Двухфазная фильтрация жидкостей в пористых гидрофильных средах, модифицированных кремнийорганическими гидрофобизаторами тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.04 ВАК РФ

На правах рукописи

МАЗАЕВ Владимир Владимирович

ДВУХФАЗНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ЖИДКОСТЕЙ В ПОРИСТЫХ ГИДРОФИЛЬНЫХ СРЕДАХ, МОДИФИЦИРОВАННЫХ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИМИ ГИДРОФОБИЗАТОРАМИ

Специальность 02.00.04 - Физическая химия

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2004

Работа выполнена в ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»

Научный руководитель:

доктор химических наук, профессор Захаров Матвей Сафонович

Официальные оппоненты:

доктор химических наук, профессор Андреев Олег Валерьевич кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник Белей Иван Ильич

Ведущая организация:

Тюменское отделение ОАО «СургутНИПИнефть»

Защита состоится « 25 » июня 2004 г. в 16 часов в зале им. А.Н. Косухина на заседании Диссертационного совета Д 212.273.06. в Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38. Тел./факс 8 (3452) 25-08-52.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюм ГНГУ. Автореферат разослан 2004 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, доктор химических наук, профессор

И.Г. Жихарева

з

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. На процесс извлечения нефти из пласта большое значение оказывают смачиваемость поверхности породы и направленность действия капиллярных сил. Первоначально при закачке воды в гидрофильный коллектор происходит смачивание поверхности закачиваемым агентом, при этом капиллярные силы способствуют пропитке породы водой и более полному вытеснению нефти из пористой среды. На более поздних стадиях заводнения нефть в гидрофильном коллекторе рассредоточена и находится в виде микроэмульсии, пленочной нефти или отдельных фрагментов, удерживаемых капиллярными силами в микропорах. Поэтому полное вытеснение нефти затруднено.

Более эффективно извлечение нефти из коллекторов, имеющих смешанную смачиваемость, когда на поверхности гидрофильной породы присутствуют отдельные гидрофобные участки. В этом случае вытеснение нефти происходит по механизму, характерному для гидрофильного коллектора, но при этом гидрофобная поверхность способствует коалесценции остаточной нефти и вовлечению ее в процесс фильтрации.

Несомненный интерес представляет изучение влияния гидрофобизирующих веществ на процессы смачивания и капиллярной пропитки гидрофильных материалов, а также их влияние на характер двухфазной фильтрации воды и нефти в пористой среде. Такие исследования необходимы при выборе наиболее эффективных реагентов для воздействия на нефтяной пласт и при разработке рекомендаций по их практическому использованию.

Цель н задачи работы. Целью настоящей работы являлось исследование влияния кремнийорганических гидрофобизирующих веществ на смачиваемость горных пород и процессы фильтрации несмешивающихся жидкостей, а также на разработку и внедрение технологии увеличения нефтеотдачи пластов с эмульсионного состава

№В8ГЛ

Для реализации поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

> исследование влияния химически активного (триметилхлорсилан) и инертного (полиметилсилоксан) гидрофобизирующих веществ на смачиваемость стеклянной поверхности;

> исследование влияния модифицирования поверхности силохрома полиметилсилоксаном (ПМС) на адсорбцию воды и метанола;

> исследование влияния триметилхлорсилана (ТМХС) на фильтрационно-емкостные свойства горных пород и капиллярную пропитку водой и керосином;

> исследование влияния гидрофобизаторов на фильтрационные свойства моделей пласта и процесс вытеснения нефти;

> разработка технологии увеличения нефтеотдачи пластов (УНП) с использованием эмульсионного гидрофобизирующего состава;

> проведение промысловых испытаний технологии УНП на опытных участках и анализ эффективности выполненных работ.

Научная новизна. Определены зависимости краевого угла смачивания поверхности стекла, модифицированной ПМС и составами на его основе, от концентрации реагента, кратности, времени и температуры обработки. Установлено, что в результате физической адсорбции кремнийорганического полимера на поверхности стекла образуется устойчивое гидрофобное покрытие. Определены величины теплоты адсорбции воды и метанола на силохроме, модифицированном ПМС, что показало образование на поверхности носителя участков со смешанной смачиваемостью. Рассмотрено влияние гидрофобизации поверхности на капиллярную пропитку образцов природных песчаников и процессы фильтрации воды и керосина. Установлено, что частичная гидрофобизация поверхности приводит к увеличению фазовой проницаемости по керосину в 1,1-1,5 раза. Установлено увеличение фильтрационного сопротивления при закачке воды в модель нефтяного пласта, обработанную

эмульсионным гидрофобизирующим составом, при сохранении ее фильтрационно-емкостных свойств.

Практическая значимость. Показана возможность применения инертных ПМС для гидрофобизации гидроксилсодержащих носителей при температурах ниже температуры деструкции полимера. Обоснована применимость эмульсионных гидрофобизирующих реагентов на основе полиметилсилоксанов для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений и разработана новая технология увеличения нефтеотдачи пластов. Определены стадия разработки месторождения и параметры работы нагнетательных скважин для наиболее эффективного использования технологии УНП.

Внедрение результатов работы. Проведены испытания технологии УНП на терригенных коллекторах ряда месторождений Западной Сибири.

На защиту выносятся следующие положения.

> Результаты исследований влияния полиметилсилоксанового полимера и условий обработки на характер смачивания и адсорбционные свойства гидрофильных поверхностей;

> Результаты исследований влияния химически активных и инертных гидрофобизаторов на фильтрационно-емкостные свойства пористых сред;

> Новая технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кремнийорганических эмульсионных составов гидрофобизирующего действия, а также результаты исследований влияния таких составов на процессы вытеснения нефти из терригенных пород-коллекторов.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы доложены на научно-практической конференции, посвященной 25-летию СибНИИНП «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке» (Тюмень, 2000); Первой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001); научно-технической конференции,

посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко «Нефть и газ: Проблемы недропользования, добычи и транспортировки» (Тюмень, 2002); Седьмой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 2003); Всероссийском симпозиуме «Хроматография и хроматографические приборы» (Москва, 2004).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 3 патента.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав (в т.ч. первая - обзорная), выводов, списка литературы и приложений. Результаты диссертации изложены на 166 страницах машинописного текста, содержат 15 рисунков, 20 таблиц. Список литературы включает 139 наименований.

Автор выражает благодарность научному руководителю Захарову М.С. за помощь и консультации при выполнении работы, а также заведующему лабораторией физико-химических методов анализа Тюм ГУ Третьякову Н.Ю. за помощь при проведении специальных исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы.

В первой главе проведен обзор научной-технической литературы, посвященной проблеме смачивания гидрофильных и гидрофобных поверхностей и его влияния на действие капиллярных сил. Рассмотрены различные методы определения характера смачиваемости поверхностей и пористых материалов. Представлены результаты по исследованию влияния различных ПАВ на движение жидкостей в капиллярах и пористых средах. Рассмотрены основные особенности фильтрации воды и нефти в гидрофильных и гидрофобных коллекторах. Приведены материалы по применению гидрофобизирующих веществ для обработки гидрофильных коллекторов. Проведена оценка перспектив применения различных

кремнийорганических гидрофобизаторов для регулирования смачивания нефтяного пласта.

Во второй главе приведены, этапы выполнения поставленной задачи, намечен комплекс изучаемых показателей, представлены методы их определения. Для проведения исследований выбраны, реагенты, материалы и определены их основные характеристики. В качестве химически активного кремнийорганического гидрофобизатора был выбран триметилхлорсилан (ТМХС), а в качестве инертного - полиметилсилоксан ПМС-350 с вязкостью 357,8* 10-6 м2/с. Были использованы также эмульсионные составы на основе полиметилсилоксанов: КЭ 10-01, содержащий 70 % масс. ГТМС-350 и 2,2 % масс. НПАВ, и «Экстракт-700» с содержанием основного вещества - 10 % масс, и НПАВ — 4 % масс.

При проведении фильтрационных экспериментов использовали керн и дегазированную нефть ряда месторождений Западной Сибири. В экспериментах по определению скорости капиллярной пропитки и относительных фазовых проницаемостей использовали образцы экстрагированного керна пластов группы БСю Ефремовского и Мамонтовского месторождений, выпиленные параллельно напластованию. Керновый материал образцов представлен однородными мелкозернистыми песчаниками с близкими литологическими характеристиками.

В ходе выполнения исследований определяли следующие характеристики: смачиваемость поверхности стекла - методом сидящей капли и методом капиллярного подъема; теплоту адсорбции — методом газовой хроматографии; изотермы адсорбции - с использованием проявительных хроматограмм; проницаемость по газу — на установке ГК-5; скорость капиллярной пропитки - весовым методом; проницаемость по воде и керосину - на установке УИПК; фильтрационные эксперименты по вытеснению нефти из насыпных моделей пласта - проводили на модифицированной установке УИПК. Плотность и вязкость жидкостей определяли стандартными методами.

