CC BY
714
УДК 665.7.038.2
Д. Н. Мусина, Б. Р. Ваганов, О. Ю. Сладовская, Д. А. Ибрагимова, И. А. Иванова
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
НА ОСНОВЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ
Ключевые слова: увеличение нефтеотдачи, МУН, коэффициент извлечения нефти, поверхностно-активные вещества.
Основная доля мировой добычи нефти в настоящее время приходится на месторождения, пик добычи на которыхуже пройден, а запасы классифицируются как трудноизвлекаемые. Для дальнейшей разработки таких месторождений требуется внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи и применение новых реагентов. В данной статьепроведен обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта,а так же особое внимание уделяется применению поверхностно-активных веществ в качестве самостоятельных агентов, так и в смешанных растворах.
Keywords: improved recovery, EOR, oil recovery factor, surfactants.
The major share of world oil production currently accounts for deposits, production peak, which has already passed, and the reserves are classified as difficult. For further development of these fields require the introduction of new methods of enhanced oil recovery and the use of new reagents. The article reviewed the modern methods of enhanced oil recovery, as well as focusing on the use of surfactants as independent agents or in mixed solution.
Введение
Нефть занимает основное место в топливно-энергетическом балансе нашей страны, а так же во всех промышленно развитых странах мира. Несмотря на высокий интерес к альтернативным источникам энергии она будет занимать ведущее место еще несколько десятков лет. Но основные крупные месторождения страны уже перешли в позднюю стадию разработки и характеризуются высокой степенью обводненности и низкими показателями добычи [1]. На фоне данных событий, все большую актуальность приобретает вопрос повышения нефтеотдачи пластов. Есть уже множество способов увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН), например:
- тепловые: внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой. Данные методы основаны на искусственном увеличении температуры в стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые методы увеличения нефтеотдачи(МУН) в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей.
- газовые: закачка воздуха в пласт, воздействие двуокисью углерода.Объектами применения этого метода являются однородные пласты, содержащие нефть вязкостью менее 15 мПа-с [2].
- физические: гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, электромагнитное воздействие и др. Еще их называют методами увеличения дебита скважин, так как они нашли свое применение для нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией.
- химические: микробиологическое воздействие, вытеснение нефти кислотами, растворами полимеров, щелочными растворами и водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) [3]. Химические методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной,
нерегулярной нефтенасыщенностью. Не на всех месторождениях могут применяться химические методы. Данные методы нашли свое применение преимущественно на залежах с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа-с), низкой проницаемостью коллекторов, а так же с низкой соленостью воды.
До тех пор, пока не будет найден уникальный метод увеличения нефтеотдачи, следует применять комбинированные способы воздействия на нефтяные пласты, когда, начиная со стадии прогрессирующего обводнения продукции, основную роль играют технологии с применением поверхностно-активных веществ, позволяющие экономически оправданно повысить КИН на 2-15 % [4]. В связи с этим, изучение ПАВ в качестве реагента для увеличения нефтеотдачи пласта является актуальной темой, так как повышение КИН даже на 1% позволит качественно улучшить положение нашей страны в данной сфере (потенциальное увеличение добычи до 30 млн. тонн нефти в год).
Поверхностно-активные вещества при заводнении нефтяных пластов
Впервые применение ПАВ как добавки при заводнении нефтяных пластов были применены в США в 40-х годах 20 века. Неоспоримым преимуществом их применения является сохранение коллекторскихсвойств продуктивных пластов, и отсутствие отрицательного воздействия на процесс подготовки и транспортирования нефти [5].
Заводнение водными растворами ПАВ используется для уменьшения поверхностного натяжения на границе «нефть» - «вода», облегчения проходимости и подвижности нефти и увеличения ее вытеснения водой [6].
Все поверхностно-активные вещества должны соответствовать определенным требованиям.Прежде всего,можно выделить два свойства: повышенная поверхностная активность на границе нефть-вода и масло-вода при совместимости с частично эффективными при вытеснении нефти из сильно
обводненных пластов [7] и, желательно, низкая адсорбция на поверхности породы пласта. Кроме данных требований важно учитывать минералогический и химический составы пород пласта, нагнетаемой воды, физические свойства пласта, а именно его температуру и степень истощения залежей.
