Композиции поверхностно-активных веществ и аддукта неорганической кислоты на основе глубоких эвтектических растворителей (ГЭР) для увеличения нефтеотдачи высоковязких нефтей и их влияние на состав и свойства нефтей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Шолидодов Мехроб Рустамбекович

• Шолидодов Мехроб Рустамбекович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Шолидодов Мехроб Рустамбекович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Современное состояние добычи тяжелой и высоковязкой нефти

1.1.1 Основные физико-химические свойства тяжелых высоковязких нефтей

1.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи

1.2.1 Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи. Классификация ПАВ

1.2.2 Физико-химические основы применения полимеров для повышения нефтеотдачи

1.2.3 Физико-химические основы применения щелочи для повышения нефтеотдачи

1.2.4 Кислотная обработка как физико-химический метод повышения нефтеотдачи

1.2.4.1 Кислотная обработка карбонатных коллекторов

1.2.4.2 Кислотная обработка терригенных коллекторов

1.2.4.3 Полиолы и борная кислота в кислотных нефтевытесняющих композициях

1.2.5 Химически эволюционирующие системы на основе ПАВ, координирующих растворителей и комплексных соединений для увеличения нефтеотдачи

1.2.5.1 Нефтевытесняющая композиция НИНКА и ее влияние на состав и свойства нефти

1.2.5.2 Гелеобразующая потокоотклоняющая композиция ГАЛКА и ее влияние на состав и свойства нефти

1.2.6 Физико-химические методы увеличение нефтеотдачи на основе глубоких эвтектических растворителей

ГЛАВА 2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Объекты исследования

2.1.1 Характеристики тяжелых высоковязких нефтей, используемых при

физическом моделировании

2.1.2 Характеристики композиций поверхностно-активных веществ и аддукта неорганической кислоты на основе ГЭР

2.2 Определение физико-химических и реологических характеристик пластовых флюидов

2.3 Физическое моделирование процесса нефтевытеснения

2.3.1 Установка для физического моделирования процесса нефтевытеснения

2.3.2 Подготовка к эксперименту по физическому моделированию

процесса нефтевытеснения

2.3.3 Приготовление модели пластовой воды

2.3.4 Приготовление моделей нефтей Усинского, Русского и

Восточно-Мессояхского месторождений

2.3.5 Определение газовой проницаемости колонок

2.3.6 Проведение фильтрационных испытаний

2.4 Фотоколориметрические методики определения концентрации компонентов

химически эволюционирующих композиций

2.4.1 Методика определения карбамида в пластовой воде

2.5 Определение температуры плавления и кристаллизация

ГЛАВА 3 РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ: ГЛУБОКИЕ ЭВТЕКТИЧЕСКИЕ РАСТВОРИТЕЛИ НА ОСНОВЕ ПОЛИОЛОВ

3.1 Глубокие эвтектические растворители на основе глицерина

3.2 Глубокие эвтектические растворители на основе пентаэритрита

3.3 Глубокие эвтектические растворители на основе сорбита

3.4 Кислотные нефтевытесняющие композиции на основе ПАВ и ГЭР «борная кислота -карбамид - полиол»

3.5 Влияние кислотных нефтевытесняющих композиций на основе ПАВ и ГЭР «борная кислота - карбамид - полиол» на реологические характеристики нефтей

ГЛАВА 4 РЕЗУЛЬТАТЫ ИСЛЕДОВАНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК И НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ КИСЛОТНЫХ КОМПОЗИЦИЙ

4.1 Результаты исследований фильтрационных характеристик моделей неоднородного пласта в процессе вытеснения нефти композициями ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе полиолов

4.1.1 Исследование фильтрационных характеристик моделей неоднородного пласта в

процессе вытеснения нефти композицией ПАВ и аддуктов неорганической кислоты

на основе сорбита

4.1.2 Исследование фильтрационных характеристик моделей неоднородного пласта в процессе вытеснения нефти при непрерывной закачке композиций ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе глицерина при 22 и 150 °С

4.1.3 Исследование фильтрационных характеристик моделей неоднородного пласта в процессе вытеснения нефти композицией ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе глицерина

4.1.4 Исследование фильтрационных характеристик моделей неоднородного пласта в процессе вытеснения нефти композицией поверхностно-активных веществ и аддукта неорганической кислоты на основе глицерина и плавиковой кислоты

2.1.5 Исследование фильтрационных характеристик модели неоднородного пласта в процессе вытеснения нефти композицией ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ПЭР

4.1.6 Исследование фильтрационных характеристик моделей неоднородного пласта в процессе вытеснения нефти композицией ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ПЭР и плавиковой кислоты НБ

ГЛАВА 5 ВЛИЯНИЕ КОМПОЗИЦИЙ ПОВЕРХНОСТНО - АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ И АДДУКТА НЕОРГАНИЧЕСКОЙ КИСЛОТЫ НА ОСНОВЕ ГЭР НА СОСТАВ И СВОЙСТВА ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Композиции поверхностно-активных веществ и аддукта неорганической кислоты на основе глубоких эвтектических растворителей (ГЭР) для увеличения нефтеотдачи высоковязких нефтей и их влияние на состав и свойства нефтей»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности является существенное изменение структуры запасов в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, в том числе запасов нефтей в низкопроницаемых, терригенных и карбонатных коллекторах. По оценкам экспертов, запасы трудноизвлекаемых нефтей в мире превышают 1 трлн. тонн и в развитых промышленных странах рассматриваются как существенный резерв добычи нефти.

Добыча таких ресурсов требует от разработчиков новых подходов и методов, зачастую оптимизированных для конкретных залежей и условий. Для эффективного освоения трудно извлекаемых запасов нефти, включая нефтяные месторождения Арктики, необходимы создание и широкомасштабное применение научно обоснованных технологий добычи нефти, адаптированных к условиям севера и разработка новых химических реагентов для этих технологий.

Важным направлением поиска путей увеличения нефтеотдачи залежей тяжелой нефти является разработка новых физико-химических технологий, основанных на введении в пласт различного рода композиций химических реагентов, в том числе на основе поверхностно активных веществ (ПАВ) и глубоких эвтектических растворителей (ГЭР).

В Институте химии нефти СО РАН для решения проблем увеличения нефтеотдачи разрабатываются новые ГЭР с использованием комплексов многоосновных кислот и кислот Льюиса с координирующими растворителями (полиолами), карбамидом и полициклическим амином. На основе полученных ГЭР создаются термотропные нано-структурированные нефтевытесняющие и гелеобразующие композиции с регулируемыми физико-химическими, поверхностно-активными и реологическими свойствами для применения в нефтедобывающей отрасли в широком диапазоне климатических условий, включая северные регионы и Арктику.

С точки зрения транспортировки, хранения и экологии, предпочтительны твердые товарные формы реагентов, либо низкозастывающие, с температурой застывания в области минус 20 - минус 60 °С. Поэтому актуальна разработка методов получения жидких и твердых товарных форм нефтевытесняющих и гелеобразующих композиций на основе ГЭР, неорганических соединений, ПАВ и полимеров с указанными свойствами.

В связи с этим, особый интерес представляло исследование фазовых равновесий бинарных и тройных систем на основе ГЭР для увеличения нефтеотдачи пластов; физическое моделирование процесса нефтевытеснения, имитирующее пластовые условия Усинского, Русского и Восточно-Мессояхского месторождений высоковязкой нефти, на начальной и поздней стадиях разработки с использованием ГЭР на основе системы «полиол (глицерин,

сорбит и пентаэритрит) - борная кислота - карбамид», а также их влияние на состав и свойства нефти.

Цель работы: разработка композиций ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ГЭР, исследование их свойств и влияния на состав и свойства тяжелых высоковязких нефтей.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующее задачи:

1. Исследование фазового равновесия бинарных и тройных систем ГЭР, построение диаграмм их плавкости и изучение донорно-акцепторного воздействия бинарных и тройных систем ГЭР.

2. Разработка нефтевытесняющих композиций ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ГЭР из полученных бинарных и тройных систем ГЭР.

3. Физическое моделирование процесса нефтевытеснения с использованием композиций ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ГЭР для увеличения нефтеотдачи тяжелых высоковязких нефтей; исследование фильтрационных характеристик и анализ проб модели пластовой воды, отобранных в процессе фильтрационных испытаний.

4. Исследование изменения свойств и состава тяжелых высоковязких нефтей в процессе нефтевытеснения в присутствии композиций ПАВ и аддукта неорганической кислоты на основе ГЭР.

Основные положения диссертации, выносимые на защиту

— Фазовое равновесие в двух- и трехкомпонентных системах ГЭР «борная кислота -карбамид - полиол» характеризуется одной точкой эвтектики с минимальной температурой кристаллизации (плавления) системы при определенном мольном соотношении компонентов.

— Механизм донорно-акцепторного взаимодействия компонентов трехкомпонентных ГЭР с возможным образованием полимерных звеньев и кольцевых структур.

— Кислотные нефтевытесняющие наноструктурированные композиции пролонгированного действия на основе ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ГЭР в соотношениях, соответствующих эвтектическим составам.

