Особенности коллоидно-химических и структурно-механических свойств водного раствора КС-6 в технологии повышения нефтеотдачи пласта тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.11 ВАК РФ

На правах рукописи

ШАПОШНИКОВ ДМИТРИЙ АНА ТОЛЬЕВИЧ

ОСОБЕННОСТИ КОЛЛОИДНО-ХИМИЧЕСКИХ И СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВОДНОГО РАСТВОРА КС-6 В ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

02.00.11 - коллоидная химия и физико-химическая механика

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Казань-2004

Работа1 выполнена в Казанском государственном технологическом университете.

Научные руководители: доктор технических наук,_

профессор ГКозин Виктор Георгиевич! кандидат технических наук, доцент Башкирцева Наталья Юрьевна Официальные оппоненты: доктор химических наук,

профессор Барабанов Вильям Петрович доктор < химических наук, ведущий научный сотрудник Петрова Любовь Михайловна Ведущая организация: ОАО "НИИНефтепромхим", г. Казань

Защита состоится "17" июня 2004 г., в Щ часов на заседании диссертационного совета Д 212.080.05 в Казанском государственном технологическом университете

420015, г.Казань, ул. К.Маркса, 68 .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке КГТУ.

Автореферат разослан "17" мая 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.х.н.,

Потапова М.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время большая часть разведанных нефтяных месторождений Урало-Поволжья вступила в позднюю стадию разработки. При этом коэффициент нефтеотдачи не превышает 45-50% для месторождений девонского горизонта и 25-30% для месторождений карбонатного горизонта, а обводненность продукции добывающих скважин достигает 95% и выше. Таким образом, эффективность обычного заводнения оказывается невысокой. Это определяет высокую долю адсорбированной и капиллярно-удержанной нефтей в общем объеме остаточной нефти.

Основными причинами образования остаточных нефтей являются высокое межфазное натяжение на границе раздела фаз вода - нефть — порода, а также значительная вязкость добываемых нефтей. Следовательно, увеличить нефтеотдачу можно двумя путями: снижая межфазное натяжение на границе раздела фаз вода — нефть - порода введением поверхностно-активных веществ, а также выравнивая фронт вытеснения за счет введения в нагнетаемую воду загустителей. А использование мицеллярных систем, обла-дающих структурно-механической прочностью, на основе современных оксиэтилированных ПАВ позволило бы объединить в одной технологии поверхностно-активные и вязкостные свойства. Среди таких оксиэтилированных веществ был выбран реагент КС-6.

Работа выполнена на кафедре химической технологии переработки нефти и газа Казанского государственного технологического университета в соответствии с планом Программы развития приоритетных направлений науки в РТ на 2001-2005 годы (Академия наук РТ) по направлению "Топливно-энергетические и сырьевые ресурсы, энергосберегающие технологии их освоения" подраздел "Повышение эффективности выработки запасов действующих нефтяных месторождений".

Цель работы. Определение влияния коллоидно-химических характеристик на механизм структурирования водного раствора КС-б (оксютилированные СЖК со степенью оксиэтилирования 4-7 и углеводородным радикалом и разработка технологии повышения

нефтеотдачи пласта на его основе.

Научная новизна.

• установлена взаимосвязь вязкостных характеристик водных растворов КС-6 с временами спин-спиновой релаксации выделенных фаз, и коллоидно-химическими свойствами водных растворов КС-6;

• установлено, что по зависимостям времен спин-спиновой релаксации от концентрации КС-6 возможно определять критические концентрации мицеллообразования;

• определено, что аномальная вязкость растворов реагента КС-6 при концентрации выше 0,4 % масс, с ростом времени выдержки объясняется агрегированием сложных структурных единиц реагента в растворе;

• установлено, что введение гидрофосфат-иона и катиона кальция в водный раствор КС-6 сопровождается неаддитивными эффектами взаимодействия с

образованием структуры, обладающей большей вязкостью;

• показано, что "надмицеллярное" структурообразование в объеме раствора КС-6 оказывает существенное влияние на поверхностно-активные свойства раствора КС-6 (межфазное натяжение, смачивающую способность).

Практическая значимость. По результатам исследования коллоидно* химических и структурно-механических свойств водных растворов КС-6 разработана технология повышения нефтеотдачи пластов "ТатНО 2000-01", воздействующая на все виды остаточной нефти.

Для применения в промысловых условиях разработана товарная форма реагента.

Для реагента КС-6 разработаны технические условия и "Инструкция по применению технологии "ТатНО 2000-01" на нефтяных месторождениях", получен сертификат в системе "ТЭКСЕРТ", выдано санитарно-эпидемиологическое заключение. Выпущены опытные партии реагента КС-6 и проведены его промысловые испытания в НГДУ "Альметьевнефть" и "Ямашнефть" ОАО 'Татнефть". Суммарный прирост добычи нефти составил 5944 тонны, суммарное снижение добычи воды - 43324 тонны. Получен акт о проведении испытаний.

Апробация работы. Материалы диссертации были представлены на 54-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ-2000» (Москва, 2000г.), на 1-ой 2-ой Международной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2000г., 2001г.), на научной сессии КГТУ 2001г., 2002г., на 55-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ-2001» (Казань, 2001г.), на III международной научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения» (Казань, 2001), на Всероссийской научно-технической конференции "Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы" (Альметьевск, 2001), на конференции "50 лет НГДУ "Альметьевнефть" (Альметьевск, 2002), на Менделеевском съезде по общей и прикладной химии (Казань, 2003).

Публикации работы. По результатам исследований, вошедших в диссертацию, опубликовано 7 статьей, 8 тезисов докладов, получено 2 патента РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав (аналитический обзор, экспериментальная часть, обсуждение результатов), выводов, списка литературы из 237 наименований. Объем работы 209 страниц машинописного текста, 53 таблицы и 47 рисунков.

Во введении обоснована актуальность проблемы исследования коллоидно-химических и структурно-механических свойств водных растворов реагентов в технологиях для повышения нефтеотдачи пластов.

В первой главе изложен литературный обзор по теме работы, состоящий из двух разделов. В первом разделе рассмотрены физико-химические свойства коллектора и пластовых флюидов, определяющие нефтеотдачу. Во втором разделе даны коллоидно-химические основы заводнения пласта и факторы, определяющие его эффективность. Исследованы механизмы нефтевытеснения

I ! .",.■>.) к"

„ Г ' ,

при полимерном заводнении и применении ПАВ, особенности мицеллобразования оксиэтилированных ПАВ. Проанализированы преимущества и недостатки существующих технологий и сформулированы задачи исследований.

Во второй главе представлена экспериментальная часть: описаны приборы и методы исследования, применявшиеся в работе.

В третьей главе изложено обсуждение экспериментального материала.

Диссертационная работа завершается выводами.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Анализ литературы показал, что водные растворы оксиэтилированных поверхностно-активных веществ (ПАВ) обладают повышенной вязкостью при концентрациях выше критической концентрации мицеллобразования (ККМ). Использование растворов таких реагентов в процессах добычи нефти позволило бы сочетать в одной технологии моющее действие и загущающую способность. По результатам исследований загущающих характеристик среди широкого ассортимента отечественных оксиэтилированных ПАВ был выбран реагент КС-6, который в водном растворе образует коллоидную систему, обладающую аномальной вязкостью.

Поверхностно-активные и структурно-механические свойства реагента КС-6

Поверхностно-активные свойства реагента КС-6 оценивались по снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода-воздух. Анализ изотермы поверхностного натяжения (рис. 1) показал, что агрегация молекул КС-6 в водном растворе идет поэтапно: при концентрации 1,83-10"8 моль/л (10"6 % масс.) и при концентрации 2,43-10"3 моль/л (0,4 % масс). Эти концентрации следует считать критическими концентрациями мицеллообразования (ККМ) соответственно первого и второго порядка. А резкое увеличение кинематической вязкости (рис. 2) при концентрации более 0,4 % масс. (ККМ2) связано со вторичной агрегацией реагента КС-6 в водном растворе.

Механизм структурообразования в водном растворе КС-6 исследовали методом импульсного ЯМР, по временам спин-спиновой релаксации, выделенных фаз и их населенностям протонов (рис. 3,4,5), изменяя время запуска серии импульсов с 6 до 0,2 секунды.

Учитывая, что время релаксации дистиллированной воды составляет 2100 мс, а самого КС-6 - 40 мс, соблюдается условие ЯМР, что время запуска серии импульсов должно быть в 3-5 раз больше времени релаксации, по полученным откликам спада намагниченности можно выделить как минимум 4 фазы.

Водные растворы КС-6 представляют собой коллоидную систему, дисперсионной средой которой является вода, а дисперсной фазой — сложная структурная единица (ССЕ). Так при времени запуска 6 секунд время релаксации фазы "а" характеризует состояние дисперсионной среды, а фаза "Ь" дисперсную фазу в целом, которая представляет собой ССЕ реагента КС-6

(контур 1 на рис. 3). При времени запуска, равном 0,2 секунды можно выделить времена релаксации, характеризующие состояние сольватной оболочки и ядра ССЕ, отсекая более подвижную внешнюю фазу от менее подвижной внутренней за счет снижения вклада долгорелаксирующей - фазы в спад намагниченности. В этом случае полностью релаксирует уже только дисперсная фаза, которая является совокупностью сольватного водного слоя -фаза "с" - и собственно самой мицеллы КС-6 - фаза "ё" (контур 2 на рис. 3).

Рис. 3- Строение ССЕ поверхностно-активного вещества КС-6 в воде по результатам импульсного ЯМР

фаза "а" + фазаИЬ" = 100%; фаза "Ь" = фаза "с* + фаза "сГ; . . 1*2 — границы областей, в которых происходит полная релаксация системы при времени запуска 6 и 0,2 секунды соответственно.

Bau I -7 -6 -5 -4 -3 -2 LgCm КС-6 При времени зап)см серии импульсов Р2в беежукд —•—1'2с 0,2 ес*\плы

О Р2Ь6ссиуид —О— P2d ОД оекуядм

Рис. 4 - Изменение времен спин-спиновой релаксации фаз водного раствора КС-6 в зависимости от концентрации реагента.

Вод* .g

-г -1

7 -4 -5 -4 -3 LeCmKC-6 При времени Mnvcn серии импулъсси ~Р2в6сех)ид —О— Р2Ь 6 с*гумд

100

* 90

*> 10

1 70

1 60

1" 30

б 40

1 30

1 20

X 10

0

Вам

Анализ зависимостей времен релаксации Тг, и населенностей протонов от концентрации реагента показал, что введение КС-6 в дистиллированную» воду приводит к частичному дезагрегированию воды в свободном объеме. С ростом концентрации в диапазоне %

масс. (рис. 4, 5а) происходит увеличение времен релаксации и населенностей протонов менее подвижных фаз "Ь" и М" из-за сольватации молекул реагента водой: мономерной вблизи

оксиэтильных звеньев и

ассоциированной вокруг гидрофобных радикалов, с образованием вплоть до концентрации 10"*% масс,

соответствующей ККМ), при которой происходит образование первичных сферических мицелл. Дальнейшее повышение концентрации до 10"3% масс, не приводит к заметным изменениям Т2ь и Т2в, а Ргь и Рга несколько увеличиваются. Подвижность мицеллы, а значит и ее строение не изменяется, следовательно, рост концентрации инициирует увеличение числа сферических мицелл.

