Обоснование технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с применением растворителя и оптического метода контроля за процессом тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Щербаков, Георгий Юрьевич

• Щербаков, Георгий Юрьевич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Щербаков, Георгий Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ..............................................................................................................6

ГЛАВА 1. ПРОЦЕСС ОБРАЗОВАНИЯ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И РАЗВИТИЯ ОПТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.................13

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения................................13

1.2 Анализ состояния разработки и применяемых геолого-технических мероприятий на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.......................................................................................................14

1.3 Процесс образования и методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями..........................................................................................................17

1.3.1 Механизм образования и накопления асфальтосмолопарафиновых отложений...............................................................................................................17

1.3.2 Состав и свойства асфальтосмолопарафиновых отложений...................20

1.3.3 Причины выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта......................................................................................24

1.3.4 Методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями.............26

1.3.5 Применение углеводородных растворителей для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями.....................................................28

1.4 Анализ состояния и развития оптических методов контроля за процессами разработки нефтяных месторождений...........................................31

1.4.1 Методы контроля и управления за разработкой нефтяных месторождений.......................................................................................................31

1.4.2 Основные понятия и законы спектрофотометрии.....................................33

1.4.3 Опыт применения оптических методов исследования в процессе контроля за разработкой нефтяных месторождений.........................................36

Выводы к 1 главе...................................................................................................38

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ................................................................................................41

2.1 Исследование группового состава скважинных отложений.......................41

2.1.1 Методика определения содержания минеральной части отложений.....41

2.1.2 Методика определения содержания асфальтенов, карбенов и карбоидов в асфальтосмолопарафиновых отложениях........................................................42

2.1.3 Методика определения содержания парафинов в асфальтосмолопарафиновых отложениях...........................................................43

2.1.4 Методика определения содержания смол в асфальтосмолопарафиновых отложениях.............................................................................................................44

2.2 Методика лабораторного тестирования и подбора растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений............................................................44

2.2.1 Методика оценки растворяющей, диспергирующей и моющей способности растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений..............44

2.3 Исследование процесса удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с металлической поверхности на установке «холодный стержень»................47

2.4 Методика физико-химических исследований разработанного растворителя...........................................................................................................48

2.4.1 Методика определения плотности..............................................................48

2.4.2 Методика определения кинематической вязкости....................................48

2.4.3 Методика определения температуры застывания.....................................48

2.4.4 Методика определения высаливающей способности...............................49

2.4.5 Методика определения коррозионной активности...................................49

2.5 Методика проведения фильтрационных исследований растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений на естественных образцах керна....51

2.5.1 Методика проведения работ по подготовке кернового материала.........51

2.5.2 Схема установки и методика проведения фильтрационных исследований растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений............53

2.6 Методика спектрофотометрических исследований.....................................55

Выводы к 2 главе...................................................................................................56

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ СОСТАВА РАСТВОРИТЕЛЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ОПТИЧЕСКОГО МЕТОДА МОНИТОРИНГА И КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ........................................................................................................57

3.1 Результаты определения группового состава асфальтосмолопарафиновых отложений...............................................................................................................57

3.2 Результаты тестирования и подбора растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений............................................................59

3.2.1 Результаты определения растворяющей, диспергирующей и моющей способности растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений..............59

3.3 Результаты проведения исследований удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с металлической поверхности на установке «холодный стержень».........................................................................68

3.4 Результаты физико-химических исследований растворителя....................70

3.5 Результаты проведения фильтрационных исследований на естественных образцах керна.......................................................................................................72

3.6 Результаты проведения оптических исследований......................................77

3.6.1 Результаты проведения оптических исследований при фильтрации растворителя на естественных образцах керна..................................................77

/ 1 СА1 А V Л. /1\ ^ X I и/г .

ТОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОИНС ТА С ПРИМЕНЕНИЕМ РАЗРАБОТАННО!

юведения обработки, льные работы............

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..............................................................................

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.............................................................

101 102

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с применением растворителя и оптического метода контроля за процессом»

ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы исследования

Одной из актуальных проблем нефтяной промышленности является повышение эффективности разработки месторождений. В процессе эксплуатации нефтедобывающих скважин при понижении температуры и давления, сопровождающихся разгазированием нефти, происходит образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта (ПЗП), на поверхности нефтепромыслового оборудования, при этом наблюдается ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, которое приводит к резкому повышению гидравлических сопротивлений и снижению продуктивности скважины.