— Влияние нефтевытесняющих наноструктурированных композиций пролонгированного действия на основе ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ГЭР на коэффициент нефтевытеснения и фильтрационные характеристики модели неоднородного пласта.

— Влияние композиций ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ГЭР на содержание более высокомолекулярных структур в вытесняемой нефти при незначительном изменении ее состава.

Научная новизна исследования

В работе впервые исследованы бинарные системы (ГЭР), входящие в тройные системы «борная кислота - карбамид - полиол (глицерин, пентаэритрит или сорбит)», построены диаграммы их плавкости с определением точки эвтектики, характеризующейся меньшей температурой кристаллизации, чем температура кристаллизации отдельных компонентов ГЭР. Впервые определены эвтектические точки тройных систем «борная кислота - карбамид - полиол», которые характеризуются значительно более низкой температурой кристаллизации, чем эвтектические точки в бинарных системах. Это позволяет, меняя соотношение компонентов, создавать жидкие или твердые товарные формы композиций на основе ГЭР с регулируемыми физико-химическими, поверхностно-активными и реологическими свойствами для увеличения нефтеотдачи в различных климатических условиях, включая северные регионы и Арктику.

Впервые изучено донорно-акцепторное взаимодействие в двойных и тройных системах «борная кислота - карбамид - полиол». Установлено, что в результате донорно-акцепторного взаимодействия образуются комплексные кислоты, намного более сильные, чем исходная кислота. Донорно-акцепторное взаимодействие позволяет усилить кислотность композиций и увеличить продолжительность их действия в пласте за счет повышения буферной емкости и расширения диапазона буферного действия в кислой области рН.

Впервые предложены и исследованы композиции на основе ГЭР и плавиковой кислоты: проведено исследование физико-химических, реологических и фильтрационных характеристик. Установлено, что применение композиций приводит к приросту коэффициента нефтевытесне-ния как при низких, так и при высоких температурах. При низких температурах композиции реагируют с коллектором с образованием углекислого газа СО2, который растворяется в нефти, снижая ее вязкость, что приводит к увеличению нефтеотдачи. При высоких температурах, выше 70 °С, композиции эволюционируют: за счет гидролиза карбамида, входящего в их состав, увеличивается рН, образуется СО2 и аммиачно-боратная буферная система, при этом создаются оптимальные условия для увеличения моющей способности композиций.

Впервые изучено влияние композиций ГЭР на основе полиолов, карбамида и борной кислоты на состав и свойства тяжелых высоковязких нефтей. Показано, что при использовании композиций ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ГЭР в условиях, моделирующих пластовые, коэффициент нефтевытеснения увеличивается за счет дополнительного отмыва н-алканов и высокомолекулярных соединений, в частности, полициклических ароматических углеводородов.

Теоретическое и практическое значение работы

Результаты исследований фазовых равновесий в системах «борная кислота - карбамид -полиол» могут быть использованы для создания твердых и жидких товарных форм нефтевытесняющих композиций на основе ГЭР.

Результаты исследований фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности композиций в процессе физического моделирования вытеснения высоковязкой нефти позволяют прогнозировать прирост коэффициента нефтевытеснения и изменения состава и свойств нефтей, добываемых с использованием композиций ПАВ и аддуктов неорганической кислоты на основе ГЭР «борная кислота - карбамид - полиол».

Знание об изменении состава добываемой нефти может быть использовано для разработки новых технологий повышения нефтеотдачи. Полученные данные можно использовать для математического и 3Б моделирования, вводя в расчеты содержание основных компонентов добываемой нефти.

Объекты и предмет исследований

В качестве объектов исследования выступали высоковязкие дегазированные нафтено-ароматические смолисто-асфальтеновые нефти пермокарбоновой залежи Усинского и Русского месторождений, а также смолистая нефть Восточно-Мессояхского месторождения и композиции поверхностно-активных веществ и аддуктов неорганической кислоты на основе ГЭР для увеличения нефтеотдачи тяжелых высоковязких нефтей.

Предметом исследования являлись фазовые равновесия бинарных и тройных систем ГЭР и моделирование процесса нефтевытеснения высоковязких нефтей композициями ПАВ и ад-дуктов неорганической кислоты на основе ГЭР.

Личный вклад автора состоит в анализе литературных источников по исследованию физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов и природе ГЭР, в планировании исследовательской работы, проведении экспериментальных работ по исследованию фазовых равновесий в бинарных и тройных системах «борная кислота - карбамид - полиол», фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности нефтевытесняющих композиций на основе ГЭР, обработке и обсуждении полученных результатов и формулировке выводов.

Апробация работы: Основные положения диссертации докладывались на: XXI Менделеевском съезде по общей и прикладной химии (Санкт-Петербург, 2019); III Международной конференции «Материалы, технологии и техника для освоения Арктики и Сибири» (Томск, 2019); Международной конференции «Перспективные материалы с иерархической структурой для новых технологий и надежных конструкций» и VIII Всероссийской научно-практической конференции с международным участием,

посвященной 50-летию основания Института химии нефти «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа» (Томск, 2019, 2020, 2021); II Международном молодежном конгрессе «Современные материалы и технологии новых поколений» (Томск, 2019); XXIII Международном симпозиуме студентов и молодых учёных им. ак. М.А. Усова, посвященного 120-летию со дня рождения академика К.И. Сатпаева и 120-летию со дня рождения профессора К.В. Радугина «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2019, 2021); 73-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ» (Москва, 2019, 2021); Международной научно-практической конференции «Решение Европейского союза о декарбонизации и новая парадигма развития топливно-энергетического комплекса России» (Казань, 2021); III Международной научно-практической конференции «Интегрированное научное сопровождение нефтегазовых активов: опыт, инновации, перспективы», посвященной 30-летию ПАО «ЛУКОЙЛ» (Пермь, 2021), AIP Conference Proceedings (2019, 2020, 2021), IOP Conference Series: Materials Science and Engineering (2019), Journal of Physics: Conference Series (2020).

Публикации. Основные теоретические и практические результаты диссертации опубликованы в 26 статьях и тезисах докладов, из них 3 публикации в ведущих рецензируемых изданиях, рекомендованных в действующем перечне ВАК и 6 статей в научных журналах, включенных в международные базы цитирования Scopus и Web of Science.

Структура и объем исследовательской работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, выводов, приложения, списка литературы из 169 наименований и списка сокращений. Работа изложена на 169 страницах, содержит 30 таблиц и 101 рисунков.

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность научному руководителю д-ру техн. наук Алтуниной Любови Константиновне и канд. хим. наук Козлову Владимиру Валерьевичу за ценные советы, рекомендации и помощь на протяжении всей научной работы и в проведении исследований, и всем сотрудникам лаборатории коллоидной химии нефти за помощь на различных этапах работы.

1.1

ГЛАВА 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР Современное состояние добычи тяжелой и высоковязкой нефти

Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся, в основном, тяжелая и высоковязкая нефть с вязкостью 30 мПа-с и выше [1]. Запасы такой нефти значительно превышают запасы легкой и маловязкой нефти и, по оценкам специалистов, они составляют не менее 1 трлн. тонн. Так, запасы тяжёлой и высоковязкой нефти примерно в 5 раз превышают запасы лёгкой и маловязкой нефти (810 и 162.3 млрд. тонн, соответственно) и являются важнейшей частью сырьевой базы нефтяной отрасли, как в России, так и в других нефтедобывающих странах мира. Большие запасы тяжелой, высоковязкой нефти имеют Канада, Венесуэла, Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай [2,3] (рисунок 1.1).

На рисунке 1.1 представлено распределение тяжелой и высоковязкой нефти в мире (а) и в России (б).

Рисунок 1.1 - Распределение тяжелой и высоковязкой нефти в мире (а) и в России (б) [2]

На территории России основными районами, где сосредоточено подавляющее большинство залежей тяжелой нефти, являются Западная Сибирь, Республика Коми, Архангельская область [9]. Также существуют месторождения высоковязкой нефти на территории Сахалина, Республики Удмуртия, Краснодарского края и др. Объем промышленных запасов в терригенных породах составляет около 4 млрд. тонн (64 %), в карбонатных коллекторах - 2,3 млрд. тонн, или 36 % от общих запасов. Среднегодовой суммарный объем добычи тяжелой нефти в мире приближается к 500 млн. тонн, а накопленная добыча превышает 14 млрд. тонн. Основная часть трудноизвлекаемых запасов России приурочена к низкопроницаемым коллекторам - 71 %. В настоящее время тяжелая, высоковязкая нефть рассматривается в качестве основного резерва мировой добычи нефти, что определяет актуальность фундаментальных и прикладных научно-исследовательских работ по формированию новых подходов к решению проблем ее добычи [2-9].

а

б

Пермский край

1.1.1 Основные физико-химические свойства тяжелых высоковязких нефтей

По физико-химическим свойствам нефти разнообразны, поэтому существует классификация, позволяющая различать их по составу, плотности и вязкости. По вязкости нефти подразделяются на маловязкие, вязкие, высоковязкие и сверхвысоковязкие. Высоковязкие нефти России в среднем являются тяжелыми и сернистыми, высокосмолистыми и высокоасфальтеновыми, малопарафинистыми, с низким содержанием фракций, выкипающих до 200 °С, к ним относятся нафтено-ароматические смолисто-асфальтеновые нефти пермокарбоновой залежи Усинского и сеноманского горизонта Русского месторождений и смолистая нефть Восточно-Мессояхского месторождения.