Одним из современных химических методов увеличения коэффициента извлечения нефти является ASP технология
(AlkalineSurfactuntPolymerflood- щелочь, ПАВ, полимер). В основе данного методалежит идея закачки в пласт смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера. Технология АСП относится к разряду комбинированных методов повышения нефтеотдачи пластов [8-9].
Основным в данной технологии является качество закачиваемого смешанного раствора. Используя методику, основанную на измерении размеров ассоциатов ПАВ в водных растворах с помощью лазерного анализатора был произведен поиск оптимальных составов реагентов для ASP-технологии по исследованию фазовых состояний нефть-водные растворы ПАВ, что позволило подобрать аналог импортному реагенту [10]. В результате замены зарубежного ПАВ неиногенным Российского производства удалось снизить стоимость раствора для ASP-технологии, что немаловажно в сегодняшних нестабильных условиях на российском рынке.
Если говорить об ASP-технологии, то нельзя не принять во внимание проект EOR (EnhancedOilRecovery — химические методы повышения нефтеотдачи) компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» [11]. Он направлен на увеличение коэффициента нефтеотдачи не менее, чем на 16% за счет применения смеси щелочных, поверхностно-активных веществ и полимеров ASP. Технология была разработана для Западно-Салымского месторождения. Важными вопросами, связанными с неопределенностью, для месторождения являются приемистость скважины, способ эксплуатации, отложение солей, первичная переработка добываемой жидкости и рост трещины гидроразрыва при нагнетании. Наиболее важными неопределенностями являются эффективность химических реакций, охват заводнением, неоднородность пласта и подготовка товарной нефти.
Исходя из результатов теоретического и экспериментального исследования, сделан вывод, что для нефти Западно-Салымского месторождения, которая имеет низкое кислотное число, но содержит поверхностно-активные компоненты с большим молекулярным весом в виде асфальтенов и смол, лучше всего подходят ПАВ с большими алкиловыми цепями.
Для западно-салымской сырой нефти был разработан ПАВ на основе длинноцепного ПАВ семейства IOS (внутренних олефинсульфонатов), высокая эффективность которого была доказана при фазовых испытаниях и фильтрации на керне. Ниже
представлена структура длинноцепного ПАВ семейства IOS:
CH3(CH2)xCH(OH)CH(CH2)yCH3 SO3Na
В ходе испытаний SWCT (single-wellchemicaltracer- испытание на одиночной скважине) [12], выполненных на Западно-Салымском месторождении, были получены положительные результаты, которые показывают, что 90% остаточной нефтенасыщенности после заводнения было мобилизовано с помощью заводнения ASP. Это подтвердило, что ASP на основе длинноцепных ПАВ семейства IOS оказалась химически активной в пластовых условиях.
Планируется поэтапная реализация пилотного проекта ASP для оптимизации разработки месторождения снижением рисков и себестоимости [11].
В одной из нефтяных компаний используется технология воздействия на обводненный пласт с помощью осадкообразующих дисперсно-моющих систем. Данная технология включает в себя два элемента воздействия: изоляцию трещин и снижение межфазного поверхностного натяжения путем закачки поверхностно-активных веществ и реагентов, имеющих моющие качества. Проведены испытания метода на 13 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча составила 77,9 тыс. тонн [13].
В данный момент на практике используются чаще всего комбинации различных видов ПАВ друг с другом, либо их комбинации с полимерами, солями, кислотами для достижения требуемого воздействия на пласт. Свойства каждого поверхностно-активного вещества в отдельности уже достаточно хорошо изучены, чего нельзя сказать о смешанных растворах. В связи с этим важной задачей сегодня является определение того, как смешанные растворы ПАВ повлияют на температуру, pH среды, вязкость и другие свойства системы [14].
Так же в ходе исследований различных методов увеличения нефтеотдачи ученые сталкиваются с рядом проблем, среди которых не последнее место занимает ухудшение проницаемости пласта за счет биозаражения, которое зависит от видового состава, количества и размеров микроорганизмов. Для повышения нефтевытесняющих свойств растворов ПАВ с совмещением подавления биозаражения авторами работы [15] предлагается использование бактерицидов типа ЛПЭ-11 с добавкой неиногенных поверхностно-активных веществ (НПАВ).