Для обработки экспериментальных данных использовали методы математической статистики и вычислительной техники.

В третьей главе приведены результаты экспериментов по определению краевых углов смачивания водой поверхности стекла, модифицированной различными гидрофобизаторами, и рассмотрено влияние различных внешних факторов. Исследована также адсорбция воды и метанола на силохроме, модифицированном ПМС.

В работе определены условия использования ПМС и эмульсионных составов на его основе в качестве гидрофобизаторов при температурах ниже температуры начала деструкции (250 °С), выше которой происходит химическое связывание полимера с поверхностью. Рассмотрено влияние температуры, времени и кратности обработки, а также концентрации реагента на смачиваемость модифицированной поверхности. Определения краевых углов смачивания проводили методом сидящей капли (табл. 1).

Таблица I

Результаты определения краевого угла смачивания водой

модифицированной поверхности стекла, обработанной при различных температурах

Модифицирующий раствор Время обработки поверхности, с Значение краевого угла смачивания при различных температурах обработки, 6 •

100 115 130 150 200

1 %-ный раствор ПМС-350 в гексане 1 99,2 101,3 104,0 104,5 104,5

3600 90,2 96,8 98,7 101,5 101,5

1,43 %-ный раствор КЭ 10-01 в воде 3600 57,1 72,6 88,5 92,3 92,3

Для стеклянных пластин, обработанных раствором реагента «Экстракт-700» с концентрацией 1,25, 2,5 и 5,0 % масс, и высушенных при температуре 100 °С, значения краевых углов смачивания водой составили: 52,0, 55,2 и 56,7°. Показано, что более низкие значения краевых углов в этом случае по сравнению с реагентом КЭ 10-01 обусловлены высокой относительной концентрацией НПАВ в составе реагента «Экстракт-700».

Результаты определения» краевых углов смачивания поверхности стекла, модифицированного раствором. ПМС в гексане различной концентрации при различном времени обработки, представлены в табл. 2.

Таблица 2

Значения краевого угла смачивания водой поверхности стекла, обработанной растворами ПМС-350 различной концентрации

Концентрация ПМС-350 в гексане, масс. % Значение краевого угла смачивания поверхности при различной длительности обработки, 9°

1 с 60 с 1 час 24 часа

1,0 104,5 102,4 101,5 99,6

0,1 95,3 94,7 94,5 94,9

0,01 84,6 83,7 81,5 81,7

0,001 65,5 63,4 65,5 72,1

0,0001 52,4 53,5 58,2 60,3

Для сравнения были приготовлены образцы стекла, обработанного ТМХС, который взаимодействует с поверхностью стекла с образованием химической связи. Результаты определения краевых углов смачивания гидрофобизированной поверхности стекла водой приведены на рис 1.

20 '

0,5 I 3 5

С, '/• м«сс.

Рис. 1. Зависимость краевого угла смачивания водой поверхности стекла, модифицированной ТМХС (1) и ПМС-350 (2, 3), от концентрации реагента в растворе. Методы определения: 1,2- метод сидящей капли; 3 - метод капиллярного подъема.

Методом капиллярного подъема изучено влияние температуры на

значение краевого угла смачивания. Установлено, что при температуре

75 °С значения 9 для концентраций 0,0001; 0,001; 0,01; 0,1 и 1,0 %масс. составляют 69,1; 77,6; 92,2; 94,3 и 98,6°, соответственно. Таким образом, гидрофобные свойства поверхности с ростом температуры сохраняются.

При использовании составов, приготовленных на основе ПМС, в условиях нефтяного пласта (водо - нефтяная среда) обработанная поверхность породы будет подвержена действию различных факторов. Для оценки устойчивости' гидрофобного покрытия модифицированную поверхность стекла до термообработки обрабатывали растворителями. Условия обработки и значения краевых углов приведены в табл. 4.

Таблица 4

Значения краевого угла смачивания водой модифицированной поверхности стекла после обработки водой и гексаном при различных

условиях

Модифицирующий раствор Условия обработки модифицированной поверхности Значение краевого угла смачивания, 0"

растворитель температура, "С время воздействия

1 %-ный раствор ПМС-350 в гексане вода 50 1 час 95,7

вода 90 1 час 93,9

гексан 50 1 час 85,4

гексан 50 3 час 81,0

гексан 50 72 час 80,4

1,43 %-ный раствор КЭ 10-01 вводе вода 60 1 час 82,2

вода 90 1 час 63,3

вода 60 72 час 64,9

вода* 60 72 час 78,6

вода** 60 72 час 81,7

* - после выдержки пластины в течение 24 часов воду заменили; ** - выдержка в избытке воды.

Установлено, что после обработки водой поверхности стекла, модифицированной раствором ПМС-350 в гексане, значение краевого угла несколько снижается относительно первоначального, полученного в оптимальных условиях. При обработке модифицированной поверхности чистым гексаном краевой угол смачивания первоначально резко снижается

от 104,5 до 85,4 а затем даже при длительной выдержке в растворителе остается практически на том же уровне.

Таким образом, модифицирование поверхности стекла раствором ПМС-350 в гексане происходит в результате физической адсорбции полимера, при этом часть реагента адсорбируется необратимо. За счет этого поверхность стекла остается частично гидрофобизированной. По-видимому, адсорбция происходит за счет образования водородных связей. Возможно также физическое взаимодействие между атомами кремния полимера и поверхностными атомами кислорода носителя.

При обработке поверхности стекла, модифицированного 1,43 %-ным раствором КЭ 10-01, дистиллированной водой происходит интенсивное снижение краевого угла с 92,3 ° до 63-64 Это указывает на активную десорбцию кремнийорганического полимера с изучаемой поверхности в присутствии НПАВ. При этом разница между начальным и конечным углами смачивания увеличивается с ростом температуры и увеличением длительности обработки поверхности.

При обработке модифицированной поверхности избытком воды в результате преимущественной десорбции НПАВ краевой угол остается практически неизменным (82,2 и 81,7°, соответственно). Аналогичный результат получен при обработке избытком воды поверхности, модифицированной растворами реагента «Экстракт-700». Установлено, что после выдержки в воде и термообработки краевой угол смачивания для 2,5 %-го раствора составил 72,3 (увеличился на 17,1 °).

Таким образом, в результате удаления НПАВ с поверхности носителя после его обработки эмульсионным составом на основе ПМС образуется поверхность с гидрофобными свойствами. Этот подход может быть реализован при закачке эмульсионного состава в нагнетательные скважины нефтяного пласта, где происходит прокачка значительного объема воды через поровое пространство породы.

Характер влияния ПМС на поверхностные свойства пористых носителей был установлен при проведении хроматографических исследований по определению теплоты адсорбции паров воды и метанола на силохроме С-80 и силохроме С-80, обработанном раствором ПМС.

Сравнительный анализ хроматографических кривых показал, что после модифицирования силохрома ширина хроматографических пиков для обоих веществ уменьшается, а сами пики становятся более симметричными, т.е. поверхность становится более однородной.

Для исходного и модифицированного носителей построены графики зависимости ^Уд - удерживаемый объем)от 1/Т. На основании чего были рассчитаны теплоты адсорбции для воды и метанола (рис. 2).

Рис. 2. Графики зависимости ^ У§от 1/Т для воды (а) и метанола (б) при адсорбции на исходном (Уисх) и модифицированном (Ум) силохроме.

Теплота адсорбции воды <За" на исходном силохроме составляет 42,16 (кДж/моль); на модифицированном - 33,45 (кДж/моль). Теплота адсорбции метанола СЬ" на исходном силохроме составляет 50,13 (кДж/моль); на модифицированном - 51,85 (кДж/моль). Таким образом, в результате обработки силохрома полиметилсилоксаном адсорбционные свойства носителя изменились. При этом теплота адсорбции воды уменьшилась на 20,7 %, а теплота адсорбции метанола увеличилась на 3,4 %.

Полученные результаты указывают на то, в отсутствии химической связи между ПМС и носителем происходит миграция молекул полимера по поверхности силохрома. Поэтому сплошное гидрофобное покрытие не

образуется, а происходит формирование отдельных гидрофобных участков, т.е. наблюдается частичная гидрофобизация поверхности.

По данным хроматографических исследований были проведены соответствующие расчеты и построены изотермы адсорбции воды и метанола на поверхности исходного и модифицированного силохрома. Типичные изотермы адсорбции представлены на рис. 3.

а) б)

Рис. 3. Изотермы адсорбции для воды (а, б) и метанола (в, г) при различных температурах на исходном (а, в) и модифицированном (б, г)

силохроме.