В настоящее время официально утвержденных критериев выделения трудноизвлекаемых запасов нет. Наиболее обоснованный подход к выделению трудноизвлекаемых запасов был предложен Халимовым Э.М. в 1987 г., на основе которого впоследствии им были разработаны критерии отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым.

В работах [10-12] представлен перечень основных критериев выделения трудноизвлекаемых запасов нефти, согласно которым к трудноизвлекаемым можно относить запасы нефти с ниже перечисленными свойствами и условиями залегания:

1) с аномальными физико-химическими свойствами (высокое содержание парафинов, ароматических углеводородов, смолистоасфальтеновых веществ, высокой концентрацией металлов и сернистых соединений, с высокими значениями плотности и вязкости, повышенной коксуемости, что приводит к высокой себестоимости добычи, практически невозможной транспортировке по существующим нефтепроводам и нерентабельной, по классическим схемам, нефтепереработке);

2) заключенные в слабопроницаемых коллекторах и в водонефтяных и газонефтяных зонах;

3) с высокой газонасыщенностью (более 500 м /т) или низкой газонасыщенностью (менее 200 м /т), либо при наличии в растворенном и/или свободном газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота) в количествах, требующих применения специального оборудования при бурении скважин и добыче нефти;

4) залегающих на больших глубинах (более 4500 м);

5) с пластовой температурой 100 °С и выше либо менее 20 °С (из-за низкой разницы между пластовой температурой и температурой застывания парафина и смол);

6) с высокой степенью обводненности залежей (до 75-80 %).

Вязкость в пластовых условиях для месторождений тяжелой нефти варьируется от относительно небольших значений 20 мПа с до величин вязкости, близких к значениям

природного битума (9000 мПас). При этом большинство месторождений имеют вязкость в пределах 1000 мПа-с.

Известно [160], что свойства нефти отличаются их средними значениями в зависимости от вертикального размещения залежей (таблица 1.1). Так, наиболее тяжелые и вязкие нефти находятся в среднем на глубине до 1000 м. С ростом глубины проявляется тенденция уменьшения в среднем плотности и вязкости - до значения плотности 0,8389 г/см на глубине до 4500 м и значения вязкости до 66 мм /с (уменьшение в 46 раз). На малых глубинах нефти в среднем являются сернистыми, смолистыми, среднеасфальтеновыми, среднепарафинистыми, с низким содержанием газа. Содержание серы, смол и асфальтенов уменьшается при увеличении глубины до 4500 м (уменьшение в 3, 2,4 и 2 раза соответственно), содержание парафинов и газосодержание увеличивается (3 и 3,8 раза соответственно). Глубокозалегающие нефти являются легкими, с повышенной вязкостью, с высоким содержанием парафинов, нефтяного газа, относятся к малосернистым, малосмолистым, малоасфальтеновым нефтям.

Таблица 1.1 - Физико-химические свойства нефти с разной глубиной залегания

Глубина залегания, м Плотность, г/см3 Вязкость при 20 °С, мм2/с Сера, мас. % Парафины, мас. % Смолы, мас. % Асфальтены, мас. % Газосодержание, м /т

0-1000 0,9016 3088,25 1,35 3,22 15,58 4,36 65,98

1000-2000 0,8658 310,84 1,39 4,66 12,85 3,67 78,03

2000-3000 0,8389 117,16 0,71 5,45 7,00 1,94 125,09

3000-4500 0,8373 66,39 0,44 9,94 6,43 1,94 253,43

Геологические факторы при формировании месторождений глубоких горизонтов остаются теми же, что и для образования скоплений углеводородов в верхних этажах пород на малой и средней глубине - присутствие ловушки, пород-коллекторов, флюидоупоров, благоприятная геохимическая и гидрогеологическая характеристика разреза [161]. Однако с ростом глубины изменяются характеристики этих факторов. Причиной значительного отличия геологических условий при увеличении глубины является, во-первых, существенное уплотнение пород на больших глубинах под воздействием гидростатического давления, что приводит к изменению структуры и текстуры пород, разрыву пластов и, в целом, к изменению строения. В таблице 1.2 представлены изменения в среднем пластовых температуры и давления, пористости и проницаемости коллекторов при изменении глубины. Как видно из таблицы 1.2, средние значения пластовых температуры и давления значительно увеличиваются (на порядок и 8,5 раз, соответственно), существенно снижаются значения пористости и проницаемости коллекторов (уменьшение в 1,6 раза и на 2 порядка, соответственно) с увеличением глубины

залегания пластов. Выявлено, что в рассматриваемой выборке глубокозалегающих нефтей палеозойские нефти составляют большинство - более 53 %, 1/3 нефтей залегает в мезозойских породах, около 14 % - в кайнозойских.

Таблица 1.2 - Изменения условий залегания нефти с увеличением глубины

Глубина залегания, м Температура пласта, °С Давление пласта, МПа Пористость, % Проницаемость, 2 мдм

0-1000 34,80 7,47 22,72 16,17

1000-2000 50,17 16,33 17,80 2,86

2000-3000 82,54 26,59 16,78 0,24

3000-4500 108,22 41,81 14,97 0,19

Более 4500 134,06 63,09 13,61 0,11

Наиболее распространенными методами увеличения нефтеотдачи (МУН) тяжелой высоковязкой нефти являются тепловые методы - вытеснение нефти паром, циклическая закачка пара в пласт и гравитационное дренирование при закачке пара [3, 4]. Увеличить эффективность паротеплового воздействия можно путем его сочетания с физико-химическими методами, с применением термотропных гелеобразующих композиций, увеличивающих охват пласта закачкой пара, нефтевытесняющих композиций, карьерных и шахтных способов разработки, так называемые «холодные» способы добычи, обеспечивающие дополнительное вытеснение нефти» [13-15].

1.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи

Анализ отечественного и зарубежного опыта эксплуатации нефтяных месторождений свидетельствует о том, что применение физико-химических МУН позволяет изменять направление фильтрационных потоков, повышать охват пластов заводнением и коэффициент вытеснения и, как следствие, увеличивать добычу нефти, при значительном снижении обводненности. Физико-химические методы добычи нефти помогают повысить эффективность извлечения нефти на всех типах месторождений, включая месторождения с высокой обводненностью.

В мировой практике долгие годы успешно используются физико-химические технологии, основанные на применении концентрированных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), нефтевытесняющих композиций, сшитых полимерных и полимер-дисперсных систем, мицеллярного заводнения, вязкоупругих и гелеобразующих систем, газа, эмульсий, пены, а также генерирование подобных систем непосредственно в пласте при использовании

термотропных гелеобразующих композиций, органосиликатных систем, щелочных растворов, кислотных растворов и др. [16-23].

Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия. С применением этих технологий в последние годы выполнено более 30 тыс. обработок нагнетательных скважин, которые обеспечили дополнительную добычу нефти около 40 млн. тонн, средняя удельная технологическая эффективность которых превысила 1,3 тыс. тонн нефти [24].

В работах [24, 25] авторами за основу классификации физико-химических МУН принимается механизм их воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Коэффициент извлечения нефти - это отношение количества добытой нефти к имеющемуся в объекте разработки. Под объектом разработки подразумевают один или несколько совместно разрабатываемых пластов залежи.

В технической литературе и проектных документах КИН обычно представляют, как произведение коэффициента вытеснения нефти водой (Кв) и коэффициента охвата (Ко) эксплуатируемого объекта применяемой системой воздействия [26]:

КИН = Кв • Ко

Даже в самом лучшем случае, когда вода прошла через 70 % объема залежи (Коз = 0,7) и там, где прошла и вытеснила 70 % нефти (Кв = 0,7), конечный коэффициент извлечения нефти будет не выше 50 %.

КИН = КвКо= 0,7 • 0,7 = 0,49

Достигнуть проектируемого КИН можно за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти из пласта, путем улучшения отмывающих способностей воды (агента вытеснения) или за счет увеличения коэффициента охвата пласта заводнением.

1.2.1 Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи. Классификация ПАВ

Поверхностно-активные вещества широко используются и имеют очень большое количество применений, особенно в нефтяной промышленности в методах увеличения нефтеотдачи (МУН) из-за их способности влиять на свойства поверхности породы и границы раздела нефть - вода [27]. ПАВ являются агентами поверхностного действия, и они могут адсорбироваться на поверхности раздела жидкость - жидкость, значительно изменяя свойства поверхности, тем самым снижая поверхностное и межфазное натяжения [28]. Межфазное или поверхностное натяжение является мерой различия в природе фаз, где две фазы встречаются на

границе раздела или поверхности; чем выше различие в их природе, тем выше межфазное или поверхностное натяжение между ними [29].

