Композиционные присадки в технологиях интенсификации нефтедобычи тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.13, кандидат технических наук Аюпов, Айдар Газимович

• Аюпов, Айдар Газимович
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Аюпов, Айдар Газимович

Введение

1 Литературный обзор

1.1 Геолого-физическая характеристика нефтяных залежей

1.2 Разработка нефтяных месторождений методом заводнения

1.2.1 Силы, удерживающие нефть в пласте и эффективность извлечения 13 нефти методом заводнения

1.2.2 Распределение и состояние остаточной нефти на заводнённых залежах

1.3 Методы извлечения остаточной нефти (МУН)

1.3.1 Классификация МУН

1.3.2 Применение водорастворимых ПАВ в нефтедобыче

1.3.3 Применение водорастворимых полимеров в нефтедобыче

1.3.4 Добыча нефти с применением углеводородных составов

1.4 Интенсификация притока к забою скважин 43 1.4.1 Удаление АСПО с применением углеводородных составов

2 Экспериментальная часть

2.1 Определение группового состава АСПО

2.2 Определение группового состава и основных физико-химических 54 характеристик базовых растворителей АСПО

2.3 Оценка эффективности углеводородных растворов при 54 удалении АСПО

2.4 Оценка устойчивости водных растворов полимеров

2.5 Определение поверхностного и межфазного натяжения углеводородных и полимерных растворов

2.6 Определение смачивающей способности углеводородных и полимерных растворов

2.7 Эффективность углеводородных и полимерных растворов при вытеснении нефти из моделей пласта

2.7.1 Подготовка моделей пласта

2.7.2 Оценка нефтевытесняющей способности растворов по методу вторичного нефтевытеснения

2.8 Оценка эмульгирующих свойств углеводородных и полимерных растворов

3 Обсуждение результатов

3.1 Эффективность действия углеводородных растворов при удалении АСПО широкого группового состава

3.1.1 Эффективность действия прямогонных нефтяных фракций при удалении АСПО

3.1.2 Эффективность действия прямогонных нефтяных фракций с индивидуальными присадками при удалении АСПО

3.1.2 Эффективность действия прямогонных нефтяных фракций с композиционными присадками при удалении АСПО

3.2 Подбор проталкивающего агента

3.2.1 Устойчивость растворов полимеров к действию солей

3.2.2 Стабильность полимерных растворов во времени

3.2.3 Поверхностно-активные свойства полимерных растворов

3.3 Эффективность растворов при вторичном нефтевытеснении

3.3.1 Нефтевытесняющая способность полимерных растворов

0 3.3.2 Нефтевытесняющая способность углеводородных растворов

3.4 Эмульгирующие свойства композиционных углеводородных и полимерных растворов

3.4.1 Изучение углеводородных растворов присадок, как эмульгаторов и 145 стабилизаторов эмульсий с пластовой водой

3.4.2 Способность композиционных полимерных составов 154 к образованию эмульсий с углеводородными растворами

3.5 Опытно-промысловые испытания технологии ТатН099по повышению нефтеотдачи высокообводнённых пластов

Выводы

Список сокращений

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Композиционные присадки в технологиях интенсификации нефтедобычи»

Актуальность темы. При добыче нефти методом заводнения значительное изменение гидро-, термодинамических и физико-химических (температура и давление) характеристик призабойной зоны (ПЗ) скважин, приводит снижению притока нефти к забою скважин. Это связано, прежде всего, с осаждением асфальтеносмолистых веществ (АСВ) и твёрдых парафинов на породе и нефтепромысловом оборудовании в виде асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). При добыче нефти методом заводнения в пласте, также остаётся значительное количество нефти в результате осаждения АСВ на породе, на основе которых образуется структурированный, с аномальной вязкостью граничный слой - пленочная нефть с повышенным содержанием АСВ. Образование пленочной нефти приводит к уменьшению не только коэффициента извлечения нефти (КИН), но и фильтруемости флюидов. Причём, объём плёночной нефти возрастает с ростом карбонатности коллекторов, а также содержания АСВ и вязкости нефти, добыча которых постоянно растет.

Наибольший эффект при удалении АСВ, твердых парафинов и вытеснении остаточной после заводнения нефти может достигаться с применением углеводородных растворов. Недостатком большинства предлагаемых для этих целей углеводородных составов является их высокая стоимость, содержание индивидуальных ароматических углеводородов и существенные транспортные расходы, связанные с доставкой их от мест производства к нефтепромыслам. Экономически более выгодным для этих целей является использование прямо-гонных нефтяных фракций (ПНФ), получаемых на установках подготовки нефти (УКПН, ТХУ, УПН). Однако, ПНФ не всегда эффективны при удалении АСПО и вытеснении остаточной нефти с высоким содержанием АСВ. При этом моющая способность ПНФ существенно зависит от их фракционного и группового состава. Эти трудности усугубляются разнообразием состава и свойств АСПО и остаточной нефти.