Анализ полученных зависимостей показал, что они описываются уравнением Фрейндлиха. При этом установлено, что в области равновесных концентраций адсорбция воды при

температуре 70 °С на модифицированном носителе снижается на 10-15 % по сравнению со значениями для исходного силохрома. При росте температуры до 110°С адсорбция паров воды на исходном силохроме

суммарно снижается незначительно (не более, чем 20-35 %), в то время как для модифицированного силохрома изменение значений адсорбции более выражено (в 1,7-1,8 раза) уже при увеличении температуры с 70 до 80 °С.

Полученные данные подтверждают вывод об образовании на поверхности носителя после его модифицирования гидрофобных участков. При этом большая часть поверхности сохраняет гидрофильные свойства.

В четвертой главе представлены данные определения капиллярных и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) образцов керна до и после их обработки химически активным гидрофобизатором триметилхлорсиланом.

В ходе проведения экспериментов по модифицированию поверхности образцов керна раствором ТМХС в гексане установлено, что открытая пористость и проницаемость образцов до и после обработки практически не изменяется (табл. 5).

Таблица 5

Результаты определения проницаемости и пористости исходных и модифицированных образцов керна

Характеристика пород ы образца Проницаемость по газу, *10,5м> Пористость, %

до обработки после обработки до обработки после обработки

Мелкозернистый песчаник. Обломочная часть содержит кварц и полевой шпат. Глинистый цемент представлен каолинитом с примесью хлорита и гидрослюд 20,2 19,5 18,4 18,2

109,4 108,6 19,5 19,4

305,0 306,2 20,6 20,6

817,1 821,6 23,1 23,2

При определении скорости капиллярной пропитки образцов керна водой и керосином выявлено, что средние скорости насыщения образцов водой и керосином во всем диапазоне проницаемостей отличаются незначительно. В то же время при сравнении начальных скоростей капиллярной пропитки установлены различия в свойствах исходных и модифицированных образцов керна. При этом скорость пропитки образцов водой после обработки значительно меньше, чем до нее, а начальные скорости пропитки керосином остаются практически неизменными (рис. 4).

Рис 4. Зависимость начальной скорости капиллярной пропитки гидрофильных (а) и модифицированнных (б) образцов керна водой и керосином от их абсолютной

проницаемости.

Такая совокупность свойств указывает на однотипный характер смачивания большей части поверхности породы модифицированных и исходных образцов керна. Это указывает на то, что однократная обработка носителя мономерным гидрофобизатором не приводит к изменению типа смачивания его поверхности.

В ходе работы определяли фазовую проницаемость образцов керна по керосину при остаточной водонасыщенности и проницаемость по воде при остаточной насыщенности керосином. На основании полученных результатов были рассчитаны значения относительных фазовых проницаемостей образцов (рис. 5).

Рис. 5. Зависимость относительной проницаемости по керосину (1) и воде (2) от абсолютной проницаемости керна до (а) и после (б) гидрофобизации.

Установлено, что относительные фазовые проницаемости по воде для исходного и модифицированного образцов существенно отличаются при абсолютных проницаемостях до и более в то время

как относительные фазовые проницаемости по керосину существенно отличаются при проницаемостях в интервале

Полученные для гидрофильного керна зависимости удовлетворительно согласуются с известными данными и вписываются в общепринятую модель, согласно которой соотношение относительных фазовых проницаемостей для воды при остаточной нефтенасыщенности и нефти при остаточной водонасыщенности в гидрофильных коллекторах равно 0,3. Для гидрофобных пород-коллекторов это значение близко к 1,0.

Значения соотношений относительных фазовых проницаемостей для воды и керосина при минимальном содержании другой фазы для изученных гидрофильных образцов керна представлены в табл. 7.

Таблица 7

Соотношение относительных фазовых проницаемостей по воде и керосину

для исходных и гидрофобизированных образцов керна

Образец Зависимость соотношения Ко™. ,/Кот и от абсолютной проницаемости, "Ю'^м2

1,0 5,0 20,2 44,2 109,4 304,3 504,7 818,3

исходный 0,12 0,09 0,36 0,29 0,22 0,21 0,29 0,37

гидрофобизированный 0,12 0,15 0,45 0,48 0,24 0,24 0,44 0,80

Для исходных образцов керна (за исключением наименее проницаемых) соотношение Коп,,/Котик изменяется в пределах от 0,21 до 0,36 (в среднем 0,29), что удовлетворительно совпадает с величинами, характеризующими гидрофильные породы.

Для гидрофобизированных образцов керна полученные результаты отличаются от описанных в специальной литературе значений, как для гидрофильных, так и для гидрофобных пород-коллекторов. Сравнимые значения для воды и керосина, что характерно для гидрофобных пород-коллекторов, установлены только для наиболее проницаемого образца

(818,3*10~15 м2). Для других образцов керна соотношение относительных проницаемостей значительно ниже: от 0,24 до 0,48 (в среднем - 0,44; наименее проницаемые образцы не учитывались).

Полученные данные подтверждают, что при обработке поверхности образцов керна триметилхлорсиланом образуется гетерогенное покрытие, когда одновременно присутствуют гидрофильные и гидрофобные участки, т.е. поверхность обладает смешанной смачиваемостью.

В пятой главе представлены результаты лабораторных испытаний эмульсионных составов, приготовленных на основе реагента «Экстракт-700», на линейных и неоднородных моделях нефтяного пласта.

Установлено, что обработка водонасыщенной модели пласта водными растворами реагента «Экстракт-700» при комнатной температуре приводит к гидрофобизации поверхности породы и снижению скорости фильтрации воды в 18-20 раз, а в отдельных случаях фильтрация воды полностью прекращается. При этом снижения проницаемости моделей по газу не происходит. С ростом температуры на каждые 10 °С скорость фильтрации воды через модель пласта увеличивается в 1,2-1,4 раза. При снижении температуры происходит обратный процесс.

На основании этого сделан вывод о предпочтительном использовании кремнийорганических эмульсионных составов для обработки моделей пласта с охлажденной «призабойной зоной» (ПЗП), которые наиболее достоверно описывают особенности нефтяных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.

В результате проведения экспериментов на неоднородных моделях пластов, представленных двумя параллельными колонками различной проницаемости с дезинтегрированным керном (аналоги пропластков пласта), с охлажденной ПЗП и соотношением проницаемостей 1 : (2,7-3,1), установлено, что после вытеснения нефти водой и закачки 2,5 %-ного раствора реагента «Экстракт-700» происходит перераспределение скоростей фильтрации жидкостей и дополнительное извлечение нефти.

Прирост коэффициента вытеснения нефти по наименее проницаемому пропластку в среднем составил 14,1 %, скорость фильтрации жидкости увеличилась в 1,1 раза. Для высокопроницаемого пропластка коэффициент вытеснения нефти увеличился на 9,0 %, а скорость фильтрации снизилась в 1,3 раза.

Для определения оптимальных условий применения реагента «Экстракта-700» был проведен ряд экспериментов в зависимости от стадии разработки месторождения и текущей нефтенасыщенности пласта. Рассмотренные варианты представлены в табл. 8.

Таблица 8

Результаты исследования нефтевытесняющих свойств реагента «Экстракт-700» на неоднородных моделях пласта

Нефтенасыщенность модели пласта, особые условия эксперимента Коэффициент вытеснения нефти водой К., % * Соотношение скоростей фильтрации жидкости в колонках Кратность увеличения давления в системе, Д Рост/ Д Ро Конечный коэффициент вытеснения нефти Д К., % *

до закачки реагента после закачки реагента

остаточная, охлажденная «ПЗП» 64,8 53,4 2,9 2,0 2,7 74.6 69.7

остаточная, 66,3 54,2 2,9 2,2 1,8 68,4 61,1

начальная. 0 0 3,0 2,8 1,1 64,5 56,2

нефтенасыщенность 50 %, охлажденная «ПЗП» 56.2 21.3 3,7 2,6 0,9 72,6 60,2

начальная, закачка 0,38 % раствора 0 0 3.2 2,4 1,1 70,5 62,4

* - значения показателей для высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков

Исходя из полученных результатов следует, что закачка реагента более эффективна на поздних стадиях разработки, когда значительная доля нефти извлечена. В этом случае наблюдается максимальное изменение скоростей фильтрации жидкостей в колонках модели пласта и значительное увеличение коэффициента вытеснения нефти.

Эффективность вытеснения нефти с использованием реагента «Экстракт-700» была сопоставлена с результатами эксперимента, в

котором использовался НПАВ (WOF-P 100), рекомендуемый для использования в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов.

Таблица 9

Результаты экспериментов по вытеснению нефти композициями на основе реагентов «Экстракт-700» и НПАВ WOF-P100

Состав композиции, % масс. Параметры процесса вытеснения

до закачки композиции после закачки композиции

отношение скоростей фильтрации жидкостей коэффициент вытеснения нефти К,, % отношение скоростей фильтрации жидкостей прирост коэффициента вытеснения нефти Д К,, %

«Экстракт-700» - 2,5 3,6 51,8 1,5 27,7

«Экстракт-700» - 2,5 НПАВ-0,175 3,6 51,6 2,2 9.1

НПАВ-0,425 3.7 52,4 3,4 2,1

Наибольшую эффективность в условиях проведения экспериментов показала композиция, содержащая реагент «Экстракт-700» в чистом виде. В этом случае достигнут существенный прирост коэффициента нефтевытеснения - 27,7 % и установлено максимальное выравнивание скоростей фильтрации жидкости в колонках модели пласта.