При концентрации 10"2 % масс, происходит увеличение Та, И Тм (рис. 4) при продолжающемся увеличении Р2Ь, (рис. 56), что говорит ' об изменении формы мицеллы и росте числа молекул КС-6 в мицелле и в целом в ССЕ, который повлек за собой увеличение количества молекул мономерной воды в составе сольватного

-7-4-5-4 -3 -2 -1 ЦСт КС-«

При времени залтав серии импу-1Ьсов Р2с 0,2 секунды —О— Р2<| ОД сск>чш

Рис 5-Изменение населенности- слоя, и в конечном итоге, изменение

сферической формы ССЕ в дискообразную. Дальнейшее увеличение концентрации до 0,3% масс, сопровождается уменьшением времен релаксации и населенностей протонов менее подвижных фаз, для фазы "а" наблюдается резкое повышение населенности протонов. Все это обусловлено диффузией сольватной воды по

протонов при спин-спиновой релакся-ции фаз водного раствора КС-6 в зависимости от концентрации реагента.

направлению от ядра мицеллы к периферии с выдавливанием р дисперсионную среду.

При концентрации выше 0,4 % масс. (ККМ2) наблюдается тенденция в сторону увеличения размера ССЕ — населенность протонов фаз "Ь" и "сГ возрастает (рис. 5).» Одновременное снижение при увеличении

концентрации реагента КС-6 и резкое увеличение вязкости растворов (рис. 2), свидетельствуют об агрегировании образованных ССЕ реагента КС-6 между собой с образованием "надмицеллярной" структуры.

Общеизвестно, что с ростом температуры повышается интенсивность броуновского движения молекул. Поэтому при повышении температуры вязкость растворов КС-6 несколько снижается на всем диапазоне концентраций.

С целью анализа структурных изменений в изученных системах экспериментально найденные значения вязкости были дополнительно обработаны с позиций молекулярно-кинетической теории жидкостей Я.И. Френкеля и теории активированного комплекса Г. Эйринга. Возможность таких расчетов обусловлена линейным характером зависимости ¡пг]=/(1/{) в изученном диапазоне температур. С использованием известного уравнения Эйринга были рассчитаны изменения свободной энергии ДС?*, энтальпии ДН'л

и энтропии Деактивации вязкого течения растворов КС-6.

Установлено, что с ростом концентрации КС-6 происходит закономерное повышение свободной энергии активации вязкого течения. Поведение же энтальпии и энтропии активации вязкого течения неоднозначно. В диапазоне концентраций 0,1 — 0,6 % масс. И А^ возрастают, а при концентрации более 0,6 % масс, они начинают резко снижаться. Из чего следует, что при высоких концентрациях КС-6 в водном растворе в начальный момент времени энтропия исходного состояния резко увеличивается и значительно превышает энтропию активированного состояния, поскольку в этом случае состояние течения, при котором происходит выравнивание концентрации реагента КС-6 в объеме раствора, является более упорядоченным, чем состояние покоя.

Анализ экспериментальных данных показал, что вязкость растворов реагента КС-6 при концентрации больше ККМ2 с ростом времени выдержки существенно возрастает (рис. 2). Это объясняется образованием "надмицеллярных" структур, которое хорошо прослеживается по исследованиям методом импульсного ЯМР.

С увеличением времени выдержки раствора КС-6 с концентрацией 1,0 % масс. (рис. 6,7а, 76) времена релаксации более подвижных фаз "а" и "с" практически не изменяются, а Тгь и Т^ в течение первых 120 часов несколько возрастают. Одновременно значительно увеличиваются С

течением времени происходит агрегирование мицелл с образованием пространственного каркаса, внутри которого находится свободная вода. При дальнейшем увеличении времени выдержки система стабилизируется, вода выдавливается из ядра в дисперсионную среду, образуются мицеллы меньших размеров (уменьшается и меньшей подвижности (уменьшается в то

время как вязкость растворов КС-6 продолжает возрастать.

В системе заводнения на нефтепромыслах применяются

пресные и минерализованные воды с различной степенью минерализации и рН. Для исследования влияния различных солей на

структурообразование водных

растворов КС-6 был выбран ряд солей, и определены их концентрации, при которых водный раствор реагента КС-6 оставался устойчивым.

Анализ экспериментальных данных по влиянию минерализации на кинематическую вязкость растворов КС-6 показал, что за исключением гидрофосфата натрия и хлорида кальция все соли в той или иной мере снижают вязкость растворов КС-6 (рис. 8).

Исследование зависимостей времен спин-спиновой релаксации и населенностей протонов фаз минерализованных растворов КС-6 при увеличении концентрации КС-6 и времени выдержки позволило определить, что введение

высаливающих анионов, а именно хлорид — иона приводит к частичной дегидратации молекул КС-6, самоассоциации молекул воды и, как следствие, к уменьшению прочности "надмицеллярной" структуры. Для карбонат- и сульфат-ионов характерной особенностью является приоритетная гидратация самих анионов в сравнении с молекулами КС-6, а потому более сильному, чем в случае раствора с №С1, высаливанию и к еще большему снижению прочности структуры (рис. 8).

Присутствие гидрофосфат-иона, обладающего поверхностно-

активными свойствами, приводит к построению композиционных мицеллярных агрегатов: мицелла КС-6 + гидрофосфат-ионы, с последующим "сшиванием" образованных агрегатов в пространственный каркас, обладающий большей структурно-механической прочностью, чем раствор КС-6 в дистиллированной воде.

В растворе КС-6 с содержанием хлорида кальция 310 г/л первоначально происходит донорно-акцепторное взаимодействие между ионами Са2+ и атомами кислорода оксиэтильных звеньев с образованием структуры типа

"краун-эфиров". Данные

"надмицеллярные" структуры

обладают повышенной прочностью, объясняемой помимо лиофильной природы ПЛВ электростатической природой взаимодействия, что подтверж-дается их высокой структурно-механической

прочностью.

Из анализа влияния различных ионов на структуро-образование следует, что реагент КС-6 будет эффективно загущать нагнетаемую воду в условиях высокой минерализации, в частности, при контакте с водой хлоркальциевого типа, что является важным практическим эффектом для месторождений Татарстана.

Об ассоциированности водных растворов КС-6 можно судить по изменению рН. С увеличением времени выдержки происходит образование все большего количества водородных связей между молекулами КС-6, обладающими слабыми кислотными свойствами, поэтому наблюдается повышение рН раствора. Анализ влияния изменения рН на вязкость раствора КС-6 с концентрацией 1,0 % масс, показал, что в диапазоне рН 5,5 - 9,5 наблюдается некое "плато", когда рН практически не изменяет вязкость раствора КС-6. Смещение рН в сторону увеличения инициирует процесс диссоциации слабой кислоты КС-6, разрывая водородные связи между мицеллами, и частично разрушает "надмицеллярную" структуру. Уменьшение рН за счет введения НС1 приводит к полной потере загущающих свойств реагента.

В ходе нефтевытеснения происходит непрерывное изменение условий течения раствора применяемого реагента, то есть образующаяся коллоидная система постоянно испытывает сдвигающие усилия различной величины. Анализ результатов показал (рис. 9), что водный раствор КС-6 при концентрации более 0,4 % масс, является неньютоновской жидкостью. При скорости течения выше 250 с"1 (в случае 1%-иого раствора) и выше 50с"1 (в случае 0,5%-ного раствора) вязкость растворов падает, но при этом значения

Скорость слвнга От. с4 Кончнлрнпа водного рас ¡юра КС-6—0,5% масс —■—1,0%ыасс.

Рис 9 Изменение динамической вязкости водных растворов КС-6 при-температуре 20°С.

вязкости больше, чем вязкость воды. При снижении нагрузки до значений, соответствующих

пластовым условиям, происходит частичное восстановление

структуры каркаса, и вязкость растворов повышается. Значит, раствор реагента КС-6 будет сохранять свои вязкостные характеристики при фильтрации в гидродинамической системе

заводнения пласта.

Таким образом, растворы реагента КС-6 при концентрации более 0,4 % масс, обладают высокой вязкостью при повышенной температуре и высокой минерализации воды.

Коллоидно-химические характеристики реагента КС-6

Одной из причин, вызывающих неполное вытеснение нефти, является высокое значение межфазного натяжения на границе раздела, нефть-вода. Наиболее эффективным способом решения этой проблемы является введение в закачиваемую воду поверхностно-активных веществ, которые за счет адсорбции на поверхности раздела фаз уменьшают межфазное натяжение. Поэтому было изучено межфазное натяжение на границе растворов КС-6 и нефтей Бурейкинского месторождения, Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения, а также Елгинского месторождения девонского и карбонатного горизонтов. В качестве модели органической фазы, не содержащей АСВ, была использована дизельная фракция (18О-35О°С).

Анализ экспериментальных данных показал, что с увеличением концентрации реагента КС-6 происходит закономерное снижение межфазного натяжения (рис. 10). Критическая концентрация

мицеллообразования на границе раздела нефть - раствор КС-6 составила 0,1-0,5 % масс. Причем в случае дизельной фракции, в которой отсутствуют полярные компоненты (асфальтены и смолы), значение межфазного натяжения максимально. Значит, введение реагента КС-6 на границу раздела фаз будет способствовать более эффективному отмыванию нефтяных компонентов с поверхности породы по сравнению с водой. Установлено, что наименьшими значениями межфазного натяжения

обладают растворы с концентрацией 0,5 и 1,0 % масс.

Как показал анализ литературных данных, на снижение подвижности проталкивающей воды оказывает влияние адсорбция загустителя на поверхности нефтесодержащей породы, Поэтому была изучена адсорбция реагента КС-6 на активированном кварцевом песке. При концентрации КС-6 1,0% масс, величина адсорбции составляет 121,43 мг/г породы, однако реальная величина адсорбции в пласте будет значительно меньше.

Следствием высокого межфазного натяжения на границе вода - нефть является то, что вода плохо смачивает нефтенасыщенную породу. Введение поверхностно-активных веществ за счет снижения межфазного натяжения будет способствовать улучшению условий смачивания. Для изучения смачивающей способности КС-6 исследовалось поведение водных растворов реагента на границе раздела твердое тело-раствор КС-6-воздух. В качестве твердого тела были использованы подложки, представляющие собой асфальто-смолистые вещества, выделенные из соответствующих нефтей, твердые парафины, а также кварцевое стекло, моделирующее отмытую породу. Измерение краевого угла смачивания (КУС) проводилось в динамике.

вания на процесс адгезии рва ворами КС-6 подложек ит АСВ, парафинов и молекул реагента КС-6 на кварцевого стекла при 1=20°С границе раздела фаз. Анализ

экспериментальных данных показал, что растворы с концентрацией КС-6 0,5 и 1,0 % масс, обладают наименьшими значениями КУС и более эффективно по сравнению с водой смачивают парафинистые и смолисто-асфальтеновые компоненты нефти, адсорбированные на матрице породы.

При адсорбции КС-6 из водного раствора на поверхности кварцевого стекла происходит повышение КУС, то есть происходит гидрофобизация кварца. Таким образом, реагент КС-6 вследствие гидрофобизации будет препятствовать фильтрации воды в промытых обводненных участках, снижая фазовую проницаемость этих зон по воде и дополнительно с вязкостными свойствами выравнивая тем самым фронт заводнения.

Кон«шра||т рсагснп КС-6, АСВ, «деленные м нсфгсй

• (прсй!мн<чж <Ч^~Ал1акдск|тй Ш [1г(1*фнн

" Елпоской карбон Н^Епкклнасим *"*1*°*Кмр(доое стадо

Для парафинов и АСВ наблюдается тенденция к снижению КУС с ростом концентрации КС-6 в растворе (рис. 11). При смачивании подложек, обработанных

асфальто-смолистыми веществами, на всех зависимостях КУС наблюдается аномальный положительный пик при значении концентрации 0,6 %масс, природа которого объясняется отрицательным влиянием структурообразо-

Дополнительная информация по смачивающей способности реагента КС-6 была получена из экспериментов по капиллярному впитыванию растворов КС-6 в сухой песок, впитыванию воды и дизельной фракции в песок, насыщенный растворами КС-6, а также впитывание растворов КС-6 в песок, насыщенный дизельной фракцией (ДФ) и исследуемыми нефтями (рис. 12).