Для повышения степени разрушения АСПО и отмыва остаточной нефти в ПНФ предлагается вводить различные присадки. При этом важно, чтобы применяемые присадки не способствовали образованию структурированных и гру-бодисперсных обратных эмульсий с пластовой водой, образование которых резко снижает моющую способность углеводородных растворов.

Углеводородные составы при применении их в качестве нефтевытес-няющих агентов имеют существенный недостаток - низкую степень охвата пласта, вследствие высокой подвижности раствора. Одним из способов увеличения охвата пласта воздействием оторочки углеводородного раствора (ОУР) является применение их совместно с полимерным буфером подвижности (БП). Однако полимерные растворы имеют ряд существенных недостатков - резкое снижение вязкости при действии незначительного количества солей и с течением времени, низкие нефтевытесняющие свойства вследствие их невысоких поверхностно-активных свойств. Поэтому необходимо, чтобы предлагаемые присадки не только увеличивали эффективность действия ПНФ, но и увеличивали бы нефтевытесняющую способность полимерных растворов. Однако, еще не найдено универсальных присадок, обладающих комплексным действием.

Таким образом, поиск новых эффективных присадок к ПНФ, производимых на установках подготовки нефти, остается актуальной задачей, осложненной многообразием и сложностью факторов, влияющих на процесс удаления АСПО и вытеснения остаточных высоковязких нефтей.

Цель работы. Разработка композиционных присадок к ПНФ с целью повышения их эффективности при удалении АСПО и вытеснении после заводнения остаточных нефтей, с высокой вязкостью и содержанием АСВ.

Разработка композиционных присадок к водным растворам полиэтиле-ноксида (ПЭО), позволяющих повысить их устойчивость к солям и во времени, нефтевытесняющую способность.

Научная новизна.

- Доказано, что максимальной моющей способностью по отношению к АСПО широкого группового состава из прямогонных нефтяных фракций обладает фракция НК (начало кипения) - 140 °С.

- Определены поверхностно-активные свойства и закономерности изменения моющей и нефтевытесняющей способности ПНФ, содержащих композиционные присадки, в зависимости от концентрации и состава присадок. Установлено, что:

• присадки, состоящие из вторичных продуктов нефтехимии -концентратов ароматических углеводородов (полиалкилбензоль-ная, пиролизная тяжелая смолы) и высокомолекулярных спиртов (полигликолевой смолы), а также неионогенных ПАВ (дипрокса-мина 157) обладают положительным синергетическим эффектом - в снижении поверхностного (межфазного) натяжения, в увеличении смачивающей и моющей способности базового растворителя, что приводит к повышению его эффективности при удалении АСПО и вытеснении остаточной нефти;

• при вытеснении остаточной после заводнения нефти, с высокой вязкостью и содержанием АСВ, эффективность углеводородных растворов определяется их моющим действием по отношению к тяжёлым компонентам нефти (АСПО и АСВ).

- Выявлено, что введение ПГС в водный раствор полиэтиленоксида повышает его исходную вязкость, устойчивость к солям и во времени, поверхностно-активные свойства, что приводит к росту нефтевытесняющей способности полимерного раствора.

Практическая значимость. Разработаны присадки ЛОГ и ТатНО, обладающие высокой эффективностью при удалении АСПО широкого группового состава и вытеснении остаточных нефтей с высокой вязкостью и содержанием АСВ из коллекторов различной степени карбоната ости. На базе присадки ТатНО разработан промышленный реагент «ТатНО-99» и технические условия на него, а также технология «ТатНО-99-01» по повышению нефтеотдачи высо-кообводнённых пластов.

Разработан композиционный полимерный раствор (КПР) на основе водного раствора ПЭО, обладающий высокой нефтевытесняющей способностью.

Доказано, что совместное применение разработанных композиционных углеводородных и полимерных (КПР) растворов позволяет существенно повысить эффективность вытеснения нефтей с повышенным содержанием АСВ.

Апробация работы. Основные результаты работы были доложены: на научно-практической конференции VII Международной выставки «Нефть, газ-2000» в г. Казани в 2000 г.; на научно-практической конференции в г. Альметьевске в 2002 г.; на ежегодных научных сессиях КГТУ в 2001-2003 г.

Публикации работы. По материалам работы опубликовано 11 работ в виде тезисов конференций, статей в центральной печати и патентов РФ.

Диссертационная работа выполнена в соответствии с научным направлением - «Создание научных основ и разработка новых высокоэффективных технологий в химии и нефтехимии» по теме «Изучение природы синергизма мелемолекулярных взаимодействий в растворах высокомолекулярных соединений»!, код темы ГАСНТИ 61.51.17.61.51.37.