После многочисленных испытаний и экспериментов, было установлено, что ЛПЭНОЛ (смесь бактерицида типа ЛПЭ-11 с неиногенным поверхностно-активным веществом, а именно оксиэтилированныйнонилфенол АФ9-12) является эффективным и технологичным нефтевытесняющим агентом, в пластовых условиях не подвергается биологической и химической деструкции; обладает низкой адсорбируемостью на породе. Кроме того, агент обладает биоцидными свойствами и восстанавливает приемистость скважин,
проницаемость пласта-коллектора и увеличивает
охват пласта заводнением за счет биообразований и закупорки, что приводит в целом к повышению нефтеотдачи.
Как в нашей стране, так и зарубежом распространен метод увеличения нефтеотдачи с применением полимеров, но у данных растворов есть ряд недостатков, среди которых можно выделить высокую чувствительность к содержанию солей, которая приводит к резкому снижению вязкости. Данную проблему можно решить с помощью добавок в виде неиногенных поверхностно-активных веществ. Авторы статьи [16] при исследовании выбрали в качестве добавки к базовому полимеру (полиокс) дипроксамин (Д-157) и спирт-триэтиленгликоль (ТЭГ). ПАВ в ходе эксперимента добавлялся в количестве от 5% до 20 % . В результате авторы пришли к выводу, что экономически целесообразным для процессов нефтевытеснения является применение полимерного раствора, состоящего из 80% раствора полиокса и 20% присадки, представляющего собой смесь высокомолекулярных спиртов и имеющую низкую стоимость, так как применение НПАВ в 5%-ом количестве не дал хороших результатов, а применение 20%-го раствора хоть и показало положительный эффект, но в промышленных масштабах использование его будет экономически невыгодным.
Затронув экономическую сторону вопроса нельзя не отметить, что большинство нефтедобывающих компаний на сегодняшний день использует импортные дорогие материалы и реагенты. В связи с нестабильной экономической ситуацией в стране, а также в свете введенных ЕС и США санкций против нефтедобывающей промышленности России, остро встает вопрос об импортозамещении, т. е. в замещении зарубежных реагентов или реагентов, изготовленных на базе импортного сырья, на составы, разработанные и произведенные в вашей стране с применением отечественной сырьевой базы.
В Башкирском государственном университете [17] было проведено сравнение нефтеотмывающей способности водных растворов отечественных и зарубежных ПАВ с возможностью в будущем применять на нашем производстве именно отечественные аналоги. В опытах были использованы следующие реагенты: LA 450 (смесь оксиэтилированных и пропоксилированных жирных спиртов C12-14, серия Plurafac, производитель BASFGmbh, Germany) и AOS-38 (Альфа олефин сульфонат, Polystep A-18, производитель StepanCompany, USA), Hamposyl 30 (Hamposyl, США), SynperonicPE (CrodalnternationalPlc, UK), а в качестве отечественных поверхностно-активных веществ, соответствующих требованиям
экологической безопасности были взяты реагенты Р-30 и Р-44. Данные ПАВ были созданы специально для нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли. В результате все растворы проявляют высокие нефтеотмывающие способности, хотя наивысшую степень отмывания имеет ПАВ зарубежного производства LA 450, AOS 38 и Synperonic PE, но следует также отметить, что
поверхностно-активные вещества отечественного производителя обладают меньшей коррозионной активностью по сравнению с зарубежными [17-18].
Одним из методов увеличения нефтеотдачи пластов является использование мицеллярных растворов (МР) и микроэмульсий (МЭ). Данное направление рассмотрено в работе [19]. Опыт использования МР и МЭ показывает, что этот метод обеспечивает нефтевытеснение до 50.. .95 % и более [20-21]. Основными компонентами МР и МЭ являются поверхностно-активные вещества, углеводородный растворитель, содетергент (спирт) и вода.
В качестве ПАВ для получения микроэмульсий могут применяться аминные соли жирных кислот [19-22]. Образование таких солей происходит при простом смешении жирных кислот и аминоспиртов или полиэтиленполиаминов (ПЭПА). Аминные мыла жирных кислот относятся к поверхностно-активным веществам (ПАВ) анионного типа [13]
Оптимальный состав углеводородных
мицеллярных растворов подбирался по их способности к солюбилизации воды с образованием прозрачных устойчивых к разделению микроэмульсий, в том числе стабильных и при обращении фаз [19-22]. Чем больше поглощалось воды растворами, тем эффективнее они считались.
Приемлемым для МР считалось образование стабильных МЭ с содержанием воды более 90.
В результате всех проведенных исследований авторам удалось выбрать раствор оптимального состава, который представляет собой 50%-й раствор концентрата в керосине.