В процессе увеличения нефтеотдачи используются два механизма действия ПАВ: снижение межфазного натяжения и эмульгирование нефти и воды. ПАВ используются для снижения межфазного натяжения, что приводит к дополнительной мобилизации нефти, захваченной капиллярными силами в матрице породы. В пласте захваченные капли нефти (остаточная нефть) не могут быть вытеснены из-за высокой энергии, необходимой для преодоления капиллярного давления при нормальном межфазном натяжении на границе нефть - вода.

Закачка в пласт растворимых водных растворов ПАВ позволяет не только снизить межфазное натяжение на границах раздела фаз в системе «нефть - вода - порода», обеспечивая тем самым повышение коэффициента извлечения нефти, но и позволяет решать проблему набухания глинистых минералов. Известно, что определенные ПАВ способны подавлять гидратацию и набухание глин, что в пластовых условиях должно привести к увеличению фазовой проницаемости полимиктовых и карбонатных пород коллекторов по нефти и в целом повысить эффективность системы заводнения [30-31].

ПАВ имеет молекулярную структуру, состоящую из гидрофильной группы, которая имеет сильное притяжение к водной фазе, и гидрофобной группы, которая имеет очень слабое притяжение к водной фазе (рисунок 1.2).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шолидодов Мехроб Рустамбекович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Полищук, Ю. М. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств / Ю. М. Полищук, Г. И. Ященко // Нефтегазовое дело. -2005. - № 1. - С. 1034-1052.

2. Ященко, И. Г. Трудноизвлекаемые нефти: физико-химические свойства и закономерности размещения / И. Г. Ященко, Ю. М. Полищук; под ред. А. А. Новикова. - Томск: В-Спектр, - 2014. - 154 с.

3. Максутов, Р. А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России / Р. А. Максутов, Г. И. Орлов, А. В. Осипов // Технологии ТЭК. - 2005. - № 6. - С. 46-58.

4. Барков Сергей. Нефтедобыча: запасы и КИН [Электронный ресурс] / Сергей Барков, Евгений Грунис, Александр Хавкин / http://neftegaz.ru/science/view/932/ Обращение 26.05.2015.

5. Якуцени, В. П. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе/ В. П. Якуцени, Ю. Э. Петрова, А. А. Суханов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007. - № 2. - С. 1-11.

6. Altunina, L. K. Physicochemical methods for enhancing oil recovery from oil fields / L. K. Altunina, V. A. Kuvshinov // Russian Chemical Reviews. - 2007. - № 76. - № 10. - P. 971987.

7. Тарасюк, В. М. Высоковязкие нефти и природные битумы / В. М. Тарасюк // Экологический вестник России. - 2014. - № 6. - С. 22-27.

8. Romero-Zeron, Laura. Chemical Enhanced Oil Recovery ^EOR) - a Practical Overview / Romero-Zeron, Laura. - London: InTechOpen Limited, 2016. - 200 p. D0I:10.5772/61394

9. Ruzin, L. M. Features and innovative ways of highly viscous oil field development / L. M. Ruzin, O. A. Morozyuk, S. M. Durkin // Neftyanoe khozyaystvo. - 2013. - № 8. - P. 51-53.

10. Sheng, J. J. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery / J. J Sheng // Gulf Professional Publishing, 2011. - Р. 617.

11. Zitha, P. Increasing Hydrocarbon Recovery Factors [Электронный ресурс] / P. Zitha [и др.] // URL: http://www.spe.org/industry/docs/recovery factors. pdf (дата обращения 15.12.2018).

12. Шарф, И. В. Трудноизвлекаемые запасы нефти: понятие, классификационные подходы и стимулирование разработки / И. В. Шарф, Д. Н. Борзенкова // Фундаментальные исследования. - 2015. - № 2-16. - С. 3593-3597.

13. Алтунина, Л. К. Тенденции и перспективы физико-химических методов увеличения нефтеотдачи месторождений тяжелой нефти / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, Л. А. Стасьева, И. В. Кувшинов // Химия в интересах устойчивого развития. - 2018. - № 3. - С. 261-277.

14. Алтунина, Л. К. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачипластов нефтяных месторождений (обзор) / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов // Успехи химии. - 2007. -Т. 76. - № 10. - С. 1034-1052.

15. Altunina, L. K. Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physic-ochemical methods at thermal-steam treatments / L. K. Altunina, V. A. Kuvshinov // Oil & Gas Science and Technology. - 2008. - Vol. 63. - № 1. - P. 37-48.

16. Алтунина, Л. К. Увеличение нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей физико-химическими методами / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов // Технологии ТЭК. - 2007. - № 1 -(32). - С. 46-52.

17. Алтунина, Л. К. Физико-химические аспекты технологий увеличения нефтеотдачи (обзор) / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов // Химия в интересах устойчивого развития. - 2001. -№ 3. - С. 331-344.

18. Altunina, L. K. Chemically evolving systems for oil recovery enhancement in heavy oil deposits / L. K. Altunina, I. V. Kuvshinov, V. A. Kuvshinov, L. A. Stasyeva // Proceedings of the International Conference on Advanced Materials with Hierarchical Structure for New Technologies and Reliable Structures (A M HS'17). AIP Conference Proceeding. - 2017. - Vol. 1909(1). - P. 020005. Published by the American Institute of Physics. https://doi.org/10.1063/L5013686.

19. Altunina, L. K. Physical-chemical and complex EOR/IOR technologies for the Permian-Carboniferous deposit of heavy oil of the Usinskoye oil field / L. K. Altunina, V. A. Kuvshinov, I. V. Kuvshinov, L. A. Stasyeva, M. V. Chertenkov, L. S. Shkrabyuk, D. V.Andreev // Oil Industry. -2017. - Vol. 7. - P. 26-29.

20. Samanta, A. Comparative studies on enhanced oil recovery by alkali-surfactant and polymer flooding / A. Samanta, A. Bera, K. Ojha, A. Mandal // J. Pet. Explor. Prod. Technol. - 2012. - 2. -Р. 67-74. https://doi.org/10.1007/s13202-012-0021 -2.

21. Kumar, N. Characterization of SPN pickering emulsions for application in enhanced oil recovery / N. Kumar, T. Gaur, A. Mandal // J. Ind. Eng. Chem. - 2017. - 54. - Р. 304-315. https://doi.org/10.1016/j.jiec.2017.06.005.

22. Samin, A. M. Protein foam application for enhanced oil recovery / A. M. Samin, M. A. Manan, A. K. Idris, N. Yekeen, M. Said, A. Alghol // J. Dispers. Sci. Technol. - 2017. - 38. - Р. 604609. https://doi.org/10.1080/01932691.2016.1185014.

23. Алтунина, Л. К. Применение термотропных композиций для повышения нефтеотдачи / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, И. В. Кувшинов // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 1 . -С. 44-47.

24. Милованов, И. В. Совершенствование комплекса технологий и технических средств для интенсификации добычи нефти: афтореферат. дис. ... кандидат технических наук: 25.00.17 / Милованов И. В. - Уфа, 2009. - 115 с.

25. Алтунина, Л. К. Физико-химические основы увеличения нефтеотдачи пластов. Ч. I. Основные понятия нефтепромыслового дела / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов. - Томск: Изд-во Томск. ун-та, 2001. - 98 с

26. Исследование фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности составов для увеличения нефтеотдачи пластов: методические указания к проведению лабораторных работ по курсу «Физико-химические основы увеличения нефтеотдачи пластов» / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов. - Томск, 2001. - 24 с.

27. Hesham, A. Effect of anionic surfactant on wettability of shale and its implication on gas adsorption desorption behavior / A. Hesham, S. Mahmood, A. Al-Mutarreb // Energy Fuels. - 2018.-32(2). - Р. 1423-1432.

28. Hocine, S. An extensive study of the thermal stability of anionic chemical EOR surfactant—stability in aqueous solutions / S. Hocine, A. Cuenca, A. Magnan, A. Tay, P. Moreau // International Petroleum Technology Conference, Bangkok, Thailand, November 14-16. -2016. - IPTC-18974-MS.

29. Hadian, N. A rigorous approach to analyze bulk and coreflood foam screening tests / N. Hadian, N. Syed, M. Hamed // J. Pet. Explor. Prod. Technol. - 2018. - № 9 - Р. 809-822.

30. Рогачев, М. К. Исследование и разработка растворов поверхностноактивных веществ для заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов / М. К. Рогачев, А. Н. Кузнецова // Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». - 2016. - №1 - С. 49-53.

31. Рогачев, М. К. Регулирование фильтрационных характеристик нефтяных коллекторов с использование поверхностно-активных веществ / М. К. Рогачев, А. Н. Кузнецова // Международный Научно-исследовательский журнал. - 2015. - №10 (41). - Ч. 4. - С. 98-99.

32. Холмберг, К. Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах / К. Холмберг, Б. Йенссон, Б. Кронберг, Б. Линдман - М.: БИНОМ: Лаборатория знаний, 2012. -532 с.

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

34. Холмберг, К. Поверхностноактивные вещества и полимеры в водных растворах / К. Холмберг, Б. Йенссон, Б. Кронберг, Б. Линдман; пер. с англ. - М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, - 2007. - 526 с.