1 Литературный обзор

Заключение диссертации по теме «Нефтехимия», Аюпов, Айдар Газимович

167 Выводы

1. Изучена эффективность действия прямогонных нефтяных фракций (ПНФ) при удалении АСПО с различных нефтяных скважин Республики Татарстан. Доказано, что максимальной моющей способностью по отношению к АСПО широкого группового состава из прямогонных нефтяных фракций обладает фракция НК (начало кипения) - 140 °С.

2. Установлено, что введение в ПНФ присадок, состоящих из вторичных продуктов нефтехимии - концентратов ароматических углеводородов (ПАБС, СПТ) и смеси высокомолекулярных спиртов (ПГС), а также неионогенных ПАВ (Д-157), усиливает их моющую способность по отношению к АСПО широкого группового состава.

3. Выявлено, что эффективность моющего действия ПНФ с данными присадками определяется положительным синергетическим эффектом, выраженным в снижении поверхностного (межфазного) натяжения и увеличения смачивающей способности. Полученные закономерности позволили установить оптимальные соотношения компонентов в присадках, их общую концентрацию в ПНФ и разработать промышленные присадки ЛОГ и реагент ТатНО-99, обладающие высокой эффективностью при удалении АСПО широкого группового состава.

4. Показано, что оторочки ПНФ с данными присадками обладают высокой эффективностью при вытеснении нефтей с повышенным содержанием АСВ из различных типов коллекторов.

5. Обнаружено, что введение ПГС и НПАВ в водный раствор ПЭО повышает его исходную вязкость, устойчивость к солям и во времени, поверхностно-активные свойства (поверхностное натяжение, смачивающую способность) и повышает нефтевытесняющую способность полимерного раствора.

6. На основе проведенных исследований разработан композиционный полимерный раствор на базе ПЭО - КПР. Максимальная эффективность вытеснения остаточных нефтей из коллекторов с различной степенью карбонатности достигается при совместном использовании оторочек ПНФ с присадками и КПР. При этом незначительное перемешивание оторочек приводит к образованию мелкодисперсных и относительно устойчивых прямых эмульсий, обладающих более высокой вязкостью, чем исходные растворы, что благоприятно сказывается на процессе нефтевытеснения.

7. На Ромашкинском месторождении в НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» было проведено опытно-промысловое испытание по повышению нефтеотдачи высокообводнённых пластов по технологии «ТатНО-99-ОЪ>, основанная на применение раствора ТатНО-99 в ПНФ и блокирующего агента. Дополнительная добыча нефти составила 868 т на 1 скважино-операцию, а продолжительность эффекта 11 месяцев.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Аюпов, Айдар Газимович, 2004 год

1. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений: Учебник / И. Д. Амелин, Р. С. Андриасов, Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Коротаев, Е. В. Левыкин, Г. С. Лутошкин. М.: Недра, 1978. -356 с.

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

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

4. Сургучёв М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 307 с.

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

6. Усманов И. Ш., Трофимова Е. Н., Карлов А. М. О карбонатности меловых толщ сургутского нефтегазоносного района // Нефтяное хозяйство. — 2002.-№8.-С. 63-66.

7. Зарипов О. Г., Сонич В. П. Стадиальный анализ и основные этапы образования карбонатного цемента в мезозойских терригенных коллекторах // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 2. - С. 28-30.

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

9. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 т. / Под ред. Я. И. Хисамутдинова и Г. 3. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - T.I: Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. - 215 с.

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

11. Методы извлечения остаточной нефти / М. Л. Сургучёв, А. Т. Горбунов, Д. П. Забродин, Е. А. Зискин, Г. С. Малютина. М.: Недра, 1991. - 347 с.

12. Ибрагимов Г. 3., Фазлутдинов К. С., Хисамутдинов Н. И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник.1. М.: Недра, 1991.-384 с.

13. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов / Г. А. Бабалян, И. И. Кравченко, И. JI. Мархасин, Г. В. Рудаков. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 290 с.

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

15. Михайлов Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992. - 270 с.

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

17. Forrest F. Craig Jr. The Reservoir Engineering Aspects of Waterfloodme. -New York, 1993.-140 p.

18. Altredo Arnole, G Paul Willhite, Eton W. Green Trapping of oil drops m a noncircular pore thproat // Soc Petrol Eng J. 1983. - Febr. - P. 99-114.

19. John C. Slattery. Interfacial tension required for significant displacement of residual oil // Ibid. 1979. - April. - P. 83-93.

20. Taber J. J. Dunamic and static forsec required to remove discotinuous oil phase from porous media containing both oil and water // Ibid.-1969.-March.-P. 3-12.

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

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

24. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ / Г. А. Бабалян, Б. И. Леви, А. Б. Тумасян, Э. М. Халимов. -М.: Недра, 1983.-216 с.

