Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Композиционные присадки в технологиях интенсификации нефтедобычи

Диссертация: Композиционные присадки в технологиях интенсификации нефтедобычи
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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… Читать ещё >

Содержание

  • 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

Композиционные присадки в технологиях интенсификации нефтедобычи (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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 °C.

— 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 нефтехимииконцентратов 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

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 °C.

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.

Показать весь текст

Список литературы

  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. В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учебник. М.: Недра, 1978. — 448 с.
  3. Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971. — 312 с.
  4. М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. — 307 с.
  5. Ф. И., Ремнёв Б. Ф., Буторин Н. П. Анализ кернов нефтяных месторождений. М. Л.: Гостоптехиздат, 1948. — 128 с.
  6. И. Ш., Трофимова Е. Н., Карлов А. М. О карбонатности меловых толщ сургутского нефтегазоносного района // Нефтяное хозяйство. — 2002.-№ 8.-С. 63−66.
  7. 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. 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. 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. Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.-200 с.
  15. Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992. — 270 с.
  16. . 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. 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. А. А., Гавура В. Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской федерации // Нефтяное хозяйство. 1993. — № 10. — С. 6−33.
  23. 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. 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. 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 № 1 612 664, МКИ 6 Е21 В 43/22
  29. Авт. свид. СССР № 1 764 354, МКИ 5 Е21 В 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. 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. 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. 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 № 2 068 084, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 20.10.1996 Бюл. № 29
  40. А. М. Влияние ионов железа на вязкость раствора полиакt риламида // Нефтяное хозяйство. 1979. — № 5. — С. 42−45.
  41. Авт. свид. СССР № 933 673, МКИ 3 С08К 3/10, публ. 1980
  42. Патент США № 3 622 533, МКИ C08L 29/00, публ. 1971
  43. Патент США № 3 953 341, МКИ Е21 В 43/22, публ. 1976
  44. Патент США № 3 953 342, МКИ Е21 В 43/20, публ. 1976
  45. Авт. свид. СССР № 834 337, МКИ 3 Е21 В 43/20, публ. 30.05.1980 Бюл. 20
  46. Авт. свид. СССР № 1 716 861, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 20.08.1995 Бюл. 23
  47. Авт. свид. СССР № 960 206, МКИ 3 C08L 33/26, публ. 1980
  48. Авт. свид. СССР № 1 544 958, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 23.02.1990 Бюл. 7
  49. Авт. свид. СССР № 1 487 551, МКИЕ21 В 43/22, публ. 1987
  50. Авт. свид. СССР № 1 572 091, МКИЕ21 В 43/22, публ. 1988
  51. Патент РФ № 2 006 572, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 30.01.1994 Бюл. № 2
  52. Патент РФ № 2 165 522, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 27.10.2000
  53. Патент РФ № 2 112 874, МКИ 6 Е21 В 43/32, 43/22, публ. 10.06.1998 *> 54. Патент РФ № 2 172 397, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 20.08.2001
  54. В. А. Эффективность вытеснения остаточной нефти поверхностно-активными полимерсодержащими составами // Нефтяное хозяйство. -1988.-№ 6.-С. 27−30.
  55. С. Л. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. М.: Гостоптехиздат, 1963. — 191 с.
  56. Ч. Р. Технология вторичных методов добычи нефти / Пер. с ^ англ. Нью-Йорк, 1966. — М.: Недра, 1971. — 288 с.