35. Pashley, R. M. Applied Colloid and Surface Chemistry / R. M. Pashley, M. E.Karaman // John Wiley & Sons, Inc. - 2004. - P. 62.

36. Сладовская, О. Ю. Применение коллоидных систем для увеличения нефтеотдачи пласта / О. Ю. Сладовская, Н.Ю. Башкирцева, Д. А. Куряшов, А. И. Лахова, Р. Р. Мингазов, И. Ф. Исмагилов, Б. Р. Вагапов // Вестник технологического университета. - 2010. - В. 10. -С. 585-591.

37. Фролов, Ю. Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы : учебник для вузов / Ю. Г. Фролов. - М.: Альянс, 2004. - 464 с.

38. Green, D. W. Enhanced Oil Recovery / D. W. Green, G. P. Willhite. - Richardson, TX : Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 1998. - SPE textbook series. - Vol. 6. - 241 р.

39. Ланге, К. Р. Поверхностно-активные вещества: синтез, свойства, анализ, применение / К. Р. Ланге // Профессия. - 2007. - С. 117-118.

40. Tadros, T. F. An Introduction to surfactants / T. F Tadros. - Berlin : De Gruyter; 1st edition, 2014 - 223 р.

41. Kronberg, B., Holmberg K., Lindman B. Surface chemistry of surfactants and polymers / B. Kronberg, K. Holmberg, B. Lindman. - John Wiley & Sons Ltd., 2014.- 496 p.

42. Sheng J. Modern chemical enhance oil recovery: theory and practice / J. Sheng. - London : Gulf Professional Publishing, 2010.-648 р.

43. Bera, A. Ionic Liquids as alternatives of surfactants in enhanced oil recovery - a State-of-the-art review / A. Bera, H. Belhaj // J. of Mol. Liq. - 2016. - 224. - Р. 177-188.

44. Gupta, R. Temperature Effects on Surfactant-Aided Imbibition into Fractured Cores / R. Gupta, K. K. Mohanty // Annual Technical Conference and Exhibition held in Anaheim, U.S.A., 2007. - SPE-11204.

45. Неудачина, Л. К. Применение поверхностно-активных веществ в анализе : учеб. пособие / Л. К. Неудачина, Ю. С. Петрова. - М-во образования и науки Рос. Федерации, Урал. фе-дер. ун-т. - Екатеринбург : Изд-во Урал. ун-та, 2017. - 76 с.

46. Сентемов, А. А. Повышение нефтеотдачи при ПАВ-полимерном заводнении / А. А. Сентемов // «Научно-практический электронный журнал Аллея Науки». - 2018. - № 9 (25). - 7 с.

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

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

49. Алтунина, Л. К. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ / Л. К. Алту-нина, В. А. Кувшинов. - Новосибирск: Наука, 1995.-198 c.

50. Experimental and modeling studies on adsorption of a nonionic surfactant on sandstone minerals in enhanced oil recovery process with surfactant flooding / Barati-Harooni A., Najafi-Marghmaleki A., Tatar A., Mohammadi A. H. // J. of Mol. Liq. - 2016. - 220. - P. 1022-1032.

51. Sandersen, S. B. Enhanced oil recovery with surfactant flooding / S. B. Sandersen // Technical University of Denmark "Danmarks Tekniske Universitet", Center for Energy Resources Engineering, Ph.D. Thesis, - 2012. - P. 1-162.

52. Деркач, С. Р. Использование ПАВ для интенсификации нефтедобычи при первичном и вторичном вскрытии пластов / С. Р. Деркач, Г. И. Берестова, Т. А. Мотылева // Вестник МГТУ. - 2010. - Том 13. - № 4/1. - С. 784-792.

53. Петров, Н. А. Катионные ПАВ - эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности / Н. А. Петров, Б. С. Измухамбетов, Ф. А. Агзамов, Н. А. Ногаев; под ред. Ф. А. Агзамова. - СПб.: Недра, 2004.-408 с.

54. Сургучев, М. Л. Применение мицеллярных раствор раствор для увеличение нефтеотдачи пластов [Текст] / М. Л. Сургучев, В. А. Шевцов, В. В. Сурина. - М: Недра, 1977. - 175 с.

55. Сургучев, М. Л. Ресурсосбережение при извлечение нефти [Текст] / Л. М. Сургучев. - М.: Недра, 1991. - 170 с.

56. ПАВ различного типа в составе технологических жидкостей, применяемых в процессах нефте и газодобычи / А. М. Силин, А. Л. Магадов, Ф. Л. Давлетшина, В. В. Пономарева, М. М. Мухин, А. А. Белых, Я. А. Учаев // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 10. - С. 22-24.

57. Rheological Properties of StimuliResponsive Polymers in Solu tion to Improve the Salinity and Temperature Performances of PolymerBased Chemical Enhanced Oil Recovery Technologies / T. Leblanc, O. Braun, A. Thomas, T. Divers, N. Gaillard, C. FavJro // SPE Enhanced Oil Recovery Conference. - Kuala Lumpur, Malaysia, 11-13 August - 2015. - Paper SPE 174618. - P. 556-572.

58. EOR: Current status and opportunities / E. J. Manrique, C. Thomas, R. Ravikiran, M. Izadi, M. Lantz, J. Romero, V. Alvarado // SPE Improved Oil Recovery Symposium. - Tulsa, USA, -2010. - P. 1584-1604.

59. Sheng, J. J. A Comprehensive Review of Alkaline-Surfactant- Polymer (ASP) Flooding / J. J. Sheng //Asia-Pac. J. Chem. Eng. - 2014. - 9 (4). - Р. 471-489. http://dx.doi.org/10.1002/apj.1824.

60. Wang, D. Large Scale High Viscous Elastic Fluid Flooding in the Field Achieves High Recoveries / Wang D., Gang W., Huifen X. // SPE-144294. SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, 2011. - Р. 19-21.

61. Study on High Concentration Polymer Flooding in Lamadian Oilfield, Daqing / L. Wang, Y. Wang, C. Zhang, D. Yin, L. Wang // SPE-154625. SPE EOR Conference at Oil & Gas West Asia. Muscat, Oman, 2012. - Р. 16-18.

62. Фахретдинов, Р. Н. Инновационная технология регулирования процесса извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа на основе полифункционального реагента ХСИ-4601 / Р. Н. Фахретдинов, Г. Х. Якименко // Нефть. Газ. Новации. - 2014. - № 10. - С. 60-75.

63. Фахретдинов, Р. Н. Эффективность использования новых фундаментальных решений проблем при разработке нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами / Р. Н. Фахрет-динов, Г. Х. Якименко // Сборник научных трудов ОАО «ВНИИнефть им. А.П. Крылова». -2012. - № 147. - С.49-61.

64. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти / А. Тома, Б. Саюк, Ж. Абиров, Е. Мазбаев // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2017. - № 7-8. - С. 58-67.

65. Alvarado, V. Methods of increasing oil recovery. Planning and application strategies / V. Alvarado, E. Manrik, Falaleev L.B.; edited by A.O. Palia. - Moscow: Premium Engineering LLC, 2011. - 224 p.

66. Gazizov, A. A. Factors of effective development of oil and gas fi elds / A.A. Gazizov. -Kazan: Сenter of innovative technologies, 2012. - 224 p.

67. Delamaide E. Chemical EOR in Low Permeability Reservoirs / E. Delamaide, R. Tabary, D. Rousseau //SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, March 31-April 2, 2014. - SPE-169673-MS. https://doi.org/10.2118/169673-MS.

68. Monitoring Chemical EOR Processes / Jonathan Mitchell, John Staniland, Alex Wilson, Andrew Howe, Andrew Clarke, Edmund J. Fordham, John Edwards, Rien Faber, Ron Bouwmeester // SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, April 12-16, 2014. - SPE-169155-MS. https://doi.org/10.2118/169155-MS.

69. Sweep improvement options for the Daqing oil field / D. Wang, P. Han, Z. Shao, H. Weihong, R. S. Seright // SPE Reservoir Eval. & Eng., 2008. - Vol. 11. - Is. 01. -Р. 18-26.

70. Газизов, А. А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки / А. А Газизов. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 639с.

71. Simulation of polymer flooding in one of the Iranian oil fields / Mehdi Mohammad Salehi, Abdolvahid Hekmatzadeh, Valy Ahmad Sajjadian, Mohammad Masoumi // Egypt. J. Petrol. - 2016. -V. 26. - № 2. - P. 325-330.

72. Абрамзон, А. А. Поверхностно-активные вещества. Синтез, анализ, свойства, применение: учебное пособие для ВУЗов / А. А. Абрамзон, Л. П. Зайченко, С. И. Файнгольд. -Л.: Химия. - 1988.-200с.

73. Применение термообратимых полимерных гелей для увеличения охвата при пароте-пловом воздействии на залежи высоковязких нефтей / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, Л. А. Стасьева, В. П. Дорохов // Теоретические и прикладные основы физико-химического регулиро-

вания свойств нефтяных систем. Часть III. Сборник трудов СО РАН. - Томск: ТГУ. - 2001. -С. 3-12.

