Прямые и обратные эмульсии на основе неонолов и синтанолов для повышения нефтеотдачи пластов тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.11 ВАК РФ

На правах потгописи

ГАРАЕВЛЕНАРАЗГАРОВИЧ

&

прямые и обратные эмульсии на основе неонолов и синтанолов для повышения нефтеотдачи пластов

02.00.11 - Коллоидная химия и физико-химическая механика

автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Казань-2005

Работа выполнена в Казанском государственном технологическом университете

Научные руководители: доктор технических наук, профессор

[Козин Виктор Георгиевич

кандидат технических наук, доцент Башкирцева Наталья Юрьевна

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Хацринов Алексей Ильич

доктор технических наук, Газизов Айдар Алмазович (г. Казань)

Ведущая организция: ОАО Научно-исследовательский

институт нефтепромысловой химии (г. Казань)

Защита состоится «_|_6_» (лувИлЯч_ 2005 г. в « | Ц »

часов на заседании диссертационного совета Д 212.080.05. в Казанском государственном технологическом университете (420015 г. Казань, ул. К. Маркса, 68, зал заседаний ученого совета).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Казанского государственного технологического университета.

Автореферат разослан « ) Ъ » __ 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат химических наук

Потапова М.В.

ЪЧЧЗС

Актуальность темы. В настоящее время большая часть разведанных нефтяных месторождений У рало-Поволжья вступила в позднюю стадию разработки и применение заводнения нефтяных месторождений не обеспечивает желаемого темпа отбора нефти, коэффициент нефтеотдачи в этом случае составляет не более 30-35 %. Поэтому в настоящее время миллиарды тонн нефти находятся в рассредоточенном, рассеянном виде (остаточная нефть) в заводненных или полностью завершенных разработкой пластах, атак же в залежах, эксплуатируемых с низкой текущей нефтеотдачей.

Первый тип остаточной нефти представляет собой нефть, оставшуюся в промытых зонах - пленочная нефть. Основной причиной образования такого типа нефтей является высокое межфазное натяжение на границе раздела фаз вода - нефть - порода. Другой, представляет собой нефть, не вовлеченную в процесс фильтрации и сосредоточенную в застойных и не-лренируемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов, и обусловлен, в первую очередь, неоднородностью по проницаемости пласта и низким охватом его заводнением.

Использование эмульсионных систем на основе современных оксиэтилированных ПАВ позволяет объединить в одной технологии комплексное воздействие на пласт отмыв пленочной нефти за счет поверхностно-активных свойств и выравнивание фронта вытеснения, исключающее быстрый прорыв нагнетаемой воды к забою добывающей скважины за счет повышенных вязкостных характеристик эмульсионной системы. За последние 35 лет отечественная промышленность освоила достаточно широкий ассортимент неионогенных ПАВ, основной объем производства которых размещен на территории республики Татарстан. Поэтому в настоящее время вновь открылась перспектива разработки эмульсий с применением современных промышленных неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ), а увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в общем балансе добычи делает эту задачу особенно актуальной.

Работа выполнялась в соответствии с планом Программы развития приоритетных направлений науки в РТ на 2001-2005 годы по направлению 'Топливно-энергетические и сырьевые ресурсы, энергосберегающие технологам их освоения" подраздел 'Повышение эффективности выработки запасов действующих нефтяных месторождений" утвержденной постановлением №63 кабинета министров РТ от 06.02.01.

Цель работы. Установление зависимостей коллоидно-химических свойств промыш-ленно-выпускаемых НПАВ на эмульгирующую способность при формировании прямых и обратных эмульсий. Определение факторов, влияющих на стабильность эмульсий. Разработка составов прямых и обратных эмульсий и технологии повышения нефтеотдачи пластов.

Научная новизна.

• В результате изучения взаимосвязи коллоидно-химических свойств оксиэтилированных первичных высших спиртов и оксиэтилированных алкилфенолов и эмульгирующей способности при формировании прямых и обратных эмульсий установлено, что в поверхностно-активных веществах, используемых в качестве эмульгаторов в эмульсионных системах поли-аткилбензольная смсша-вода, увеличение гидрофильной оксиэтильной цепочки и замена гидрофобного алкиларильного радикала на н-алкильный радикал приводит к повышению стабильности эмульсий;

• установлено, что у оксиэтилированных первичных высших спиртов (синганолов) по сравнению с неонолами при одинаковой степени оксиэпгилирования область ККМ лежит в интервале концентраций 1-Ю"2 %мас. и они образуют стабильные эмульсии, за счет формирования более кондесированного адсорбционного слоя;

• в результате синергетического эффекта водорастворимого ПАВ - синтанола АЛМ-10 и масло-растворимого ПАВ - синтанола ЭС-3 происходит дополнительная стабилизация эмульсии отработанное масло «Опия» - вода (эмульсия обратного типа) при снижении концентрации основного эмульгатора ЭС-3 с 5 % мае. до 3%мас., термостабильность эмульсии возрастает с 40 °С до 70 °С;

• установлено, что введение в состав эмульсии отработанное масло «Огйеа» - вода, солей кальция в составе водной дисперсной фазы, за счет высаливающего действия катиона кальция по отношению к молекулам ПАВ повышает термостабильность эмульсии.

Практическая значимость. Исследован широкий ассортимент НПАВ, выпускаемых на предприятиях РТ. Разработан способ регулирования термостабильности и устойчивости эмульсионных систем, позволяющий применять эмульсионные системы на пластах, характеризующихся высокими температурами. Разработан состав прямой эмульсии 'ТатНО-2004", с применением отходов производства алкилбензолов, воздействующий на все виды остаточной нефти.

ООО «Гео-Пласт» проведены промысловые испытания на объектах ОАО «Таггнефте-пром». В общем, дебит по нефти увеличился в 2,2 риза, обводненность добываемой продукции по скважинам в среднем снизилась с 93,8 % до 65,1 %. Получен акт о проведении испытаний.

Разработан состав концентрата «МКЭС» для приготовления обратной эмульсии с применением отхода производства полиэтилена высокого давления - отработанного масла «Огйев» (ТУ 2458-006-33855053-2004), получены санитарно-эпидемиологическое заключение и сертификат соответствия в «Системе сертификации топливно-энергетического комплекса».

Разработаны технологический регламент на приготовление концентрата эмульсии «МНКТ-10» и технология интенсификации нефтедобычи с применением эмульсионной системы (Временная инструкция по технологии интенсификации нефтедобычи на основе концентрата эмульсии «МНКТ-10»).

Апробация работы. Материалы диссертации были представлены на научных сессиях КГТУ 2002-2005 гг., на 2-ой Международной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2001г.), на Молодежно-практической конференции «Молодые силы - производству», (Нижнекамск, 2004 г.), на конференции "50 лет НГДУ "Альметьевнефть" (Альметьевск, 2002), на Международном Менделеевском съезде по общей и прикладной химии (Казань, 2003).

Публикации работы. По результатам исследований, вошедших в диссертацию, опубликовано 4 статьи, 7 тезисов докладов, получен 1 патент РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав (аналитический обзор, экспериментальная часть, обсуждение результатов), выводов, списка литературы из 211 наименований. Объем работы 172 страницы машинописного текста, 44 таблицы и 34 I

рисунка.

Работа выполнена на кафедре Химической технологии переработки нефти и газа Казанского Государственного Технологического Университета. .

Выражаю искреннюю признательность и глубокую благодарность доценту кафедры ТООНС, к.х.н. Рахматуллину Рафаэлю Рафхагговичу и к.ф.-м.н., ведущему научному сотруднику Захарченко Тамаре Алексеевне за всемерную поддержку и помощь в выполнении данной диссертационной работы.

Во введении обоснована актуальность и новизна работы, определена цель и сформулированы задачи исследований.

В первой главе изложен литературный обзор по теме работы. Приведена классификация эмульсий, рассмотрены физико-химические условия получения и стабилизации эмульсий, критерии выбора индивидуальных ПАВ и композиций ПАВ для их стабилизации. Про-

•>**•»'«; 4

•а* ** -ч

веден анализ влияния различных технологических факторов на свойства эмульсий. Рассмотрены осложнения, возникающие при обычном заводнении на поздних стадиях разработки, приведены основные технологии повышения нефтеотдачи пластов с использованием эмульсионных систем.

Во второй 1лаве представлена экспериментальная часть: Приведены методы исследований, применявшиеся в работе.

В третьей главе изложено обсуждение экспериментальных данных.

Диссертационная работа завершается выводами.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Для эффективного вытеснения нефти из пласта необходимо использование технологии, обладающей комплексом свойств. Анализ литературных данных показывает, что такими свойствами обладают мицеллярные растворы и эмульсионные системы, которые позволяют отмывать пленочную и капиллярно-удерживаемую нефть, за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела фаз до минимальных значений.

Эмульсионные системы, разрабатывавшиеся в 70-е годы, не нашли широкомасштабного внедрения ввиду того, что в качестве эмульгаторов применялись ионогенные ПАВ, при использовании которых возникал ряд осложнений, главным из которых является потеря поверхностно-активных свойств при взаимодействии с двухвалентными катионами кальция и магния, содержащимися в пластовой воде. При этом концентрация ПАВ, необходимая для стабилизации эмульсий, достигала 20-30 % мае., что так же ограничивало применение данной технологии с экономической точки зрения.

Использование в качестве стабилизаторов в эмульсионных системах НПАВ позволит снизить их содержание на порядок по сравнению с ионогенными ПАВ, что связано с меньшей чувствительностью к солям и меньшей адсорбцией их на поверхности породы.

Эмульсии - термодинамически неустойчивые системы и для стабилизации которых необходимо образование на границе раздела бронирующих адсорбционно-сольватных слоев, препятствующих слиянию глобул дисперсной фазы.