Из полученных результатов следует, что с ростом концентрации реагента КС-6 увеличивается интенсивность впитывания растворов КС-6 в нефтенасыщенную породу. КС-6, адсорбируясь на поверхности нефтяных компонентов, гидрофилизует пропласток, способствуя фильтрации воды в нефтенасыщенную зону. При адсорбции КС-6 на гидрофильной песчаной породе интенсивность впитывания воды резко падает, то есть наблюдается гидрофобизация песка. А значит, применение реагента КС-6 позволяет получить фактор остаточного сопротивления.

(яскж)

Рис 12 - Зависимости капиллярного впитывания растворов реагента КС-6 для различных пористых сред

Таким образом, анализ коллоидно-химических характеристик реагента КС-6 показал, что наиболее эффективными концентрациями реагента КС-6 в растворе, как и в случае вязкостных зависимостей, будут 0,5 и 1,0 %масс.

С целью повышения технологичности применения реагента КС-6 в промысловых условиях была разработана товарная форма (ТФКС-6), которая представляет собой 50%-ный раствор КС-6 в растворителе.

Нефтевытесняющая эффективность реагента КС-6

В настоящее время на промыслах в качестве загустителя наиболее широко применяется полиакриламид (ПАА), который через некоторое время после приготовления раствора образует гелевую структуру с достаточно высокой вязкостью. Он зарекомендовал себя как один из самых эффективных нефтевытесняющих реагентов. Недостатками ПАА являются его высокая стоимость, а также потеря загущающей способности при контакте раствора с пластовыми водами относительно невысокой степени минерализации. В промысловой практике используется раствор ПАА с концентрацией полимера 0,05 %масс. Данный состав был выбран для сравнения при оценке

эффективности реагента КС-6 в процессе чефтевытеснения.

При моделировании процесса нефтевытеснения использовался среднезернистый кварцевый песок (0,25-0,63 мм) с проницаемостью модели по воде 11,1 мкм2.

Все изученные нефти относятся к тяжелым нефтям и характеризуются высоким содержанием АСВ, при этом вязкость данных нефтей существенно различается. Исследования нефтей методом импульсного ЯМР показали, что причиной этому является сильное различие в строении ССБ данных нефтей. Так времена релаксации компонентов Бурейкинской нефти на порядок меньше, чем у остальных нефтей, что свидетельствует о более высокой ассоциированности компонентов ССЕ Бурейкинской нефти по сравнению с Азнакаевской и Елгинскими нефтями, а потому данная нефть имеет наиболее высокие значения вязкости (табл. ]).

Таблица 1 - Физи ко-химические свойства нефтей

Наименование показателей Значение показателей

Бурейкинская карбон Азнакаевская девон Елгинская карбон Елгинская девон

1. Плотность при температуре 20°С, г/см3 0,9286 0,8821 0,8825 0,8538

2. Вязкость динамическая, мПа*с при различных температуре и скоростях сдвига:

При температуре 20°С 3,0 с' 180,00 154,48 51,49 25,75

81,0 с1 146,15 28,60 22,88 9,53

При температуре 40°С 3,0 с' 93,99 77,24 25,75 5,15

81,0 с' 104,40 17,16 15,25 6,67

3. Вязкость условная, °ВУ при температуре: 0°С 212,58 19,37 91,17 6,40

20"С 44,13 6,17 3,90 2,19

40°С 10,34 5,20 3,80 3,50

4. Содержание АСУ, % масс. 28,76 8,20 21,00 21,20

5. Содержание оОщей серы, % масс. 2,092 1,510 2,700 2,036

Учитывая, что вязкость водных растворов реагента КС-6 с концентрациями 0,5 и 1,0 % масс, составила 40 мм2/с и более (в зависимости от концентрации и времени выдержки), выдерживается оптимальное соотношение подвижностей вытесняющего раствора и вытесняемой нефти даже в случае высоковязкой Бурейкинской нефти.

На лабораторной установке исследовалась нефтевытесняющая способность реагента КС-6, ТФКС-6 и ПАА на нефтях Бурейкинского, и Елгинского месторождений, а также Азнакаевской площади. Из результатов (табл. 2) следует, что применение реагента КС-6, ТФКС-6, сочетающих свойства загустителя и ПАВ, в отличие от ПАА позволяет извлечь до 100%

нефти.

Анализ вязкостных и коллоидно-химических характеристик водного раствора реагента КС-6 в зависимости от времени. выдержки, температуры, минерализации и скорости сдвига позволил разработать технологию приготовления и применения реагента КС-6 "ТатНО 2000-01". По результатам лабораторных испытаний были разработаны технические условия (ТУ 2483021-27845613-2000) и "Инструкция по применению технологии "ТатНО 200001" на нефтяных месторождениях".

Таблица 2 - Сравнительная характеристика нефтевытесняющей эффекта_

Конечная нефтеотдача, %

Наименование вытесняющего агента Бурейкинекая (карбон) Азнакаевская (девон) Епгинская (девон) Елгинская (карбон)

я 5 э 1 о 3 Е н о г § О х ? = 5 д § 5 ё 1 Без стадии заводнения со 3 г о § § я и 1 5 а 3 £ ё

» 1 М п 5 1 С* « э м я

Стадия заводнения 18 50 67 59

ПАЛ 0,05% масс. 28- 36 59 83 68 70 68 72

КС-6 0,5% масс. 32 38 88 84 69 77 98 77

ТФКС-6 0,5% масс. 83 36 100 98 87 83 97 100.

КС-6 1,0% масс. 39 41 100 90 87 75 100 97

ТФКС-6 1,0% масс. 93 39 100 100 94 88 100 100

Опытно промышленные работы проводились на залежах как девонского, так и угленосного горизонтов Ромашкинского месторождения. С декабря 2001 г. ОАО "Татнефтеотдача" было обработано 3 нагнетательные скважины в НГДУ "Альметьевнефть" и 1 скважина в НГДУ "Ямашнефть". Геологические характеристики обработанных участков представлены в таблице 3.

На всех добывающих скважинах, гидродинамически связанных с обработанными нагнетательными, увеличился дебит по нефти и снизилась обводненность продукции (табл.4). Динамика прироста добычи нефти на примере скважины № 16472 приведена на рисунке 13.

В целом, на 01.03.04 суммарный накопленный прирост добычи нефти за счет применения реагента КС-6 составил 5 944 тонн (рис. 14) или 248 тонн нефти на 1 тонну КС-6. Дополнительно необходимо отметить значительную экономию за счет снижения объемов попутно добываемой воды на 43 324 тонны. При этом необходимо отметить, что эффект продолжается, а, следовательно, прирост добычи нефти в дальнейшем будет возрастать.

Дата обработки НГДУ Площадь № нагнетательной скважины Обработанный горизонт

25.12.01 "Лльметьевнефть" Залежь № 8 16472 бобриковско-радаевский

10.12.02 Минибаевская 135 "А" кыновско-пашийский

04.12.02 Березовская 32826

25.11.02 "Ямашнефть" Архангельская 7490 тульский

■л*02 фсжОЗ мор 02 ипрОЗ май 02 тт.02 ншя02 аи*02 еев02 огт02 нм<>2 д. к 02 »<»№ скмжиш $705 ■"•^скважин* 27041 ^НПо кем скважинам

Рис 13 — Динамика прироста добычи нефти по всем добывающим скважинам, гидродинамически связанным с нагнетательной скважиной 16472.

г-. г. е г- г-г-г- С С Е С 2 33

ССОСССССССССССОСССССССС с « с

\ I I I ! | I и I 5 I М 5 ! I | И I и { 5 4

♦ НГДУ "Лльметьевнефть" Залежь №8 бобриковско-радаевский горитонт скв X» 16472

" НГДУ "Альметьевнефгп." кыновско-пашийский горизонт скв № 135А

—НГДУ "Лльметьевнефть" Березовская площадь кыновско-пашийский горизонт скв № Рис. 14 - Накопленный прирост добычи нефти при применении технологии "ТатНО 2000-01" на основе реагента КС- бна Ромашкинском месторождении

Таблица 4 - Динамика дебитов по нефти и обводненности продукции добывающих скважин

Дтетбср» лроби НГДУ "Алигапжфа* ЩУЯладиеф»'*

Со«ав 32226 Спиши 16473 Стжнга 133 "Л" Соитии 7490

8160 «139 3253 3703 27М1 95В 10772 »4В т 4315 7433 7310

0. У* <3. '/л 0, Ул 0. У* г Ул 0, 0. Ул <3. <3, Ул 0, У* <г. Ул О, Ул

Дооби/бояж 45 т и Ш йГ »4,1 4.1 а «9 Ш Ш ш ИГ и Ш 46 по 14 29.4 и* 260 19 74,4

1акяк 8,1 т V 91.8 10,« 834 4.1 11,9 7,« 74,9 173» 90.8 ¡и 30,0 2.4 83,2 0,8 8«4 14 «4 0,0 0^, 4/ 35,0

Несли ад «94 3/ 94,7 16.4 т 3,4 13.« 7,4 73,9 18,8 90,9 2,3 т 24 824 24 «2,8 24 164 ол 04 4/ 534

III «си 16,4 79,4 4.0 Ю 17,2 714 34 IV «4 73,1 89,1 2,1 39Д 24 83,7 24 «2,8 24 22,4 3,4 "4 1.8 334

IV «сщ юи т »0.4 ю «4 904 2,7 9.2 <.8 7«Д 20,0 90,8 2.« я« 3,0 83,4 24 «2,8 24 224 3,4 174 1,8 ззл

¥ жощ 16.1 824 104 т 10.4 63,4 3,4 8.7 6.9 734 154 923 0.« 91,3 2,« 84.« 1.8 «2.8 34 22.* 4/ 174 14 534

VI «ми 1 44 пл 90,9 10.4 83,4 3.7 84 7.4 734 204 9и 0,6 91,4 г« 84,0 1.4 724 1/ 22.4 4,6 174 1.8 3«)

УПвсщ т т V 90|,7 10.4 83,4 34 Щ 6,8 74,8 21.6 90,1 0.4 94,3 24 83,4 04 90,8 24 2*4 4/ ш 34 33,0

¥Ш »сп ад 88,1 1.8 "4 М и? 24 П,4 124 65,7 1«4 914 0,4 944 14 874 04 914 2,9 22,4 3,8 43,7 3* 33,0

IX «те 12.4 «,<» М 91» 64 т 44 124 12/ «5,1 13,6 924 0,1 97/ 24 874 04 51,0 24 334 3,8 43,7 3,9 53,0

Хнеаа 12,4 ем М 92? «4 90,0 1,4 10,9 И.9 «3.7 13,4 93,1 ОД 97/ 2,0 88/ 0,4 91,0 24 43,4 3,8 43,7 34 35,0

Х1*слц 1« 83,9 44 92,1 8,« 86,4 14 154 18,9 744 12/ 94,0 од 97/ 14 88/ 0,4 91/) 24 43,4 3,8 43,7 34 35,0

ХЛяюп 13,0 85,8 4/ т 9,7 83,« 34 1«4 15,0 75,4 04 т 24 43,4 3.8 444 34 334

Швеей 3.9 16,6 18,4 78,4 04 93/ 24 43,7 3,8 434 34 ЗУ

XIV «км зд 19,4 16,4 81,0 14 804 2,4 444 3,8 43/ 7,0 454

Выводы

1. Методом импульсного ЯМР по временам спин-спиновой релаксации установлено, что аномальная вязкость растворов реагента КС-6 при концентрации выше 0,4 % масс, объясняется "надмицеллярным" структурообразованием в растворе.