74. Бондаренко, А. В. Экспериментальное сопровождение опытно-промышленных работ по обоснованию технологии полимерного заводнения в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 / Бондаренко Алексей Валентинович. - Москва, 2017. -154 с.

75. Королев, М. И. Обоснование технологии извлечения остаточной нефти из неоднородных терригенных коллекторов с использованием микроэмульсионных составов : дис. . канд. техн. наук : 25.00.17 / Королев Максим Игоревич. - Санкт-Петербург, 2018. - 127 с.

76. Aspects of Alkaline Flooding: Oil Recovery Improvement and Displacement Mechanisms / Mohammad Hossein Sedaghat, Arash Ahadi, Morteza Kordnejad and Ziba Borazjani // Middle-East Journal of Scientific Research. - 2013. - 18 (2). - P. 258-263.

77. Оценка различных факторов увеличения нефтеотдачи тяжелой нефти с использованием различных щелочных растворов / Хайян Чжан, Гуанин Чен, Минчже Донг, Суоци Чжао и Чживу Лян // Энергия и топливо. - 2016. - 30 (5). - С. 3860-3869.

78. Dong, M. Micromodel study of the displacement mechanisms of enhanced heavy oil recovery by alkaline flooding/ M. Dong, Q. Liu, and A. Li // Proceedings of the International Symposium of the Society of Core Analysts, Calgary; SCA, Alberta, Canada, September, 2007. - pp. 20072047.

79. Sheng, J. J. Status of alkaline flooding technology / J. J. Sheng // J. Petrol Eng Technol. -2015. - 5 (1). - Р. 44-50.

80. Рузин, Л. М. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика) [Текст] : учебное пособие / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. - Ухта : УГТУ, 2014. - 127 с.

81. Кисаев, В. В. Адсорбция и потеря реагента при щелочном заводнении / Кисаев В. В // ВНИИОЭНГ. - 1983. - № 9. - С.5-6.

82. Manji, K. H. Design considerations for Dome's David alkali/polymer flood / K. H. Manji, B. W. Stasiuk // J. Can. Pet. Technol. - 1988. - 27(3). - Р. 48-54.

83. Бисембаева, К. Т. Вытеснение нефти водными растворами неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) / К. Т. Бисембаева, А. Н. Мухамбетярова // Молодой ученый. -2014. - № 8. - С. 143-145.

84. Алтунина, Л. К., Кувшинов В. А., Кувшинов И. В. Физико-химические икомплекс-ные технологии увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, И. В. Кувшинов // Нефть и Газ (Казахстан). - 2015. - № 3 (87). - С. 31-50.

85. Байда, А. А. Мицеллярные растворы и микроэмульсии для повышения нефтеотдачи пластов / А. А. Байда, С. Г. Агаев //Нефтепромысловое дело. - 2012. - №. 7. - С. 37-40.

86. Критерии эффективного применения технологий выравнивания профиля приемистости пласта в условиях разработки месторождений ОАО «Газпром нефть» / Р. А. Гималетдинов, В. В. Сидоренко, Р. Н. Фахретдинов, О. А. Бобылев, Г. Х. Якименко, Р. Л. Павлишин // Нефтяное хозяйство. - 2015. - №. 5. - С. 78.

87. Sheng, J. J. A comprehensive review of alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding / J. J. Sheng // Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering. - 2014. -Vol. 9. - № 4. - P. 471-489.

88. Zhu, Y. Developments of ASP/SP flooding formulations for Huabei fault block reservoir / Y. Zhu, X. Liu and J. Fan // Proceedings of the SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Bali, Indonesia, 2015. - SPE-176117-MS.

89. Gregersen, C. S. ASP design for the Minnelusa formation under low-salinity conditions: impacts of anhydrite on ASP performance / C. S. Gregersen, M. Kazempour, and V. Alvarado // Fuel. - Vol. 105. - 2013. - P. 368-382.

90. Olajire, A. A. Review of ASP EOR (alkaline surfactant polymer enhanced oil recovery) technology in the petroleum industry: prospects and challenges / A. A. Olajire // Energy. - 2014.-Vol. 77. - P. 963-982.

91. ASP Flooding: Theory and Practice Progress in China / Hu Guo, Yiqiang Li, Fuyong Wang, Zhaoyan Yu, Zhiwei Chen, Yansheng Wang, and Xian Gao // Journal of Chemistry. - 2017. -P. 1-18.

92. Гиматудинов, Ш. К. Справочная книга по добыче нефти / Ш. К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1974. - 700 с.

93. Babaei, M. Impact of phase saturation on wormhole formation in rock matrix acidizing / M. Babaei, M. Sedighi // Chemical Engineering Science. - 2018. - Vol. 177. - P. 39-52.

94. Monitoring of matrix acidizing by using resistivity measurements / M. Ghommem, X. Qiu, D. Brady, F. Al-Tajar, S. Crary, A. Mahjoub // SPE Annual Technical Conference and Exhibition Dubai, 26-28 September, 2016. - SPE 181414. https://doi.org/10.2118/181414-MS

95. Integrated production logging tools approach for convenient experimental individual layer permeability measurements in a multi-layered fractured reservoir / A. Davarpanah, B. Mirshekari, T. Jafari Behbahani, M. Hemmati // J. of Petrol. Explor. Prod. Technol. - 2018. - 8. - P. 743-751.

96. Подбор оптимальной кислотной композиции для проведения успешной обработки призабойной зоны заглинизированного терригенного коллектора на основе сведений о минералогическом составе : отчет о выполнении работ по гранту компании British Petroleum / З. Р. Дав-летов, М. Д. Пахомов, М. К. Мурзатаева, В. Ю. Дингес. - Москва : РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012 г. - 51с.

97. Зиновьев А. М. Особенности кислотных обработок в условиях высокотемпературных коллекторов / А. М. Зиновьев, Н. А. Карпунин // Вестник Евразийской науки. - 2018. - № 6. - https://esj.today/PDF/7 5NZVN618.

98. Simulation of geochemical banding I: acidization-precipitation experiments in a ferruginous limestone rock / M. Msharrafieh, M. Al-Ghoul, F. Zaknoun, H. El-Rassy, S. El-Joubeily, R. Sultan // Chem. Geol. - 2016. - 440. - P. 42-49.

99. Chang, F. F. Optimizing Well productivity by Controlling Acid Dissolution Pattern during Matrix Acidizing of Carbonate Reservoirs [Электронный ресурс] / F. F. Chang and M. Abbad // IPTC 12368. - 2008. - Режим доступа: https://doi.org/10.2523/IPTC-12368-MS.

100. Кислотная обработка призабойной зоны пласта баженовской свиты после проведения гидроразрыва пласта / В. Т. Литвин, П. В. Рощин, К. В. Стрижнев, Т. Н. Шевчук // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 4. - С. 70-73.

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

102. Патент 2172401, С2, Российская Федерация МПК E21B 43/27, E21B 43/22. Способ кислотной обработки нефтяного пласта 99121493/03: заяв. 11.10.1999; опубл. 20.08.2001 Бюл. № 23 / Г. А. Орлов, М. Х. Мусабиров; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "Тат-НИПИнефть".

103. Шаров, В. Н. Оператор по химической обработке скважин : учебник. / В. Н. Шаров, В. И. Гусев. - М.: Недра, 1983. - 142 c.

104. Nitters, G. Careful Planning and Sophisticated Laboratory Support: The Key to Improved Acidisation Results / G. Nitters, A.M.P Hagelaars // European Petroleum Conference, Hague, Netherlands, October 21-24, 1990. - SPE-20967-MS. https://doi.org/10.2118/20967-MS

105. Gdanski, R. D. Kinetics of the Primary Reaction of HF on Alumino-Silicates / R. D. Gdanski // SPE Production & Facilities. - November. - 2000. - P. 279-287.

106. Gdanski, R. D. Kinetics of the Tertiary Reactions of Hydrofluoric Acid on Aluminosilicates / R. D. Gdanski // SPE Production & Facilities. - May. - 1998. - P. 75-80.

107. Силин, М. А. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов : учебное пособие / М. А. Силин, Л. А. Магадова, В. А. Цыганков, М. М. Мухин, Л. Ф. Давлетшина. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2011-142 с.

108. Shuchart, C. E. Determination of the Chemistry of HF Acidizing with the Use of F NMR Spectroscopy / C. E. Shuchart, D. C. Buster // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, San Antonio, Texas, February 14-17, 1995. - SPE-28975-MS. https://doi.org/10.2118/28975-MS

109. Осадкообразование при взаимодействии кислотных составов с минералами терри-генного коллектора / Л. А. Магадова, Л. Ф. Давлетшина, М. Д. Пахомов, З. Р. Давлетов // Нефтепромысловое дело. - № 9. - 2015. - С. 31-36.

110. Силин, М. А. Кислотная композиция для увеличения продуктивности скважин низкопроницаемых терригенных коллекторов с высоким содержанием карбонатов / М. А. Силин, Л. А.Магадова, В. А. Цыганков, М. М. Мухин // Технологии нефти и газа. - № 1. - 2010. -С. 41-45.