В качестве стабилизаторов эмульсий были исследованы НПАВ, выпускаемые предприятиями республики Татарстан, в частности, алкилфенолы с различной степенью оксиэтили-рования, производства ОАО «Нижнекамскнефтехим», такие как оксиэтилированные изоно-нилфенолы АФМ - АФ,.]2 (общей формулой АФ«), оксиэтилированные додецилфенолы АФ,М - АФ,2.14 (общей формулой АФ12Х)и оксиэтилированные первичные высшие спирты - ОАО «Казаньоргсингез», общей формулой И0(СН2СН20)хН, где к=С1М4. * - степень окси-этилирования: З-дляЭС-З, 10-для АЛМ-10, 20 - для Преперата ОС-20.

Было исследовано влияние ПАВ и степени оксиэтилирования на поверхностное и межфазное натяжение на границе раздела фаз водный раствор ПАВ - воздух и водный раствор ПАВ - нефть Бурейкинского месторождения. Исследования показали, что в гомологическом ряду увеличение степени оксиэтилирования приводит к снижению критической концентрации мицеллообразования (ККМ), однако значение поверхностного натяжения при ККМ возрастает. Так у АФ94 ККМ достигается в пределах концентрации 10"3-10"2 % мае., тогда как у АФ<м2 ККМ достигается уже при концентрациях 10"4 % мае. рисунок 1,2.

Молекулы ПАВ, содержащие линейные парафиновые радикалы, в отличие от ароматических обладают меньшей поверхностной активностью. Установлено, что у оксиэтилиро-ванных первичных высших спиртов (синтанолов), по сравнению с неонолами при одинаковой степени оксиэтилирования, область ККМ лежит в интервале более высоких концентраций. Это обусловлено дисперсионным взаимодействием прямоцепочных углеводородных

радикалов. Поэтому сетпанолы по сравнению с неонолами при одинаковой степени оксиэги-лирования будут формировать более конденсированный адсорбционный слой и образовывать более стабильные эмульсии, но при более высоких концентрациях ПАВ. Для их приготовления потребуется большая энергия диспергирования внутренней фазы, что показано дальнейшими исследованиями.

а б

Рисунок 1 - Изотермы поверхностного натяжения на границе раздела фаз водный раствор ПАВ - Воздух

а б

Рисунок 2 - Изотермы межфазного натяжения на границе раздела фаз водный раствор ПАВ - нефть Бурейкинского месторождения

При длительной разработке нефтяных месторождений, вследствие так называемого эффекта ((гидродинамической хроматографии» - разделения нефти на легкие и тяжелые компоненты, происходит первоначально вытеснение легких компонентов нефти, а уже на заключительных стадиях разработки извлекаемая нефть, в основном, состоит из тяжелых компонентов. Асфальто-смолисгые вещества (АСВ), адсорбируясь на поверхности поровых каналов, приводят к гцдрофобизации поверхности. Применение же ПАВ позволит изменять смачи-

ваемость поверхности поровых каналов, тем самым способствовать десорбции нефти с поверхности и вовлечению ее в разработку.

Для исследования влияния ПАВ на смачивающую способность поверхностей раздела фаз, возможных в пластовых условиях были выбраны следующие поверхности:

• кварц - гидрофильная поверхность, моделирующая промытый участок;

• парафин - гидрофобная поверхность, моделирующая нефгенасыщенный участок;

• АСВ - поверхность из тяжелых компонентов нефти, моделирующая остаточную нефте-насыщенность.

Было выявлено, что при смачивании водными растворами ПАВ гидрофильной поверхности с увеличением степени оксиэггилирования в молекуле ПАВ в одном гомологическом ряду наблюдается более ранний гидрофобизирующий эффект при одинаковой концентрации ПАВ в растворе. Однако в диапазоне концентраций 1-10 %мас., с увеличением степени окси-тгилирования абсолютное значение краевого угла смачивания снижается. Так у АФ^г гидрофобизирующий эффект начинает прослеживаться уже при концентрации МО"5 % мае., тогда как у АФМ только при МО"3 % мае. Однако при концентрации 10 % мае. у АФМ угол смачивания достигает 43 градуса, тогда как у АФд.,2 только 37,5 градуса, рисунок 3,4.

-8 -7 -6 -5 -4 -3 -2

Асфальто-смсшистая Поверхность твердого Поверхность стекла

поверхность парафина

Рисунок 3 - Краевой угол смачивания растворов ПАВ различных поверхностей

-8 -7 -6 -5 -4-3-2-10 1 —я—АЛМ-10

-7-6-5-4 -3 -2-10]

—л—ОС-20

Поверхность твердого

-8 -7-6-5-4 -3 -2-10 1 -О—эс-з 18 С

Поверхность стекла

Асфальто-смолистая поверхность

Рисунок 4 - Краевой угол смачивания растворов ПАВ различных поверхностей

Поэтому можно заключить, «по зависимость краевого угла смачивания от концентрации ПАВ можно разделить на два этапа:

1) в области концентраций от 0 до ККМ ход кривых полностью согласуется с классическими теориями смачивания;

2) при концентрации ККМ и выше значительное влияние на смачивающую способность начинает оказывать ориентация и плотность упаковки молекул ПАВ в адсорбционном слое. В этот момент наблюдается пересечение зависимостей краевого угла смачивания для ПАВ одного гомологического ряда с ростом степени оксиэтилирования.

Поэтому, использование ПАВ в процессе разработки обводненных коллекторов, характеризующихся остаточной нефтенасыщеиностью, позволит интенсифицировать процесс извлечения нефти за счет отмыва пленочной нефти, состоящей в основном из тяжелых компонентов нефти.

В зависимости от строения ПАВ и соотношения гидрофобной и гидрофильной частей (ГЛБ), возможно образование прямых или обратных эмульсий При использовании в качестве стабилизаторов эмульсий водорастворимых ПАВ, происходит образование прямых эмульсий, типа масло в воде. При закачке данной эмульсионной системы в пласт происходит смешивающееся нефтевытеснение, со снижением вязкости вытесняемого потока (эффект солюбилизации). При использовании же масло-растворимых ПАВ, наблюдается образование обратной эмульсионной системы с повышенной вязкостью.

В работе для приготовления прямых эмульсий были опробованы неонолы АФ9 |0 и АФ9.12 и синтанолы ОС-20 и АЛМ-10. а для обратных эмульсий - неонолы со степенью оксиэтилирования менее 9 и синтанол ЭС-3.

В качестве углеводородной фазы в эмульсиях возможно использование широкого ассортимента нефтепродуктов, таких как бензин, керосин, дизельное топливо, а так же некондиционные продукты нефтепереработки и нефтехимии, такие как полиалкилбен-зольная смола, которая является отходом производства изопропилбензола, пути утилизации которой в настоящее время так же является актуальной задачей.

Полученные в работе прямые эмульсии (ПАБС - вода) на основе синтанолов АЛМ-10 и Препарата ОС-20, при температуре 20°С обладают высокой устойчивостью во времени (более 1500 часов), в отличие от них эмульсии, стабилизированные окси-этилированными алкилфенолами, обладают меньшей стабильностью. При этом оптимальная концентрация эмульгатора лежит в диапазоне от 2 до 5 % мае. в зависимости от выбранного ПАВ (таблица 1).

Таблица 1 - Устойчивость составов в зависимости от вида и концентрации ПАВ

Концентрация компонентов в эмульсии, % мае. Устойчивость, ч

ПАВ ПАБС Вода АЛМ-10 ОС-20 АФ<м(, АФ,.|2

и 10,0 88,5 48 72 1 6

2,0 10,0 88,0 1500 >1500 6 12

3,0 10,0 87,0 >1500 >1500 48 72

4,0 10,0 86,0 >1500 >1500 284 404

5,0 10,0 85,0 >1500 >1500 332 1164

Для приготовления эмульсионных систем на промыслах желательно использование воды аналогичной по солевому составу закачиваемой воде, применяемой для поддержания пластового давления. Было выявлено, что хлориды металлов отрицательно влияют на устой-

чивость получаемых эмульсий и располагаются в ряд: КаОаСаС^М^Ь; увеличение минерализации воды, используемой для приготовления эмульсии прямого типа, приводит к резкому снижению устойчивости. Поэтому использование прямых эмульсий в технологиях повышения нефтеотдачи, где минерализация пластовых вод достигает 200-300 г/л, требует дополнительных мероприятий по нейтрализации солей.

Исследования нефтевьггесняющей способности полученных прямых эмульсий, где в качестве дисперсной фазы использовался ПАБС, стабилизированных синтадалом АЛ М-10, проводитесь на вертикальных моделях пласта, характеризующихся высокой проницаемостью и низкой остаточной нефтенасыщенносгью. При закачке одного порового объема оторочки эмульсии отмыв нефти наблюдался только на первых участках модели пласта, но по мере продвижения эмульсии происходит нарушение целостности оторочки и прорыв нагнетаемой вслед за эмульсией воды. Из всех приготовленных эмульсионных составов, отвечающих высокой стабильности, максимальную отмывающую способность при моделировании процесса нефтевытеснения показал состав со следующим содержанием компонентов: содержание стабилизатора АЛМ-10 - 2,0-3,0 % мае., углеводородной фазы (ПАБС) - 8,0-10,0 % мае. Эффективность данного состава около 80 % на остаточную нефтенасыщенность.

Для предотвращения нарушения целостности оторочки при движении эмульсии в пласте в промысловых условиях можно использовать буфер подвижности - загущенная (полиакри-ламидом, жидким стеклом) вода.

Для оценки эффективности разработанного состава (промышленное название «ТатНО-2004») проводились опытно-промышленные испытания на месторождениях ОАО «Татнеф-тепром» ООО «Гео-Пласг» была обработана нагнетательная скважина № 1623. Отклик в виде прироста добычи нефти получен со всех добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательной. В общем, дебит по нефти увеличился в 2,2 раза, обводненность добываемой продукции по скважинам в среднем снизилась с 93,8 % до 65,1 %.

Чувствительность к повышенной минерализации и низкая вязкость прямых эмульсий предполагает их ограниченное применение для извлечения остаточной нефти. Однако, солю-билширующий эффект данных составов позволит эффективно применять прямые эмульсии при очистке призабойных зон нагнетательных скважин от углеводородных загрязнений для увеличения приемистости, а так же в процессах удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) из призабойной зоны добывающих скважин и со стенок промыслового и технологического оборудования.