25. Talley Harry D. Hydrolytic Stability of Alkylethory Sulfates // SPE. Reservoir Eng. 1988. - V. 3, N 1. - P. 235-242.

26. Фахретдинов P. H., Фазлутдинов К. С., Нигматуллина Р. Ф. О химической стабильности неионогенных поверхностно-активных веществ в пластовых условиях при нефтевытеснении // ДАН.-1988.-Т. 301.-Вып. 2.-С. 355-358.

27. 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.

28. Авт. свид. СССР №1612664, МКИ 6 Е21В 43/22

29. Авт. свид. СССР №1764354, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 15.05.1994 Бюл. №9

30. Применение полимеров в добыче нефти / Г. И. Григоращенко, Ю. В. Зайцев, В. В. Кукин, Ю. Г. Мамедов, А. X. Мирзаджанзаде, А. М. Хасаев, И. А. Швецов. М.: Недра, 1978. - 213 с.

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

32. Энциклопедия полимеров / Под ред. В. А. Кабанова. М.: Советская Энциклопедия, 1974. - Т. 2: JI-П. - 1032 стб.

33. Органическая химия: Учебник: В 2 кн. / Под. ред. Н. А. Тюкавкиной. 2-е изд., стереотип. - М.: Дрофа, 2003. - Кн. 1: Основной курс. - 640 с.

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

35. Strazielle. Etude par diffusion de la lumiere des heterogeneites renconfrees dans les solutions de polyoxyethylene. Makromol. Chem. - 1968. - 119. - P. 50-63.

36. Cumberti C., Ferrando R. Electron microscope investigation of poly (ethylene oxide) supermolecular particles in solution.-Polymer.-1972, 13.-№8.-P. 379-384.

37. Тагер А. А. Физикохимия полимеров: Учебник-M.: Химия, 1978.-544 с.

38. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 т. / Под ред. Я. И. Хисамутдинова и Г. 3. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - T.II: Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. - 287 с.

39. Патент РФ №2068084, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 20.10.1996 Бюл. №29

40. Полищук А. М. Влияние ионов железа на вязкость раствора полиакt риламида // Нефтяное хозяйство. 1979. - № 5. - С. 42-45.

41. Авт. свид. СССР №933673, МКИ 3 С08К 3/10, публ. 1980

42. Патент США №3622533, МКИ C08L 29/00, публ. 1971

43. Патент США №3953341, МКИ Е21В 43/22, публ. 1976

44. Патент США №3953342, МКИ Е21В 43/20, публ. 1976

45. Авт. свид. СССР №834337, МКИ 3 Е21В 43/20, публ. 30.05.1980 Бюл. 20

46. Авт. свид. СССР №1716861, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 20.08.1995 Бюл. 23

47. Авт. свид. СССР №960206, МКИ 3 C08L 33/26, публ. 1980

48. Авт. свид. СССР №1544958, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 23.02.1990 Бюл. 7

49. Авт. свид. СССР №1487551, МКИЕ21В 43/22, публ. 1987

50. Авт. свид. СССР №1572091, МКИЕ21В 43/22, публ. 1988

51. Патент РФ №2006572, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 30.01.1994 Бюл. №2

52. Патент РФ №2165522, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 27.10.2000

53. Патент РФ №2112874, МКИ 6 Е21В 43/32, 43/22, публ. 10.06.1998 *> 54. Патент РФ №2172397, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 20.08.2001

54. Волков В. А. Эффективность вытеснения остаточной нефти поверхностно-активными полимерсодержащими составами // Нефтяное хозяйство. -1988.-№6.-С. 27-30.

55. Закс С. Л. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 191 с.

56. Смит Ч. Р. Технология вторичных методов добычи нефти / Пер. с ^ англ. Нью-Йорк, 1966. - М.: Недра, 1971. - 288 с.

57. Байков Н. М. Повышение нефтеотдачи пластов путём закачки ССЬ на месторождениях США // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 6. - С. 111-113.

58. Guntis Moritis. New companies, infrastructure, projects // Oil and Gas Journal.-2001.-May 14.-P. 68-73.

59. C02 membrane technology matures // Oil and Gas Journal. -2002-April 15.-P. 46.

60. Забродин П. И., Раковский Н. Л., Розенберг М. Д. Вытеснение нефти щ из пластов растворителями. М.: Недра, 1968. - 224 с.

61. Авт. сввд. СССР №1718561, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 10.11.1995 Бюл. №31

62. Авт. свид. СССР №1680957, МКИ 5 Е21В 43/18, публ. 30.09.1991 Бюл. №36

63. Авт. свид. СССР №1795091, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 15.02.1993 Бюл. №6

64. Патент СССР №1822219, МКИ 6 Е21В 43/22, 43/20, публ. 27.06.1998

65. Патент РФ №2154157, МКИ 7 Е21В 43/20, публ. 10.08.2000

66. Патент РФ №2151862, МКИ 7 Е21В 43/24, публ. 27.06.2000

67. Патент РФ №2103492, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.01.1998

68. Патент РФ №2097540, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.11.1997 Бюл. №33

69. Патент РФ № 2163967, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 10.03.2001

70. Применение пенных систем в нефтегазодобыче: Учебник / В. А. Амиян, А. В. Амиян, JI. В. Казакевич, Е. Н. Бекиш. М.: Недра, 1987. - 229 с.

