316.
100. Бэрчик Э.Д. Использование полимеров при заводнении // Инженер-нефтяник / Э.Д. Бэрчик. М.: ПИ.-1968.-№ 9.-С. 80-84.
101. Галлямов М.Н. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений / М.Н. Галлямов, Р.Ш. Рахимкулов. М.: Недра, 1978.-207 с.
102. Omar A.M.A. Recovery of residual lubricating oil from waste clay by flotation / A.M.A. Omar, R.A. Ei. Adly, S.T. Keera, M.S. Mohamed // Monatshefte chemie.-1998.-P.3 87-392.
103. Bi Z.C. Mimic oil recovery with a SDBS-dodecane-silica gel system / Z.C. Bi, F. Xu, P.H. Yang, J.Y. Yu, J.B. Li // Colloids and surfaces A: Physicochemical and engineering aspects.-2001.-№3.-P.235-242.
104. Губанов Б.Ф. Исследование и разработки методов и технических средств увеличения нефтеотдачи путем повышения охвата пластов воздействием / Б.Ф. Губанов // Автореферат на соискание ученой степени д.т. н. -М.: ВНИИнефть-1982.-36 с.
105. Сергеев. Б.З. Способ изоляции обводнившегося пласта № 40. / Б.З. Сергеев, А.Ш. Газизов, В.В. Калашнев, А.И. Есипенко. // А.с. №775294 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/13. БИ 1980.
106. Саттаров М.М. К вопросу интенсификации добычи нефти и установления оптимальных темпов разработки отдельных площадейкрупного месторождения / М.М. Саттаров, И.Х. Сабиров // Тр. УфНИИ. -Уфа, 1968.-Вып.24 -150 с.
107. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения / Р.Х. Муслимов. Казань: КГУ, 1979.-212 с.
108. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / M.J1. Сургучев. М.: Недра, 1985.-305 с.
109. Ахмедов К.С. Водорастворимые полимеры и их взаимодействие с дисперсными системами / К.С. Ахмедов, З.А. Арипов, Г.Н. Вирская и др. -Ташкент: Изд-во ФАН Узб. ССР, 1969.-125 с.
110. Габдрахманов А.Г. Закачка загущенной воды в пласт / А.Г. Габдрахманов, B.C. Асмаловский, Ф.Я. Исламов и др. // Нефтяное хозяйство.-1979.-№ 21.-С. 22-26.
111. Григоращенко Ю.В. Применение полимеров в добыче нефти / Ю.В. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, И.А. Швецов и др. М.: Недра, 1978.-213 с.
112. Рахманкулов И.Ф. Применение полимеров для повышения нефтеотдачи пластов Арланского месторождения / И.Ф. Рахманкулов, Р.Х. Алмаев, М.Н. Галлямов и др. // Нефтяное хозяйство-1982.-№ 5.-С. 50-54.
113. Сорокин В.А. Промышленные испытания новых методов повышения нефтеотдачи пластов / В.А. Сорокин, М.Ф. Путилов, Г.Г. Вахитов и др. М.: ВНИИОЭНГ, ОИ Сер. Нефтепромысловое дело.-1983. Вып.27 (72).-92 с.
114. Пятков М.И. Эффективность щелочного заводнения на опытном участке Трехозерного месторождения / М.И. Пятков, М.Ф. Свищев, А.С. Касов и др. // РНТС. Нефтепромысловое дело.-1981.-№1.-С. 2-3.
115. Бученков J1.H. Контроль за процессом щелочного воздействия на Трехозерном месторождении / J1.H. Бученков // РНТС. Нефтепромысловое дело.-1981.-№ 11.-С. 20-22.
116. Мирзаджанзаде А.Х. Физика нефтяного и газового пласта / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.Г. Ковалёв. М: Недра, 1992.-270 с.
117. Баран А.А. Полимерсодержащие дисперсные системы / А.А. Баран. Киев: Наук, думка, 1976.- 286с.
118. Амиян В.А. Применение пен для снижения притока воды в эксплуатационных скважинах / В.А. Амиян, Н.П. Васильева, С.А. Жданов // Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах. -М.: ВНИИОЭНГ, 1968.-С. 140-160.
119. Барабанов В.П. Возможность использования предварительного структурирования полимерных композиций при гидроизоляционных работах / В.П. Барабанов, С.В.Крупин и др. . // Изв. вузов. Нефть и газ. Баку, 1975.-№ 5-С. 45-48.