  57. 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. П. И., Раковский Н. Л., Розенберг М. Д. Вытеснение нефти щ из пластов растворителями. М.: Недра, 1968. — 224 с.
  61. Авт. сввд. СССР № 1 718 561, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 10.11.1995 Бюл. № 31
  62. Авт. свид. СССР № 1 680 957, МКИ 5 Е21 В 43/18, публ. 30.09.1991 Бюл. № 36
  63. Авт. свид. СССР № 1 795 091, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 15.02.1993 Бюл. № 6
  64. Патент СССР № 1 822 219, МКИ 6 Е21 В 43/22, 43/20, публ. 27.06.1998
  65. Патент РФ № 2 154 157, МКИ 7 Е21 В 43/20, публ. 10.08.2000
  66. Патент РФ № 2 151 862, МКИ 7 Е21 В 43/24, публ. 27.06.2000
  67. Патент РФ № 2 103 492, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.01.1998
  68. Патент РФ № 2 097 540, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.11.1997 Бюл. № 33
  69. Патент РФ № 2 163 967, МКИ 7 Е21 В 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 № 2 148 161, МКИ 7 E21B 43/22, публ. 27.04.2000
  73. Т. М. Добыча нефти с применением углеводородных растворителей. -М.: Недра, 1984. 152 с.
  74. Патент РФ № 2 034 981, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 10.05.1995. Бюл. № 13
  75. 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 № 2 065 946, МКИ 6 Е21 В 43/22,33/138, публ. 27.08.1996 Бюл. № 24
  77. Патент РФ № 2 120 030, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 10.10.1998
  78. Патент РФ № 2 135 754, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.08.1999
  79. Авт. сввд. СССР № 1 836 549, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 23.08.1993 Бюл. № 31
  80. Патент РФ № 2 012 787, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 15.05.1994 Бюл. № 9
  81. 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 № 2 154 160, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 10.08.2000
  83. Патент РФ № 2 110 675, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 10.05.1998
  84. Патент РФ № 2 168 617, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 10.06.2001
  85. Патент РФ № 2 153 576, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 27.07.2000
  86. Патент РФ № 2 185 500, МКИ 7 Е21 В 43/20, публ. 20.07.2002
  87. Патент РФ № 2 163 292, МКИ 7 Е21 В 43/24, публ. 20.02.2001
  88. Патент РФ № 2 164 595, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 27.03.2001
  89. Патент РФ № 2 098 611, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 10.12.1997 Бюл. № 34
  90. Патент РФ № 2 007 550, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 15.02.1994 Бюл. № 3
  91. Патент РФ № 2 041 346, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 09.08.1995 Бюл. № 22
  92. В. Е и др. Совершенствование технологии НПАВ для увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1992. — № 6. — С. 49−52.
  93. Патент РФ № 2 136 866, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 10.09.1999
  94. Патент РФ № 2 136 868, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 10.09.1999
  95. Патент РФ № 2 065 941, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.08.1996 Бюл. № 24
  96. Авт. свид. СССР № 1 572 089, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 10.12.1996 Бюл. № 34
  97. Авт. свид. СССР № 1 616 218, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.05.1999 Бюл. № 15
  98. Патент РФ № 2 147 677, МКИ 7 Е21 В 43/27, публ. 20.04.2000
  99. Патент РФ № 2 177 538, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 27.12.2001
  100. Патент США № 4 469 177, МКИ Е 21 В 43/24, публ. 1984
  101. Патент РФ № 2 034 980, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 10.05.1995 Бюл. № 13
  102. Авт. свид. СССР№ 1 487 555, МКИ 6 Е21 В 43/24, публ. 27.05.1995 Бюл. № 15
  103. Патент РФ № 2 012 786, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 15.05.1994 Бюл. № 19
  104. Патент РФ № 2 117 756, МКИ 6 Е21 В 43/24, публ. 20.08.1998
  105. Г. А., Кендис М. Ш., Глущенко В. Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. -М.: Недра, 1991. 224 с.