Для разработки конкретных рекомендаций по использованию реагента «Экстракт-700» для увеличения нефтеотдачи пластов в промысловых условиях проведены эксперименты на моделях пластов ряда месторождений Нефтеюганского региона. Высокую эффективность реагент показал на моделях объектов разработки АС5.6 и БСю Южно-Балыкского, пласта АС5.0 Мало-Балыкского и пласта БСб Петелинского месторождений.

В шестой главе представлены результаты промысловых испытаний новой технологии увеличений нефтеотдачи пластов, разработанной на основании результатов лабораторных исследований для условий месторождений Западной Сибири. Технология УНП включает закачку раствора реагента «Экстракт-700» в нагнетательные скважины. Для

увеличения вязкости закачиваемого состава рекомендовано добавлять расчетное количество нефти.

Испытания технологии УНП проведены на ряде нефтяных объектов Тюменской области, находящихся на поздней стадии разработки. В качестве первоочередных объектов выбраны продуктивные пласты группы АС Южно- и Мало-Балыкского месторождений, а также пласт Петелинского месторождения.

Анализ работы нагнетательных и добывающих скважин опытно-промышленных участков показал, что после закачки реагента «Экстракт-700» в пласт происходит снижение приемистости нагнетательных скважин на 10-30 %, а затем снижение обводненности добываемой продукции на 210 % и увеличение дебита нефти в эксплуатационных скважинах.

Положительный анализ результатов испытания новой технологии увеличения нефтеотдачи пластов позволил расширить объем ее промышленного внедрения. С учетом повторных закачек проведено 31 обработка нагнетательных скважин. Всего в нефтяные пласты закачано 149,8 т реагента «Экстракт-700», накопленная дополнительная добыча нефти составила 244958 т.

ВЫВОДЫ:

1. Впервые экспериментально исследовано влияние растворов и эмульсионных составов, приготовленных на основе полиметилсилоксана ГТМС-350, на смачиваемость поверхности стекла при температуре обработки до 200 °С. Показано, что на модифицированной ПМС поверхности стекла после термообработки образуется покрытие, обладающее гидрофобными свойствами. Взаимодействие ПМС с поверхностью происходит за счет физической адсорбции.

2. Методами сидящей капли и капиллярного подъема установлены зависимости краевого угла смачивания поверхности стекла, модифицированной ПМС, от концентрации реагента, кратности и времени обработки. Исследовано влияние различных факторов (растворитель,

температура, время выдержки) на устойчивость полиметилсилоксанового покрытия в отсутствии термообработки поверхности стекла.

3. Методом газовой хроматографии определены теплоты адсорбции воды и метанола на силохроме, модифицированном ПМС. Теплота адсорбции воды на модифицированном носителе уменьшилась на 20 %, а теплота адсорбции метанола увеличилась на 3 %.

Установлено, что при прокаливании носителя при температуре 150 °С равномерное закрепление полимера на поверхности не происходит и образуются отдельные гидрофобные участки.

4. Впервые рассмотрено влияние гидрофобизации поверхности природных песчаников ТМХС на их фильтрационно-емкостные свойства и капиллярную пропитку водой и керосином. Установлено, что при проницаемости более гидрофобизация породы не приводит к изменению ее пористости и абсолютной проницаемости. Модифицирование поверхности породы сопровождается снижением начальной скорости капиллярной пропитки водой. Гидрофобизация образцов с проницаемостью

приводит к увеличению относительной фазовой проницаемости по керосину в 1,1-1,5 раза. При более высоких значениях проницаемости происходит увеличение относительной фазовой проницаемости по воде. Установлено, что полученные закономерности обусловлены образованием поверхности со смешанной смачиваемостью.

5. Впервые на модельных системах в условиях, близким к пластовым, исследовано влияние эмульсионных гидрофобизирующих составов, приготовленных на основе полиметилсилоксанов, на процесс вытеснения нефти. Показано, что закачка таких эмульсий не приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств пласта, но при этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение коэффициента вытеснения нефти. Установлены основные закономерности использования эмульсионных составов.

6. Разработана новая технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе использования кремнийорганических эмульсионных составов. Проведены промысловые испытания данной технологии на опытно-промышленных участках ряда месторождений Западной Сибири. При проведении исследовательских работ по закачке эмульсионных составов в нагнетательные скважины получен высокий положительный результат.

В среднем удельная технологическая эффективность составила более 7900 т дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию, что в 23 раза превышает эффективность традиционных технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Кремнийорганические соединения фирмы WACKER-CHEMIE GmbH для повышения нефтеотдачи пластов / Гусев СВ., Мазаев В.В. и др. // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 3. - С. 65 - 68.

2. Опыт и перспективы применения технологий повышения нефтеотдачи на основе кремнийорганических соединений для месторождений Западной Сибири / Гусев СВ., Мазаев В.В. и др. // Основные направления НИР в нефтяной промышленности Западной Сибири. - Сб. трудов. - СибНИИНП. - 1995.-С63-69.

3. А 5630474 US E 21 В 43/22. Process for the extraction of crude oil / Burger W., Mazajev. V. et al. (Wacker-Chemie GmbH, Germany); filed 25.09.95 // Date of Patent 20.05.1997.

4. Cl 2087688 RU E 21 В 43/22. Способ добычи нефти / Бургер В., Мазаев В.В. и др. (Ваккер-Хеми ГмбХ, Германия). № 94045797/03; заявл. 27.12.94 // Изобретения (Заявки и патенты). -1997. - № 23.

5. Результаты промышленного внедрения силиконов фирмы Wacker -Chemie на месторождениях АО Юганскнефтегаз / Гусев СВ., Мазаев В.В. и др. // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 5. - С 72.

6. Лабораторные и промысловые испытания кремнийорганической эмульсии «Экстракт-700» для повышения нефтеотдачи пластов / Гусев

СВ., Мазаев В.В. и др. // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. -Сб. трудов. - СибНИИНП. - 1996. - С. 48 - 54.

7. Новые достижения в области применения силиконов фирмы Wacker -Chemie Gmbh для увеличения нефтеотдачи пластов / Гусев СВ., Мазаев В.В. и др. // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 3. - С. 37 - 38.

8. Гусев СВ., Мазаев В.В., Коваль Я.Г. Использование кремнийорганических гидрофобизаторов фирмы «Ваккер - Хеми» (Германия) для увеличения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях Западной Сибири // Нефть и газ. Известия высших учебных заведений. -Тюмень. - ТГНГУ. - № 6. - 1997. - С 73.

9. Мазаев В.В., Лебедева Н.Н., Третьяков Н.Ю. Влияние кремнийорганических гидрофобизаторов на фильтрационные свойства образцов кернов. // В сб. научн. тр.: Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. -Тюмень: СибНИИНП. - 1999. - С. 130 - 137.

10. С1 2163967 Е 21 В 43/22 Способ добычи нефти / Гусев СВ., Мазаев В.В. и др. №99116835/03; заявл. 29.07.99 // Изобретения (Заявки и патенты). - 2001. - № 7.

11. Применение кремнийорганических эмульсий для интенсификации добычи нефти / Мазаев В.В., Захаров М.С и др. // Нефть и газ: Проблемы недропользования, добычи и транспортировки. Материалы научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко (24 - 26 сентября 2002 г.). - Тюмень. - Издательство: Нефтегазовый университет. - 2002. - С 85.

12. Третьяков Н.Ю., Мазаев В.В., Лавренова Н.А. Определение теплоты адсорбции воды и метанола на гидрофобизированном силохроме хроматографическим методом / В сб. тезисов Всероссийского симпозиума: Хроматография и хроматографические приборы. - М.: ИФХ. - 2004. - С 79.

»10620

Подписано к печати 17 №. 04 Отпечатано на 1ШО вЯ 3750

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38

Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул Киевская, 52

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР.

1.1. Смачиваемость поверхности твердых тел жидкостями.

1.1.1. Краевой угол смачивания.

1.1.2. Капиллярное давление.

1.1.3. Гистерезис смачивания.

1.1.4. Методы определения краевого угла смачивания.

1.2. Влияние капиллярных сил на процессы фильтрации воды и углеводородов в капиллярах и пористых средах.

1.2.1. Фильтрация воды и углеводородов в тонких капиллярах.

1.2.2. Влияние ПАВ на фильтрацию воды и углеводородов в тонких капиллярах.