2. Установлено, что раствор КС-6 обладает высокой структурно-механической прочностью и сохраняет ее при изменении температуры, минерализации и рН воды, а также скорости сдвига.

3. Выявлено, что введение хлорид-, сульфат- и карбонат-ионов в водный раствор КС-6 приводит к высаливанию молекул КС-6 из водного раствора со снижением вязкости растворов КС-6.

4. Определено, что неаддитивные эффекты взаимодействия при наличии гидрофосфат - иона и катиона Са2+ сопровождаются образованием коллоидной системы с большей структурно-механической прочностью.

5. Обнаружено, что наличие реагента КС-6 приводит к существенному понижению межфазного натяжения в многокомпонентной системе вода-нефть-порода. Адсорбция молекул реагента КС-6 способствует гидрофобизации породы, создавая фактор остаточного сопротивления.

6. Комплексом проведенных исследований определено, что реагент КС-6 является перспективным нефтевытесняющим агентом, воздействующим на все виды остаточной нефти, для разработки неоднородных обводненных пластов как девонского, так и угленосного горизонтов на любой стадии разработки месторождений.

7. На основании проведенных исследований определено, что реагент КС-6 обладает большей экономической эффективностью, чем полиакриламид, поскольку его применение позволяет достичь более высоких значений КНО, при меньших затратах на получение товарной нефти в системе УКПН.

Основное содержание диссергации опубликовано в следующих работах:

1. Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников. Повышение нефтеотдачи пласта// В материалах 54-ой межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ-2000».-Москва.- 2000.-е. 34.

2. Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников. Увеличение нефтеотдачи пласта// В материалах 1-ой международной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы современной науки».- Самара,- 2000.- с.101.

3. В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников и др. Реагент для повышения нефтеотдачи пласта и составы на его основе// Вестник Казанского технологического университета, Казань, «Новое знание», 2000, № 1-2, с. 137140.

4. Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников. Новый реагент для повышения нефтеотдачи пластов// В материалах научной сессии КГТУ, - Казань, 2001. с.35.

5. Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников. Реологические характеристики и моющая способность исследуемого реагента// Там же, с.35 .

6. Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников. Исследование реологических характеристик растворов реагента КС-6// В материалах 55-ой межвузовской

студенческой научной конференции «Нефть и газ-2000».-Москва.- 2000.-е. 34.

7. В.Г. Козин, Н.Ю.' Башкирцева, Д.А. Шапошников и др. Новый реагент для повышения нефтеотдачи пластов// Сборник научных трудов "Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов", Нижнекамск:, 2001, с. 104-107.

8. В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников и др. Новый реагент комбинированного действия КС-6 для повышения нефтеотдачи пластов// В. материалах III международной научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов -теория и практика их применения» и VII международной специализированной выставки «Нефть, газ, нефтехимия-2001», Казань, 2001.T.II, с.249-256.

9. Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников. КС-6 - перспективный нефтевытесняющий агент// В материалах 2-ой международной конференции молодых ученых и студентов "Актуальные проблемы современной науки", Самара, 2001, Часть 1с. 194.

Ю.Патент РФ № 2178519. Реагент для повышения нефтеотдачи пластов/ В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников и дрУ/ Бюл. № 2.2002.

11.Патент РФ № 2178068. Состав для повышения нефтеотдачи пластов/ В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников и др.// Бюл. № 2.2002.

12.Башкирцева, Д.А: Шапошников. Интенсификация процесса нефтеотдачи пластов путем закачки высоковязкой оторочки ПАВ// Аннотация сообщений научной сессии КГТУ, - Казань, 2002. с. 42.

13. В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников и др. Реагент КС-6

— новый перспективный реагент для повышения нефтеотдачи пластов// В материалах всероссийской научно-технической конференции "Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы", Альметьевск, 2001, т.И, с.411-416.

14. В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников и др. Реагент КС-6 для повышения добычи нефти// Нефтяное хозяйство - 2002, №9 с. 64-66.

15. В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников и др. Изучение влияния смачивающей способности реагента КС-6 на его нефтевытесняющую эффективность// В материалах конференции "50 лет НГДУ "Альметьевнефтъ".-Альметьевск.- 2002. с.

16.В.Г. Козин, НЛО. Башкирцева, Д.А. Шапошников и др. Поверхностные свойства реагента КС-6, применяемого для добычи нефти// Нефтяное хозяйство

- 2003, №3 с. 65-67.

17.В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников и др. Влияние минерализации воды на нефтевытесняющую эффективность реагента КС-6// Тезисы докладов XVII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии, -Казань.- 2003.- т.4.- с.408.

Заказ № 145 Тираж 80 экз.

Офсетная лаборатория КГТУ 420015, г. Казань, ул. К. Маркса, 68

110145

Введение

1. Аналитический обзор

1.1 Физико-химические свойства коллектора и пластовых 7 флюидов, определяющие нефтеотдачу

1.2 Коллоидно-химические основы заводнения пласта и факторы, определяющие его эффективность

1.2.1 Полимерное заводнение

1.2.2 Применение поверхностно-активных веществ в процессах нефтедобычи

1.2.2.1 Механизм мицеллообразования в водных растворах

1.2.2.2 Нефтевытеснение с применением водных растворов

1.2.3 Технологии комплексного действия

2 Экспериментальная часть

Исследование коллоидно-химических свойств раствора реагента КС

Исследование структурно-механических свойств и устойчивости растворов КС

Определение физико-химических характеристик нефтей

Определение нефтевытесняющей способности водных растворов реагента КС

3 Обсуждение результатов

3.1 Поверхностно-активные и загущающие свойства КС

3.2 Влияние внешних факторов на структурно-механическую 63 прочность водных растворов КС

3.2.1 Влияние времени выдержки на вязкость водных 63 растворов КС

3.2.2 Влияние температуры, минерализации воды и ее рН на вязкость водных растворов КС

3.2.3 Влияние скорости сдвига на вязкостные характеристик растворов реагента КС

3.3 Коллоидно-химические свойства реагента КС-6 в процессе нефтевытеснения

3.4 Физико-химические свойства исследованных нефтей

3.5 Эффективность действия реагента КС-6 в процессе неф- 115 тевытеснения на нефтях девонских и карбонатных горизонтов

3.6. Применение реагента КС-6 в технологиях ПНИ в ОАО "Татнефтеотдача"

Выводы

Актуальность темы. В настоящее время большая часть разведанных нефтяных месторождений Урало-Поволжья вступила в позднюю стадию разработки. При этом коэффициент нефтеотдачи не превышает 45-50% для месторождений девонского горизонта и 25-30% для месторождений карбонатного горизонта, а обводненность продукции некоторых добывающих скважин достигает 95% и выше. Таким образом, эффективность обычного заводнения оказывается невысокой. Это определяет высокую долю адсорбированной и капиллярно-удержанной нефтей в общем объеме остаточной нефти.

Основными причинами образования остаточных нефтей являются высокое межфазное натяжение на границе раздела фаз вода - нефть - порода, а также значительная вязкость добываемых нефтей. Следовательно, увеличить нефтеотдачу можно двумя путями: снижая межфазное натяжение на границе раздела фаз вода - нефть - порода введением поверхностно-активных веществ, а также выравнивая фронт вытеснения за счет введения в нагнетаемую воду загустителей. А использование мицеллярных систем, обладающих структурно-механической прочностью, на основе современных оксиэтилированных ПАВ позволило бы объединить в одной технологии поверхностно-активные и вязкостные свойства. Среди таких оксиэтилированных веществ был выбран реагент КС-6.

Цель работы. Определение влияния коллоидно-химических характеристик на механизм структурирования водного раствора КС-6 (оксиэтилированные СЖК со степенью оксиэтилирования 4-7 и углеводородным радикалом С15-С20) и разработка технологии повышения нефтеотдачи пласта на его основе.

Научная новизна.

• установлена взаимосвязь вязкостных характеристик водных растворов КС-6 с временами спин-спиновой релаксации 4 выделенных фаз, и коллоидно-химическими свойствами водных растворов КС-6;

• установлено, что по зависимостям времен спин-спиновой релаксации от концентрации КС-6 возможно определять критические концентрации мицеллообразования;

• определено, что аномальная вязкость растворов реагента КС-6 при концентрации выше 0,4 % масс, с ростом времени выдержки объясняется агрегированием сложных структурных единиц реагента в растворе;

• установлено, что введение гидрофосфат-иона и катиона кальция в водный раствор КС-6 сопровождается неаддитивными эффектами взаимодействия с образованием структуры, обладающей большей вязкостью;

• показано, что "надмицеллярное" структурообразование в объеме раствора КС-6 оказывает существенное влияние на поверхностно-активные свойства раствора КС-6 (межфазное натяжение, смачивающую способность).

Практическая значимость. По результатам исследования коллоидно-химических и структурно-механических свойств водных растворов КС-6 разработана технология повышения нефтеотдачи пластов "ТатНО 2000-01", воздействующая на все виды остаточной нефти.

Для применения в промысловых условиях разработана товарная форма реагента.

Для реагента КС-6 разработаны технические условия и "Инструкция по применению технологии "ТатНО 2000-01" на нефтяных месторождениях", получен сертификат в системе "ТЭКСЕРТ", выдано санитарно-эпидемиологическое заключение. Выпущены опытные партии реагента КС-6 и проведены его промысловые испытания в НГДУ "Альметьевнефть" и "Ямашнефть" ОАО "Татнефть". Суммарный прирост добычи нефти составил

5944 тонны, суммарное снижение добычи воды - 43324 тонны. Получен акт о проведении испытаний.

Апробация работы. Материалы диссертации были представлены на 54-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ-2000» (Москва, 2000г.), на 1-ой Международной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2000г.), на научной сессии КХТИ 5-9 февраля 2001г., 4-8 февраля 2002г., на 55-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ-2001» (Казань, 2001г.), на 2-ой Международной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2001г.), на III международной научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов — теория и практика их применения» (Казань, 2001), на Всероссийской научно-технической конференции "Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы" (Альметьевск, 2001), на конференции "50 лет НГДУ "Альметьевнефть" (Альметьевск, 2002), на Менделеевском съезде по общей и прикладной химии (Казань, 2003).

Публикации работы. По результатам исследований, вошедших в диссертацию, опубликовано 7 статьей, 8 тезисов докладов, получено 2 патента РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав (аналитический обзор, экспериментальная часть, обсуждение результатов), выводов, списка литературы из 237 наименований. Объем работы 209 страниц машинописного текста, 53 таблицы и 46 рисунков.

САНИТАРНО-ЭПИДЕМИОЛОГИЧЕСКОЕ ЗАКЛЮЧЕНИЕ

16.11.03.391.П.000001.10.02

ОТ

08.10.2002 г.

Шщ Ш Ш

Настоящим санитарно-эпидемиологическим заключением удостоверяется, что производство, применение (использование) и реализация новых видов продукции; продукция, ввозимая на территорию Российской Федерации

Реагент "КС-6" и "КС-6-40" щ изготовленная в соответствии ТУ 2483-021 -27845613-2000 I ш щ Ш

СООТВЕТСТВУЕТ (НЕ СООТВЕТСТВУЕТ) государственным санитарно-эпидемиологическим правилам и нормативам (ненужное зачеркнуть, указать полное наименование санитарных правил)

ГН 2.2.5.686-98 "ПДК вредных вещесТв в воздухе рабочей зоны"; ГН 2.1.6.695-98 "ГЩК загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест" Ш it

Организация — изготовитель

ОАО "Казаньоргсинтез".Республика Татарстан г.Казань, ул.Беломорская тел.(8432) 49-89-90, 43-65-03 ffo/^учатель санитарно-эпидемиологического заключения

ООО НПЦ "Инвента", Республика Татарстан, г.Казань, у.К.Маркса,68 тел. (8432) 75-08-82 (РФ) Основанием для признания продукции, соответствующей (не соответствующей) государственным санитарно-эпидемиологическим правилам и нормативам являются (перечислить рассмотренные протоколы исследований, наименование учреждения, проводившего исследования, другие рассмотренные документы):

Санитарно-эпидемиологическое заключение на проектную документацию от 05.07.2002г. № 16.01.03.248.T.000.202.07.02 (ФГУ "Центр Госсанэпиднадзора в Республике Татарстан"); Санитарно-эпидемиологическое заключение на производство от 20.11.01г. № 16.50.22.000.М.000.403.10.01г. (Центр госанэпиднадзора в Московском районе г.Казани); Свидетельство о гос.регистрации в Рос.регистре ПОХ и БВ на бутилцеллозольв ВТ 374 от 16.03.95г.