Анализ литературных данных показывает, что обратные эмульсии являются более технологичными из-за возможности регулирования вязкости, что позволит более эффективно использовать их в процессах нефтеизвлечения. Известны технологии закачки мицеллярных растворов на площадях Ромашкинского месторождения. Возникшие осложнения при закачке мицеллярного раствора позволили сделать вывод об ограниченной применимости некоторых классов ПАВ для приготовления эмульсионных систем (в частности ионогенных ПАВ), поэтому работа была направлена на поиск неионогенных поверхностно-активных веществ.

Для получения обратных эмульсий были использованы неионогенные ПАВ: оксизтили-рованные изононилфенолы (АФд_х), оксиэтилированные додецилфенолы (АФУ2.х) со степенью оксиэтилирования X = 2,4,6 и синтанол ЭС-3. Эмульсии, стабилизированные неонолами АФ12 х, по сравнению с АФ^х, обладают большей устойчивостью, но не обладают удовлетворяющей стабильностью во времени, так как через 288 часов происходит расслоение на отдельные фазы. Использование же синтанола ЭС-3 позволяет повысить устойчивость эмульсии при тех же концентрациях компонентов до 1500 часов. Это связано с увеличением плотности упаковки молекул в адсорбционном слое, обусловленной меньшей площадью

9

полярной части, а так же дисперсионным взаимодействием прямоцепочных гидрофобных углеводородных радикалов молекулы синганола ЭС-3. Максимальная конденсация ПАВ в адсорбционном слое в случае синтанола ЭС-3 приводит к получению более стабильных эмульсий.

В качестве дисперсионной среды в эмульсии использовалось отработанное масло «ОгНев» с установки получения полиэтилена высокого давления ОАО «Казаньоргсинтез», в количестве 10 % мае.

Для различных месторождений с различными пластовыми температурами интересным является исследование термостабильности эмульсий. С увеличением концентрации синтанола ЭС-3 термостабильность состава немного возрастает, но до определенного значения. При дальнейшем увеличении концентрации ПАВ не происходит увеличения термостабильности (таблица 2), в то время как дополнительное введение небольшого количества водорастворимого ПАВ -синганола АЛМ-10 в смеси с ЭС-3, приводит к увеличению термостабильности.

Таблица 2 - Влияние концентрации П АВ на термостабильность составов

Концентрация компонентов, % мае. Температура, °С

ЭС-3 «Огйев» АЛМ-10 Вода 20-45 50 55 60 65 70

2,00 10,00 - 88,00 -- - - - - -

3,00 10,00 - 87,00 + + + 10 мин - -

4,00 10,00 - 86,00 + + + 20мин| - -

5,00 10,00 - 85,00 + + + 50 мин - -

6,00 10,00 - 84,00 + + + 50 мин -

2,00 10,00 0,05 87,95 + + 10 мин - -

2,00 10,00 0,07 87,93 + + + 25 мин - -

2,00 10,00 0,09 87,91 н + + ь 10 мин -

2,00 10,00 0,10 87,90 + + + + 17 мин

Если эмульсии с содержанием синтанола ЭС-3 - 3 %мас. и выше сохраняют свою устойчивость при температуре 50-55°С, то дополнительное введение в эмульсионный состав, с содержанием основного ПАВ-стабилизатора синтанола ЭС-3 - 2,0 %мас., синтанола АЛМ-10 в количестве 0,1 % мае. приводит к увеличению термостабильности до 60-65°С. Механизм этого процесса заключается в частичном замещении молекул маслорастворимого ПАВ, стабилизирующих глобулы водной фазы, на молекулы более поверхностно-активного водорастворимого ПАВ с созданием на глобулах гидрофильных участков и ростом коагуляционной структуры в обратной эмульсии.

Следует так же отметить, что устойчивость получаемых эмульсий напрямую зависит от состава и вязкости дисперсионной среды. Как уже отмечалось выше, в качестве дисперсионной среды могут использоваться различные углеводороды, в частности, бензиновая, керосиновая, дизельная фракции, а также побочные продукты переработки нефти. Поэтому был проведен сравнительный анализ использования различных уг леводородов в качестве внешней фазы эмульсий. Для сравнения были взяты, наиболее широко используемые на промыслах, бензиновая и дизельная фракции, а так же отработанное масло «ОгйеБ» с содержанием фракции низкомолекулярного полиэтилена (НМЛ) - некондиционного продукта переработки углеводородного сырья с ОАО «Казаньоргсинтез». Результаты представленные в таблице 3 свидетельствуют, что при использовании отработанного масла «ОАев» по сравнению с легкими фракциями нефти, в качестве дисперсионной среды, процент отделившейся из состава эмульсии фазы имеет тенденцию к снижению. Это объясняется увеличением вязкости дисперсионной составляющей эмульсии. На это значение так же влияет и водосодержание. 11о

мере заполнения системы водной фазой все более интенсивно структурируются прослойки углеводородной среды молекулами эмульгатора, и усиливается дисперсионное взаимодействие между глобулами водной фазы с созданием в объеме эмульсии коагуляционной структуры.

Таблица 3 - Зависимость стабильности эмульсии от состава и содержания углеводородной составляющей в присутствии 3,0 %мас. синтанола ЭС-З_

Состав эмульсии Количество отделившейся фазы, % об.

Дисперсная фаза (вода), % мае. Дисперсионная среда, % мае. Бензиновая фракция Дизельная фракция Отработанное масло «Огйев»

90 10 Не образуется Не образуется 0

80 20 Не образуется 1,0 0

70 30 2,0 1,0 0

60 40 2,0 1,0 1,0

50 50 3,0 2,0 1,0

40 60 4,0 3,0 1,0

30 70 6,0 3,0 4,0

20 80 7,0 5,0 4,0

10 90 7,0 5,0 5,0

Масло «Откея» представляет собой сополимер оксидов этилена и пропилена. Ранее проведенные исследования показали, что по своему строению и составу масло «Отйеэ» идентично «Лапролу». Единственным отличительным свойством является то, что в масле «Отйе$» молекулы оксида этилена и оксида пропилена располагаются более упорядочено. Оценка термостабильности приготовленных составов с различным соотношением «Огйев»: НМЛ (таблица 4) показала, что введение в состав эмульсии отработанного масла «Огйе»> отрицательно влияет на данную характеристику. Это объясняется тем, что «Огйев» обладает поверхностно-активными свойствами и происходит дополнительное снижение межфазного натяжения на границе раздела фаз и при определенном его содержании в составе эмульсии, происходит инверсия фаз. Таким образом, наибольшей устойчивостью обладают эмульсии на основе НМЛ с содержанием 10-40 % «Отпев».

Таблица 4 - Термосгабилыюсть эмульсий приготовленных при различном соотношении чистого масла «ОгНеда и НМП

№ п/п Соотношение «Огйев»: НМП Температура расслоения эмульсии при различном содержании углеводородной фазы, °С

10% мае. 20% мае. 30% мае. 40% мае! 50% мае.

1 0:100 85 95 95 90 88

2 10:90 73 78 75 70 66

3 20:80 65 70 70 63 59

4 30:70 67 64 65 67 53

5 40:60 60 58 59 59 43

6 50:50 66 55 50 54 36

7 60:40 58 48 48 51 24

8 70:30 <20 <20 <20 <20 <20

Палому, при приготовлении эмульсий с применением отработанного масла «Опгев», отделение низкомолекулярного полиэтилена от отработанного масла «Огйев» из системы сбора с установки производства полиэтилена высокого давления (ГТВД) нежелательно.

В работе также было определено влияние водосодержания на реологические характеристики эмульсий. Результаты исследований приведенные на рисунке 5а, 56, свидетельствуют о том, что увеличение содержания воды до 70%мас. несущественно влияет на вязкость системы. Однако, при дальнейшем увеличении

-90% --65% -

Скорость сдвига, с '

- »5% —*— «0% —у— 75% —О--50%—»_

- 60% .

- 55% .

.70% .45%

30 60 90 120 150 180 Скорость сдвига, с"1

-70% -73%

-71% -74%

-72% -75%

а б

Рисунок 5 - Динамическая вязкость эмульсионной системы при 20°С в зависимости от скорости сдвига при различном водосодержании

водосодержания в эмульсии наблюдается резкое увеличение вязкости, вплоть до образования мазеобразной массы.

Влияние минерализации на вязкостные свойства эмульсии было проверено с использованием пластовой воды с общим содержанием солей 240 г/л. Методом разбавления дистиллированной водой были построены зависимости изменения вязкости при увеличении содержания солей от 0 до 240 г/л.

35000

С £

2 3 4 5 6 7 8 Скорость сдвига, с"1

3Í000

30000

25000

20000

15000

10000

5000 -

-Дно Вола

-60

-120

-IM

-20 -»О -140 -200

-100 -160 -240

40 80 120 160 200 Содержание солей, г/л —•— 20 С —■— 30 С

Рисунок 6 - Изменение динамической вязкости эмульсии от скорости сдвига при различной минерализации водной фазы

Результаты свидетельствуют, что с увеличением содержания солей в водной фазе эмульсии происходит увеличение вязкости и достигает максимального значения при 240 г/л (рисунок 6а). Так же замечено, что при увеличении минерализации до 160 г/л вязкость эмульсии увеличивается незначительно, а при превышении концентрации солей свыше 180 i/л происходит резкое увеличение вязкости (рисунок 66). Поэтому использование минерализованной пластовой воды в процессе приготовления или при контакте в пласте не только не окажет отрицательного действия на устойчивость и технологические характеристики эмульсии, но и в определенной степени их улучшит, что является очень важным преимуществом разработанного состава

Для оценки поведения эмульсионной системы в различных гидродинамических условиях была смоделирована установка по определению отмывающих свойств составов нефтена-сьпценного коллектора с различной проницаемостью и нефгенасыщенностью пропласпсов. Давление в системе нагнетания поддерживалось постоянным - 1 аггм. Трубки соединялись параллельно к общей напорной емкости, таким образом, вытеснение нефти водой из перового пространства модели нефтяного пласта производилось от одного источника. Полученные характеристики исследуемых моделей представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Параметры исследуемых моделей нефтяного пласта насыщенных нефтью Бу рейки некого месторождения___

Пропластки До ввода эмульсии После ввода эмульсии

к^Ы) к/ц, (мкм2) S„(%) ■W/o) Ki9 (поводе) ktf> (поян) ^w» (прирост)

Одиночная модель нефтяного пласта

1 26,9 | 0,94 78,1 | 32,7 0,581 | 32,0 | 0,591 | 0,01

Модель не< ггяного пласта из т] рех пропласпсов

1 27,0 0,69 74,8 54,8 0,27 32,6 0,56 0,29

2 29,6 2,0 78,4 36,1 0,54 18,2 0,77 0,23

3 32,1 4,87 89,7 31,5 0,65 10,0 0,89 0,24

£ по пласту 88,9 - 81,4 40,1 0,51 19,6 0,76 0,25

Vnq> - поровый объем;

k/р -величина проницаемости, отнесенная к вязкости насыщающей воды;

S„ - нефтенасыщенность модели пласта;

Sea - остаточная нефтенасыщенность после вытеснения водой;

Ц, - коэффициент извлечения нефти.