  106. 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. 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 № 2 061 854, МКИ 6 Е21 В 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. 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. 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. 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 № 633 887. Реагент для удаления асфальтосмолопарафино-вых отложений / Н. В. Смольников, В. Ф. Будников, В. А. Симонов, Е. П. Каштанов.
  115. С. Н. и др. Углеводородные композиции для депарафини-зации призабойных зон скважин // Нефтяное хозяйство.-1982.-№ 3. С. 23−25.
  116. В. В. Химические методы борьбы с отложениями парафина. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 41 с.
  117. 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 № 319 797- в Thierheimer Charles.- 1974.- № 23.- P. 45−67.
  120. 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 № 367 021, кл. 166−302, публ. 25.01.1972
  122. А.с. СССР № 715 602. Реагент для удаления асфальтосмолистых и парафинистых отложений / P. X. Хазипов, М. Г. Герасимова, А. Р. Худайдатова.
  123. Патент Франции № 2 058 614, Е21 В 21/00, публ. 28.05.1971
  124. ТУ 39−01 -12−428−79. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений.
  125. 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 № 1 562 432. Состав для борьбы с асфальтосмолопарафино-выми отложениями / Ф. Я. Канзафаров, JI. М. Ганиева, Н. К. Нам, В. Н. Павлычев.
  127. ТУ 38.10 381−77. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений
  128. М. Ю. Физико-химические основы направленного выбора растворителей АСПО. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1991. 147 с.
  129. ТУ 38.10 285−77. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений СНПХ-7р.
  130. ГОСТ 102 214–62. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений.
  131. ТУ 38.103 349−78. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений.
  132. 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 № 2 131 972, МКИ 6 Е21 В 43/27, публ. 20.06.1999
  134. Патент РФ № 2 068 948, МКИ 6 Е21 В 43/22,43/27, публ. 10.11.1996 Бюл. № 31
  135. Патент РФ № 2 131 901, МКИ 6 С09К 3/00, Е21 В 37/06, публ. 20.06.1999
  136. Патент РФ № 2 115 799, МКИ Е21 В 37/06, публ. 20.07.98
  137. Патент РФ № 2 137 796, МКИ 6 С09К 3/00, Е21 В 37/06, публ. 20.09.1999
  138. Авт. свид. СССР № 1 798 487, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 28.02.1993 Бюл. № 8
  139. Патент РФ № 2 182 655, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 20.05.2002 ' 142. Патент РФ № 2 146 003, МКИ 7 Е21 В 43/25, публ. 27.02.2000
  140. Патент РФ № 2 129 583, МКИ 6 С09К 3/00, Е21 В 37/06, публ. 27.04.1999
  141. Патент РФ № 2 095 558, МКИ 6 Е21 В 43/25, публ. 10.11.1997 Бюл. № 31
  142. Патент РФ № 2 159 322, МКИ 7 Е21 В 37/06, 43/25 публ. 20.11.2000
  143. Патент РФ № 2 160 359, МКИ 7 Е21 В 37/06, 43/25 публ. 20.12.2000
  144. Ю. Н, Крейн С. Э., Тетерина JI. Н. Водорастворимые поверхностно-активные вещества. -М.: Химия, 1978. -234 с.
  145. П. А. Поверхностные явления в дисперсных системах: Коллоидная химия. М: Наука, 1978. — 265 с.
  146. Н. Неионогенные моющие средства продукты присоединения окиси этилена. — М.: Химия, 1965. — 145 с.
  147. Патент РФ № 1 445 299, МКИ 6 Е21 В 43/26, публ. 27.03.1995 Бюл. № 9
  148. Н. М., Гурвич J1. М., Булина И. Г. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. — 124 с.
  149. Авт. свид. СССР № 1 327 594, МКИ 6 Е21 В 43/27, публ. 20.03.1995 Бюл. № 8
  150. Авт. свид. СССР № 1 471 398, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 15.10.1992 Бюл. № 38
  151. Авт. свид. СССР № 1 558 087, МКИ 5 Е21 В 43/22, публ. 15.10.1992 Бюл. № 38
  152. Патент РФ № 2 068 952, МКИ 6 Е21 В 43/27,43/22, публ. 10.11.1996 Бюл. № 31
  153. Патент РФ № 2 149 988, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 27.05.2000
  154. Патент РФ № 2 168 620, МКИ 7 Е21 В 43/25,28/00,43/27 публ. 10.06.2001
  155. Авт. свид. СССР № 1 102 904, МКИ 3 Е21 В 43/20, С09К 3/00 публ. 15.04.1984 Бюл. № 26
  156. Патент РФ № 2 144 980, МКИ 7 Е21 В 43/20,43/22,37/06, публ. 27.01.2000
  157. Патент РФ № 2 187 634, МКИ 7 Е21 В 43/27, публ. 20.08.2002
  158. Патент РФ № 2 139 425, МКИ 6 Е21 В 43/27, публ. 10.10.1999
  159. Патент РФ № 2 183 742, МКИ 7 Е21 В 43/27, публ. 20.06.2002
  160. Патент РФ № 2 176 315, МКИ 7 Е21 В 43/27, 43/22, публ. 27.11.2001