111. Разработка комплексного подхода по подбору кислотных составов для обработок терригенных пластов на примере кварца / Л. А. Магадова, Л. Ф. Давлетшина, З. Р. Давлетов, А. К. Котцова, Ю. Ж. Вагапова // Территория нефтегаз. - № 6. - 2018. - С. 72-78.

112. Сафина, Л. И. Обработка призабойной зоны пласта кислотными растворами на при-разломном месторождении / Л. И. Сафина, А. И. Стариков // Вестник Югорского государственного университета. - 2016. - Вып. 3 (42). - С. 89-93.

113. Литвин, В. Т. Обоснование технологии интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты с применением кислотной обработки: дис. .канд. техн. наук : 25.00.17 / Литвин Владимир Тарасович. - Санкт-Петербург, 2016. - 131 с.

114. Цыганков, В. А. Разработка кислотных составов для низкопроницаемых терриген-ных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов: дис. канд. техн. наук : 02.00.11 / Цыганков Вадим Андреевич. - Москва, 2011. - 162 с.

115. Современный опыт обработки призабойной зоны терригенного пласта кислотными композициями / Н. А. Карпунин, А. А. Рязанов, Л. Н. Хромых, Н. А. Щукин // Вестник Евразийской науки. - 2018. - Т. 10. - № 4. URL: https://esj.today/PDF/42NZVN418.pdf

116. Curtis Crowe. Trends in Matrix Acidizing / Curtis Crowe, Jacques Masmonteil, Ron Thomas // Oilfield Review. - 1992. - Р. 24-40.

117. Дьяконов, И. А. Глицерин. Химическая энциклопедия: в 5 т. / И. А. Дьяконов; Гл. ред. И. Л. Кнунянц. - М.: Советская энциклопедия, 1988. - Т. 1: А - Дарзана. - С. 585.

118. Усов, А. И. Сорбит. Химическая энциклопедия: в 5 т. / А. И. Усов // Гл. ред. Н. С. Зефиров. - М.: Большая Российская энциклопедия, 1995. - Т. 4: Полимерные - Трипсин. - С. 389.

119. Acidity study of donor-acceptor complexes of boric acid with polyols for oil displacing compositions / V. A. Kuvshinov, L. K. Altunina, L. A. Stasieva, I. V. Kuvshinov // J. Sib. Fed. Univ. Chem. - 2019. - 12 (3). - Р. 364-373. DOI: 10.17516/1998-2836-0133.

120. Увеличение нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей кислотными композициями на основе поверхностно-активных веществ, координирующих растворителей и комплексных

соединений / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, Л. А. Стасьева, И. В. Кувшинов // Георесурсы. -Т. 21. - № 4. - 2019. - C. 103-113. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.4.103-113.

121. Шварц, Е. М. Взаимодействие борной кислоты со спиртами и оксикислотами / Е. М. Шварц. - Рига: Зинатне, 1990.-414 с.

122. Shvarts, E. M. Reactions of Polyols with Boric Acid and Sodium Monoborate / E. M. Shvarts, R. T. Ignash, R. G. Belousova // Russian Journal of General Chemistry. - 75 (11). - 2005. -Р. 1687-1692. https://doi.org/10.1007/s11176-005-0492-7.

123. Троицкий, Г. В. Изоэлектрическое фокусирование белков в борат-глицериновом рН-градиенте / Г. В. Троицкий, Г. Ю. Ажицкий. - Киев: Наукова думка, 1984.-220 с.

124. Enhanced oil recovery from Permian-Carboniferous deposit of high-viscosity oil in the Usinsk oilfield with physicochemical and complex technologies / L. K. Altunina, V. A. Kuvshinov, I. V. Kuvshinov, L. A. Stasyeva, M. V. Chertenkov, D. V. Andreev, A. Yu. Karmanov // J. Sib. Fed. Univ. Chem. - 2018. - 11(4). - Р. 462-476. DOI: 10.17516/1998-2836-0091.

125. Glycerol based ionic liquid with a boron core: A new highly efficient and reusable promoting medium for the synthesis of quinazolinones / Hamid Reza Safaei, Mphsen Shekouhy, Vahid Shafiee, Mansoorth Davoodi // Journal of Molecular Liquids. - 2013. - Vol. 180. - № 4. - Р. 139-144. http://dx.doi.org/10.1016/j.molliq.2013.01.013.

126. Сугак, Н. Ю. Пентаэритрит: методические рекомендации к лабораторному практикуму для студентов специальностей 240301.65, 240302.65 / Сугак, Н. Ю. - Бийск: Изд-во Алт. гос. техн. ун-та, 2013. - 33 с.

127. Нефтевытесняющая композиция ПАВ с регулируемой вязкостью для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, Л. А. Стасьева, И. В. Кувшинов, В. В. Козлов // Георесурсы. - 2016. - Т. 18. - № 4. - Ч. 1. - С. 281-288.

128. Технология «гель в геле». Увеличение нефтеотдачи тяжелых высоковязких нефтей / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, И. В. Кувшинов, Л. А. Стасьева, В. В. Козлов, М. В. Чертен-ков, Л.С. Шкрабюк // Oil&Gas Rus^ - 2017. - № 7 (1117). - С. 28-34.

129. Kuvshinov, I. V. Field experience of thermotropic compositions application for enhanced oil recovery / I. V. Kuvshinov, V. A. Kuvshinov, L. K Altunina // Oil Industry. - 2017. - № l. - P. 4447.

130. Физико-химические и комплексные технологии увеличения нефтеотдачи пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения / Л. К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И. В. Кувшинов, Л. А. Стасьева, М. В. Чертенков, Л. С. Шкрабюк, Д. В. Андреев // Нефтяное хозяйство. - № 7. - 2017. - С. 26-29.

131. Shvarts, E. M. Reactions of Polyols with Boric Acid and Sodium Monoborate / E. M. Shvarts, R.T. Ignash, Belousova R.G. // Russian Journal of General Chemistry. - Vol. 75. - Is. 11. - 2005. - Р. 1687-1692. https://doi.org/10.1007/s11176-005-0492-7.

132. Горловский, Д. М. Технология карбамида / Д. М. Горловский, Л. Н. Альтшулер, В. И. Кучерявый. - Л.: Химия, - 1981. - 320 с.

133. Алтунина, Л. К. Композиции ПАВ для эффективного паротеплового воздействия на пласт / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, И.В. Кувшинов // Oil & Gas J. Russia. - 2010. - № 6. -С. 68-75.

134. Altunina, L. K. Synergism of physicochemical and thermal methods intended to improve oil recovery from high-viscosity oil pools / L. K. Altunina, V. A. Kuvshinov, S. O. Ursegov, M. V. Chertenkov // 16 th European Symposium on Improved Oil Recovery, Cambridge, UK, 2011. - CD-ROM. - Paper A13.

135. Алтунина, Л. К. Залежи с трудноизвлекаемыми запасами. Комплексная технология увеличения нефтеотдачи / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, И. В. Кувшинов / // Oil & Gas J. Russia. - 2011. - № 6. - С. 110-116.

136. Altunina, L. K. Effect of in situ generated СО2 and alkaline buffers on rheological properties of high viscosity oils / L. K. Altunina, V. A. Kuvshinov, L. A. Stasyeva // Progress in Mining and Oilfield Chemistry. - V. 5. - Advances in Incremental Petroleum Production. Ed. by Istvan Lakatos. Akademiai Kiado, Budapest - 2003. - P. 123-132.

137. Altunina, L. K. Improved thermal-steam treatment of high-viscosity oil pools by CO2 generating systems / L. K. Altunina, V. A. Kuvshinov // 13 th European Symp. Improved Oil Recovery, Budapest, Hungary, 2005. - CD-ROM. - Paper C. 12.

138. Алтунина, Л. К. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов // Вестник Санкт-Петербургского университета. - 2013. - Сер. 4. -Вып. 2. - С. 46-76.

139. Martins, M. A. R. Insights into the nature of eutectic and deep eutectic mixtures / M. A. R. Martins, S. P. Pinho, J. A. P. Coutinho // J. Solution Chem. - 2019. - V. 48. - Р. 962-982.

140. Payam Kalhor. Deep Eutectic Solvents for Pretreatment, Extraction, and Catalysis of Biomass and Food Waste / Payam Kalhor, Khashayar Ghandi // Molecules. - 2019. - 24. - 4012. doi:10.3390/molecules24224012.

141. Deep eutectic solvents formed between choline chloride and carboxylic acids: versatile alternatives to ionic liquids / Andrew P. Abbott, David Boothby, Glen Capper, David L. Davies, Raymond K. Rasheed // Journal of the American Chemical Society. - 2004. - V. 126. - No. 29. - P. 91429147.

142. Smith, E. L. Deep eutectic solvents (DESs) and their applications / E. L. Smith, A. P. Abbott, K. S. Ryder // Chem. Rev. - 2014. - V. 114. - Р. 11060-11082.

143. Screening deep eutectic solvents for extractive desulfurization of fuel based on COSMO-RS model / H. Y. Cheng, C. Y. Liu, J. J. Zhang , L. F. Chen , B. J. Zhang , Z. W. Qi // Chemical Engineering and Processing-Process Intensification. - 2018. - V. 125 - P. 246-252.