1.2.3. Фильтрация воды и углеводородов в пористых средах.

1.3. Разработка гидрофильных и гидрофобных коллекторов нефти при заводнении.

1.4. Использование гидрофобизирующих веществ для разработки гидрофильных коллекторов нефти.

1.4.1. Использование гидрофобизирующих веществ для обработки призабойных зон пласта.

1.4.2. Использование гидрофобизирующих веществ для увеличения нефтеотдачи пластов

1.5. Кремнийорганические гидрофобизаторы природных и синтетических материалов.

1.5.1. Основные типы кремнийорганических гидрофобизаторов.

1.5.2. Эффективность кремнийорганических гидрофобных покрытий . 48 % 1.3.3. Устойчивость кремнийорганических гидрофобных покрытий.

Актуальность работы. Активное развитие нефтяной отрасли в 70-80 годы прошлого столетия на территории Западной Сибири сопровождалось проведением интенсивного поиска новых решений для обеспечения эффективной разработки нефтяных месторождений. Одним из таких путей является применение при заводнении пластов физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Использование таких методов целесообразно на поздних стадиях разработки месторождений, когда закачка воды не приводит к росту добычи нефти и сопровождается увеличением обводненности добываемой продукции. Основой МУН, как правило, являются композиции на основе поверхностно-активных веществ, водорастворимых полимеров, используются также различные гелеобразующие и суспензионные составы.

Практика разработки нефтяных месторождений с применением МУН показала, что, несмотря на разнообразие физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов, остается нерешенным вопрос проектной добычи нефти из гидрофильных коллекторов.

Проблема заключается в том, что часть остаточных запасов нефти в обводненном гидрофильном коллекторе находится в застойных зонах в виде микроэмульсии и пленочной нефти. Другая часть нефти, сосредоточенная в микропорах, блокирована закачиваемой водой и также не участвует в процессе фильтрации. Поэтому применение сложных технических решений (бурение новых скважин, закачка углеводородного газа) в таких условиях либо не рентабельно, либо не обеспечивает эффективную выработку запасов.

Указанная проблема существует также в целом для низкопроницаемых залежей, на которых закачка воды не может обеспечить достижение проектного коэффициента нефтеотдачи пласта, а традиционные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи неэффективны или не могут быть использованы (низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта, высокая глинистость пород, термодеструкция реагентов и т.д.). Поэтому для разработки таких объектов необходимо применение технологий, основанных на принципиально иных механизмах физико-химического воздействия на пласт.

Известно, что на процесс извлечения нефти из пласта большое значение оказывают смачиваемость поверхности породы и направленность действия капиллярных сил. При закачке воды в гидрофильный коллектор происходит смачивание поверхности закачиваемым агентом, при этом капиллярные силы способствуют пропитке породы водой и более полному вытеснению нефти из пористой среды. Это происходит на начальной стадии разработки. На более поздних стадиях заводнения, когда нефть рассредоточена по пласту, гидрофильность породы является препятствием для формирования фазы нефти и ее более полного вытеснения.

В гидрофобном коллекторе процесс вытеснения нефти протекает иначе. Такой коллектор лучше смачивается нефтью и не смачивается водой, поэтому при заводнении вода вытесняет нефть только из крупных пор. В мелких порах нефть не фильтруется, так как капиллярные силы удерживают ее. В результате этого происходит преждевременный прорыв воды по высокопроницаемым интервалам и снижается эффективность извлечения нефти.

В то же время известным является факт, что извлечение нефти из коллекторов, в которых породы имеют смешанную смачиваемость, более эффективно, чем извлечение нефти из гидрофильных коллекторов. В этом случае вытеснение нефти происходит по механизму, характерному для гидрофильного коллектора, но при этом остаточная нефть коалесцирует на поверхности гидрофобных участков и вовлекается в процесс фильтрации.

Сопоставление этих фактов позволяет предположить, что после вытеснения основной доли нефти из гидрофильного коллектора гидрофобизация поверхности породы может привести к изменению направленности действия капиллярных сил и, как следствие, к изменению характера фильтрационных процессов и вовлечению в разработку остаточных запасов нефти.

Перспективность использования гидрофобизаторов для закачки в нефтяные пласты связана также с тем, что, оказывая влияние на фильтрационные и капиллярные процессы, гидрофобизаторы не изменяют структуру и проницаемость пород. Это имеет особое значение при разработке низкопроницаемых залежей, когда для эффективного извлечения нефти необходимо максимально сохранить исходные коллекторские свойства пласта. Применение гидрофобизаторов при эксплуатации таких залежей может оказать также на пласт положительное влияние другого рода: предотвратить набухание глинистых минералов под действием закачиваемой воды, так как гидрофобизаторы являются наиболее эффективными реагентами для ингибирования набухания глин.

Таким образом, представляет несомненный интерес исследование влияния гидрофобизирующих веществ на процессы смачивания и капиллярной пропитки гидрофильных материалов, а также на процесс двухфазной фильтрации воды и нефти в пористой среде. Такие исследования позволяют определить наиболее эффективные реагенты для воздействия на пласт, выявить особенности и область применения, а также разработать рекомендации по их практическому использованию.

Цель и задачи работы. Целью настоящей работы является исследование влияния различных гидрофобизирующих веществ на смачиваемость породы и процессы фильтрации жидкостей, а также разработка и проведение испытаний технологии увеличения нефтеотдачи пластов. Для реализации поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: исследование влияния химически активного (триметилхлорсилан) и инертного (полиметилсилоксан) гидрофобизирующих веществ на смачиваемость стеклянной поверхности; исследование влияния условий модифицирования с использованием полиметилсилоксана на смачиваемость стеклянной поверхности; исследование влияния гидрофобизации силохрома полиметилсилоксаном на адсорбцию воды и метанола; исследование влияния триметилхлорсилана на фильтрационно-емкостные свойства пород и капиллярную пропитку водой и керосином; исследование влияния гидрофобизаторов на фильтрационные свойства моделей пласта и процесс вытеснения нефти; разработка технологии увеличения нефтеотдачи пластов (УНП) с использованием эмульсионного гидрофобизирующего состава; проведение промысловых испытаний технологии УНП и анализ эффективности работ.

Научная новизна. В ходе выполнения работы изучен ряд направлений, представляющих интерес при разработке методов гидрофобизации поверхности твердых тел и возможности их использования в процессах добычи нефти:

Выявлены особенности использования полиметилсилоксана ПМС-350 и эмульсионных составов на его основе для гидрофобизации поверхности стекла и природных песчаников - коллекторов нефти;

Определены теплоты адсорбции воды и метанола на силохроме, модифицированном полиметилсилоксаном;

Рассмотрено влияние гидрофобизации поверхности на капиллярную пропитку образцов природных песчаников и процессы фильтрации воды и керосина;

Исследовано влияние эмульсионных гидрофобизирующих составов на процесс вытеснения нефти и оценен технологический эффект при воздействии на нефтяной пласт;

Предложен механизм воздействия химически инертных гидрофобизаторов на нефтяной пласт, находящийся на поздней стадии разработки.

Практическая значимость. На основе анализа и обобщения результатов лабораторных исследований показана возможность применения инертных полиметилсилоксанов для гидрофобизации гидроксилсодержащих носителей при температурах ниже температуры деструкции полимера. В ходе экспериментов определена область наиболее эффективного использования гидрофобизирующих веществ для улучшения фильтрации углеводородов в гидрофильной пористой среде. Обоснована применимость водоразбавляемых гидрофобизирующих реагентов на основе полиметилсилоксанов для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. Разработана технология увеличения нефтеотдачи пластов и проведены ее успешные испытания на ряде терригенных коллекторов Западной Сибири. На защиту выносятся следующие положения.

Результаты исследования влияния полиметилсилоксанового полимера и условий обработки на смачиваемость и адсорбционные свойства гидрофильных поверхностей;

Результаты исследования влияния химически активных и инертных гидрофобизаторов на фильтрационные свойства пористых сред;

Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кремнийорганических эмульсионных составов гидрофобизирующего действия, а также результаты исследования влияния таких составов на процесс вытеснения нефти из пласта.

выводы

1. Впервые экспериментально исследовано влияние растворов и эмульсионных составов на основе полиметилсилоксана ПМС-350 на смачиваемость поверхности стекла при температуре обработки до 200 °С.

Показано, что на модифицированной полиметилсилоксаном поверхности стекла после термообработки образуется покрытие, обладающее гидрофобными свойствами. Взаимодействие полиметилсилоксана с поверхностью происходит за счет физической адсорбции.

2. Методами сидящей капли и капиллярного подъема установлены зависимости краевого угла смачивания поверхности стекла, модифицированной полиметилсилоксаном, от концентрации реагента, кратности и времени обработки. Исследовано влияние различных факторов (растворитель, температура, время выдержки) на устойчивость полиметилсилоксанового покрытия в отсутствии термообработки поверхности стекла.