Для данных микроэмульсий изучены некоторые физико-химические свойства при различном содержании в них воды. Итогом исследования стала разработка МР и МЭ на основе мыл технической олеиновой кислоты и полиэтиленполиаминов в керосине, стабилизированные изопропиловым спиртом.
Показано, что возможна замена дистиллированных жирных кислот на техническую олеиновую кислоту [23]. Ими рассмотрен метод мицеллярногозаводнения. Так как мицеллярные растворы относятся к сложным термодинамическим системам, у них выделяются некоторые недочеты, важным среди которых является существенное уменьшение вытесняющих свойств раствора при несущественном изменении концентрации входящих в состав компонентов, а также узкий диапазон геологических параметров, при которых воздействие на пласт будет эффективным. Например, данная методика может быть применяться только для объектов с температурой не выше 90 °С, в противном случае МР разрушаются.
Разрушение мицеллярного раствора может происходить в результате адсорбции ПАВ (связанной с высокой удельной поверхностью коллектора), повышении температуры выше критического значения, а также вследствие истечения воды из раствора [24]. В результате происходит отставание фронта вытеснения, сопровождающееся
образованием эмульсии с крупными по размеру
каплями, обладающими высоким
гидродинамическим сопротивлением.
Повышения стабильности мицеллярного раствора можно добиться за счет разбиения системы на ассоциаты мицелл (домены), разделенных друг от друга прослойками раствора. При концентрации ПАВ выше первой критической концентрации мицеллообразования (ККМ1) и ниже ККМ2 система разбивается на области с разной концентрацией мицелл. Структурирование системы будет сопровождаться снижением вязкости раствора. Разбиение на домены является термодинамически выгодным вследствие перехода системы в метастабильное состояние (состояние, при котором устойчивость сохраняется при незначительных изменениях внешних условий). Метастабильному состоянию систем будет соответствовать локальный минимум кривой полного термодинамичекого потенциала (рис.1). Возникновение локального минимума объясняется отрицательным вкладом поверхностного натяжения, т. е. эффектом Ребиндера [3].
Рис. 1 - Изменение полного термодинамического потенциала системы с увеличением числа мицелл: 1 - нестабильное состояние системы, 2 -метастабильное состояние системы; N - число мицелл, Ф - полный термодинамический потенциал системы
Решение проблемы адсорбции ПАВ предлагается в статье [25]. В данной работе также рассматривается повышение нефтеотдачи пласта с применением мицеллярных растворов. В качестве решения проблемы возможно применять гидрофобизирующие добавки [26]. В России уже имеется опыт изготовления мицеллярных растворов с добавление гидрофобизатора. Данным компонентом являлся высокодисперсный материал с развитой удельной поверхностью, представляющий собой
модифицированный кремнезем. Компонент вводился в мицеллярный раствор в углеводородной фазе.
Авторами статьи [27] рассмотрена возможность создания гидрофобизированного мицеллярного раствора, отличающегося от состава, рассмотренного в статье [25], внесением гидрофобизатора в водяной фазе в условиях доменного разбиения системы. В этом случае, гидрофобизатор за счет сил гидрофильно-гидрофобного взаимодействия
окажется в междоменном пространстве. Такое состояние системы будет способствовать адсорбции
гидрофобизатора при отмыве нефти, ПАВ при этом остается в мицеллярном растворе. Теоретическое исследование фильтрации гидрофобизированных мицеллярных растворов, выявило периодичность адсорбции гидрофобизирующих частиц на стенках пор, что приведет к снижению процесса набухания глинистых минералов без существенного влияния на относительную проницаемость нефти.
В работе, выявлено положительное действие гидрофобизирующей добавки на устойчивость мицеллярных систем, выраженное в периодической адсорбции гидрофобизатора на поверхности породы-коллектора. Стабилизация раствора приведет к возрастанию эффективности вытеснения нефти из заводненных пластов.
Очень мало месторождений, на которых КИН превышал бы 50%. При этом достаточно быстро продукция добывающих скважин становится обводненной и трудноизвлекаемой. Экономически не выгодно продолжать работу на данных скважинах. Решение данной проблемы найдено с помощью использования неионогенного ПАВ, который уже прошел испытания на производстве и показал положительные результаты. В своей работе авторы [28] провели лабораторные исследования реагента КС-6 и композиционных систем на его основе. Последние показали большую эффективность по сравнению с известным реагентом по всем исследованным коллоидно-химическим и нефтевытесняющим свойствам, в частности, водный раствор композиции с "Отгоном ГЖ" позволяет извлечь до 82,22% остаточной нефти[28-31].