Результаты гидродинамических исследований показывают, что слабопроницаемые коллектора характеризуются высоким коэффициентом остаточной нефтенасыщенности, что связано с тем, что фильтрация воды через модель пласта преимущественно идет по высокопроницаемым зонам.

На рисунке 7 показаны характеристики вытеснения нефти из модели пласта, составленного из трех пропласпсов. Первоначально, при вытеснении водой в разработку включаются высокопроницаемые участки модели пласта, а слабопроницаемые участки отличаются очень низкой нефтеотдачей.

Введение эмульсионной системы в поровое пространство модели пласта привело к увеличению количества вытесненной нефти. Причем, увеличение количества вытесненных углеводородов характерно для всех трех пропласпсов. Объем оторочки по всем моделям составил в среднем 0,1-0,2 V,^,. Перегиб (участок 0,9-9,0 У-JW^) на кривой вытеснения свидетельствует о том, что ввод эмульсионной системы привел к интенсификации нефтевытеснения.

Анализируя данные, полученные на модели пласта из трех пропластков, можно заключить, что введение эмульсионной системы в пласт, представленный неоднородными по проницаемости включениями, позволит вы-равнеть фронт вытеснения и включить в разработку слабопроницаемые обойденные участки коллектора. В среднем по пласту прирост нефтеизвлечения составил 25 %.

Кроме гидродинамических параметров пласта так же проводилось исследование состояния и свойств флюидов в поровом пространстве методом импульсной ЯМР -спектроскопии. Применение ЯМР, гак бесконтактного метода исследования свойств жидкости в порах различных веществ, позво-Рисунок 7 - Характеристики вытеснения ляет ИССЛедовать вещество в его естествен-нефти из модели нефтяного пласта, со- ном состоянии. Необходимо отметить, что ставленного из трех пропластков время релаксации для воды, находящейся в

поровом пространстве, зависит от размера поровых каналов и числа парамагнитных центров, адсорбированных на поверхности пор, и может изменяться от единиц миллисекунд до 2 секунд. Водонасьпценные насыпные пористые среды, каковыми являются подготовленные для исследования пропластки, характеризуются, как правило, двумя временами спин-решеточной релаксации, которые соответствуют двум фазам воды в порах. С более коротким временем спин-решеточной релаксации - «связанная» вода, которая находится в более мелких порах и при данных условиях вытеснения не участвует в фильтрации и фаза воды с более длинным временем спин-решеточной релаксации - «свободная» вода. Она образована молекулами воды в более крупных порах, которая участвует в фильтрации при обычных условиях вытеснения. Замеры релаксационных параметров проводились для каждых трех сантиметров длины пропласгка на каждом этапе насыщения модели флюидами.

Для высокопроницаемого пропласгка, представленного на рисунке 8а, 89,0 % порового пространства занято фазой «свободной» воды, что соответствует эффективной части пористости. При нефтенасыщении модели эта фаза воды была заменена нефтью (нефтенасыщен-ность для данного пропласгка составила 89,7 %). Часть воды, оставшаяся в поровом пространстве и не замещенной на нефть, соответствует фазе «связанной» воды и для этого пропласгка составляет 11,0%. После вытеснения нефти водой, то есть после получения остаточной нефтенасыщенносги, жидкость в поровом пространстве разделена на три фазы. Кроме того, наблюдается увеличение количества связанной воды на начальном участке (примерно 9,0 %), что обусловлено защемлением части эмульсии в поровых каналах Из-за разных величин вязкости нефти и воды при вытеснении наблюдается быстрый прорыв воды по крупным порам, при этом часть нефти, находящаяся в порах со средним радиусом поровых каналов, осталась неизменной, образуя фазу остаточной нефти (рисунок 86).

При введении эмульсии в количестве 0,21 У„ор в модель пласта (рисунок 8в) наблюдается полное вытеснение нефти, перед фронтом эмульсионной оторочки происходит образование нефтяного вала, который при дальнейшем нагнетании продвигается по модели. Из рисунка 8г видно, что эмульсионная система полностью вытесняет нефть из большей части модели, небольшое количество нефти (10,0 %) остается только на последних участках модели.

2 3 4 5 6 7 Уж/Упор

9 10

Аналогичное распределение компонентов флюида в поровом пространстве характерно и для остальных пропластков. Но чем меньше величина проницаемости пропластка, тем больше заселенность протонов фазы, соответствующей «связанной» воде (22,0% для второго пропластка и 26 % слабопроницаемого пропластка). Выявлено, что в связи со снижением проницаемости пропластков, количество эмульсионной оторочки вошедшей в модель пласта

_а снижается, и для среднепрони-

цаемого пропластка составило

10»%

а а 80%

£ Р

Я £бо%

1 V Ч О и X §40% Ж

и §21Г/,

0%

12 18 24 30 36 42 48 54 60 66 72

18 24

36 42 48 54 60 66

§ и

100% 80% 60% 40% -20% 0%

0 6 12 18 24 30 36 42 48 54 60 66 72 Длина модели (си)

Рисуиок 8 - Распределение фаз жидкости в поровом пространстве высокопроницаемого пропластка

а - водонасыщенная модель, б - модель характеризующая остаточную нефтенасыщенность, в - модель в начальный период ввода эмульсии, г - модель после размыва эмульсии. 1 - «свободная» вода, 2 -«связанная» вода, 3 - нефть, 4 - эмульсия.

0,17 Упор, для слабопроницаемого пропластка - 0,1 У^,,. Этим объясняется более низкий коэффициент вытеснения остаточной нефти из этих пропластков. Анализ ЯМР-параметров оторочки эмульсионной системы в порах низкопроницаемого пропластка показал, что величины времен спин-решеточной релаксации эмульсии в два раза меньше, чем соответствующие времена релаксации в свободном объеме и в порах второго и третьего пропластков. Поскольку величины времен релаксации обратно пропорциональны вязкости, то уменьшение времен релаксации соответствует увеличению вязкости эмульсии в порах низкопроницаемого участка. Затухание фильтрации по низкопроницаемым пропласткам можно связать со средним размером поровых каналов, по которым происходит фильтрация эмульсии. Средний размер поровых каналов первого пропластка равен 4,54 мкм, а для второго и третьего 7,4 мкм и 11,1 мкм, соответственно. Вероятно, размер частиц эмульсии сравним со средним радиусом по- ровых каналов первого пропластка, что вызывает затруднение фильтрации эмульсии по этим поровым каналам. В то же время эмульсия хорошо фильтруется по более крупным порам второго и третьего пропластков. Следовательно,

действие эмульсии наиболее эффективно в пористых средах со средним радиусом поровых каналов более 7 мкм. Для низкопроницаемых коллекторов необходимо использовать эмульсию с меньшим объемным водосодержанием, что приведет к увеличению дисперсности глобул воды в составе эмульсии. Распределение размеров частиц дисперсной фазы в зависимости от ее содержания в обратной эмульсии при различном времени диспергирования представлено таблице 6.

Для низкопроницаемых коллекторов предлагается состав с содержанием водной фазы в эмульсии не более 67 % мае. Использование эмульсионного состава позволит вовлечь в процесс вытеснения капиллярно-защемленную (сконцентрированную в основном в мелких порах) и пленочную нефть, тем самым интенсифицировать разработку месторождений находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Таблица 6 - Распределение размеров частиц дисперсной фазы в зависимости от ее

содержания в обратной эмульсии п ри различном времени диспергирования

Состав, % мае. Размер глобул <Ц,,мкм Распределение глобул д/ф в объеме <},% при времени перемешивания

15 минуз 10 минут 5 минут 2 минуты

МКЭС-18,01 вт.ч НМЛ-10 «Огйе5»-5 ЭС-3-3 АЛМ-10-0,01 Вода пласт.-81,99 2 12 3 0 0

5 35 31 24 0

10 53 66 74 96

20 0 0 2 4

МКЭС -33,01 »т.ч: НМЛ-20 кОгйеа»-10 ЭС-3-3 АЛМ-10-0,01 Вода пласт - 66,99 2 72 42 6 0

5 25 46 67 64

10 3 12 27 35

20 0 0 0 1

Исследования проводились на различных ие< 1тях, физико-химические характеристики

которых приведены в таблице 7.

Таблица 7- Физико-химические свойства нефгей

Наименование показателей Месторождение

Бурейкинское Сгепноозерское Демкинское

Разработка НГДУ«Ну рлатяефть» "Тагнефге-отдача" "Та1ех"

Скважина №4124 №4121 №655 №962

Горизонт Бобриковски Турнейский Турнейский Турнейкий

Коллектор Терригенньв Карбонаты; Карбонатный Карбонатный

Плотность р4г) 0,923 0,924 0,935 0,924

Условная вязкость при 1=10°С 1=20°С 1=50 °С 114,2 27,8 5,96 102,9 26,09 5,64 316,2 103,13 19,01 172,07 49,98 9,02

Содержание серы, % мае. 3,7% 3,828 4,628 3,840

Температура застывания, "С -6 -10 -19 -16

Содержание АСВ, % мае. 36,77 41,03 45,99 43,03

Анализ результатов нефгевытеснения показывает, что с увеличением содержания АСВ в нефти, при вытеснении водой наблюдается увеличение остаточной нефтенасыщенно-сти. Использование эмульсий как нефгевытесняющего агента позволяет почти во всех случаях повысить извлечение нефти. Остаточная нефтенасыщенность в среднем по всем нефтям составляет 10-15 % (таблица 8).