  161. Патент РФ № 2 042 807, МКИ 6 Е21 В 43/27, публ. 27.08.1995 Бюл. № 24
  162. Патент РФ № 2 161 250, МКИ 7 Е21 В 43/27,43/22, публ. 27.12.2000
  163. Ш 166. Патент РФ № 2 173 776, МКИ 7 Е21 В 43/27, публ. 20.09.2001
  164. 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. 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 № 2 182 222, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 10.05.2002
  167. Патент РФ № 2 186 962, МКИ 7 Е21 В 43/27, публ. 10.08.2002
  168. Патент РФ № 2 013 530, МКИ 5 Е21 В 43/27, публ. 30.05.1994 Бюл. № 10
  169. Патент РФ № 2 119 579, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.09.1998
  170. Патент РФ № 2 184 224, МКИ 7 Е21 В 43/27, публ. 27.06.2002
  171. Патент РФ № 2 176 020, МКИ 7 Е21 В 43/22, публ. 20.11.2001
  172. Патент РФ № 2 068 082, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 20.10.1996 Бюл. № 29
  173. Патент РФ № 2 097 541, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.11.1997 Бюл. № 33
  174. Патент РФ № 2 097 542, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.11.1997 Бюл. № 33
  175. Патент РФ№ 2 133 823, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.07.1999
  176. Патент РФ№ 2 133 824, МКИ 6 Е21 В 43/22, публ. 27.07.1999
  177. Патент РФ№ 2 167 282, МКИ 7 Е21 В 43/22, 43/32, публ. 20.05.2001
  178. Р. Р., Губайдуллин Ф. А, Уваров С. Г., Фирсов С. В.,
  179. 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. .М. Анализ нефш и нефтепродуктов.-М.:ГНТИНГТЛ, 1962−880 с.
  182. КазаковаЛ. П. Твердые парафины нефти,-М.: Химия, 1986 171 с.
  183. А. Н., Багданов Н. Ф., Рощин Ю. Н. Производство парафинов. М.: Химия, 1973. — 234 с.
  184. JI. П. Участие твёрдых парафиновых углеводородов нефтей в процессах смолообразования: Дис.. канд. хим. наук. Алма-Ата: Казах, гос. ун-т, 1966. — 232 с.
  185. 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. 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 51 069–97. Нефть и нефтепродукты. Метод определения относительной плотности и плотности в градусах API пикнометром и ареометром / Государственный комитет РФ по стандартам.
  189. ГОСТ 18 995.2−73*. 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 38.122 743−86. Растворитель нефтяной «Стабикар».
  195. И. Н. Руководство к практическим занятиям по коллоидной химии: Учебник. М.: Высшая школа, 1961. — 360 с.
  196. И. С. Практикум по коллоидной химии: Учебник. М.: Высшая школа, 1983. — 206 с.
  197. Ю. Г. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1972. — 234 с.
  198. М., Парфидт Дж. Химия поверхностей раздела фаз: Пер. с англ. М.: Мир, 1984. — 269 с.
  199. А. М. // Ind. Eng. Chem. -61,10 (1969).
  200. E. D. // Phys. rev. 17, 374 (1921).
  201. P. Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. — 352 с.
  202. А.В., Фаппахов P.P. Исследование растворимости АСПО в побочных продуктах газового конденсата/УНефтепромысловая дело-1993.-№ 1. С. 19−22.
  203. 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. 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. А. 3. Растворимость компонентов нефти.-Уфа, 1979.-89 с.
  206. . А. Изучение характера парафинизации нефтесборных систем и промыслового оборудования. М.: Недра, 1965. — 234с.
  207. Е. Д., Перцев А. В., Амелина Е. А. Коллоидная химия: Учебник. М.: Изд. Моск. ун-та, 1982. — 348 с.
  208. В. П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969. — 192 с.
  209. В. П., Гуськова И. А. Механизм формирования асфальте-носмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. 1999. -№ 1. — С. 31−32.
  210. Н. М. Растворители для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений: Дис.. канд. тех. наук. Казань: КГТУ, 2003.- 179 с.
  211. 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. 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 № 2 160 757, МКИ 7 С09К 3/00, Е21 В 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 № 2 172 817, МКИ 7 Е21 В 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. 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. 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. 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.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!