Т^ШШЩ'-.

2,01 о ЧАП П.';

ПрилоЖ^"*"*- 3

Министерство энергетики Российской Федерации

Автономная некоммерческая организация "Государственный центр по сертификации и стандартизации химреагентов для нефтяной промышленности (ГЦСС "Нефтепромхим") Россия, РТ, 420045, г. Казань, ул. Н. Ершова, 29, а/я №59, тел.: (8432) 387415, факс: (8432) 381561

СЕРТИФИКАТ НА ПРИМЕНЕНИЕ ХИМПРОДУКТА В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТА НЕФТИ 153.39.RU.245810.00229.10.02 от 11' октября 2002 г.

Химпродукт Реагент "КС-6" и "КС-6-40" ТУ2483-021-27845613-2000 ОКП 24 8324 допущен к применению на территории Российской Федерации в качестве реагента для интенсификации процессов нефтедобычи (максимально возможная массовая доля химпродукта в товарной нефти - 0,01%), внесен в отраслевой Реестр "Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли " и сертифицирован > Системе "ТЭКСЕРТ" (№ ТЭК RU.XTI03. С00495) на основании испытаний в объеме РД153-39-026-97:

1 Протокол испытаний № 231 от 07.02.2002. (Испытательная лаборатория "Нефтепромхим ")

2 Протокол испытаний Лг 165 от 10.10.2002. (Испытательная лаборатория при ИЦ "Нефтепродукты ")

3 Санитарно-эпидемиологическое заключение М 16.11.03.391.П.000001.10.02 от 08.10.2002. (ФГУ "Центр госсанэпиднадзора в Республике Татарстан", г. Казань)

Заявитель ЗА О "Татнефтеотдача "

Россия, РТ, 423400, г. Альметьевск, ул. Мира, 6 Тел. (85512) 5 9611 Срок действия сертификата до 1ноября 200 Зг.

IpUAoJc

АКТ

О ПРОВЕДЕНИИ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ВНЕДРЕНИИ РЕАГЕНТА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

КС-6"

Были обработаны 4 нагнетательные скважины (результаты даны на 01.11.2003):

- залежи № 8 бобриковско-радаевского горизонта Ромашкинского месторождения в НГДУ "Альметьевнефть". Дата закачки -12.2001. Опытный участок представлен терригенными коллекторами, обводненными закачиваемой водой. Обработанная нагнетательная скважина № 16472 гидродинамически связана с тремя добывающими скважинами. Отклик в виде прироста добычи нефти получен со всех добывающих скважин. Суммарный прирост добычи нефти составил 613 тонн. Продолжительносп эффекта составила 1 год.;

- кыновско-пашийском горизонте в НГДУ "Альметьевнефть". Дата закачки -12.2002. Опытный участок представлен терригенными коллекторами, обводненными закачиваемой водой. Обработанная нагнетательная скважина № 135- "А" гидродинамически связана с четырьмя добывающими скважинами. Отклик в виде прироста добычи нефти получен со всех добывающих скважин. В общем, дебит по нефти увеличился с 21,7 до 23,6 т/сутки, обводненность снизилась с 88,6% до 81,0%. Суммарный прирост добычи нефти составил 559 тонн. Эффект продолжается;

Березовской площади, кыновско-пашийском горизонте в НГДУ "Альметьевнефть". Дата закачки -12.2002. Опытный участок представлен коллекторами, обводненными закачиваемой водой. Обработанная нагнетательная скважина № 32826 гидродинамически связана с тремя добывающими скважинами. Отклик в виде прироста добычи нефти получен со всех добывающих скважин. В общем, дебит по нефти увеличился с 14,4 до 50,3 т/сутки, обводненность снизилась с 92,4% до 77,4%. Суммарный прирост добычи нефти составил 2853 тонн. Эффект продолжается;

- тульском горизонте, в НГДУ "Ямашнефть". Дата закачки -12.2002. Опытный участок представлен карбоновыми коллекторами, обводненными закачиваемой водой. Обработанная нагнетательная скважина № 7490 гидродинамически связана с шестью добывающими скважинами. Отклик в виде прироста добычи нефти получен со всех добывающих скважин. В общем, дебит по нефти увеличился с 5,7 до 9,1 т/сутки, обводненность снизилась с 79,4% до 52,6%. Суммарный прирост добычи нефти составил 1472 тонн. Эффект продолжается.

Таким образом, на 01.11.03 суммарный накопленный прирост добычи нефти за счет применения реагента КС-6 составил 5497 тонн или в среднем 229 тонн нефти на 1 тонну реагента КС-6 (1374 тонн нефти на 1 скважино-операцию).

2.09

1. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. - Казань, 1999. -280с.

2. Лесничий В.Ф,, Николаев В.А. "Трудная" нефть. Что делать?// Нефтегазовая вертикаль, - 1998. - №2. с. 59-61.

3. Никитин Б.А., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А. Нефтегазоносность шельфа морей Российской Арктики: взгляд в XXI век// Геология нефти и газа. - 1999, - №11-12. с.3-8.

4. Савинская Л. Нефть Астраханских степей// Нефтегазовая вертикаль. -2001.-№14 с. 98-100.

5. Антониади Д.Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объёме мировой добычи//Нефтяное хозяйство. - 1999.- №1.- с. 16-23.

6. Максимович Г.К. Некоторые итоги применения вторичных методов добычи нефти// Нефтяное хозяйство. -1948. № 4. с. 1-10.

7. Горбунов А.Т., Садчиков П.Б., Сургучев М.Л. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов за рубежом (по материалам VIII Мирового нефтяного конгресса в Москве)// Нефтяное хозяйство. -1972. № 8. с. 65-69.

8. Сургучев М.Л., Жданов А. Состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов// Нефтепромысловое дело. -1977. -№11.-с. 3-4.

9. Бернштейн М.А., Лобода В.М. Развитие методов повышения нефтеотдачи пластов// Нефтепромысловое дело. -1977. - №11.- с. 4-6.

10. Дегтярев Н.М., Сорокин В.А., Прохоренко Н.В., Полянский В.Г., Багов Р.А. Исследование и промысловый опыт осуществления методов повышения нефтеотдачи пластов// Нефтепромысловое дело. -1979. - №7 с. 5-6.

11. Сургучев М.Л., Жданов А., Кащавцев В.Е., Малютина Г.С. Тенденции в развитии методов повышения нефтеотдачи пластов// Нефтепромысловое дело. -1980. - №7. с. 32-35.

12. Девликамов В.В,, Зейгман Ю.В., Кабиров М.М., Рогачев М.К., Хабибуллин З.А. Проблемы реологии нефти и повышения нефтеотдачи// Нефтепромысловое дело. -1983. - №12. с. 2-4.

13. Лысенко В.Д. О методах повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов// Нефтепромысловое дело. -1993. - №6-7.- с. 47-50.

14. Бернштейн М.А., Сургучев М.Л. О состоянии и перспективах внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1973. - №5. с. 25-27.

15. Захаров Л.Г., Зарубин А.Л., Кузоваткин О.Р. и др. Результаты внедрения методов увеличения нефтеотдачи на Варьеганском месторождении// Нефтяное хозяйство. -2003. - №12. с. 39-41.

16. Колл Дж.П. Применение вторичных методов для увеличения объемов добычи нефти// Нефтяное хозяйство. -1976. - №4. с. 74-76

17. Свищев М.Ф., Вашуркин А.И., Пятков М.И., Праведников Н.К., Фаин Ю.Б. Методы повышения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1979.-№10. с. 29-31.

18. Сургучев М.Л., Жданов А., Кащавцев В.Е., Малютина Г.С. Состояние изученности методов повышения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1980. - №11. с. 27-29.

19. Юлбарисов Э.М. О повышении нефтеотдачи заводненных пластов// Нефтяное хозяйство. -1981. - №3. с. 36.

20. Сургучев М.Л., Жданов А., Малютина Г.С. О надежности применения методов повышения нефтеотдачи пластов (на основе опыта США)// Нефтяное хозяйство. -1981. - №7. с. 70-77.

21. Сорокин В.А., Путилов М.Ф., Вахитов Г.Г., Сургучев М.Л., Жданов А., Кащавцев В.Е. Состояние опытно-промышленного испытания методов повышения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1981. - №8. с. 25-29.

22. Ахмадиев Г.М., Глумов И.Ф. Состояние и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии// Нефтяное хозяйство. -1981. - №9. с. 13-16.

23. Назаров Н., Холбаев Т.Х. Интенсификация добычи нефти из обводненных пластов// Нефтяное хозяйство. -1981. - №11. с. 32-35.

24. Галлямов М.Н., Лозин Е.В., Кагарманов Н.Ф. Увеличение нефтеотдачи пластов - одна из главных задач объединения Башнефть// Нефтяное хозяйство. -1982. - №5. с. 12-15.

25. Дадаева Э.А. Состояние внедрения новейших методов увеличения нефтеотдачи в США// Нефтяное хозяйство. -1983. - №3. с. 60-63.

26. Назаретов М.Б. Обсуждение вопросов увеличения нефтеотдачи пластов на XI Мировом нефтяном конгрессе// Нефтяное хозяйство. -1984. -№1. с. 60-64.

27. Глазова В.М., Плужников Б.И. Состояние и перспективы развития методов увеличения нефтеотдачи в США// Нефтяное хозяйство. -1984.-№8. с. 63-64.

28. Сургучев М.Л. Проблемы увеличения нефтеотдачи пластов на Мировом конгрессе по ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1984. - №10. с. 60-64.

29. Галлямов М.Н., Абызбаев И.И., Ленчевский АВ., Мурзагильдина И.Ш. Результаты научно-исследовательских и опытно-промышшенных работ по повышению нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1985. - №10. с. 13-17.

30. Сургучев Л.М. Применение методов повышения нефтеотдачи и перспективы их развития за рубежом// Нефтяное хозяйство. -1987. - №5. с. 72-76.

31. Сазонов Б.Ф., Колганов В.И. Методы увеличения нефтеизвлечения - проблемы и перспективы// Нефтяное хозяйство. —1987. -№12. с. 34-35.

32. Рузин Л.М., Коновалова Л.В., Выборов В.А. Пути повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью// Нефтяное хозяйство. -1988. - №4. с. 39-42.

33. Христианович А., Коваленко Ю.Ф. О повышении нефтеотдачи нефтяных пластов// Нефтяное хозяйство. -1988. - №10. с. 25-30.

34. Свиридов B.C., Паненко И.А., Маслов И.И., Григулецкий В.Г. О повышении нефтеотдачи пластов месторождений на поздней стадии разработки// Нефтяное хозяйство. -1993. - №4. с. 49-50.

35. Джавадян А,А., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации// Нефтяное хозяйство. -1993. - №10. с. 6-13.

36. Филипов В.П., Жданов А., Кащавцев В.Е., Сафронов В.И. Состояние применения третичных методов увеличения нефтеотдачи в России и бывшем СССР// Нефтяное хозяйство. -1993. - №10. с. 16-20.