144. Thermal stability of choline chloride deep eutectic solvents by TGA/FTIR-ATR analysis / N. Delgado, M. Larriba, P. Navarro, V. Rigual, M. Ayuso, J. Garcia, F. Rodriguez // Journal of Molecular Liquids. - 2018. - V. 260. - P. 37-43.

145. Smith, E. L. Deep eutectic solvents (DESs) and their applications / E. L. Smith, A. P. Abbott, K. S. Ryder // Chem. Rev. - 2014. - 114. - Р. 11060-11082.

146. Novel solvent properties of choline chloride/urea mixtures. / A. P. Abbott, G. Capper, D. L. Davies, R. K.Rasheed, V. Tambyrajah // Chem. Commun. - 2003. - No. 9. - Р. 70-71.

147. Martins, M. A. R. Insights into the nature of eutectic and deep eutectic mixtures / M. A. R. Martins, S. P. Pinho , J. A. P. Coutinho // J. Solution Chem. - 2019. - 48. - Р. 962-982.

148. Yiin, C. L. Physicochemical properties of low transition temperature mixtures in water. / C. L. Yiin, S. Yusup, A. T. Quitain, Y. Uemura, // Chem. Eng. Trans. - 2015. - 45. - Р. 1525-1530.

149. Freeze-Drying of aqueous solutions of deep eutectic solvents: A suitable approach to deep eutectic suspensions of self-assembled structures / M. C. Gutiérrez, M. L. Ferrer, C.R. Mateo, Del Monte, F // Langmuir - 2009. - 25. - Р. 5509-5515.

150. Insights into the synthesis and properties of deep eutectic solvents based on cholinum chloride and carboxylic acid / C. Florindo, F. S. Oliveira, L. P. Rebelo, A. M. Fernandes, I. M. Marueho, // ACS Sustain. Chem. Eng. - 2014. - V. 2. - No. 10. - Р. 2416-2425.

151. Efficient continuous synthesis of high purity deep eutectic solvents by twin screen extrusion. / D. E. Crawford, L. A. Wright, S. L. James, A. P. Abbott, // Chem. Commun. - 2016. V. 52. - Р. 4215-4218.

152. Рыльков, А. В. Нафтеновые нефти мира (распространение, генезис, применение / А. В. Рыльков, В. В Потеряева // Нефть и газ. - 2013. - № 1. - С. 32-43.

153. Геолого-геофизические предпосылки существования газогидратов в надсеноманских отложениях западно-Мессояхского и восточно-Мессояхского месторождений / С. Е. Агалаков, А. С. Акулова, Л.А. Дубровина, Г.Л. Розбаева // Материалы третьей научно-практической конференции «Росгеология. В поисках новых открытий", Иркутск, 10-11 окт. 2018 г., Иркут. гео-физ. подразделение, 2018. - С. 3-5.

154. Oil recovery enhancement by wave action and treatment with an oil-displacing composition of near-well zone / V. I. Pen'kovskiy, N. K. Korsakova, V. A. Kuvshinov, L. K. Altunina // AIP Conference Proceeding. - 2018. - V. 2051. - P. 020233. - https://doi.org/10.1063/L5083476.

155. Wettability determination of oil-reservoir rock samples from the Permo-Carboniferous high-viscosity oil deposit of the Usinskoye oilfield / Evgeniy A. Rozhdestvenskiy, Vladimir V. Kozlov, Irina S. Korol, Vladimir V. Kuvshinov, Sergey A. Perevezentsev, Lyubov K. Altunina, Anatoliy K. Golovko // AIP Conference Proceeding. - 2018. - V. 2051. - P. 020257. https://doi.org/10.1063/L5083500.

156. Увеличение нефтеотдачи волновым воздействием и нефтевытесняющей композицией на призабойную зону пласта / В. И. Пеньковский, Н. К. Корсакова, Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов // Сборник тезисов Х Междунар. конференции «Химия нефти и газа» в рамках Меж-дунар. симпозиума «Иерархические материалы: разработка и приложения для новых технологий и надежных конструкций», Томск, Издательский Дом ТГУ, 2018. - С. 762. DOI: 10.17223/9785946217408/510.

157. Определение фильности породы-коллектора пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения / Е. А. Рождественский, В. В. Козлов, И. С. Король, В. В. Кувшинов, С. А. Перевезенцев, Л. К. Алтунина, А. К. Головко // Сб. тезисов конференций «Перспективные материалы с иерархической структурой для новых технологий и надежных конструкций» и «Химия нефти и газа» в рамках Международного симпозиума «Иерархические материалы: разработка и приложения для новых технологий и надежных конструкций» Томск, 2018. - С. 643-644.

158. Чуйкина, Д. И. Изменение состава тяжелой нефти при моделировании нефтевытес-нения / Д. И. Чуйкина, Ю. В. Савиных, Л.Д. Стахина // Х международная конференция «Химия нефти и газа», Томск, 2018. - С. 732. DOI: 10.17223/9785946217408/480

159. Chuikina, D. I. Study of the composition of heavy oil during the simulation of oil displacement in porous media / D. I. Chuikina, V. V. Kozlov, L. D. Stakhina, Yu.V. Savinykh // J. Sib. Fed. Univ. Chem. - 2018. - V. 11. - No. 3. - Р. 323-332. DOI:10.17516/1998-2836-0078

160. Polishchuk, Yu. M. Statistical Analysis of Regional Variation in the Chemical Composition of Eurasian Crude Oils / Yu. M. Polishchuk, I. G. Yashchenko // Petroleum Chemistry. -2001. - V. 41. - No. 4. - Р. 247-251.

161. Пунанова, С. А. Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири / С. А. Пунанова, В. Л. Шустер // Георесурсы. - 2018. - Т. 20. - № 2. - С. 67-80

162. Алтунина, Л. К. Увеличение нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки физико-химическими методами / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов // Нефть. Газ. Новации. - 2013. - № 8. - С. 18-25.

163. Бакиров, А. У. Химические методы в процессах добычи нефти / А. У. Бакиров, В. Л. Барьюдин, Ю. Ю. Бахишев и др.; под ред. Н. М. Эммануэля, Г. Е. Заикова. АН СССР, Ин-т орган. химии, Уфимский нефт. ин-т. - М. : Наука. - 1987. - 238 с.

164. Integrated IOR technologies for heavy oil pools / L. K. Altunina, V. A. Kuvshinov, M. V. Chertenkov, S. O. Ursegov // Abstract Book of the 21st World Petroleum Congress, June 15-19, 2014, Moscow, Russia. - P. 10-11.

165. Altunina L. Promising physical-chemical IOR technologies for Arctic oilfields / L. Altunina, V. Kuvshinov, I. Kuvshinov // Proc. of the SPE Arctic and Extreme Environments Conference & Exhibition, Moscow, Russia, October 15-17, 2013. - Paper SPE 166872. CD-disk -12.5 pages.

166. Shaberdi Koshekov. Evaluating Deep Eutectic Solvent as a Novel Enhanced Oil Recovery Method / Shaberdi Koshekov; Rel. Vera Rocca., Zakaria Hamdi. - Politecnico di Torino, Corso di laurea magistrale in Petroleum And Mining Engineering (Ingegneria Del Petrolio E Mineraria), 2020. - 93 p.

167. Investigation of formation damage by deep eutectic Solvents as new EOR agents / A. Mohsenzadeh, Y. Al-Wahaibi, R. Al-Hajri, B. Jibril, S. Joshi, B. Pracejus // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2015. - V. 129. - P. 130-136. http://dx.doi.org/ 10.1016/j.petrol.2015.02.035.

168. http://vchem3d.univ-tlse3.fr/vM_2Djmol.html#.Yg3HQ-hByUn.

169. Большаков Г. Ф. Инфрокрасные спекторы аренов / Г. Ф. Большаков // -Новосибирск: Наука. Сиб. Отд-ние, 1989. - 230 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ИК-спектры тяжелых высоковязких нефтей до и после закачки композиций поверхностно-активных веществ и аддукта неорганической кислоты на основе ГЭР.

Рисунок 1 - ИК - спектр исходной нефти сеноманского горизонта Русского

месторождения

4000 3000 2000 1500 1000 500

си-1

Рисунок 3 - ИК - спектр нефти сеноманского горизонта Русского месторождения после обработки призабойной зоны пласта композицией поверхностно-активных веществ и аддукта

неорганической кислоты на основе глицерина

4000 3000 2000 1 500 1000 500

Рисунок 5 - ИК - спектр исходной нефти пермокарбонвой залежи Усинского месторождения

Рисунок 6 - ИК - спектр нефти пермокарбонвой залежи Усинского месторождения после закачки композиции поверхностно-активных веществ и аддукта неорганической кислоты на

основе сорбита

Рисунок 7 - ИК - спектр нефти пермокарбонвой залежи Усинского месторождения после закачки композиции поверхностно-активных веществ и аддукта неорганической кислоты на

основе ПЭР

Рисунок 9 - ИК - спектр нефти Восточно-Мессояхского месторождения после закачки композиции поверхностно-активных веществ и аддукта неорганической кислоты на основе ПЭР

и плавиковой кислоты