71. Farouq Ali S. М., Selly R. J. Function caracteristics of EOR foam behavior covered in laboratory investigation // Oil and Gas J. 1985. --Febr. 3. - P. 57-63.

72. Патент РФ №2148161, МКИ 7 E21B 43/22, публ. 27.04.2000

73. Мамедов Т. М. Добыча нефти с применением углеводородных растворителей. -М.: Недра, 1984. 152 с.

74. Патент РФ №2034981, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 10.05.1995. Бюл. №13

75. Сабанова О. Б., Фридман Г. Б., Брагина Н. Н., Федерова И. Л., Любимце-ва О. Г. Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2,- С. 35-38.

76. Патент РФ №2065946, МКИ 6 Е21В 43/22,33/138, публ. 27.08.1996 Бюл. №24

77. Патент РФ №2120030, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 10.10.1998

78. Патент РФ №2135754, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.08.1999

79. Авт. сввд. СССР №1836549, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 23.08.1993 Бюл. №31

80. Патент РФ №2012787, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 15.05.1994 Бюл. №9

81. Горбунов А. Т., Забродин Д. П., Петраков А. М., Корецкий А. Ф. Возможность вытеснения нефти мицеллярными системами на основе неионо-генных ПАВ // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 5. - С. 33-37.

82. Патент РФ №2154160, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 10.08.2000

83. Патент РФ №2110675, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 10.05.1998

84. Патент РФ №2168617, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 10.06.2001

85. Патент РФ №2153576, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 27.07.2000

86. Патент РФ №2185500, МКИ 7 Е21В 43/20, публ. 20.07.2002

87. Патент РФ №2163292, МКИ 7 Е21В 43/24, публ. 20.02.2001

88. Патент РФ №2164595, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 27.03.2001

89. Патент РФ №2098611, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 10.12.1997 Бюл. №34

90. Патент РФ №2007550, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 15.02.1994 Бюл. №3

91. Патент РФ №2041346, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 09.08.1995 Бюл. №22

92. Игнатьева В. Е и др. Совершенствование технологии НПАВ для увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 6. - С. 49-52.

93. Патент РФ №2136866, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 10.09.1999

94. Патент РФ №2136868, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 10.09.1999

95. Патент РФ №2065941, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.08.1996 Бюл. №24

96. Авт. свид. СССР №1572089, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 10.12.1996 Бюл. №34

97. Авт. свид. СССР №1616218, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.05.1999 Бюл. №15

98. Патент РФ №2147677, МКИ 7 Е21В 43/27, публ. 20.04.2000

99. Патент РФ №2177538, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 27.12.2001

100. Патент США №4469177, МКИ Е 21 В 43/24, публ. 1984

101. Патент РФ №2034980, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 10.05.1995 Бюл. №13

102. Авт. свид. СССР№1487555, МКИ 6 Е21В 43/24, публ. 27.05.1995 Бюл. №15

103. Патент РФ №2012786, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 15.05.1994 Бюл. №19

104. Патент РФ №2117756, МКИ 6 Е21В 43/24, публ. 20.08.1998

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

106. Верденевский Ю. Л., Борисова Н. X., Фридман Г. Б., Сабанова О. Б. Углеводородные композиции ПАВ для обработки призабойных зон нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело. 1992. - № 2. - С. 8-14.

107. Фридман Г. Б., Сабанова О. Б., Анефьев Ю. Н. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин // Нефтепромысловое дело. 1995. - № 2-3. - С. 34-37.

108. Патент РФ №2061854, МКИ 6 Е21В 43/20,43/22, публ. 10.06.1996 Бюл. №16

109. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справочник / Д. JI. Рахманкулов, С. С. Злотский, В. И. Мархасин, О. В. Пешкин, В. Я. Щеко-турова, Б. Н. Мастобаев. М.: Химия, 1987. - 144 с.

110. Эффективность применения растворителей в добыче нефти: Сер. Нефтепромысловое дело/ С. Н. Головко, Ю. В. Шамрай, В. И. Гусев, С. Ф. Лю-шин, В.А. Рагулин, В.Ф. Новиков. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.- вып. 17 (89).- 66 с.

111. Доломатов М. Ю., Телин А. Г., Халиутдинов Н. Л., Исмагилов Т. А. Новый подход к направленному подбору растворителей асфальто-смоло-парафиновых веществ // Нефтепромысловое дело. 1995. - № 8-10. - С. 63-67.