37. Попов И.П. Методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Западной Сибири// Нефтяное хозяйство. -1995. - №7. с. 39-42.

38. Алеев Ф.И., Кириллов А., Коваль А.А., Постоенко П.И., Ходырев В.А. Опыт и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи на месторождениях АО "Оренбургнефть"// Нефтяное хозяйство. -1995.-№8. с. 20-22.

39. Донг Ч.Л., Белянин Г.Н., Мартынцев О.Ф., Туан Ф.А. Перспективы и основные направления работ по повышению нефтеотдачи на месторождении Белый Тигр// Нефтяное хозяйство. -1996. - №8. с. 66-69.

40. Аметов И.М., Хавкин А.Я., Бученков Л.Н., Лопухов Г.П., Кузнецов A.M., Давыдов А.В. Повышение нефтеотдачи - новые возможности// Нефтяное хозяйство. -1997. - №1. с. 30-33.

41. Сафонов Е.Н. Передовые технологии нефтедобычи - в центре внимания// Нефтяное хозяйство. -1997. - №4. с. VII - XII.

42. Сафонов Е.Н. Повышение нефтеотдачи - важнейшая задача научно-технического прогресса в добыче нефти// Нефтяное хозяйство. -1997. - №7. с. II-VI.

43. Сонич В.П., Мингарин В.А., Черемисин Н.А., Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г. Эффективность применения методов повышения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1997. - №9. с. 36-40.

44. Бриллиант Л.С., Клочков А.А. Основные результаты применения 1 "У технологий по извлечению запасов нефти пласта ABi "рябчик"// Нефтяное хозяйство. -1997. - №10. с. 23-27.

45. Шнуров И.В., Ручкин А.А., Мосунов А.Ю. Сравнительный анализ методов повышения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения// Нефтяное хозяйство. -1997. - №10. с. 27-33.

46. Бриллиант Л.С., Репин В.И., Бодрягин А.В., Митрофанов А.Д., Левагин А. Результаты опытно-промышленных работ ОАО "НК Черногорнефтеотдача" по увеличению нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1997. - №10. с. 37-45.

47. Янин А.Н. Опыт работы предприятий ОАО "СибИНКОР" по увеличению нефтеотдачи пластов на месторождениях Юганского района// Нефтяное хозяйство. —1997. - №10. с. 45-49.

48. Байбаков Н.К. О повышении нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1997. - №11. с. 6-9.

49. Закиров Н., Закиров И.С. Новые методы повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей// Нефтяное хозяйство. -1997.-№11. с. 37-39.

50. Кудинов В.И., Малюгин В.М., Борисов А.П., Бирюкова И.Д. Использование новых технологий для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти в НГДУ "Ижевскнефть"// Нефтяное хозяйство. -1998. - №3. с. 46-47.

51. Сучков Б.М., Каменщиков Ф.А. Новые методы интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов// Нефтяное хозяйство. -1998. -№3. с. 48-50.

52. Шпуров И.В., Митрофанов А.Д., Николаева Т.М., Ручкин А.А., Матвеев К.Л. Особенности и результаты работ по увеличению нефтеотдачи горизонта АВб-7 Самотлорского месторождения// Нефтяное хозяйство. -1998. -№6.с. 18-21.

53. Дияшев Р.Н. Тенденции развития усовершенствованных методов добычи нефти (обзор докладов на 9 Европейском симпозиуме, Гаага, октябрь 1997г.)// Нефтяное хозяйство. -1998. - №6. с. 22-25.

54. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Ларочкина И.А. О приросте запасов на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения// Нефтяное хозяйство. -1998. - №7. с. 6-7.

55. Галеев Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Муслимов Р.Х., Ибатуллин P.P. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана// Нефтяное хозяйство. -1998. - №7. с. 14-17.

56. Хавкин А.Я., Сорокин А.В. Энергетическая оценка методов интенсификации добычи нефти// Нефтяное хозяйство. -1999. - №6. с. 24-25.

57. Гумерский Х.Х., Жданов А., Гомзиков В.К. Прирост извлекаемых запасов нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. -2000. - №5. с. 38-41.

58. Муслимов Р.Х., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P. Концепция развития нефтегазового комплекса республики Татарстан до 2015 года// Нефтяное хозяйство. -2000. - №8. с. 13-14.

59. Ибатуллин P.P., Хисамов Р.С. Концепция развития методов увеличения нефтеотдачи пластов ОАО "Татнефть"// Нефтяное хозяйство. -2000.-№8. с. 15-18.

60. Дябин А.Г., Сорокин А.Я., Ступоченко В.Е., Кан, В.А., Сидоров И.А., Погасян А.Б., Смирнов Ю.М. Применение технологий повышения нефтеотдачи научно-производственным центром ОАО "РМНТК "Нефтеотдача"//Нефтяное хозяйство. -2000. - №12. с. 16-18.

61. Жданов А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы// Нефтяное хозяйство. -2001. -№4. с. 38-40.

62. Сургучев Л.М. Обзор третичных методов увеличения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. -2001. - №5. с. 50-55.

63. Сергиенко В.Н., Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Камалетдинов Р.С. Методы интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях// Нефтяное хозяйство. -2001. - №6. с. 62-63.

64. Тахаутдинов Ш.Ф. Концепция развития ОАО "Татнефть"// Нефтяное хозяйство. -2001. - №8. с. 8-12.

65. Хисамов Р.С. Динамика структуры запасов и добычи нефти ОАО "Татнефть"// Нефтяное хозяйство. -2001. - №8. с. 13-15.

66. Хисамутдинов Н.И. Совершенствование методов решения инженерных задач в добыче нефти для поздней стадии разработки// Нефтяное хозяйство. -2001. - №8. с. 16-19.

67. Хусаинов З.М., Хазипов Р.Х., Шешуков А.И. Эффективная технология повышения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -2001. -№9. с. 80-82.

68. Хусаинов З.М., Чирков В.Л., Шешуков А.И. Применение методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на месторождениях НГДУ "Нижнесортымскнефть"// Нефтяное хозяйство. -2001.-№9. с. 83-85.

69. Эффективные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана// Нефтяное хозяйство. -2001. - №11. с. 18-19.

70. Новиков А.А., Бочкарев Б.И., Саблин А.С. и др. Пути повышения эффективности доразработки месторождений ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть"// Нефтяное хозяйство. -2001. - №11. с. 66-68.

71. Сафонов Е.Н., Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Алмаев Р.Х. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана// Нефтяное хозяйство. -2002. - №4. с. 38-40.

72. Ибатуллин P.P., Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С. Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи в ОАО "Татнефть"// Нефтяное хозяйство. -2002. - №5. с. 74-76.

73. Чуйко А.И., Кузьмичев Н.Д., Заров А.А. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях мегионского свода// Нефтяное хозяйство. -2002. - №7. с. 113-116.

74. Еременко Н.А,, Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. - М.: Наука, 1996. - 176с.

75. Гиматудинов Ш.К, Физика нефтяного пласта. М.:-1963.

76. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Ефимов П.А. Роль неупругой деформации коллекторов в нефтеотдаче пластов// Нефтяное хозяйство. — 2001.-№9. с. 76-79.

77. Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М., Владимиров И.В., Буторин О.И. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу// Нефтяное хозяйство. -2001. - №8. с. 41-43

78. Мекеницкая Л.И., Кусаков М.М. О состоянии связанной воды в нефтяном коллекторе//Нефтяное хозяйство. -1957. - №9. с. 41-44.

79. Забродин П.И., Касов А.С., Ковалев А.Г. Влияние начальной водонасыщенности продуктивных отложений на эффективность вытеснения нефти водой// Нефтяное хозяйство. -1985. - №1. с. 29-31.

80. Лейбин Э.Л., Бученков Л.Н., Ходорова Н.П., Москвичев В.В., Смирнов Ю.Л. Некоторые особенности разработки залежей нефти с повышенным водонасыщением коллектора// Нефтяное хозяйство. -1999. -№6. с. 26-29.

81. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти. М.: Химия, 1998. 448 с.

82. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1980.215с.

83. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г. Реализация термических методов добычи нефти в России и за рубежом// Нефтяное хозяйство.-1995. - №2. с. 33-37.

84. Утебаев СУ. О нагнетании горячей воды на месторождении Узень с целью повышения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1969. - №2. с. 35-37.

85. Максимович Г.К. Теоретические основы процессов вытеснения нефти из пористой среды водой или газом// Нефтяное хозяйство. -1951. - №1. с. 35-45.

86. Дягтерев Н.М., Соколовский Э.В., Голбураев Р.Т., Артюхович В.К. Результаты исследований и внедрение современных газовых методов повышения нефтеотдачи пластов//Нефтяное хозяйство. -1993. - №8. с. 19-21.

87. Микерин Б.П., Адонин М.Н. Итоги тринадцатилетия нагнетания воздуха и пути увеличения конечной нефтеотдачи пластов на месторождении Широкая балка// Нефтяное хозяйство. -1959. - №5. с. 62-66.

88. Великовский А.С., Терзи В.П. Вытеснение нефти сжиженным газом из обводненных пластов// Нефтяное хозяйство. -1957. - №12. с. 51-55.

89. Полянский В.Г., Сюняев Я.Х. Анализ применения гидродинамических методов на поздней стадии разработки массивных залежей с трещиноватыми коллекторами// Нефтяное хозяйство. -1993. - №10. с. 55-56.

90. Налбандов Г.З. О применении вторичных методов путем интенсивной закачки воды в пласт на Краснокамском месторождении// Нефтяное хозяйство. -1954. - №8. с. 31-32.

91. Губанов А.И., Колганов В.И., Сазонов Б.Ф.. Жуков Д.М. Влияние форсированного отбора жидкости на процесс обводнения и нефтеотдачу на примере разработки месторождения Яблоновый Овраг// Нефтяное хозяйство. -1962.-№6. с. 37-42.

92. Сургучев М.Л. Импульсное (циклическое) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. -1965. - №3. с. 52-57.

93. Морозова М.П. Влияние режима закачки воды на охват пластов заводнением// Нефтепромысловое дело. -1982. - №2. с. 6-8.

94. Лысенко В. Д. Гидродинамические методы повышения нефтеизвлечения на месторождении высоковязкой нефти// Нефтяное хозяйство. -1989. - №1. с. 36-39.

95. Бабалян Г.А., Леви Б.И., Ленчевский А.В., Тумасян А.Б. О разработке месторождений с применением физико-химических методов увеличения нефтеотдачи// Нефтепромысловое дело. -1977. - №4. с. 13-15.

96. Коцонис А.Н., Малютина Г.С. Современное состояние физико- химических методов увеличения нефтеотдачи пластов// Нефтепромысловое дело.-1982.-№I.e. 9-12.

97. Леви Б.И. Прогнозирование физико-химических методов повышения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. -1985. №10. с. 20-22.

98. Хавкин А.Я. Физико-химические технологии повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов// Нефтяное хозяйство. -1994. №8. с. 31-34.

99. Антипов B.C., Дума В.М., Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО "НГК "Славнефть" и их экономическая эффективность// Нефтяное хозяйство. -1999. №8. с. 21-24.

100. Рахимкулов И.Ф., Бабалян П.И. Эффективность применения раствора ПАА для заводнения// Нефтяное хозяйство. -1969. №3. с. 36-40.

101. Шумилов В.А., Юсупов И.Г., Санников Г. Применение гипана для ограничения обводнения скважин и регулирования заводнения коллекторов// Нефтяное хозяйство. -1973. №5. с. 62-64.

102. Мамотина Г.С., Свиридова В.А. О процессе вытеснения высоковязкой нефти из пористой среды раствором полимера// Нефтепромысловое дело. -1976. - №9. с. 12-14.