Таблица 8 - Нефтевытесняющая способность эмульсионных составов

Коэффициент нефтеотдачи Бурейкинская Скв. №4124 Бурейкинская Скв №4121 Сгепноозерская Скв. №655 Демкинская Скв. №962

Д изельное топливо 10 % мае. + Нефгенол НЗ 5 % мае. + 0,6 % водный раствор СаС12 85 % мае.

К иадис. воде 0,73 0,68 0,59 0,59

(поводе) на пл. воде 0,69 0,70 0,59 0,60

к,, на дис. воде ОД) 0,23 0,27 0,25

(гщпщяюп) на пл. воде 0,17 0,22 0,26 0,24

К на дис. воде 0,93 0,91 0,86 0,84

fnvtllj на пл. воде 0,86 0,92 0,85 0,84

Отработанное масло «Orites» 10 % мае. + Неонол АФМ 5 % мае. 1,8 % водный

раствор СаС12 85 % мае.

К на дис. воде 0,62 0,61 0,50 037

(поводе) на пл. воде Эмульсия не стабильна

К на дис. воде 0,23 0,27 034 озо

Ovupocmу на пл. воде Эмульсия не стабильна

К на дис. воде 0,85 0,88 0,84 0,87

(пян) на пл. воде Эмульсия не стабильна

Отработанное масло «Отйев» 10 % мае. +смесь ПАВ 3,05 % мае. + вода пластовая 86,95 % мае.

К на дис. воде 0,69 0,69 0,59 0,62

(поводе) на пл.воде 0,67 0,70 0,60 0,60

К на дис. воде 0,24 0,25 0,25 0,24

Ощяфост) на пл. воде 0,23 0,24 0,25 0,24

К, на дис. воде 0,93 0,94 0,84 0,86

(ют) на пл. воде 0,90 0,94 0,85 0,84

Отработанное масло «Orites» 20 % мае. +смесь ПАВ 5,2 % мае. + вода пластовая 74,8 % мае.

К на дис. воде 0,69 0,69 039 0,60

(поводе) на пл. воде 0,70 0,69 0,60 039

К на дис. воде 030 031 0,40 0,40

(imam) на пл. воде 0,30 031 038 039

А» на дис. воде 0,99 1,00 0,99 1,00

(пет) на пл. воде 1,00 1,00 0,98 0,98

Эмульсии, стабилизированные эмульгатором нефтенолом НЗ, характеризуются низкой стабильностью в минерализованных средах, и нижний порог концентрации ПАВ в составе находится в пределах 5,0 % мае. Так же эффективность данного состава в основном достигается в результате использования в качестве дисперсионной среды дизельного топлива. При использовании в качестве эмульгатора АФМ в составе, где дисперсионной средой выступает отработанное масло «Orites» приводит к снижению его стабильности. Введение СаС12 в количестве 1,5 % мае. позволяет стабилизировать систему только при концентрации

эмульгатора 5,0 % мае. Составы же стабилизированные ЭС-3 отличает большая стабильность к повышенной минерализации при концентрации эмульгатора 2,0 % мае. Введение дополнительного водорастворимого ПАВ - синтанола АЛМ-10 позволяет увеличить нефтеотмываю-щую способность. Использование ЭС-3 в количестве 3,0 % мае. в эмульсии, позволяет не только повысить термосгабильносгь эмульсии, но и сохранить целостность отсрочки при движении по модели пласта, что не характерно для эмульсий стабилизированных нефтено-лом НЗ и АФ^. При этом наблюдается почти полный отмыв и извлечение нефти из модели. Визуальное наблюдение процесса вытеснения показывает, что неполный отмыв модели пласта фиксируется на последних участках модели, что объясняется нарушением целостности оторочки ввиду адсорбции эмульгатора на поверхности лорового пространства. Полученные результаты позволяют утверждать, что данный состав при использовании в качестве стабилизатора синтанола ЭС-3 будет сохранять свою стабильность при повышенных температурных условиях пласта и при использовании в качестве дисперсной фазы пластовой воды.

В результате проделанной работы был разработан состав на основе отработанного масла «Опйв» и композиции ПАВ-эмульгаггоров синтанола ЭС-3 и АЛМ-10, отвечающий повышенным требованиям по устойчивости к минерализации и термостабильности. На базе этого состава была разработана технология по интенсификации нефтедобычи на основе концентрата эмульсии «МНКТ-10», представляющего собой углеводородный концентрат «МКЭС» (ТУ 2458-006-33855053-2004) с содержанием воды 10 %. Приготовление концентрата эмульсии «МНКТ-10» производится на специальной установке УСП-ЗОЭ, производства ЗАО НПАК "Ранко" или с использованием стандартного диспергатора производства ТатНИПИнефгь, которые необходимы для достижения высокой степени дисперсности 10 %-ной эмульсии, так называемой «затравки».

Технология включает в себя несколько этапов:

• Приготовление рабочей эмульсии с заданной вязкостью. Вязкость состава подбирается из необходимого условия - вязкость вытесняющего агента должна быть не меньше вязкости вытесняемой жидкости.

• Закачка рабочей эмульсии в ПЗП обрабатываемой нагнетательной скважины.

• Подключение скважины под нагнетание к системе ППД.

Для приготовления и закачки рабочей эмульсии используется стандартное оборудование. Особенность приготовления эмульсионной системы (рабочей эмульсии) заключается в том, что необходимо создать такие условия, когда в концентрате эмульсии при интенсивном перемешивании будет диспергироваться дополнительно вводимая вода. Для этого разработана специальная обвязка оборудования, которая представлена на рисунке 9.

Юм

Водовод

>пез

ít

а

о

s

10 м

Рисунок 9 - Схема обвязки спецтехники для приготовления рабочей эмульсии непосредственно на скважине

1.1,1.2 - агрегаты, 2 - диспергатор, 3 - емкость или автоцистерна, 4 - вентиль, 5 - устье скважины.

Из емкости агрегата 1.1 (рисунок 9), насосом в диспергатор 2 подается расчетное количество концентрата эмульсии «МНКТ-10. Агрегатом 1.2 через диспергатор 2 вводится расчетное количество воды (пресной или пластовой) в концентрат эмульсии «МНКТ-10». Смесь концентрата эмульсии и воды далее поступает в емкость 3. Процесс проводят до полного введения расчетного количества воды в концентрат. Количество воды, вводимое в концентрат рассчитывается из необходимой вязкости эмульсии и проницаемости коллектора. Производительность агрегата (1.1), перекачивающего концентрат эмульсии «МНКТ-10», должна быть в 2-3 раза выше производительности агрегата (1.2), подающего в диспергатор воду. При наличии дозатора можно подключить непосредственно к водоводу, исключив агрегат 12. после введения в концентрат эмульсии расчетного количества воды, переходят к стадии приготовления рабочей эмульсии.

Для получения однородной массы в емкости 3 производится циркуляция рабочей эмульсии с помощью агрегатов 1.1 и 1.2. Для этого оба агрегата переключаются на работу по схеме: емкость 3 (верхний слой смеси) — агрегат 1.1- диспергатор 2 - емкость 3 и параллельно: емкость 3 (нижний слой) - агрегат 1.2 - диспергатор 2 - емкость 3. Агрегаты работают с одинаковой производительностью.

Закачка готовой рабочей эмульсии производится через трубное пространство скважины.

На основании протокола испытаний № 145/1 от 28.07.2004 г. ГЦСС "Нефтепромхим" и № 289 от 18.10.2004 г. ИЦ «Нефтепродукты» выдан сертификат на применение химпродукга в технологических процессах добычи и транспорта нефти № 153.39RU.245810.00783.10.04 от 19 октября 2004 г. на химпродукг концентрат «МКЭС» ТУ 2458-006-33855053-2004 в том, что он допущен к применению на территории Российской Федерации в качестве реагент для повышения нефтеотдачи пластов, внесен в отраслевой РЕЕСТР "Перечень химпродукгов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли" и сертифицирован в Системе "ТЭКСЕРТ" № ТЭК RU.Xn06.H00912.

На концентрат «МКЭС» выдано санитарно-эпидемиологическое заключение № 16.11.03.391.П.000001.10.02 от 08.10.2002. (ФГУ "Центр Госсанэпиднадзора в Республике Татарстан", г. Казань). Получено положительное решение по заявке Ks 2004122065/03(024113) на выдачу патента «Эмульсия дня обработки нефтяных пластов».

Выводы

1. В поверхностно-активных веществах, используемых в качестве эмульгаторов в эмульсионных системах ПАБС-вода, увеличение гидрофильной оксиэтильной цепочки и замена гидрофобного алкиларильного радикала на н-алкильный радикал приводит к повышению стабильности получаемой эмульсии до 1500 часов и более.

2. Разработаны эмульсии, содержащие до 90 % водной фазы, позволяющие использовать в качестве дисперсионной среды отработанное масло «Orites».

3. Наличие в составе эмульсии масла «Orites» увеличивает нефтеотмываюшую способность состава ввиду его хорошей смачивающей способности на границе с породой. При содержании в составе эмульсии 80 % мае. воды (соотношение «Orites» : НМЛ - 20:80) термостабильность составляет 70°С, вытесняющая способность достигает 40 % на остаточную неф-тенасыщенность. Вязкость эмульсионного состава соизмерима с вязкостью вытесняемой нефти.

4. Отработан состав эмульсии отработанное масло «Oritesw-вода, сохраняющий технологические эксплуатационные характеристики в сильноминерализованной воде (до 240 г/л).

5. Методом ЯМР-спекгроскопии определено распределение флюидов в различных пропластках при движении эмульсионной системы, приготовленной на базе концентрата «МКЭС». При использовании эмульсионного состава в пластах с различной пористостью и

19

2006-4 8442 ,

проницаемостью полнота охвата пласта будет регулироваться обьемньгагаодосодержанием и дисперсностью эмульсии.