Заключение
На сегодняшний день не существует уникального метода увеличения нефтеотдачи, который можно было бы применять на всех месторождениях, которые отличаются друг от друга коллекторскими, физико-химическими свойствами пласта, т.е. невозможно применять какой-либо один метод воздействия. Следовательно, для каждого месторождения необходимо индивидуально подбирать технологию воздействия для увеличения нефтедобычи. Большое внимание следует обратить на комбинированные методы увеличения нефтеотдачи с использованием поверхностно-активных веществ. Существует еще множество работ, в которых приведены положительные и отрицательные качества ПАВ, возможности их применения и внедрения в технологию повышения нефтеотдачи пласта. Но однозначно можно сделать вывод, что это перспективное направление, требующее качественного изучения как самих ПАВ, так и смешанных растворов с полимерами, солями, кислотами и другими компонентами, способными улучшить их свойства.
Литература
1. Башкирцева, Н.Ю. Нефтеперерабатывающий комплекс мира / Н.Ю.Башкирцева/ Вестник технологического университета. Т. 18, №6, 2015. С. 63-68.
2. Рузин, Л.М. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика) : учеб. пособие / Л. М. Рузин, О.А. Морозюк. - Ухта : УГТУ, 2014. - 127 с
3. PetroleumEngineers. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) -Электронный ресурс]- Режим доступа http://www.petroleumengineers.ru/forum/46, свободный
4. Расулов Р.А., Вязкоупругие водные растворы цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи пластов./ Р. А. Расулов, А. А. М. Аль-мунтасер, Р. Р. Мингазов, Н.Ю. Башкирцева, Л.Ш. Сибгатуллина// Вестник технологического университета. 2015. Т.18, №9.
5. К.Х. Рахмангулов, Нефтяное хозяйство. 7, 44-45 (2000)
6. Петрос. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта /[Электронный ресурс]- Режим доступа petros.ru/worldmarketoil/?action=show&id=267, свободный
7. Бабалян Г.А/ 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
8. Технология АСП повышает эффективность разработки месторождений на 20%. А что с экологией? / Электронный журнал Neftegaz.RU - 08 февраля 2013 г.
9. Никитина А. Технология АСП как решение проблемы истощения традиционных запасов/ А. Никитина/ Журнал «Нефтегазовая вертикаль», №10, 2014
10. Семихина Л. П., Возможность оптимизации состава реагента для повышения нефтеотдачи пластов по размерам его ассоциатов в растворе/ Л. П Семихина, С.В. Штыков, Е.А Карелин // На стыке наук. Физико-химическая версия, январь 2015- Т.2. С.. 62-65.
11. Дайк К. Проект компании «Салым Петролеум» по химическим методам повышения нефтеотдачи (проект EOR) - успех может быть достигнут только интеграцией/Дайк Х. [и др.]//Нефтегазовая вертикаль. 2011. № 5. С. 64-66
12. Single well chemical tracer test/ PetroWiki -30 December 2015
13. Абатуров С. В. Применение осадкообразующих дисперсно-моющих смесей для повышения нефтеотдачи пластов / С. В. Абатуров// Матер. Всерос. научно-технической конф. Тюмень, 1998, С. 72-73
14. Куряшов Д. А. Самоорганизация в смешенных мицеллярных растворах цвиттер-ионного и анионного поверхностно-активных веществ/Д. А. Куряшов, А. В. Лужецкий, С. В. Захаров,Р. Р. Кашапов, Е. И. Яцкевич, Б. Р. Вагапов// Вестник Казан. технол. ун-та, 2013. Т. 16, №1. С.11-14
15. Байтурина Г.Р. Применение биостойкогонефтевытесняющего агента для повышения нефтеотдачи/ Г.Р.Байтурина, И.Б. Резяпова, Р.Х. Хазипов// Нефтегазовая вертикаль №1 2007, С. 25-27
16. Аюпов А. Г. Композиционные полимерные составы для повышения нефтеотдачи пластов с высокой степенью обводненности / А.Г. Аюпова, А.В Шарифуллин, В.Г. Козин// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений №1, 2003 г. Стр. 41-45
17. Ващенко А.В. Сравнение нефтеотмывающей способности анионных поверхностно-активных веществ/
A.В. Ващенко, И.Р. Мукмимова, К.Ю. Прочухан, Ю.А. Прочухан// Башкирский химический журнал 2015. Том 22, №1, С.108-110.
18. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности (обзор зарубежной литературы). Серия: Добыча.- М.: ВНИИ_ОЭНГ, 1974.96 с.
19. Лукьянчиков О.С. Повышение нефтеотдачи пласта/ О. С. Лукьянчиков//Материал конференции «Фундаментальные и прикладные науки-основа современной инновационной системы» Омск 2015г
20. Агаев С.Г., Старковский А.В., Шумов В.Н., Щипанов
B.П. Микроэмульсия для добычи нефти // А.с. 672898 СССР. —1979.
21. Байда А.А., Агаев С.Г. Мицеллярные растворы и микроэмульсии на основе флотогудрона // Изв.вузов. "Нефтьигаз". — 2010. — № 4. — С. 71—78.
22. Gogarty W.B., Tosch W.C. Miscible-Type Water-flooding: Oil Recovery with Micellar Solutions // Journal of Petroleum Technology. — 1968. — Vol. 243, № 12. — P. 1407—1414.].
23. Байда А.А., Агаев С.Г. Разработка мицеллярных растворов и микроэмульсий для увеличения нефтеотдачи пластов// Изв. вузов. Нефтьигаз. — 2010. — № 3. — С. 78—85.
24. Байда А. А. Мицеллярные растворы и микроэмульсии для повышения нефтеотдачи пластов. / А.А Байда, С.Г. Агаев// Нефтепромысловое дело Т7, 2012. С. 37-40
25. Пахаруков Ю.В., Шевнина Т.Е. Стабилизации пены поверхностно-активными веществами во фрактально-перколяционной модели разрушения // Письма в ЖТФ. -2001. - т.27. - вып. 3. - С.85-88.]
26. Козин В.Г., Повышение нефтеотдачи пластов с применением мицеллярных растворов с гидрофобизирующей составляющей. / В.Г. Козин, Н.Ю.Башкирцева, Р.Н Гарипов и др. - Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 8. - С. 79-81
27. Шакиров А. Н. Исследование коллоидно-химических свойств ПАВ, используемых в эмульсионных методах повышения нефтеотдачи пластов/ А.Н. Шакиров, О.З. Исмагилов, В.Г.Козин, Н.Ю. Башкирцева, Л.А. Гараев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений №11, 2003. С. 39-42.
28. Алимханов Р.Т. Повышение нефтеотдачи пластов с применением гидрофобизированныхмицеллярных растворов/ Р.Т. Алимханов, Ю.В. Пахаруков, Р.Ш. Салихов// Наука и ТЭК № 4 2012г, стр 52-53
29. Козин В.Г. Подбор мицеллярных растворов на основе реагента КС-6 с использованием органических продуктов для повышения нефтеотдачи пластов/ В. Г. Козин, Н. Ю. Башкирцева, О. А. Ковальчук// Вестник Казанского технол. ун-та 2004. №2. С. 193-203.
30. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов - М.: Недра, 1985- 307с
31. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. / Г.З. Сургучев, К.С Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов// Спавочник-М.: Недра 1991- 384с
© Д . Н. Мусина - магистр каф. ХТПНГ КНИТУ, gizzdinara@mail.ru; Б. Р. Вагапов - ассистент каф. ХТПНГ КНИТУ ,boulat88@gmail.com; О. Ю. Сладовская - к.т.н. доцент КНИТУ, olga_sladov@mail.ru; Д. А. Ибрагимова - к.х.н, доцент КНИТУ khalidina@mail.ru; И. А. Иванова - студент группы 4141-44 каф. ХТПНГ КНИТУ, iskander206@mail.ru.
© D. N. Musina- Master's student, Department of Chemical Engineering oil and gas refining, KNRTU; B. R. Vagapov- ассистент Department of Chemical Technology of petroleum and gas processing, KNRTU, boulat88@gmail.com; O. Y. Sladovskaya-associate professor, PhD in Petroleum Chemistry, Department of Chemical Technology of petroleum and gas processing, KNRTU, olga_sladov@mail.ru; D. A. Ibragimova - associate professor, PhD in Petroleum Chemistry, Department of Chemical Technology of petroleum and gas processing, KNRTU, khalidina@mail.ru; I. A. Ivanova - student of 4151-44 group Department of Chemical Technology of petroleum and gas processing, KNRTU, iskander206@mail.ru.