Установлено, что гидрофобное покрытие формируется также при обработке поверхности стекла эмульсионными составами. В этом случае степень гидрофобизации носителя зависит от содержания в составе полиметилсилоксана и НПАВ, а также от условий обработки модифицированной поверхности.

3. Методом газовой хроматографии определены теплоты адсорбции воды и м^анола на силохроме, модифицированном полиметилсилоксаном. При этом теплЪта адсорбции воды на модифицированном носителе уменьшилась на 20,7 %, а теплота адсорбции метанола увеличилась на 3,4 %.

Установлено, что при прокаливании носителя при температуре 150 °С равномерное закрепление полимера на поверхности не происходит и образуются отдельные гидрофобные участки, изменяющие поверхностные свойства силохрома.

4. Впервые рассмотрено влияние гидрофобизации триметилхлорсиланом поверхности природных песчаников на их фильтрационно-емкостные свойства и капиллярную пропитку водой и керосином. с <ъ

Установлено, что при проницаемости образцов более 20*10 м обработка триметилхлорсиланом из жидкой фазы не приводит к изменению их пористости и абсолютной проницаемости.

Гидрофобизация образцов породы триметилхлорсиланом сопровождается снижением начальной скорости капиллярной пропитки водой и увеличением фазовых проницаемостей по воде и по керосину. В интервале проницаемостей (44 - 500)* 10"15 м2 модифицирование образцов приводит к преимущественному увеличению относительной фазовой проницаемости по керосину, при более высокой проницаемости происходит увеличение относительной: фазовой проницаемости по воде.

Показано, что полученные закономерности обусловлены образованием поверхности со смешанной смачиваемостью. На основании этого сделан вывод о положительном влиянии частичной гидрофобизации породы на процесс фильтрации нефти и ее вытеснения.

5; Впервые на модельных системах в условиях, близким к пластовым, исследовано влияние эмульсионных гидрофобизирующих составов, приготовленных на основе полиметилсилоксанов, на процесс вытеснения нефти. Показано, что закачка таких эмульсий не приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств пласта, но при этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение коэффициента вытеснения нефти. Установлены основные закономерности использования эмульсионных составов.

6. Разработана технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кремнийорганических эмульсионных составов. Проведены промысловые испытания новой технологии на опытных участках ряда месторождений Западной Сибири. При проведении работ по закачке эмульсионных составов в нагнетательные скважины получен высокий положительный результат.

В среднем удельная технологическая эффективность составила более 7900 т дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию, что в 2-3 раза превышает эффективность традиционных технологий УНП.

1. Сумм Б.Д., Горюнов Ю.В. Физико-химические основы смачивания и ^ растекания / М.: Химия. 1976. - 232 с.

2. Поверхностные явления; в дисперсных системах. Коллоидная химия / Ребиндер П.А. Избранные труды. М.: Наука. - 1978. - 368 с.

3. Сумм Б.Д., Соболева О.А., Должикова В.Д. Развитие представлений Ребиндера о гистерезисе смачивания // Коллоидный журнал. -1998.- Т. 60. -№5. -С. 650 -657.

4. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии / JL: Химия. 1974. - 352 с.

5. Ghannam М.Т., Esmail M.N. The effect of geometry on dynamic contact angles in surface wetting // Chem. Eng. Commun. 1997. - 158. - P. 43 - 53.

6. Asthana R.J. Dissolutive capillary penetration with expanding pores and transient contact angles // Colloid and Interface Sci. 2000. - 231. - № 2. -P. 398 - 400.

7. Соболева O.A., Сумм Б. Д. Кинетика десмачивания гидрофобных поверхностей при испарении капель растворов ПАВ // Коллоидный журнал. -2003. Т. 65. - № 1. - С. 98 - 102.

8. Зорин З.М., Семашко О.В., Усьяров О.Г. Структурная составляющая расклинивающего давления в смачивающих пленках тетрадекана на стекле и слюде // Коллоидный журнал. -1997. Т. 59. - № 3. - С. 317 - 320.

9. Чураев Н.В., Старое В.М. К кинетике быстрого растекания капель водных растворов трисилоксанов по гидрофобным подложкам // Коллоидный журнал. —1998. Т. 60. - № 6. - С. 852 - 855.

10. Кинетика растекания глицерина и воды по стеклу при избирательном смачивании / Сумм Б.Д., Пинтер Я. и др. // Коллоидный журнал. 1981. — Т. 43. - № 3. - С. 601-603.

11. Хейфец Л.И., Неймарк A.B. Многофазные процессы в пористых средах. М.: Химия.-1982.-319 с.

12. Мартынов Г.А., Малеев В.В., Грибанова Е.В. Кинетика капиллярного поднятия жидкостей // Коллоидный журнал. 1983. — Т. 45. - № 2. - С.245 - 250.

13. Quere D., Raphael Е., Ollitrault J.-Y. Rebounds in capillary tube // Langmuir.1999. 15. - № 10. - P. 3679 - 3682.

14. Влияние конусности капилляров на измерение вязкости / Ершов А.П., Зорин З.М. и др. // Коллоидный журнал. 1997. - Т. 59. - № 5. - С. 608 - 612.

15. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта / Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. М.: Недра. - 1982. — 311 с.

16. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов / Бабалян Г.А., Кравченко И.И. и др. Под. ред. Ребиндера А.П. М.: Гостоптехиздат. - 1962. - 283 с.

17. Поверхностные пленки воды в дисперсных структурах / Под ред. Щукина Е.Д. М.: Изд-во МГУ. - 1988. - 279 с.21.3имон А.Д. Адгезия жидкости и смачивание / М.: Химия. 1974. - 416 с.

18. Соболев В.Д., Starov V.M., Velarde М. G. О точности измерения малых краевых углов методом «сидящей» капли // Коллоидный журнал. 2003. — Т. 65. -№5.-С. 668-671.

19. Ширяева Н.И., Герасимов В.К., Вяткин Г.П. Определение краевого угла, поверхностного натяжения и работы адгезии по параметрам лежащей капли, наблюдаемой сверху с помощью микроскопа // Коллоидный журнал. 1995. -Т. 57.-№5.-С. 764-768.

20. Тарасевич Ю.И., Бондаренко C.B., Жукова А.И. Изучение гидрофобности поверхности кремнезема и стекла, модифицированных полиалкилгидридсилоксанами // Коллоидный журнал. — 2002. Т. 64. - № 3. -С. 409-412.

21. Jenkins L.M., Donald A.M. Contact angle measurements on fibers in the environmental scanning electron microscope // Langmuir. 1999. - 15. - № 22. - P. 7829-7835.

22. Дерягин Б.В. Строго термодинамическая теория смачивания, капиллярного подъема и капиллярной конденсации // Коллоидный журнал. 1993. - Т. 55. -№ 5. — С.58 - 61.

23. Дерягин Б.В. Определение натяжения смачивающей пленки по высоте капиллярного подъема столба жидкости и построение на его основе теории смачивания и капиллярности // Коллоидный журнал. 1994. - Т. 56. - № 1. — С.47-49.

24. Мошинский А.И. Учет силы инерции при капиллярном подъеме ньютоновской жидкости в цилиндрической трубке // Коллоидный журнал. -1997. Т. 59. - № 1. - С.68 - 73.

25. Волков В.А., Булушев Б.В., Агеев A.A. Определение размера капилляров и угла смачивания волокон по кинетике подъма жидкости по вертикальным образцам тканей и нетканых материалов // Коллоидный журнал. 2003. - Т. 65. -№4.-С. 569-572.

26. Капиллярный подъем в системах предельные углеводороды вода — стекло / Пентин В.Ю., Горюнов Ю.В. и др. // Коллоидный журнал. - 1986. - Т. 48. -№ 2. - С.289 — 294.

27. Соболева O.A., Сумм Б.Д. Влияние мицеллообразования и малых концентраций ПАВ на капиллярный подъем водных растворов // Коллоидный журнал. 1996. - Т. 58. - № 2. - С.244 - 247.

28. Должикова В.Д., Соболева O.A., Сумм Б.Д. Краевые углы как индикаторы мицеллообразования // Коллоидный журнал. -1997. — Т. 59. № 3. - С.309 — 312.

29. Фадеев А.Ю., Соболева O.A., Сумм Б.Д. Смачиваемость кремнийорганических и кремнийфторорганических монослоев, ковалентно привитых на кварц // Коллоидный журнал. 1997. - Т. 59. - № 2. - С. 243 - 516.

30. Кисиль И.С. Погрешности определения капиллярной постоянной жидкостей методом капиллярного поднятия // Коллоидный журнал. 1991. - Т. 53. - № 4. -С. 642 - 646.

31. Безуглый Б.А., Тарасов O.A., Федорец A.A. Усовершенствованный метод наклонной пластинки измерения краевого угла смачивания // Коллоидный журнал. 2001. - Т. 63. - № 6. - С. 735 -741.