6. Показано, что эмульсионные системы обратного типа обладают высокой эффективностью при вытеснении нефтей с повышенным содержанием АСВ из различных типов коллекторов и коэффициент нефтеизвлечения на остаточную нефтенасьпцен-ность составляет 90-95 %.

7. На площадях ОАО «Татнефтепром» ООО «Гео-Пласт» было проведено опытно-промысловое испытание по повышению нефтеотдачи высокообводнённых пластов с использованием эмульсионной системы, основанной на применении состава «ТатНО-2004». Дебит по нефти увеличился в 2,2 раза, обводненность добываемой продукции по скважинам в среднем снизилась с 93,8 % до 65,1 %. Продолжительность эффекта составила 13 месяцев.

Основное содержание диссертации изложено в следующих работах:

1. Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Методы увеличения производиггельиости скважин // В материалах 2-ой международной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы современной науки»,- Самара - 2001, ч.1, с. 195.

2. А.Н. Шакиров, В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Водные мицеллярные растворы в технологии повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство - 2002, № 4 с 79-81.

3. ВТ. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А Гараев. Исследование коллоидно-химических свойств ПАВ используемых в эмульсионных методах повышения нефтеотдачи пластов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений - 2003, № 11 с.3942.

4. А.Н. Шакиров, ВГ. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Влияние загущающих добавок на устойчивость и нефтевытесняющую способность мицеллярного раствора // В материалах конференции "50 лег в НГДУ "Альметьевнефть".- Альметьевск.- 2002. с. 19-22.

5. А.Н. Шакиров, ОЗ. Исмагилов, В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Разработка мицеллярных растворов для повышения нефтеотдачи пластов на основе неионогенных поверхностно-активных веществ // В материалах XVII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии, - Казань.- 2003.- т.4,- с.499.

6. А.Н. Шакиров, ОЗ. Исмагилов, В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Технология применения эмульсионных систем // Вестник Казанского технологического университета, 2003, с. 236-240.

7. В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Оценка термостабильности инвергной эмульсии для повышения нефтеотдачи пластов IIВ материалах конференции «Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов». Нижнекамск -2004, №6, с. 101.

8. А.Н. Шакиров, ОЗ. Исмагилов, В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева Л А Гараев. Инвертные эмульсии в технологиях повышения нефтеотдачи пластов // В материалах молодежно-практической конференции ОАО «НКНХ» «Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов», Нижнекамск,- 2004, №8, с. 98.

9. Р.Х. Муслимов, А.Н. Шакиров, ОЗ. Исмагилов, В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, ЛА.Гараев, Ю.В. Гусев, В.Н. Кудряшов, Р.И. Габняуллин, Р.Р. Рахматуллин, М.Г. Хуснуллин, Р.Н. Гарипов// Патент РФ № 2236574. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, Бюл. №26,2004.

Тираж ВО экз. Заказ -{$9

Офсетная лаборатория Казанского государственного технологического университета 420015, г. Казань, ул. Карал Маркса, 68

1. Аналитический обзор

1.1 Эмульсии. Классификация

1.2 Физико-химические условия получения и стабилизации эмульсий

1.2.1 Коллоидно-химические критерии выбора ПАВ для стабилизации эмульсий

1.2.2 Применение различных ПАВ и композиций на их основе для получения эмульсий

1.2.3 Реологические свойства эмульсий

1.2.4 Влияние состава углеводородной среды и объемного соотношения фаз на стабильность эмульсий

1.3 Обращение фаз в эмульсиях

1.4 Влияние технологических параметров на свойства эмульсий

1.5 Применение коллоидных систем в процессах добычи нефти

2 Экспериментальная часть

2.1 Определение поверхностного натяжения

2.2 Определение краевого угла смачивания

2.3 Определение эмульгирующей способности ПАВ

2.4 Определение дисперсности эмульсии под микроскопом

2.5 Определение физико-химических свойств нефтей

2.6 Оценка нефтевытесняющей способности на вертикальной модели пласта

2.7 Оценка нефтевытесняющей способности на горизонтальной модели пласта под давлением

2.8 Определение эмульгирующей способности маслорастворимых ПАВ

2.9 Оценка термостабильности эмульсий

2.10 Применение ЯМР-спектроскопии при исследовании нефтевытесняющей способности эмульсионных систем

3 Обсуждение результатов

3.1 Оценка коллоидно-химических свойств промышленно-выпускаемых поверхностно-активных веществ

3.1.1 Определение влияния ПАВ на поверхностное и межфазное натяжение на границе раздела водный раствор ПАВ-воздух и водный раствор ПАВ-нефть

3.1.2 Определение смачивающей способности водных растворов ПАВ

3.2 Применение эмульсионных систем в процессах нефтедобычи

3.2.1 Оценка стабильности прямых эмульсий

3.2.2 Регулирование свойств прямых эмульсий

3.2.3 Испытания эмульсионных систем в качестве реагентов для повышения нефтеотдачи пластов

3.2.4 Получение обратных эмульсий на основе неионогенных ПАВ

3.2.5 Оценка термостабильности составов стабилизированных ЭС-

3.2.6 Влияние минерализации на термостабильность составов

3.2.7 Влияние температуры на реологические характеристики эмульсии

3.2.8 Исследование нефтевытесняющей способности обратных эмульсий

3.3 Применение ЯМР-спектроскопии для оценки эффективности нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий

3.4 Исследования состояния и свойств флюидов в поровом пространстве методом импульсной ЯМР спектроскопии

3.5 Технологическая часть

Выводы

Актуальность темы. В настоящее время большая часть разведанных нефтяных месторождений Урало-Поволжья вступила в позднюю стадию разработки и применение заводнения нефтяных месторождений не обеспечивает желаемого темпа отбора нефти, коэффициент нефтеотдачи в этом случае составляет не более 3035 %. Поэтому в настоящее время миллиарды тонн нефти находятся в рассредоточенном, рассеянном виде в заводненных или полностью завершенных разработкой пластах или в залежах, эксплуатируемых с низкой текущей нефтеотдачей.

Первый тип остаточной нефти представляет собой нефть, оставшуюся в промытых зонах - пленочная нефть. Основной причиной образования такого типа нефтей является высокое межфазное натяжение на границе раздела фаз вода -нефть - порода. Второй, представляет собой нефть, не вовлеченную в процесс фильтрации и сосредоточенную в застойных и недренируемых зонах, и пропласт-ках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов и обусловлен, в первую очередь, неоднородностью по проницаемости пласта и низким охватом его заводнением.

Использование эмульсионных систем на основе современных неионоген-ных поверхностно-активных веществ (НПАВ) позволяет объединить в одной технологии комплексное воздействие на пласт, отмыв пленочной нефти за счет поверхностно-активных свойств и выравнивание фронта вытеснения, исключающее быстрый прорыв нагнетаемой воды к забою добывающей скважины, за счет повышенных вязкостных характеристик эмульсионной системы. За последние 35 лет отечественная промышленность освоила достаточно широкий ассортимент неионо-генных ПАВ, основной объем производства которых размещен на территории республики Татарстан. Поэтому в настоящее время вновь открылась перспектива разработки эмульсий, с применением современных промышленных неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ), а увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в общем балансе добычи, делают эту задачу особенно актуальной.

Работа выполнялась в соответствии с планом Программы развития приоритетных направлений науки в РТ на 2001-2005 годы по направлению "Топливно-энергетические и сырьевые ресурсы, энергосберегающие технологии их освоения", подраздел "Повышение эффективности выработки запасов действующих нефтяных месторождений", утвержденной постановлением №63 кабинета министров РТ от 06.02.01.

Цель работы. Установление зависимостей коллоидно-химических свойств промышленно-выпускаемых НПАВ на эмульгирующую способность при формировании прямых и обратных эмульсий. Определение факторов, влияющих на стабильность эмульсий. Разработка составов прямых и обратных эмульсий и технологии повышения нефтеотдачи пласта.

Научная новизна.

• В результате изучения взаимосвязи коллоидно-химических свойств оксиэтили-рованных первичных высших спиртов и оксиэтилированных алкилфенолов и эмульгирующей способности при формировании прямых и обратных эмульсий установлено, что в поверхностно-активных веществах, используемых в качестве эмульгаторов в эмульсионных системах ПАБС-вода, увеличение гидрофильной оксиэтильной цепочки и замена гидрофобного алкиларильнош радикала на н-алкильный радикал приводит к повышению стабильности эмульсий;

• установлено, что у оксиэтилированных первичных высших спиртов (синтано-лов) по сравнению с неонолами при одинаковой степени оксиэтилирования область ККМ лежит в интервале концентраций МО'2 %мас. и они образуют стабильные эмульсии, за счет формирования более конденсированного адсорбционного слоя;

• в результате синергетического эффекта водорастворимого ПАВ — синтанола АЛМ-10 и масло-растворимого ПАВ - синтанола ЭС-3 происходит дополнительная стабилизация эмульсии отработанное масло «ОгйеБ» - вода (эмульсия обратного типа) при снижении концентрации основного эмульгатора ЭС-3 с 5 %мас. до 3%мас., термостабильность эмульсии возрастает с 40 °С до 70 °С;

• установлено, что введение в состав эмульсии отработанное масло «ОткеБ» - вода, солей кальция в составе водной дисперсной фазы, за счет высаливающего действия катиона кальция по отношению к молекулам ПАВ повышает термостабильность эмульсии.

Практическая значимость. Исследован широкий ассортимент НПАВ, выпускаемых на предприятиях РТ. Разработан способ регулирования термостабильности и устойчивости эмульсионных систем, позволяющий применять эмульсионные системы на пластах, характеризующихся высокими температурами. Разработан состав прямой эмульсии - "ТатН02004", с применением отходов производства алкилбензолов, воздействующий на все виды остаточной нефти.

ООО «Гео-Пласт» проведены промысловые испытания на объектах ОАО «Татнефтепром». В общем, дебит по нефти увеличился в 2,2 раза, обводненность добываемой продукции по скважинам в среднем снизилась с 93,8 % до 65,1 %. Получен акт о проведении испытаний.