120. Баранов Ю.В. О свойствах полиакриловых кислот, их сополимеров для изоляции вод / Ю.В. Баранов, А.Ш. Газизов, Е.В. Кузнецов // Тр. ТатНИПИнефть. Куйбышев, 1975.-Вып. 32.-С. 180-186.
121. Блажевич В.А. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина. М.: Недра, 1974.-210 с.
122. Преклонский В.А. Диффузионное выщелачивание глинистых пород и его влияние на их физико-механические свойства / В.А. Преклонский, Н.А. Окнина // Тр. Водгео. Гос. изд-во литературы по строительству и архитектуре. М., 1957.-С. 22-31.
123. Глумов И.Ф. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии / И.Ф. Глумов, Р.Х. Муслимов, Ф.Т. Хаммадеев и др. Казань: Таткнигоиздат, 1978.-120 с.
124. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта / И.Л. Мархасин. М.: Недра, 1977.-213 с.
125. Крупин С.В. Опытно-промысловые испытания ограничителя водопритоков ИПК на Ромашкинском и Ватинском нефтяных месторождениях / С.В.Крупин, А.В. Порядин, Г.Ф. Кандаурова и др. // Вестник КГТУ. Казань, 1998-№ 1.-С. 87-91.
126. Касимов Р.С. Анализ опыта применения в ОАО "Татнефть" нового метода увеличения нефтеотдачи пласта / Р.С. Касимов, С.В.Крупин, А.О. Харитонов и др. // Приложение к вестнику КГТУ. Казань, 2001.-С. 185198.
127. Патент РФ № 2154159. БИ 2000.-№22. Крупин С.В., Барабанов В.П., Харитонов А.О., Хусаинов В.М. и др. Способ разработки нефтяного месторождения (варианты).
128. Патент РФ № 2223394. Петрова JI.M., Крупин СБ. Фосс Т.Р., Романов Г.В., Фархутдинов P.M. Способ оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий добычи нефти. Бюлл. изобр. 2004.-№4.
129. Айлер Р.К. Химия кремнезёма / Р.К. Айлер. В 2-х т.- М. :Мир.- Т.2.-1982.- 800 с.
130. Потапов В.В. Извлечение коллоидного кремнезема из гидротермальных растворов мембранными методами / В.В. Потапов, В.Н. Зеленков, В.А. Горбач, В.Н. Кашпура, Г.М. Мин. М.: РАЕН, 2006.-228 с.
131. Шабанова Н.А. Переход золей в гели в условиях электролитной коагуляции коллоидного кремнезема / Н.А. Шабанова, И.В. Силос // Коллоидный журнал.-1996.-№2.-С.266-271.
132. Rodrigues F.A. The alkali-silica reaction. The surface charge density of silica and its effect on expansive pressure / F.A. Rodrigues, Paulo J.M. Monteiro, G.Sposito // Cement and Concrete Research.-1999.-№29.-P.527-530.
133. Жуков A.H. Влияние состава водно-этанольных растворов бромида натрия на плотность заряда кремнезема / А.Н. Жуков, И.Б. Дмитриева, А.А. Харламов // Коллоидный журнал. 2000. №3. С.352-356.
134. Sugemoto N. Preparation of A. Gel-like silica Glass by condensation of Silih Acid on Organic Solvends / N. Sugemoto, T. Misono // Journal of the Ceramic Society of Japan.- 1987.-V.95.-№ 7.-P. 672-675.
135. Wallam S. Metal organic-Deriver Sol-gel Monoliths / S. Wallam, L.L Hench // Ceramic enginering and Science proceldings.-1988.-V.5.-№ 7-8.-P.568-573.
136. Zelinski B.Z. Золь-гель технология получения керамических материлов / B.Z. Zelinski, O.R. Uhlmann //Journal of the Phisics and chemistry of solids.-1984.-V.45.-№ 10-P. 1068-1090.
137. Brinher C.Y. Sol-welglass : 1. Gelation and gel structere / C.Y. Brinher, G.W. Scherer// Journal offnoncristalike solid.-1985.-V. 45.-№ 10.-P. 680-686.
138. Шабанова Н.А. Влияние концентрации солей на рост скоростей образования структур и их упрочнения / Н.А. Шабанова, Ю.Г. Фролов // Изв. Вузов. Химия и химическая технология. 1985.-Т.28.-11-С. 3-17.