103. Маляренко А.В., Земцов Ю.В., Шапатин А.С. Опытно- промышленные испытания селективного водоизоляционного реагента на основе кремнийорганического соединения// Нефтяное хозяйство. -1981. №1. с. 35-38.

104. Сайкин В.М., Рахимкулов И.Ф., Леви Б.И.. Асмоловский B.C. Оценка эффективности полимерного заводнения на Новохазинском опытном участке// Нефтяное хозяйство. -1985. №3. с. 34-37.

105. Филинов М.В., Максимов В.М., Вер А.И. Метод расчета процесса добычи нефти при использовании вытесняющих жидкостей с аномальными свойствами// Нефтепромысловое дело. -1982. - №7. с. 7-9.

106. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами// Нефтяное хозяйство. -1992. №1. с. 20-22.

107. Фахретдинов Р.Н., Мухаметзянов Р.С., Берг А.А. и др. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1995. -№3. с. 45-47.

108. Липерт А.И. Применение составов на основе эфиров целлюлозы для повышения нефтеотдачи//Нефтяное хозяйство. -1996. -№12. с. 71-72.

109. Черская H.O., Гриневич Т.В., Тышковская Е.И., Соловьянов А.А., Аметов И.М. Циклические олигомеры оксиранов — эффективные агенты регулирования нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. -1997. -№4. с. 13-15.

110. Власов А., Краснопевцева Н.В., Каган Я.М,, Фомин А.В., Рязанов А.П. Новые перспективы полимерного заводнения в России// Нефтяное хозяйство. -1998. -№5. с. 46-49.

111. Гамзатов СМ., Власов А., Булавин В.Д. Эффективные технологии производства биополимеров в промысловых условиях и воздействия ими на пласты// Нефтяное хозяйство. -1998. -№1. с. 45-46.

112. Каушанский Д.А. Технология физико-химического воздействия на продуктивные пласты полимерно-гелевой системы "Темпоскрин"// Нефтяное хозяйство. -1999. -№7. с. 28-31.

113. Акульшин А.А. Исследование вытеснения нефти из трещиновато-порового пласта с использованием полимера ПОЛИКАР// Нефтяное хозяйство. -2000. -N2I. с. 36-39.

114. Булавин В.Д., Краснопевцева Н.В. Технологический комплекс для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на основе отечественного биополимера// Нефтяное хозяйство. -2002. -№4. с. 116-117.

115. Рубинштейн Л.И. К вопросу о применении поверхностно- активных веществ с целью снижения остаточной нефтенасыщенности пластов при заводнении// Нефтяное хозяйство. -1953. - №11. с. 26-29.

116. Рубинштейн Л.И. К вопросу о применении поверхностно- активных веществ с целью снижения остаточной нефтенасыщенности пластов при заводнении (окончание)// Нефтяное хозяйство. -1953. - №12. с. 29-31.

117. Перемыслова Е.С. Исследование органических поверхностно- активных веществ, улучшающих нефтевымывающие свойства воды// Нефтяное хозяйство. -1955. - №9. с. 47-50.

118. Амаев А.А., Салажев В.М. Применение поверхностно-активных веществ в добыче нефти// Нефтяное хозяйство. -1961. - №4. с. 33-37.

119. Бабалян Г.А., Ованесов Г.П., Пелевин Л.А. и др. Первые результаты опытно-промышленных работ по применению ПАВ при заводнении// Нефтяное хозяйство. -1969. - №6. с. 41-46.

120. Михиевич В.Г., Тульбович Б.И. Применение оторочек нефтяных сульфонатов для увеличения нефтеотдачи карбонатных месторождений// Нефтепромысловое дело. -1976. - №1. с. 15-17.

121. Пятков М.И., Свищев М.Ф., Аксютин Ю.С. Результаты промысловых испытаний неионогенного ПАВ ОКМ для увеличения нефтеотдачи пластов// Нефтепромысловое дело. —1979. - №1. с. 6-7.

122. Сердюков К.Т., Мальцев М.В., Тронов О.А. Влияние различных водных вытеснителей на нефтеотдачу// Нефтепромысловое дело. -1976. - №4. с. 3-5.

123. Бородина М.П., Кисловец П.М., Тульбович Б.И. Получение мицеллярных растворов на основе сульфоната аммония и определение их эффективности в повышении нефтеотдачи// Нефтепромысловое дело. -1976. - №4. с. 7-10.

124. Пятков М.И., Вашуркин А.И., Федоришев Т.И., Штангеев А.Л. Исследование неионогенного поверхностно-активного вещества типа ОКМ для увеличения нефтеотдачи// Нефтепромысловое дело. -1976. - №7. с. 7-9.

125. Горбунов А.Т., Забродин Д.П., Сурина В.В., Старковский А.В., Щипаков В.П. Применение оторочек мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1976. - №6. с. 43-45.

126. Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Леви Б.И., Халимов Э.М. Применение ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1976. - Х27. с. 7-16.

127. Мирсаянова Л.И., Глумов И.Ф., Хаммадеев Ф.М. Промысловый опыт закачки раствора ПАВ на месторождениях Татарии// Нефтяное хозяйство. -1976. - №7. с. 16-19.

128. Пирвердян A.M., Рзаева Ф.М., Джавадов А.А. Результаты применения ПАВ на месторождениях Азербайджана// Нефтяное хозяйство. -1976.-№7. с. 19-21.

129. Вашуркин А.И., Пятков М.И,, Фаин Ю.Б., Еврамов Е.П., Свищев М.Ф. Применение ПАВ для интенсификации разработки месторождений Западной Сибири// Нефтяное хозяйство. -1976. - №7. с. 21-23.

130. Забродин Д.П. Механизм вытеснения нефти оторочками мицеллярных растворов// Нефтяное хозяйство. -1978. - №6. с. 38-41.

131. Митрофанов В.П,, Михнефич В.Г., Тульбович Б.И., Сургучев М.Л. Эффективность вытеснения нефти растворами ПАВ из терригенных и карбонатных пород// Нефтяное хозяйство. -1979. - №2. с. 37-41.

132. Шахпаронов М.И., Усачева Т.М., Девликамов В.В., Тумасян А.Б., Штангеев А.Л., Максимова Т.Н., Лозин Е.В. Возможности повышения нефтеотдачи с помощью водных растворов мицеллообразующих ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1981. - №11. с. 35-40.

133. Исанбаев А.Г. Влияние полиэлектролитных добавок на свойства неионогенных ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1982. - №8. с. 36-38.

134. Свищев М.Ф., Пятков М.И., Турбина Г.Б., Касов А.С. Водный мицеллярный раствор на основе нейтрализованного кислого гудрона// Нефтепромысловое дело. -1983. - №1. с. 1-2.

135. Бурдынь Т.А., Жданов А., Коцонис А.Н., Олейник И.П., Широков В.А. Исследование процесса вытеснения остаточной нефти с образованием в пласте мицеллярной системы// Нефтяное хозяйство. -1983. -№1. с. 17-20.

136. Городнов В.П., Арефьева Н.Б., Григорьев А.С, Батырбаев М.Д. и др. Интенсификация добычи нефти на месторождении Узень с помощью водных мицеллярных растворов// Нефтяное хозяйство. -1983. - №3. с. 21-23.

137. Кисляков Ю.П. Применение ПАВ на месторождении Узень// Нефтяное хозяйство. -1983. - №7. с.37-39.

138. Гермашев В.Г,, Тембер Г.А. Поверхностно-активные вещества для увеличения нефтеотдачи пластов// Нефтепромысловое дело. -1983, -№12. с. 4-5.

139. Вазовский А.Ф., Федоров К.М. Вытеснение нефти водными и углеводородными мицеллярными растворами// Нефтяное хозяйство. -1984. -№4. с. 39-43.

140. Горбунов А.Т., Забродин Д.П., Петраков A.M., Корецкий А.Ф. Возможности вытеснения нефти мицеллярными системами на основе неионогенных ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1984. - №5. с. 33-38.

141. Арефьев Ю.Н., Вердеревский Ю.Л., Маргулис Л.Г., Головко Н. Условия образования и физико-химические свойства рабочего агента при использовании композиции неионогенных ПАВ// Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -1985, - №5. с. 12-14.

142. Каюкова Г.П., Хватова Л.К., Езрец В.А., Таврин Л.Е. К вопросу выбора поверхностно-активных веществ// Нефтяное хозяйство. -1985. - №6, с. 44-46.

143. Бурдынь Т.А., Жданов А., Коцонис А.Н., Олейник И.П., Широков В.А. Особенности вытеснения остаточной нефти из пласта оторочками водной дисперсии ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1985. - №12. с. 23-27.

144. Лози Е.В., Леви Б.И., Алмаев Р.Х. Механизм вытеснения нефти слабоконцентрированными растворами ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1986. -№3. с. 41-43.

145. Лискевич Е.И., Шеленко В.И., Михайлюк В.Д., Фещук СВ., Городнов В.П. Эффективность поверхностно-активных составов в неоднородных по проницаемости пластах// Нефтяное хозяйство. -1989. -№10. с. 35-43.

146. Городнов В.П., Лискевич Е.И., Шеленко В.И., Фещук О.В. Нефтевытесняющие свойства поверхностно-активных составов// Нефтяное хозяйство. -1990. - №1. с. 45-48.

147. Васильева Т.Н., Живайкин Б.Ф., Кисляков Ю.П. Результаты применения высококонцентрированного водного раствора НПАВ// Нефтяное хозяйство. -1991. - №4. с. 24-27.

148. Фахретдинов Р.Н., Еникеев P.M., Рыцев О.А., Боксерман А.А. Результаты промысловых испытаний технологии повышения нефтеотдачи с использованием реагента межфазного действия// Нефтяное хозяйство. -1993. - №7. с. 27-29.

149. Ибатуллин P.P. Исследование особенностей процесса вытеснения нефти при применении композиции ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1994. - №5. с. 41-43.

150. Ганиев P.P., Хлебников В.Н., Ленченкова Л.Е., Фахретдинов Р.Н. Применение композиций на основе ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов месторождений Башкортостана// Нефтепромысловое дело. -1994, -№3-4. с. 13-19.

151. Ганиев P.P. Технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ, их композиций и других химических реагентов// Нефтепромысловое дело. -1994, - №5. с. 8-10.

152. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Арефьев Ю.Н., Кандаурова Г.Ф., Юнусов Ш.М. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин// Нефтепромысловое дело. -1995,-№2-3. с. 34-38.

153. Ганиев P.P., Хлебников В.Н., Ленченкова Л.Е., Андреева А.А., Асанбаева Д.Н. Разработка и испытание технологии повышения нефтеотдачи с применением композиции НПАВ для месторождения Жанаталап// Нефтепромысловое дело. -1996, - №2. с. 16-20.

154. Аметов И.М., Гальцев В.Е., Кузнецов A.M. Исследование особенностей вытеснения нефти раствором ПАВ// Нефтяное хозяйство. 1995, - №7. с. 43-44.

155. Фридман Г.Б., Собанова О.Б., Федорова И.Л., Николаев В.И. Применение водных композиций ПАВ с высоким моющим действием для увеличения приемистости скважин и нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. 1998, - №2. с. 31-34.

156. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Брагина Н.Н. и др. Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. 1998, - №2. с. 35-38.

157. Бриллиант Л.С, Старкова Н.Р., Гордеев А.О., Новожилов В.Г. Исследование свойств низкоконцентрированных растворов ПАВ и композиций на их основе для вытеснения остаточной нефти// Нефтяное хозяйство. 2000, - №9. с. 35-38.

158. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Федорова И.Л. Применение углеводородных композиций ПАВ для увеличения добычи нефти из обводнившихся пластов// Нефтяное хозяйство. 2000, - №11. с. 20-23.