Разработан состав концентрата «МКЭС» для приготовления обратной эмульсии с применением отхода производства полиэтилена высокого давления -отработанного масла «ОгкеБ» (ТУ 2458-006-33855053-2004), получены санитарно-эпидемиологическое заключение и сертификат соответствия в «Системе сертификации топливно-энергетического комплекса».

Разработаны технологический регламент на приготовление концентрата эмульсии «МНКТ-10» и технология интенсификации нефтедобычи с применением эмульсионной системы.

Апробация работы. Материалы диссертации были представлены на научных сессиях КГТУ 2002-2005 гг., на 2-ой Международной конференции молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2001г.), на Молодежно-практической конференции «Молодые силы - производству», (Нижнекамск, 2004 г.), на конференции "50 лет НГДУ "Апьметьевнефть" (Альметьевск, 2002), на Международном Менделеевском съезде по общей и прикладной химии (Казань, 2003).

Публикации работы. По результатам исследований, вошедших в диссертацию, опубликовано 4 статьи, 7 тезисов докладов, получен 1 патент РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав (аналитический обзор, экспериментальная часть, обсуждение результатов), выводов, списка литературы из 211 наименований. Объем работы 172 страницы машинописного текста, 44 таблицы и 34 рисунка.

Выводы

1. В поверхностно-активных веществах, используемых в качестве эмульгаторов в эмульсионных системах ПАБС-вода, увеличение гидрофильной оксиэтильной цепочки и замена гидрофобного алкиларильного радикала на н-алкильный радикал приводит к повышению стабильности получаемой эмульсии до 1500 часов и более.

2. Разработаны эмульсии, содержащие до 90 % водной фазы, позволяющие использовать в качестве дисперсионной среды отработанное масло «ОгкеБ».

3. Наличие в составе эмульсии масла «Огкеэ» увеличивает нефтеот-мывающую способность состава ввиду его хорошей смачивающей способности на границе с породой. При содержании в составе эмульсии 80 % мае. воды (соотношение «ОгкеБ» : НМП - 20:80) термостабильность составляет 70°С, вытесняющая способность достигает 40 % на остаточную нефтенасы-щенность. Вязкость эмульсионного состава соизмерима с вязкостью вытесняемой нефти.

4. Отработан состав эмульсии отработанное масло «ОгкеБ»-вода, сохраняющий технологические эксплуатационные характеристики в сильноминерализованной воде (до 240 г/л).

5. Методом ЯМР-спектроскопии определено распределение флюидов в различных пропластках при движении эмульсионной системы, приготовленной на базе концентрата «МКЭС». При использовании эмульсионного состава в пластах с различной пористостью и проницаемостью полнота охвата пласта будет регулироваться объемным водосодержанием и дисперсностью эмульсии.

6. Показано, что эмульсионные системы обратного типа обладают высокой эффективностью при вытеснении нефтей с повышенным содержанием АСВ из различных типов коллекторов и коэффициент нефтеизвлечения на остаточную нефтенасыщенность составляет 90-95 %.

7. На площадях ОАО «Татнефтепром» ООО «Гео-Пласт» было проведено опытно-промысловое испытание по повышению нефтеотдачи высоко-обводнённых пластов с использованием эмульсионной системы, основанной на применении состава «ТатНО-2004». Дебит по нефти увеличился в 2,2 раза, обводненность добываемой продукции по скважинам в среднем снизилась с 93,8 % до 65,1 %. Эффект продолжается.

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

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

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

4. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М.: Недра, 1985. -308 с.

5. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Та-зиев М.З. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими метода-ми.-М.:ОАО"ВНИИОЭНГ", 2001,181с.

6. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти.- М.: Недра, 1974, 200с.

7. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудно извлекаемых запасов углеводородного сырья.-М.: КУБКа, 1997,353с.

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

9. Амелин И.Д., Андриасов P.C., Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. -М.: Недра, 1978. -356 с.

10. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учебник. — М.: Недра, 1978.-448 с.

11. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М: Недра, 1971.-312 с.

12. Котяхов Ф.И., Ремнёв Б.Ф., Буторин Н.П. Анализ кернов нефтяных месторождений. -М. Л.: Гостоптехиздат, 1948. 128 с.

13. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977.-214 с.

14. Хисамутдинов Я.И., Хасанов М.М., Телин А.Г. Под ред. Хисамутди-нова Я.И. и Ибрагимова Г.З. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 т. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - T.I: Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. - 215 с.

15. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод: Учебник. М.: Недра, 1978.-277 с.

16. Сургучёв М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. - 347 с.

17. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. М.: Недра, 1991.-384 с.

18. Бабалян Г.А., Кравченко И.И., Мархасин И.Л. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. -М.: Гостоптехиздат, 1962. 290 с.

19. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пла-стов. -М.: Недра, 1992.-270 с.

20. Тульбович Б. И. Методы изучения пород коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1979.-237 с.

21. Сурина В.В. К вопросу обоснования метода воздействия на пласт, содержащий остаточную после заводнения нефть: В кн. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Наука, 1992. - С. 130-133.

22. Джавадян A.A., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской федерации // Нефтяное хозяйство. 1993. -№ 10. - С. 6-33.

23. 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.

24. Савинская JI. Нефть Астраханских степей// Нефтегазовая вертикаль. 2001. -№14 с. 98-100.

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

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

27. Исрапилов М.И., Колчев Ф.П. Повышение нефтеотдачи залежей VI и IX пластов Сухокумской группы месторождения// Нефтепромысловое дело. —1976. -№9. с. 7-9.

28. Сургучев МЛ., Жданов С.А. Состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов// Нефтепромысловое дело. -1977. №11.- с. 3-4.

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

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

31. Сургучев M.JL, Жданов С.А., Кащавцев В.Е. Тенденции в развитии методов повышения нефтеотдачи пластов//Нефтепромысловое дело. -1980. №7. с. 32-35.

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

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

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

35. Ализаде А.А., Амиров А.Д., Пирвердян A.M. Повышение нефтеотдачи на длительно разрабатываемых площадях Азербайджана// Нефтяное хозяйство. -1974.-№9. с. 23-26.

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

37. Свищев М.Ф., Вашуркин А.И., Пятков М.И. Методы повышения нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. —1979. №10. с. 29-31.

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

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

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

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

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

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

44. 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.

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

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

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

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

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

50. Сургучев JI.M. Применение методов повышения нефтеотдачи и перспективы их развития за рубежом// Нефтяное хозяйство. -1987. №5. с. 72-76.

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

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

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

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

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

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

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

58. Алеев Ф.И., Кириллов С.А., Коваль А.А. Опыт и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи на месторождениях АО "Оренбургнефть'7/ Нефтяное хозяйство. —1995. №8. с. 20-22.

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

60. Аметов И.М., Хавкин А.Я., Бученков JI.H. Повышение нефтеотдачи новые возможности//Нефтяное хозяйство. -1997. - №1. с. 30-33.

61. Сафонов E.H. Передовые технологии нефтедобычи в центре внимания// Нефтяное хозяйство. -1997. - №4. с. VII — XII.

62. Сафонов E.H. Повышение нефтеотдачи — важнейшая задача научно-технического прогресса в добыче нефти// Нефтяное хозяйство. -1997. №7. с. II-VI.

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

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

65. Бриллиант JI.C., Репин В.И., Бодрягин A.B. Результаты опытно-промышленных работ ОАО "НК Черногорнефтеотдача" по увеличению нефтеотдачи пластов// Нефтяное хозяйство. -1997. №10. с. 37-45.

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

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

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

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

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

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

72. 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.

73. Муслимов Р.Х., Хисамов P.C., Сулейманов Э.И. О приросте запасов на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения// Нефтяное хозяйство. -1998.-№7. с. 6-7.

74. Галеев Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов P.C. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана// Нефтяное хозяйство. -1998. №7. с. 14-17.

75. Тахаутдинов Ш.Ф.,Жеребцов Е.П., Авраменко А.Н. Техника и технология добычи нефти в осложненных условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений// Нефтяное хозяйство. -1998. №7. с. 34-36.

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

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

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

79. Ибатуллин P.P., Хисамов P.C. Концепция развития методов увеличения нефтеотдачи пластов ОАО "Татнефть"// Нефтяное хозяйство. -2000. №8. с. 1518.

80. Дябин А.Г., Сорокин А.Я., Ступоченко В.Е. Применение технологий повышения нефтеотдачи научно-производственным центром ОАО "РМНТК "Нефтеотдача"//Нефтяное хозяйство. -2000. №12. с. 16-18.

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

82. Сургучев JI.M. Обзор третичных методов увеличения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. -2001. №5. с. 50-55.

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

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

85. Хисамов P.C. Динамика структуры запасов и добычи нефти ОАО "Татнефть"//Нефтяное хозяйство. -2001. №8. с. 13-15.

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

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

88. Хусаинов З.М., Чирков B.JL, Шешуков А.И. Применение методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на месторождениях НГДУ "Нижнесортымскнефть'7/ Нефтяное хозяйство. -2001. №9. с. 83-85.

89. Газитов П.С., Сурин H.JL, Новиков П.Д. Эффективные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана// Нефтяное хозяйство. -2001. -№11. с. 18-19.

90. Новиков A.A., Бочкарев Б.И., Саблин A.C. и др. Пути повышения эффективности доразработки месторождений ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть'7/ Нефтяное хозяйство. -2001. №11. с. 66-68.

91. Сафонов E.H., Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана// Нефтяное хозяйство.-2002. №4. с. 38-40.

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

93. Чуйко А.И., Кузьмичев Н.Д., Заров A.A. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях мегионского свода// Нефтяное хозяйство. -2002. №7. с. 113116.

94. Еременко H.A., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996. - 176с.

95. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М.:-1963.

96. Бабалян Г.А., Ованесов Г.П., Пелевин JI.A. Применение поверхностно-активных веществ с целью увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1970.- 112 с.

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

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

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

100. 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.

101. 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.

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

103. 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.

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

105. 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.