112. Головко С. Н., Шамрай Ю. В., Минхайров Ф. Л. Опытно-промышленные работы по применению вторичных ресурсов нефтехимических производств в качестве растворителей АСПО // Тез. докл. Уфа: УНИ, 1980.

113. Ширджанов Н., Хошанов Т., Аллахвердиев Р. Удаление смолопа-рафиновых отложений с использованием растворителей. М.: ВНИИОЭНГ. -РНТС: Нефтепромысловое дело. - 1978. - № 7. - С. 9-12.

114. А.с. СССР №633887. Реагент для удаления асфальтосмолопарафино-вых отложений / Н.В. Смольников, В.Ф. Будников, В.А. Симонов, Е.П. Каштанов.

115. Головко С. Н. и др. Углеводородные композиции для депарафини-зации призабойных зон скважин // Нефтяное хозяйство.-1982.-№ 3. С. 23-25.

116. Сизая В. В. Химические методы борьбы с отложениями парафина. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 41 с.

117. Лариков И. Д. Применение избирательных растворителей в процессах депарафинизации и обесмасливания: Тематический обзор, серия «Переработка нефти». М.: ЦНИИТЭнефтехимия, 1977. - 38 с.

118. Brayn Timothy М., Dobbs Jams В. New solvent improves acid job performance. // Word Oil. 1987. - № 6. - P. 70-72.

119. Патент США №319797- в Thierheimer Charles.- 1974.- №23.- P. 45-67.

120. Доломатов М. Ю., Телин А. Г., Хисамутдинов Н. И., Исмалиев Т. А. Новый подход к направленному подбору растворителей АСВ // Нефтепромысловое дело. 1994. - № 3-5. - С. 78-79.

121. Патент США №367021, кл. 166-302, публ. 25.01.1972

122. А.с. СССР №715602. Реагент для удаления асфальтосмолистых и парафинистых отложений / P. X. Хазипов, М. Г. Герасимова, А. Р. Худайдатова.

123. Патент Франции №2058614, Е21В 21/00, публ. 28.05.1971

124. ТУ 39-01 -12-428-79. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений.

125. Зарипов И. 3., Сивухин А.А., Иванов А. И., Обработка призабойной зоны пластов добывающих скважин растворителем без подъема подземного оборудования.-М.: ВНИИОЭНГ.-РНТС: Нефтепромысловое дело-1981-№6.-С. 31-32.

126. А.с. СССР №1562432. Состав для борьбы с асфальтосмолопарафино-выми отложениями / Ф. Я. Канзафаров, JI. М. Ганиева, Н. К. Нам, В. Н. Павлычев.

127. ТУ 38.10381-77. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений

128. Доломатов М. Ю. Физико-химические основы направленного выбора растворителей АСПО. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1991. 147 с.

129. ТУ 38.10285-77. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений СНПХ-7р.

130. ГОСТ 102214-62. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений.

131. ТУ 38.103349-78. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений.

132. Смолянец Е. Ф., Телин А. Г., Мамлеева Л. А., Кузнецов О. Э. Выбор реагентов для борьбы с отложениями в добыче нефти по результатам лабораторного тестирования //Нефтепромысловое дело. 1995. -№ 8-10-С. 74-77.

133. Патент РФ №2131972, МКИ 6 Е21В 43/27, публ. 20.06.1999

134. Патент РФ №2068948, МКИ 6 Е21В 43/22,43/27, публ. 10.11.1996 Бюл. №31

135. Патент РФ №2131901, МКИ 6 С09К 3/00, Е21В 37/06, публ. 20.06.1999

136. Патент РФ №2115799, МКИ Е21В 37/06, публ. 20.07.98

137. Патент РФ №2137796, МКИ 6 С09К 3/00, Е21В 37/06, публ. 20.09.1999

138. Авт. свид. СССР №1798487, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 28.02.1993 Бюл. №8

139. Патент РФ №2182655, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 20.05.2002 ' 142. Патент РФ №2146003, МКИ 7 Е21В 43/25, публ. 27.02.2000

140. Патент РФ №2129583, МКИ 6 С09К 3/00, Е21В 37/06, публ. 27.04.1999

141. Патент РФ №2095558, МКИ 6 Е21В 43/25, публ. 10.11.1997 Бюл. №31

142. Патент РФ №2159322, МКИ 7 Е21В 37/06, 43/25 публ. 20.11.2000

143. Патент РФ №2160359, МКИ 7 Е21В 37/06, 43/25 публ. 20.12.2000

144. Шехтер Ю. Н, Крейн С. Э., Тетерина JI. Н. Водорастворимые поверхностно-активные вещества. -М.: Химия, 1978. -234 с.

145. Ребиндер П. А. Поверхностные явления в дисперсных системах: Коллоидная химия. М: Наука, 1978. - 265 с.

146. Щенфельд Н. Неионогенные моющие средства продукты присоединения окиси этилена. - М.: Химия, 1965. - 145 с.