159. Тимошин СВ., Солонович К.В., Постникова Т.А., Квар Л.М. Заводнение с применением щелочных растворов// Нефтяное хозяйство. 1981, - №2. с. 42.

160. Николаевский В.Н. О вытеснении нефти из пласта растворителем// Нефтяное хозяйство. -1961. - №3. с. 55-59.

161. Беляев С., Бордиков И.А., Иванов М.В., Глумов И.Ф., Ибатуллин P.P., Муслимов Р.Х. Разработка микробиологических методов увеличения нефтеотдачи на Ромашкинском месторождении// Нефтяное хозяйство. -1993. - №12. с. 15-18.

162. Ибрагимов Р.Г., Ганиев P.P. Технология интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов с использованием кислотных дисперсий и микроэмульсий// Нефтепромысловое дело. -1997, - №4-5. с. 24-28.

163. Скворцов А.П., Салихов И.М., Султанов А.С. Обобщение и перспективы внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ "Джалильнефть"// Нефтепромысловое дело. -2000, - №11. с. 49-52.

164. Коваленко К.И., Мархасин И.Л., Березин В.М,, Пантелеев В.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов путем закачки карбонированной воды// Нефтяное хозяйство. -1964. - №11. с. 6-9.

165. Минаков И.И. Промысловые испытания гидрофобизирующих композиций на Самотлорском месторождении// Нефтяное хозяйство. -1997. - №6. с. 17-20.

166. Саттаров Д.М. Исследование механизма вытеснения нефтяной оторочки водой и газом// Нефтепромысловое дело. -1983, - №8. с. 1-3.

167. Оганджанянц В.Г., Жданов А., Дмитриев М.А., Никищенко А.Д. Воздействие на нефтяные пласты комбинированными оторочками химических реагентов// Нефтяное хозяйство. -1986. - №8. с. 24-28.

168. Волков В.А. Эффективность вытеснения остаточной нефти поверхностно-активным полимерсодержащим составом// Нефтяное хозяйство. -1988. - №6. с. 27-30.

169. Хазипов Р.Х., Ганиев P.P., Игнатьева В.Е. и др. Применение неионогенных ПАВ с добавкой понизителя адсорбции и биодеструкции для повышения нефтеизвлечения// Нефтяное хозяйство. -1990. - №12. с. 46-49.

170. Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы// Нефтяное хозяйство. -1992. - №4. с.30-31.

171. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти// Нефтяное хозяйство. -1993. - №12. с. 22-25.

172. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Боксерман А.А., Полковников В.В. Повышение нефтеотдачи системами, генерирующими в пласте гель и СОг при тепловом воздействии// Нефтяное хозяйство. -1994. - №1. с. 45-49.

173. Мухаметзянов Р.Н., Сафин Г., Ганиев P.P. и др. Применение осадкообразующей композиции и ПАВ для увеличения нефтеотдачи высокотемпературных пластов// Нефтяное хозяйство. -1994. - №7. с. 21-22.

174. Гусев СВ., Мазаев В.В., Коваль Я.Г. и др. Кремнийорганические соединения фирмы "WACKER-CHEMIE GmbH" для повышения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1995. - №3. с. 65-70.

175. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неогранические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой// Нефтяное хозяйство. -1995. - №4. с. 36-39.

176. Полтаранин Н.Е. Промысловые испытания технологий повышения нефтеотдачи на основе закачки продуктов отечественных химических производств// Нефтяное хозяйство. -1995. - №5-6. с. 52-56.

177. Богопольский А.О., Коасари К.А., Иванов А.Н. Новая технология обработки призабойной зоны пласта микрозародышевым раствором на основе ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1995. - №7. с. 32-33.

178. Тульбович Б.И., Казакова Л.В., Радушев А.В. и др. Многофункциональный реагент для интенсификации добычи нефти// Нефтяное хозяйство. -1995. - №11. с. 44-45.

179. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов А.В. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида// Нефтяное хозяйство. -1996. - №2. с. 32-36.

180. Лозин Е.В., Гафуров О.Г, Мухтаров Я.Г., Ширгазин Р.Г. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий// Нефтяное хозяйство. -1996. - №2. с. 39-44.

181. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Применение водоизолирующих химических реагентов// Нефтяное хозяйство. -1996. - №2. с. 44-47.

182. Зайнетдинов Т.Н., Телин А.Г., Шишлов Л.М. Композиция глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки// Нефтяное хозяйство. -1997.-№2. с. 29-32.

183. Лебедев Н.А. Резервы химических и биохимических технологий увеличения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. -1997. - №7. с. 16-19.

184. Каушанский Д.А. Новые биотехнологические и физико- химические технологии воздействия на нефтяные пласты// Нефтяное хозяйство. -1997. - №11. с, 47-54.

185. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Адыгамов B.C., Газизов А.А. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. -1998. - №2. с. 12-14.

186. Гарейшина А.З., Кузнецова Т.А. Технология повышения нефтеотдачи путем внутрипластового синтеза нефтевытесняющих агентов// Нефтяное хозяйство. -1998. - №2. с. 17-18.

187. Баранов Ю.В., Нигматуллин И.Г., Низамов Р.Х. и др. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды// Нефтяное хозяйство. -1998. - №2. с. 24-28.

188. Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов А., Петраков A.M. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия// Нефтяное хозяйство. -2000. - №12. с. 12-15.

189. Горбачев Ю.И., Иванова Н.И., Никитин А.А., Колесников Т.В., Орентлихерман Э.И. Акустические методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти// Нефтяное хозяйство. -2002. - №5. с. 87-91.

190. Курамшин P.M., Иванов СВ., Кузьмичев Н.Д. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского района// Нефтяное хозяйство. -1997. - №12. с. 58-61.

191. Азарова Гидроразрыв пластов// Нефтегазовая вертикаль. - 2002.-№5. с. 18-20. 195. "Башнефть" есть полтора миллиарда!// Нефтегазовая вертикаль. — 1998.-№9-10. с. 54-55.

192. Сургутнефтегаз: по материалу годового отчета// Нефтегазовая вертикаль. -2001. - № 12. с. 89-92.

193. ТНК: по материалам к годовому собранию акционеров// Нефтегазовая вертикаль. -2001. - № 12. с. 93-96.

194. Татнефть: по материалам годового отчета// Нефтегазовая вертикаль. -2001. - № 12. с. 102-105.

195. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти.- М.: Недра, 1983, 312с.

196. Патент Польши № 171226. Способ получения загустителей. Sposob wytwarzania srodkow zageszczajacych.

197. Патент США № 5663263. Водный загуститель и способ его получения. Aqueous thickener composition and process for making same.

198. Tarep A.A. Физикохимия полимеров, 3-е изд., перераб. М., "Химия", 1978,543с.

199. Плетнев М.Ю. Косметико-гигиенические моющие средства. М., "Химия", 1980,358с.

200. Абрамзон А. А. Поверхностно-активные вещества. -Л.: Химия, 1981.-273с.

201. Русанов А.И. Мицеллообразование в растворах ПАВ, С-Пб: Химия, 1992.-280с.

202. Шенфельд Н. Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена - М. :Химия, 1982. -691 с.

203. Зимаков П.В. Окись этилена. - М. Химия, 1967, 320с.

204. Патент РФ № 1592476. Способ разработки сложнопостроенных низкопроницаемых пластов. Бюл. № 34 1990г.

205. Патент РФ № 1487553. Поверхностно-активная композиция ВПС-4 для повышения нефтеотдачи пластов. Бюл. № 38 1992г.

206. Бабалян Г.А., Леви Б.И., Тумасян А.Б и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. - М., Недра, 1983,216с.

207. Патент РФ № 1700213. Способ извлечения остаточной нефти из пласта. Бюл. № 47 1991 г.

208. Патент РФ № 1544958. Состав для добычи нефти. Бюл. № 7 1990 г.

209. Патент РФ № 1820659. Состав для заводнения нефтяного пласта. Бюл. №13 1995 г.

210. Патент РФ № 2006572. Состав для вытеснения нефти. Бюл. № 2 1994 г.

211. Поверхностно-активные вещества: Справочник /Абрамзон А.А., Бочаров В.В., Гаевой Г.М. и др.; под редакцией А.А. Абрамзона и Г.М. Гаевого. - Л.:Химия,1979.-376с.

212. Шахпаронов М.И. Физико-химические основы повышения нефтеотдачи с помощью растворов мицеллообразующих ПАВ и СОг// Нефтяное хозяйство. - 1984. №1. с. 15-17.

213. Аметов И.М., Дорфман М.Б., Каракчиев Э.И., Нараевская СВ. Влияние отмыва асфальто-смолистых веществ на вязкость вытесняемой нефти// Нефтяное хозяйство. - 1999. №1. с. 34-35.

214. Патент РФ № 1739695. Способ разработки нефтяной залежи. Бюл. №1 1995 г.

215. Патент СССР № 2059799. Способ повышения нефтеотдачи пластов. Бюл. № 13 1996 г.

216. Патент СССР № 1682539. Способ добычи нефти. Бюл. № 37 1991 г.

217. Патент СССР № 1680958. Состав для добычи нефти. Бюл. № 36 1991 г.

218. Патент РФ № 2006572. Состав для вытеснения нефти. Бюл. № 2 1994 г.

219. Патент РФ № 2068949. Состав для разработки нефтяных месторождений. Бюл. № 31 1996 г.

220. Патент РФ № 2103490. Способ разработки нефтяной залежи. Бюл.№3 1998 г.

221. Патент РФ № 2126082. Состав обратных эмульсий для добычи нефти. Бюл. № 12 1999 г.

222. Патент РФ №1623278. Поверхностно-активная композиция для интенсификации добычи нефти "Нефтенол И". Бюл. № 38 1992 г.

223. Горбунов А.Т., Петраков A.M., Каюмов Л.Х., Крянев Д.Ю., Магадов Р.С., Силин М.А., Чистяков А.Ю. Применение химических реагентов АО "Химеко-ГАНР' для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти// Нефтяное хозяйство. - 1997. №12. с. 65-72.

224. Власов А., Краснопевцева Н.В., Каган Я.М., Полищук A.M. Повышение нефтеотдачи с применением биополимеров// Нефтяное хозяйство. - 2002. №7. с. 104-109.

225. Газизов А.Ш., Лебедев Н.А., Газизов А.А., Галактионова Л.А., Хисамов Р.С, Смирнов СР. Исследование механизма воздействия физико-химических методов повышения нефтеотдачи на нефтеводонасыщенный коллектор// Нефтяное хозяйство. - 2000. №11. с. 16-19.

226. Патент РФ № 2154159. Способ разработки нефтяного месторождения (варианты). Бюл. № 12 2000 г.

227. Практикум по коллоидной химии (коллоидная химия латексов и поверхностно-активных веществ). Под ред. Р.Э. Неймана, М., "Высшая школа", 1971, 180 с.

228. Вашман А.А., Пронин И.С. Ядерная магнитная релаксация и ее применение в химической физике. М.: Наука, 1979.

229. Амиров P.P., Сапрыкова З.А., Скворцова Е.А. и др.// Коллоидный журнал, 2001, т. 63, №6 725.

230. Френкель Я.И. Кинетическая теория жидкостей. Л.: Наука, 1945. 592 с.

231. Глесстон Лейдлер К., Эйринг Г. Теория абсолютных скоростей реакций. М.-Л.: Изд-во иностранная литература, 1948. 358с.

232. Jing-Ling Chai, Jian-Hai Mu Влияние различных добавок на температуру помутнения водных растворов додецилового эфира полиоксиэиленгликоля-полиоксипроптленгликоля// Коллоидный журнал, 2002, т. 64, №5 610.

233. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы, М.: Химия, 1988.