32. Studies on the wetting behavior of polymer melts on solid surfaces using the Wilhelmy balance method / Grundke K., Uhlmann P. and all. // Colloid and Surfaces. -1996.- 114.-P. 99-111.

33. Перцов A.B., Соболева O.A., Породенко E.B. Исследование гистерезисных процессов при смачивании гидрофильных и гидрофобных поверхностей // Коллоидный журнал. 1998. - Т. 60. - № 2. - С. 245 - 249.

34. Фадеев А.Ю., Ерошенко В.А. Смачиваемость пористых кремнеземов, химически модифицированных фторалкилсиланами, по данным водяной порометрии // Коллоидный журнал. 1996. - Т. 58. - № 5. - С. 692 - 696.

35. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта / М.: Недра. -1977.-215 с.

36. Хавкин А.Я. Физико-химические аспекты процессов вытеснения нефти в пористых средах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. - № 7 - 10. - С. 30 - 37.

37. Горбунов В.Е. О свойствах смесей флюидов // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром. - 1990. - 70 с.

38. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи / М.: Недра. 1989. - 232 с.

39. Хавкин А .Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде // Обзор, информ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. - 1991. - 59 с.

40. Kiriakidis D.G., Neale G.H., Mitsoulis Е. Slow immiscible displacement flow in disordered porous media // Can. J. Chem. Eng. 1992. - 70. - № 6. - P. 1220 - 1223.

41. Иванов В.И., Калинин B.B., Старов B.M. Фильтрационное движение капли в капилляре // Коллоидный журнал. 1991. - Т. 53. - № 1. - С. 32 - 38.

42. Тихомолова К.П., Кокорина О.В. Фильтрационное движение капли неполярного флюида в капилляре, заполненным водным раствором. Теория вопроса // Коллоидный журнал. 1993. - Т. 55. - № 2. - С. 147 - 153.

43. Иванов В.И., Калинин В.В., Старов В.М. Влияние расклинивающего давления на фильтрационное движение капли в капилляре // Коллоидный журнал. 1991. - Т. 53. - № 2. - С. 251 - 258.

44. Кинетические закономерности вытеснения предельных углеводородов и вазелинового масла водой из стеклянных капилляров / Киселев Ю.Б., Горюнов Ю.В. и др. //Коллоидный журнал.-1982.-Т. 44.-№2.-С. 223-228.

45. Вытеснение несмешивающихся жидкостей в тонких кварцевых капиллярах / Аббасов М., Зорин З.М. и др. // Коллоидный журнал. 1989. - Т. 51. - № 4. -С. 627-633.

46. Dynamic wetting and advancing contact angles in horizontal capillary tubes / Ishimi Kosaku, Mohri Jyunichi and all'// J. Chem. Eng. Jap. 1998. - 31. - № 6. -P. 914-921.

47. Соболева O.A., Сумм Б.Д., Пентин В.Ю. Гистерезис смачивания при вытеснении додекана водой из стеклянных капилляров с модифицированной поверхностью // Коллоидный журнал. -1995. Т. 57. - № 5. - С. 739 - 742.

48. Особенности фильтрации газоконденсатных смесей через гидрофильные и гидрофобные капилляры / Степанова Г.С., Барер С.С. и др. // Газовая промышленность. 1981. - № 7. - С. 21 — 22.

49. Муратов И.Б., Соболев В.Д., Чураев Н.В. Течение воды в капилляре при очень малых градиентах давления // Коллоидный журнал. 1991. - Т. 53. - № 1. — С. 131-134.

50. Ершов А.П., Зорин З.М., Чураев Н.В. Взаимное вытеснение воды и органических жидкостей из цилиндрических гидрофобных капилляров // Коллоидный журнал. 1990. - Т. 52. - № 2. - С. 250 - 255.

51. Тихомолова К.П., Сляднева О.Н. Движение длинных пузырьков в гидрофильном капилляре, обусловленное перепадом давления // Коллоидный журнал. 1997. - Т. 59. - № 6. - С. 819 - 826.

52. Кинетика движения пузырька газа в капилляре / Ершов А.П., Зорин З.М. и, др. // Коллоидный журнал. 2001. - Т. 63. - № 2. - С. 200 - 207.

53. Динамические краевые углы воды в ультратонких капиллярах / Соболев В .Д., Чураев Н.В. и др. // Коллоидный журнал. 2001. - Т. 63. - № 1. - С. 127 -131.

54. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов / Бабалян Г.А., Кравченко И.И. и др. // Под. ред. Ребиндера А.П. М.: Гостоптехиздат. - 1962. - 283 с.

55. Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности / труды Второго Всесоюзного совещания по применению поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности. // Под. ред. Ребиндера А.П. -М.: Гостоптехиздат. 1963. - 395 с.

56. Банзал В.К., Ша Д.Щ. Применение мицеллярных растворов для повышения нефтеотдачи скважин // В кн. Мицеллообразование, солюбилизация и микроэмульсии. Под ред. Миттела К. Пер. с англ. М.: Мир. - 1980. - С. 63 - 87.

57. Течение в гидрофильных капиллярах/ Вердевский Ю.Л., Старосуд А.Н. и др.//Журн.прикл.химии.- 1984.-Т. 57. -№ 8.-С. 1774- 1779.

58. Течение в гидрофобных капиллярах / Вердевский Ю.Л., Старосуд А.Н. и др. // Журн. прикл. химии. 1984. - Т. 57. - № 10. - С. 2229 - 2233.

59. Пентин В.Ю., Деныцикова Г.И., Сумм Б.Д. Динамика межфазного мениска углеводород / вода (раствор ПАВ) при капиллярном вытеснении // Коллоидный журнал. 1992. - Т. 54. - № 4.-С. 145-151.

60. Особенности впитывания растворов неионогенных ПАВ в гидрофильные капилляры. Система раствор воздух / Ершов А.П., Зорин З.М. и др. // Коллоидный журнал. - 1993. - Т. 55. - № 3. - С. 39 - 47.

61. Особенности впитывания растворов неионогенных ПАВ в гидрофильные капилляры. Системы масло — вода / Ершов А.П., Зорин З.М. и др. // Коллоидный журнал. 1993. - Т. 55. - № 4. - С. 45 - 53.

62. Тихомолова К.П., Кокорина О.В., Возная Э.Е. Фильтрационное движение капли неполярного флюида в цилиндрическом капилляре. Влияние ПАВ на скорость фильтрационного движения // Коллоидный журнал. 1993. - Т. 55. -№2.-С. 154-162.

63. Тихомолова К.П., Сляднева О.Н. Неустойчивость электрокинетического движения флюидов в капилляре и расчет электрокинетического потенциала на границе двух флюидов // Коллоидный журнал. 1998. - Т. 60. - № 1. - С. 89 - 96.

64. Тихомолова К.П., Сляднева О.Н. Движение длинных капель жидких предельных углеводородов в гидрофильном капилляре, обусловленное перепадом давления // Коллоидный журнал. -1999. Т. 61. - № 4. - С. 547 -551.

65. Ершов А.П., Зорин З.М., Чураев Н.В. Течение растворов катионного ПАВ в тонких кварцевых капиллярах // Коллоидный журнал. 1995. - Т. 57. - № 3. - С. 329-334.

66. Киселева O.A., Соболев В.Д., Чураев Н.В. Скольжение водных растворов бромида цетилтриметиламмония при течении в тонких кварцевых капиллярах // Коллоидный журнал. 1999. - Т. 61. - № 2. - С. 287 - 288.

67. Капиллярное течение растворов катионного полиэлектролита / Ершов А.П., Зорин З.М. и др. // Коллоидный журнал. 2003. - Т. 65. - № 4. - С. 474 - 479.

68. Соболева O.A., Богданова Ю.Г., Сумм Б.Д. Особенности капиллярного поднятия водных растворов бинарной смеси ПАВ // Коллоидный журнал. — 2000. -Т. 62. -№5. -С. 683-687.

69. Соболева O.A., Сумм Б.Д. Возвратное течение водных растворов смесей ПАВ после их капиллярного поднятия // Коллоидный журнал. 2001. - Т. 63. -№6.-С. 839-844.

70. Кинетика пропитки пористых систем / Шатов A.A. и др. // Журн. Физ. Химии. 1984. - Т. 58.- № 7. - С. 1694 - 1699.

71. Бельков В.М., Шатов A.A. К теории динамики капиллярной пропитки гидрофильных пористых сред растворами поверхностно-активных веществ. 1. Равновесная и неравновесная динамика адсорбции // Журн. Физ. Химии. 1991. -Т. 65.- № 8. - С. 2160 - 2167.

72. Метод расчета параметров смачивания и коэффициента проницаемости по кинетике впитывания жидкости в пористые тела / Григорьев Г.А., Ингерова Т.В. и др. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 5. - С. 35 - 37.