147. Патент РФ №1445299, МКИ 6 Е21В 43/26, публ. 27.03.1995 Бюл. №9

148. Шерстнев Н. М., Гурвич J1. М., Булина И. Г. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - 124 с.

149. Авт. свид. СССР №1327594, МКИ 6 Е21В 43/27, публ. 20.03.1995 Бюл. №8

150. Авт. свид. СССР №1471398, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 15.10.1992 Бюл. №38

151. Авт. свид. СССР №1558087, МКИ 5 Е21В 43/22, публ. 15.10.1992 Бюл. №38

152. Патент РФ №2068952, МКИ 6 Е21В 43/27,43/22, публ. 10.11.1996 Бюл. №31

153. Патент РФ №2149988, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 27.05.2000

154. Патент РФ №2168620, МКИ 7 Е21В 43/25,28/00,43/27 публ. 10.06.2001

155. Авт. свид. СССР №1102904, МКИ 3 Е21В 43/20, С09К 3/00 публ. 15.04.1984 Бюл. №26

156. Патент РФ №2144980, МКИ 7 Е21В 43/20,43/22,37/06, публ. 27.01.2000

157. Патент РФ №2187634, МКИ 7 Е21В 43/27, публ. 20.08.2002

158. Патент РФ №2139425, МКИ 6 Е21В 43/27, публ. 10.10.1999

159. Патент РФ №2183742, МКИ 7 Е21В 43/27, публ. 20.06.2002

160. Патент РФ №2176315, МКИ 7 Е21В 43/27, 43/22, публ. 27.11.2001

161. Патент РФ №2042807, МКИ 6 Е21В 43/27, публ. 27.08.1995 Бюл. №24

162. Патент РФ №2161250, МКИ 7 Е21В 43/27,43/22, публ. 27.12.2000

163. Ш 166. Патент РФ №2173776, МКИ 7 Е21В 43/27, публ. 20.09.2001

164. Гусева Е. П., Опекушина JI. А., Просвирин А. А. Влияние органических соединений на изменение фильтрационных свойств глиносодержащих пластов: Сб. «Применение методов увеличения нефтеотдачи». М.: ВНИИ-нефть, 1991.-С. 69-76.

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

166. Патент РФ №2182222, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 10.05.2002

167. Патент РФ №2186962, МКИ 7 Е21В 43/27, публ. 10.08.2002

168. Патент РФ №2013530, МКИ 5 Е21В 43/27, публ. 30.05.1994 Бюл. №10

169. Патент РФ №2119579, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.09.1998

170. Патент РФ №2184224, МКИ 7 Е21В 43/27, публ. 27.06.2002

171. Патент РФ №2176020, МКИ 7 Е21В 43/22, публ. 20.11.2001

172. Патент РФ №2068082, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 20.10.1996 Бюл. №29

173. Патент РФ №2097541, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.11.1997 Бюл. №33

174. Патент РФ №2097542, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.11.1997 Бюл. №33

175. Патент РФ№2133823, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.07.1999

176. Патент РФ№2133824, МКИ 6 Е21В 43/22, публ. 27.07.1999

177. Патент РФ№2167282, МКИ 7 Е21В 43/22, 43/32, публ. 20.05.2001

178. Ибатуллин Р. Р., Губайдуллин Ф. А,, Уваров С. Г., Фирсов С. В.,

179. Крупин С. В. Модифицирование поверхностных свойств призабойной зоны добывающих скважин для увеличения добычи нефти // Нефтяное хозяйство. -2003.-№6.-С. 69-71.

180. Особенности состава АСПО западной Сибири: Науч. тр. "Проблемы химии нефти" / А. Н. Садыков, Р. Ш. Нигматуллина, Д. Ф. Фазлыев, Ф. Р. Фаррахова, Р. Г. Шакирзянов. Новосибирск.: Наука, 1992. - С. 302-305.

181. Рыбак Б.М. Анализ нефш и нефтепродуктов.-М.:ГНТИНГТЛ,1962-880 с.

182. КазаковаЛ. П. Твердые парафины нефти,-М.: Химия, 1986 171 с.

183. Переверзев А. Н., Багданов Н. Ф., Рощин Ю. Н. Производство парафинов. М.: Химия, 1973. - 234 с.

184. Казакова JI. П. Участие твёрдых парафиновых углеводородов нефтей в процессах смолообразования: Дис. . канд. хим. наук. Алма-Ата: Казах, гос. ун-т, 1966. - 232 с.

185. Люшин С. Ф., Иксанова Р. Р. О влиянии состава твёрдых углеводородов при формировании парафиновых отложений: Сб. «Борьба с отложениями парафина». М.: Недра, 1970. - 114 с.

186. Зрелов В. Н., Качкин Г. И. и др. Хроматография в нефтяной и нефтехимической промышленности. М.: Химия, 1968. - 267 с.