106. Пятков М.И., Вашуркин А.И., Федорищев Т.И. Исследование неионогенно-го поверхностно-активного вещества типа ОКМ для увеличения нефтеотдачи// Нефтепромысловое дело. -1976. №7. с. 7-9.

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

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

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

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

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

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

113. Шахпаронов М.И., Усачева Т.М., Девликамов В.В. Возможности повышения нефтеотдачи с помощью водных растворов мицеллообразующих ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1981. №11. с. 35-40.

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

115. Бурдынь Т.А., Жданов С.А., Коцонис А.Н. Исследование процесса вытеснения остаточной нефти с образованием в пласте мицеллярной системы// Нефтяное хозяйство. -1983. №1. с. 17-20.

116. Городнов В.П., Арефьева Н.Б., Григорьев A.C. и др. Интенсификация добычи нефти на месторождении Узень с помощью водных мицеллярных растворов// Нефтяное хозяйство. -1983. №3. с. 21-23.

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

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

119. Зазовский А.Ф., Федоров K.M. Вытеснение нефти водными и углеводородными мицеллярными растворами// Нефтяное хозяйство. —1984. №4. с. 39-43.

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

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

122. Каюкова Г.П., Хватова JI.K., Езрец В.А. К вопросу выбора поверхностно-активных веществ//Нефтяное хозяйство. -1985. №6. с. 44-46.

123. Бурдынь Т.А., Жданов С.А., Коцонис А.Н. Особенности вытеснения остаточной нефти из пласта оторочками водной дисперсии ПАВ// Нефтяное хозяйство. -1985.-№12. с. 23-27.

124. Лискевич Е.И., Шеленко В.И., Михайлюк В.Д и др. Эффективность поверхностно-активных составов в неоднородных по проницаемости пластах// Нефтяное хозяйство. -1989. №10. с. 35-43.

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

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

127. Фахретдинов Р.Н., Еникеев P.M., Рыцев O.A. и др. Результаты промысловых испытаний технологии повышения нефтеотдачи с использованием реагента межфазного действия//Нефтяное хозяйство. -1993. №7. с. 27-29.

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

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

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

131. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Арефьев Ю.Н. и др. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин// Нефтепромысловое дело. -1995, №2-3. с. 34-38.

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

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

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

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

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

137. 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.

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

139. 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.

140. Скворцов А.П., Салихов И.М., Султанов A.C. Обобщение и перспективы внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ "Джалиль-нефть"// Нефтепромысловое дело. -2000, №11. с. 49-52.

141. Оганджанянц В.Г., Жданов С.А., Дмитриев М.А. и др. Воздействие на нефтяные пласты комбинированными оторочками химических реагентов// Нефтяное хозяйство. -1986. №8. с. 24-28.

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

143. Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А.и др. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия// Нефтяное хозяйство. -2000.-№12. с. 12-15.

144. Сафонов Л.Г., Митин Р.Н. "Башнефть" есть полтора миллиарда!// Нефтегазовая вертикаль. -1998. № 9-10. с. 54-55.

145. Рыбин Р.Д., Царич Г.Ф. Проблемы извлечения нефти. Сургутнефтегаз: по материалу годового отчета// Нефтегазовая вертикаль. -2001. № 12. с. 89-92.

146. Путилов Н.М., Февраль O.P., Короткое P.C. Проблемы МУН и пути решения на месторождениях ТНК. По материалам к годовому собранию акционеров// Нефтегазовая вертикаль. -2001. № 12. с. 93-96.

147. Бурдынь Т. А., Жданов С.А., Коцонис А. Н. Исследование процесса вытеснения остаточной нефти с образованием в пласте мицеллярной системы // Нефтяное хозяйство. 1983. - № 1. - С. 17-20.

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

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

150. Воюцский С. С. Курс коллоидной химии: Учебник. 2-е изд., перераб. и доп. -М: Химия, 1975.-512 с

151. Орлов Г. А., Кендис М. ILL, Глущенко В. Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. - 224 с.

152. Путилова И. Н. Руководство к практическим занятиям по коллоидной химии: Учебник. М.: Высшая школа, 1961. - 360 с.

153. Лаврова И. С. Практикум по коллоидной химии: Учебник. М.: Высшая школа, 1983. — 206 с.

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

155. Под ред. К. Мителла. Мицеллобразование, солюбилизация и микроэмульсии. М. Мир, 1980,597с.

156. Шерман Ф. Пер. с англ. Под ред. Абрамзона А.А. Эмульсии. Л.: Химия 1972,448с.

157. Клейтон В. Пер с англ. Под ред. П.А. Ребиндера. Эмульсии. М: ИЛ, 1950 680с.

158. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные растворы. М.: Недра, 1983.

159. Щукин Е.Д., Коганова Л.А. Физико-химические основы получения микро-эмульсий/ДСоллоидный журнал. 1983, Т.45, №4,С.726-736

160. Shinoda К., Harin М., Kunieda Н., Saino H.//Coll. and Surfaced. 1984, №4. Р.301-314.

161. Shinoda K.Jriberg S. Emulsions and Solubilization. N.Y.:Willey, 1986.174 p.

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

163. Плотникова Г.И., Смирнова A.B., Корецкий А.Ф. Распределение неиноген-ных ПАВ и образование новых фаз в эмульсионных системах/ЛСоллоидный журнал, 1982, №6, С.1189-1192.

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

165. Джейкок М., Парфит Дж. Химия поверхностей раздела фаз: Пер. с англ.-М.: Мир, 1984.-269с.

166. Липатников В.Е., Казаков K.M. Физическая и коллоидная химия. М.:Высшая школа, 1985.

167. Пасынский А.Г. Коллоидная химия. М.: Высшая школа, 1995.

168. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Л.: Химия, 1994.

169. Хмельницкий P.A. Физическая и коллоидная химия. М.: Высшая школа, 1999.

170. Хисамутдинов Н. И. Сборник инструкций и регламентов по технологиям ОПЗ пластов, стимуляции работы скважин и повышению нефтеотдачи пластов. — Уфа-Альметевск: УНИ, 2002. С. 78-100.

171. 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.

172. Фахретдинов Р. Н., Фазлутдинов К. С., Нигматуллина Р. Ф. О хими-ческой стабильности ионогенных поверхностно-активных веществ в пластовых условиях при нефтевытеснении // ДАН.-1988.-Т. 301-Вып. 2.-С. 355-358.

173. Ротмистрова Г.Б., Никольский И.В., Климов И.И. и др. Пособие к курсу физической и коллоидной химии. М.:Просвещение, 1975.

174. В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Исследование коллоидно-химических свойств ПАВ используемых в эмульсионных методах повышения нефтеотдачи пластов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений -2003, № 11 с.39-42.

175. Дулицкая P.A., Фельдман Р.И. Практикум по физической и коллоидной химии. М.: Высшая школа, 1988.

176. Патент Российской Федерации № 2153576. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов. Бюл. № 14.

177. Патент Российской Федерации № 2110675. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов. Бюл. № 9.

178. Шутова А.И. Задачник по коллоидной химии. М.: Высшая школа, 1998.

179. Хайруллин И.А., Рафиков A.A., Козин В.Г. и др. Новый эффективный реагент ИНТА-12 для снижения вязкости нефти// Нефтяное хозяйство. 2002. — №1. с. 69-71.

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

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

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

183. 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.

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

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

186. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г. и др. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида// Нефтяное хозяйство. -1996. №2. с. 32-36.

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

188. Зайнетдинов Т.И., 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.

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

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

191. 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.

192. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. и др. Применение полимеров в добыче нефти / М.: Недра, 1978. - 213 с.

193. Под ред. Кабанова В.А. Энциклопедия полимеров. М.: Советская Энциклопедия, 1974. - Т. 2: Л-П. - 1032 стб.

194. Липатов Ю. С. Межфазные явления в полимерах. Киев: Наук, думка, 1980.-260 с.

195. Тагер A.A. Физикохимия полимеров: Учебник- М.: Химия, 1978-544 с.

196. А.Н. Шакиров, В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Водные мицелляр-ные растворы в технологии повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство -2002,№4с.79-81.

197. А.Н. Шакиров, В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Влияние загущающих добавок на устойчивость и нефтевытесняющую способность мицеллярного раствора // В материалах конференции "50 лет в НГДУ "Альметьев-нефть".- Альметьевск.- 2002. с. 19-22.

198. В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, JI.A. Гараев. Оценка термостабильности ин-вертной эмульсии для повышения нефтеотдачи пластов // В материалах конференции «Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов». Нижнекамск 2004, №6, с. 101.

199. Забродин П.И., Касов A.C., Ковалев А.Г. Влияние начальной водонасыщен-ности продуктивных отложений на эффективность вытеснения нефти водой// Нефтяное хозяйство. -1985. №1. с. 29-31.

200. Лейбин Э.Л., Бученков Л.Н., Ходорова Н.П. и др. Некоторые особенности разработки залежей нефти с повышенным водонасыщением коллектора// Нефтяное хозяйство. -1999. №6. с. 26-29.

201. Головко С.Н., Захарченко Т.А., Залалиев М.И. Исследование взаимодействия химреагентов с пластовыми флюидами во внутрипоровом пространстве образцов методом импульсной ЯМР-спектроскопии.// Нефтяное хозяйство, №2, 1998, с.21-23.

202. Муслимов Р.Х., Головко С.Н., Захарченко Т.А. и др. Применение ЯМР в нефтяной геологии. // Казань: ООО «Образцовая типография», Казань, 1998,104с.

203. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1980,215с.

204. Вашман A.A., Пронин И.С. Ядерная магнитная релаксация и ее применение в химической физике. — М., Наука, 1979.

205. Кашаев P.C., Дияров И.Н. Импульсная спектроскопия ЯМР структурно-динамического анализа нефтяных дисперсных систем. Учебное пособие. -Казань, 2001.

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

207. А.Н. Шакиров, 0.3. Исмагилов, В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев. Технология применения эмульсионных систем // Вестник Казанского технологического университета, 2003, с. 236-240.

208. Р.Г. Ханнанов. Технические условия на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонте скважин в ОАО «МНКТ», Казань, 2005, с. 136.