73. Чураев Н.В. Физикохимия процессов массопереноса в пористых телах / М.: Химия. 1990.-272 с.

74. Хавкин А.Я., Немченко Т.А., Никищенко А.Д. Исследование особенностей многофазной фильтрации на микромоделях пористых сред // Нефтяное хозяйство. 1995. - № ю. - С. 36 - 37.

75. Гистерезис смачивания и его влияние на вытеснение жидких фаз в пористых системах / Григорьев Г.А., Ингерова Т.В. и др. // Нефтяное хозяйство. 1996. -№ 6. - С. 33-37.

76. Сургучев M.J1. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М.: Недра. 1985. - 308 с.

77. Химические методы в процессах добычи нефти / Под. ред. Эммануэля Н.М. //М.: Наука.- 1987.-235 с.

78. Коллоидно-химические аспекты процессов вытеснения углеводорода из пористых сред / Новожилова О.Г., Мехтиев Ф.Д. и др. // Коллоидный журнал. — 1991.-Т. 53. -№3.-С. 548-551.

79. Абрамзон A.A. Поверхностно активные вещества. Свойства и применение /Л.: Химия. - 1975.-246 с.

80. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении / Пер. с англ. М.: Недра. - 1974. - 192 с.

81. Вашуркин А.И. О нецелесообразности гидрофобизации призабойных зон эксплуатационных скважин // Нефть и газ Тюмени. Науч. - техн. сб. - 1971. — № 10.-С. 38-41.

82. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа / Добрынин В.М., Ковалев А.Г. и др. // Обзор, информ. Сер.: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. - 1988. - 54 с.

83. Anderson W.G. Wettability Literature Survey Part 6. Effects of wettability on waterflooding / J. Petr. Techn. - 1987. - 39. - № 12. - P. 1605 - 1622.

84. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов / М.: Недра. 1992. - 270 с.

85. Михайлов H.H. Физико геологические проблемы доизвлечения остаточной нефти из заводненных пластов // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 11. - С. 14 - 17.

86. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование / Самара.: Самарский университет. — 336 с.

87. Горбунов А.Т., Широков В.А., Крянев Д.Ю. Применение катионоактивных ПАВ для повышения продуктивности скважин // Нефтяное хозяйство. 1992. -№ 2. - С. 20-22.

88. Исследование процессов капиллярного вытеснения водных растворов ПАВ углеводородной жидкостью из пористой среды / Крезуб А.П., Яненко В.И. и др. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1986. - № 12. - С. 10 - 14.

89. Глущенко В.Н. К вопросу обработки призабойных зон скважин катионными ПАВ // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. — № 1.-С. 50-53.

90. Лабораторные испытания по оценке гидрофобизирующих свойств химических продуктов и их композиций / Минаков И.И., Серебрякова Е.О. и др. // Нефтепромысловое дело. 1996. - № 3 - 4. - С. 34 - 38.

91. Пат. РФ № 2023143 Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины. кл. Е 21 В 43/22,43/27. - 1994.

92. Пат. РФ № 2102590 Способ кислотной обработки призабойной зоны. -кл.Е 21 В 43/27.-1998.

93. Применение гидрофобизирующих веществ для обработок призабойных зон скважин / Палий О.В., Горбунов А.Т. и др. // Нефтяное хозяйство. 1993. -№ 10.-С. 64- 65.

94. Минаков И.И. Промысловые испытания гидрофобизирующих композиций на Самотлорском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 6. - С. 17 - 19.

95. Гидрофобизация призабойной зоны гидрофильных коллекторов / Фахретдинов Р.Н., Земцов Ю.В. и др. // Нефтяное хозяйство. -1999. № 4. - С. 29 - 30.

96. Пат. РФ № 2135755 Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений. кл. Е 21 В 43/22. - 1999.

97. Гидрофобизация / Пащенко A.A., Воронков М.Г. и др. Киев: Наукова думка. - 1973. -237 с.

98. Соболевский М.В., Музовская O.A., Попелева Г.С. Свойства и области применения кремнийорганических продуктов / М.: Химия. 1975. - 296 с.

99. A.C. СССР № 1588864 Способ разработки нефтяного пласта циклическим заводнением. кл. Е 21 В 43/22. - 1990.

100. Кремнийорганические соединения фирмы WACKER-CHEMIE GmbH для повышения нефтеотдачи пластов / Гусев C.B., Мазаев В.В., Коваль ЯР., Хубер П., Бургер В., Мешков П.И., Воротилин О.И., Суханов В.Н. // Нефтяное хозяйство. — 1995. № 3 .-С. 65-68.

101. Пат. № РФ № 2087688 Способ добычи нефти / Бургер В., Хубер П., Мешков НИ., Гусев C.B., Мазаев В.В., Коваль ЯГ. кл. Е 21 В 43/22. - 1997.

102. Новые достижения в области применения силиконов фирмы Wacker Chemie Gmbh для увеличения нефтеотдачи пластов / Гусев С. В., Мазаев В.В. Коваль Я.Г., Бургер В., Мешков ПИ. // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 3. - С. 37 - 38.

103. Влияние нагнетательных скважин, обработанных материалом «Полисил», на добычные возможности Повховского месторождения / Грайфер В.И., Колесников А.И. и др. // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 11. - С. 21 - 22.

104. Возможности повышения конечного нефтеизвлечения за счет обработок нагнетательных скважин материалом «Полисил» / Грайфер В.И., Колесников А.И. и др. // Нефтяное хозяйство. -1999. № 5. - С. 44 - 46.

105. Котельников В.А., Романцев М.Ф., Заволжский В.Б. Инновационные технологии ОАО «РИТЭК» / Нефтяное хозяйство. 2002. - № 6. - С. 110 - 112.

106. Варварин А.М., Белякова JI.A. Реакционная способность триметилхлорсилана по отношению к поверхности кремнезема различной степени гидроксилирования // Коллоидный журнал. 1994. - Т. 56. - № 2. - С. 164 - 170.

107. Гидрофильные центры на поверхности кремнеземов, модифицированных из газовой и жидкой фаз / Тарасевич Ю.И., Бондаренко C.B. и др. // Коллоидный журнал. 2001. - Т. 63. - № 2. - С. 249 - 253.

108. Сергеева И.П., Соболев В.Д., Чураев Н.В. Электрокинетические свойства метилированной поверхности кварцевых капилляров // Коллоидный журнал. -2001.-Т. 63.-№4.с. 510-516.

109. Воскресенский П.И. Техника лабораторных работ. М.: Химия. -1964. - 550 с.

110. Модифицированные кремнеземы в сорбции, катализе и хроматографии / Под ред. Лисичкина Г.В. М.: Химия. - 1986. - 248 с.

111. Айвазов Б.В. Практикум по химии поверхностных явлений и адсорбции / Учеб. пособие для вузов. М.: Высш. школа. 1973. — 206 с.

112. Экспериментальные методы в адсорбции и молекулярной хроматографии / Под ред. Никитина Ю.С., Петровой P.C. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во МГУ.- 1990.-318с.

113. Аппаратура для исследования кернов. АКМ — Коллектор / Техническое описание и инструкция по эксплуатации. — М.: МОПЗ НЕФТЕКИП. 1986.

114. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. — М.: Миннефтепром. -1989.

115. СТП 0148070-012-91 Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами / СибНИИНП. 1991.

116. Энциклопедия полимеров / Ред. коллегия: Каргин В.А. и др. — М.: Советская энциклопедия. 1972. - Т. 1. А - К. - 1224 с.

117. Зимон А.Д., Лещенко Н.Ф. Коллоидная химия. Учебник для вузов / М.: Химия. 1995.-336 с.

118. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика / Учеб. для вузов. М.: Недра. - 1991. - 368 с.

119. Пат. США № 2846012 Вторичный способ добычи нефти из частично истощенных нефтеносных пластов. кл. 166-38. - 1963.

120. Маляренко A.B., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - Вып. 1. - 1987. - 30 с.

121. Пат. США № 4296812 Способ добычи нефти заводнением с применением ПАВ.-кл.Е 21 В 43/22.-1981.

122. Пат. США № 5630474 Способ эксплуатации пластовой нефти / Бургер В., Хубер П., Мешков П.И., Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г. кл. Е 21 В 43/22. -1997.

123. Силиконы для добычи и переработки нефти и газа / Проспект. Wacker -Chemie GmbH. - Мюнхен. - 1993.

124. Пат. № РФ № 2163967 Способ добычи нефти / Гусев С.В., Мазаев В.В., Савицкий Н.В., Сураев В.Н. кл. Е 21 В 43/22. - 2001.

125. Результаты промышленного внедрения силиконов фирмы Wacker Chemie на месторождениях АО Юганскнефтегаз / Гусев С. В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г., Хубер П., Бургер В., Мешков П.И. // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 5. - С. 72.