187. ГОСТ 6793-73 Консистентные смазки. Способ определения температуры каплепадения.

188. ГОСТ 51069-97. Нефть и нефтепродукты. Метод определения относительной плотности и плотности в градусах API пикнометром и ареометром / Государственный комитет РФ по стандартам.

189. ГОСТ 18995.2-73*. Продукты химические жидкие. Метод определения показателя преломления.

190. ГОСТ 2177-99. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.

191. ГОСТ 6994-74. Нефтепродукты светлые. Метод определения ароматических углеводородов.

192. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учебник / И. Н. Дияров, И. Ю. Батуева, А. Н. Садыков, Н. Л. Солодова. Л.: Химия, 1990. - 240 с.

193. Отчёт по применению побочных продуктов нефтехимических производств для удаления АСПО месторождений Удмуртии и Мангышлака: НПО «Союзнефтепромхим». Казань: Татиздат, 1979. - 37с.

194. ТУ 38.122743-86. Растворитель нефтяной «Стабикар».

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

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

197. Фролов Ю. Г. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1972. - 234 с.

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

199. Washartz А. М. // Ind. Eng. Chem. -61,10 (1969).

200. Scharburn E. D. // Phys. rev. 17, 374 (1921).

201. Галеев P. Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. - 352 с.

202. Тариров А.В., Фаппахов P.P. Исследование растворимости АСПО в побочных продуктах газового конденсата/УНефтепромысловая дело-1993.-№1. С. 19-22.

203. Шамрай Ю. В., Гусев В. И., Покровский В. А. и др. Предотвращение отложения парафина и асфальто-смолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями. М.: Недра, 1987 - 58 с.

204. Вознесенская Е. В., Жидрева JI. Г. Твердые углеводороды сернистых нефтей восточных районов: Сб. «Состав и свойства высокомолекулярной части нефти». -М.: Изд. АН СССР, 1958.-425 с.

205. Биккулов А. 3. Растворимость компонентов нефти.-Уфа:, 1979.-89 с.

206. Мазепа Б. А. Изучение характера парафинизации нефтесборных систем и промыслового оборудования. М.: Недра, 1965. - 234с.

207. Щукин Е. Д., Перцев А. В., Амелина Е. А. Коллоидная химия: Учебник. М.: Изд. Моск. ун-та, 1982. - 348 с.

208. Тронов В. П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969. - 192 с.

209. Тронов В. П., Гуськова И. А. Механизм формирования асфальте-носмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. 1999. -№1. - С. 31-32.

210. Нагимов Н. М. Растворители для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений: Дис. . канд. тех. наук. Казань: КГТУ, 2003.- 179 с.

211. Нагимов Н. М., Ишкаев Р. К., Шарифуллин А. В., Козин В. Г. Эффективность действия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов // Нефтяное хозяйство. 2002. - №2. - С. 68-71.

212. ИГарифуллин А. В., Нагимов Н. М., Козин В. Г. Изучение эффективных композитов на основе прямогонных нефтяных фракций при удалении АСПО // Нефтепромысловое дело. 2001. №9. - С. 25-29.

213. Нагимов Н. М., Шарифуллин А. В., Козин В. Г. Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей АСПО // Нефтяное хозяйство. 2002. - №11. - С. 79-81.

214. Шур А. М. Высокомолекулярные соединения: Учебник. 3-е изд., ^ перераб. и допол. - М.: Высшая школа, 1981. - 656 с.

215. Патент РФ №2160757, МКИ 7 С09К 3/00, Е21В 37/06, публ. 20.12.2000 Бюл. №35. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений / В. Г. Козин, А. В. Шарифуллин, А. Г. Аюпов и др.

216. Патент РФ №2172817, МКИ 7 Е21В 37/06, публ. 27.08.2001 Бюл. №24. Состав для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений / В. Г. Козин, А. В. Шарифуллин, А. Г. Аюпов и др.

217. Шарифуллин А. В., Козин В. Г., Аюпов А. Г. Эффективность действия прямогонных нефтяных фракций по удалению асфальтосмолопарафино-вых отложений // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 4. - С. 46-47.

218. Козин В. Г., Шарифуллин А. В, Аюпов А. Г. и др. Использование вторичных продуктов нефтехимии для повышения эффективности удалителей АСПО. // Технологии нефти и газа. 2004. - № 5. - С. 22-27.

219. Козин В. Г., Шарифуллин А. В, Аюпов А. Г. и др. Разработка и щ) применение реагента ТатНО-99 для интенсификации нефтедобычи // Нефтепереработка и нефтехимия. 2004. - № 9. - С. 10-17.

220. Таблицы экспериментальной части

221. Приведены таблицы 1-27, в которых приведены экспериментальные данные, полученные в ходе выполнения диссертационной работы.