139. Шабанова Н.А. Влияние начальных условий на кинетику гелеобразования в гидрозолях кремнезема / Н.А. Шабанова, Е.Ю. Кодинцева // Коллоидный журнал.-1990.-Т.52.-№3.-С.553-558.
140. Алексеев B.JI. Изучение коллоидных систем методами малоуглового нейтронного и рентгеновского рассеяния / В.Л. Алексеев, Г.А. Евмененко // Коллоидный журнал,-1999.-№6.-С.725-751.
141. Zaman A. A. Effect of polyethilene oxide on the viscosity of dispersions of charged silica particles: interplay between rheology, adsorption, and surface charge / A. A. Zaman // Colloid Polym. Sci.-2000.-№278.-P.l 187-1197.
142. Hatto N. Novel microgel-particle colloids the detailed characterization of the layer structure and chain topology of silica:poly(NIPAM) core shell particles / N. Hatto, T. Cosgrove, M.J. Snowden // Polymer.-2000.-№41 .-P.7133-7137.
143. Рожков E.M. Формирование адсорбционных комплексов в системе полимерные цепи + дисперсные частицы: компьютерное модулирование методом Монте-Карло / Е.М. Рожков, Н.Г. Халатур // Коллоидный журнал.-1996.-№6.-С.831-838.
144. Рожков Е.М. Адсорбция полимерной цепи на поверхности малой сферической частицы: компьютерное моделирование методом Монте-Карло / Рожков Е.М., Халатур Н.Г. //Коллоидный журнал.-1996.-№6.-С.823-830.
145. Liu Z.H. Mean interparticle distances between hard particles in one to three dimensions / Z.H. Liu, Y. Li, K.W. Kowk. // Polymer.-2001.-№42.-P.2701-2706.
146. Казакова О.А. Взаимодействие белков с поверхностью дисперсного кремнезема в водных суспензиях / О.А. Казакова, В.М. Гунько, Е.Ф.Воронин, С.С. Сильченко, А.А.Чуйко//Коллоидный журнал.-1998.-№5.-С.613-617.
147. Николенко Н.В. Адсорбция органических катионов из водных растворов на силикагеле / Н.В. Николенко, З.В. Масюта // Коллоидный журнал.-2000.-№5.-С.666-671.
148. Chodanowski P. Collapse transition of a supersized neutral chain due to irreversibly adsorbed small colloidal particles / P. Chodanowski, S. Stoll // Colloid Polym. Sci.-2000.-№278.-P.406-417.
149. Алексеев В.Jl. Осмотическое давление дисперсий поликремниевой кислоты и силы взаимодействия частиц / В.Л. Алексеев, О.В. Семашко, О.Г. Усьяров // Коллоидный журнал.-2000.-№3.-С.293-298.
150. Krakovsky I. Time resolved small angle X-ray scattering of inorganic -organic gel formation kinetics / I. Krakovsky, H. Urakawa, K. Kajivara, S. Kohjiva. // Journal of Non-Crystalline Solids.-1998.-№231.-P.31-40.
151. Затевалов A.M. Диффузионно-контролируемая агрегация частиц вблизи фрактальных поверхностей / A.M. Затевалов, В.И. Ролдугин, И.А. Туторский // Коллоидный журнал.-2000.-№4.-С.483-487.
152. Walldal С. Coil-to-globule-type transition of poly (N-isopropylacrilamide) adsorbed on colloidal silica particles / C. Walldal, S.Wall // Colloid Polym. Sci. 2000. №278. P.936-945.
153. Ennas G. Sol-gel preparation and characterization of Ni Si02 nanocomposytes / G. Ennas, A. Mei, A. Musinu, G. Piccaluga, G. Pinna, S. Solinas //Journal of Non-Crystalline Solids.-1998.-№232-234.-P.587-593.
154. Шабанова H.A. Кинетика полконденсации в водных растворах кремниевых кислот / Н.А. Шабанова // Коллоидный журнал.-1996.-Т.58.-№1 .С. 115-122.
155. Шабанова Н.А. Кинетика поликонденсации и коагуляции в гидрозоле кремнезёма / Н.А. Шабанова, В.В. Попов, Ю.Г. Фролов // Коллоидный журнал.-1985.-Т.46.-№5.-С. 986-992.
156. Юмадилов А.Ю. Об особенностях движения воды по трубам при водоизоляционных работах / А.Ю. Юмадилов, А.Ш. Газизов, Б.Е. Доброскок и др. // РНТС. Нефтепромысловое дело.-1977.-№ 10.-С. 15-18.
157. Булгаков Р.Г. Об особенности использования растворов на основе мономеров акриламида для ограничения водопритоков / Р.Г. Булгаков, А.Ш. Газизов, А.Ю. Юмадилов и др. // РНТС. Нефтепромысловое дело.-1972.-№ 12.-С. 8-10.
158. Газизов А.Ш. Результаты исследования свойств водоизолирующих составов на основе мономеров акриламида / А.Ш. Газизов, И.Г. Юсупов, Н.Н. Кубарева и др. //Тр. ТатНИПИнефть.-Казань, 1971.-Вып. XIX.-C. 150-155.
159. Сидоров И.А. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины / И.А. Сидоров. М.: ВНИИОЭНГ, 03JL-1976.-58 с.
160. Хлуднев А.Г. Применение полиакриламида и гипана при ремонтно-изоляционных работах / А.Г. Хлуднев, М.Н. Головин // ПМН. Нефтяник-1974.-№ 5.-С. 17-19.
161. Sparlin D.D. Un evalution of polyacryladies for reducing water production / D.D. Sparlin//J.Petrol Technol.-1976.-№28.-P. 906-914.
162. Мягченков В.А. Полиакриламидные флокулянты / В.А. Мягченков, А.А. Баран, Е.А. Бектуров, Г.В. Булидорова. Вестник КГТУ. Казань.-1998-288 с.
163. Лозин Е.В. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи / Е.В. Лозин, В.Н. Хлебников. Уфа: изд-во БашНИПИнефть.-2003.-236 с.
164. Каушанский Д.А. Технология физико-химического воздействия на продуктивные пласты полимерно-гелевой системой «Темпоскрин» / Д.А. Каушанский // Нефтяное хозяйство.-1999.-№7.-С.28-31.
165. Клещенко И.И. Гелеобразующие составы на основе силиката щелочного металла / И.И. Клещенко // Нефтепромысловое дело.-1997.-№8-9.-С. 15-16.
166. Нэппер Д. Стабилизация коллоидных дисперсий полимерами / Д. Нэппер. -М.: Мир.- 1987.-320 с.
167. Фаткулаев Э. Комплексное использование вторичных продуктов переработки хлопчатника при получении полимерных материалов / Э. Фаткулаев, А.Т. Джалилов, К.С. Минскер, А.П. Марьин. Ташкент: Изд. «ФАН» Узбекской ССР.-1988.-С.15-33.
168. Современные методы исследования нефтей / Под ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой и др.. Л.: Недра.-1984.-432 с.
169. Петров А.А. Углеводороды нефти / А.А. Петров. М.: Наука, 1984.-263с.
170. Патент РФ №2256683 С2 С09 КЗ/00, Е21 В37/06. Реагент для удаления АСПО и способ обработки призабойной зоны скважин с его применением. БИ 2005.-№18/ М.М. Нигъматуллин, Т.М. Фархутдинов, И.Н. Файзуллин и др..
171. Патент РФ №2241117 CI 7Е 21В 43/22. Состав для интенсификации добычи нефти. БИ 2004.-№ 33 / М.М. Нигъматуллин, Г.Б. Камардин, Р.С. Хисамов и др..
172. Патент РФ № 2203409. CI 7Е 21В 43/22, 37/06. Способ обработки призабойной зоны добывающих скважин. БИ 2003.-№12 / М.М. Нигъматуллин, М.Г. Миннигалиев, И.Н. Файзуллин и др..
173. Нигъматуллин М.М. Перспективы применения гелевых композиций из взаимопроникающих полимерных сеток в качестве водоизолирующего материала / М.М. Нигъматуллин, Г.Г. Боровиков, Г.Б. Камардин и др. // Технология нефти и газа.-2004.-№6.-С.21-25.
174. Патент РФ № 2001119614 CI 7Е 21В 43/22. Способ регулирования разработки нефтяного пласта. БИ 2002.-№ 30 / М.М. Нигъматуллин, С.В. Крупин, В.М. Самойлов и др..
175. Нигъматуллин М.М. Водоизоляционные гелевые композиции взаимопроникающих полимерных сеток / М.М. Нигъматуллин, Г.Г.Боровиков, Г.Б. Камардин и др.. // Труды 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов. Казань, 2003 г., С.148-150.