Значительный вклад в изучение условий, механизма формирования и удаления органических отложений, а также оптических методов контроля и мониторина нефтяных месторождений внесли отечественные и зарубежные учёные: P.A. Абдуллин, A.A. Абрамзон, Г.А. Бабалян, И.И. Булатов, П. Бургер, Р.Н. Бурханов, Л.Ф. Волков, П.П. Галонский, Ф.С. Гарифуллин, С.Н. Головко, А.И. Гужов, И.Ф. Глумов, В.Н. Глущенко, А.Ф. Гильманшин, М.Ю. Долматов, Н.Г. Ибрагимов, Я.М. Каган, А.И. Комиссаров, С.Ф. Люшин, Б.А. Мазепа, P.A. Максутов, Т.М. Мамедов, ИЛ. Мархасин, И.Т. Мищенко, G. Mozes, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Х. Муслимов, В.Ф. Нежевенко, H.H. Непримеров, В.А. Рагулин, В.А. Рассказов, М.К. Рогачёв, Ю.В. Ревизский, З.А. Ростэ, В.А. Ростэ, В.А. Сахаров, Ф.Л. Саяхов, В.В. Сизая, М.А. Силин, Б.М. Сучков, А.Г. Телин, В.П. Тронов, З.А. Хабибуллин, Н.И. Хисамутдинов, Ю.В. Шамрай, Д.М. Шейх-Али и др.

Из всех методов удаления АСПО наибольшей эффективностью обладают химические, с применением углеводородных растворителей и составов на их основе. При этом эффект от применения данных методов определяется различными процессами, некоторые из которых могут не учитываться, но являться определяющими для оценки проводимых

мероприятий. Наиболее чувствительными, быстро и точно определяемыми параметрами нефти являются оптические характеристики, а именно, спектральные коэффициенты, в том числе и коэффициент светопоглощения нефти (Ксп). Их величины зависят от содержания асфальтенов и смол, которые определяют групповой состав нефти и отложений.

Многообразие и сложность факторов, влияющих на процесс удаления АСПО, стимулируют работы по поиску новых составов с высокой экономической и технологической эффективностью, а также методов контроля за проведением мероприятий по борьбе с процессом образования органических отложений. Цель диссертационной работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений. Идея работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений, может быть обеспечено за счет внедрения разработанной технологии их удаления с использованием углеводородного растворителя и оптического метода контроля за процессом. Задачи исследований:

1. Изучить особенности формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и причины их выпадения в скважинном оборудовании и в призабойной зоне пласта.

2. Выполнить анализ и обобщение современных методов и технологий борьбы, а также химических реагентов, используемых при эксплуатации скважин, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений.

3. Изучить особенности геолого-физической характеристики, провести анализ состояния разработки и применяемых геолого-технических

мероприятий (ГТМ), а также причины образования асфальтосмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтяных залежей.

4. Разработать органический растворитель для удаления АСПО.

6. Разработать технологию обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта органическим растворителем и определить область его эффективного применения.

7. Разработать оптический метод, основанный на комплексном анализе видимых спектров поглощения, позволяющий контролировать и оценивать эффективность процесса очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта от АСПО.

Методы исследований

Работа выполнена в соответствии со стандартными теоретическими методами, а также с использованием специально-разработанных методик. Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики. Научная новизна работы:

1. Установлены зависимости изменения диспергирующей, моющей и растворяющей способностей по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям растворителя на основе стабильного конденсата, толуола и бутанола от концентрации в нем неионогенного поверхностно-активного вещества (продукт обработки смеси моно- и диалкил фенолов окисью этилена) и гидроксида натрия.

2. Установлена динамика изменения коэффициента светопоглощения разработанного растворителя, представляющего собой смесь стабильного конденсата, толуола, бутанола, неионогенного поверхностно-активного вещества (продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена) и гидроксида натрия при растворении в нем асфальтосмолопарофиновых отложений.

3. Установлена динамика изменения коэффициента светопоглощения нефти при моделировании процессов образования

асфальтосмолопарафиновых отложений в пористой среде образца горной породы и их удаления растворителем. Защищаемые научные положения:

1. Добавление к углеводородному растворителю, представляющему собой смесь стабильного конденсата, толуола и бутанола, неионогенного поверхностно-активного вещества (продукт обработки смеси моно- и диалки л фенолов окисью этилена) в количестве 1-4% масс, и гидроксида натрия в количестве до 0,07 % масс, улучшает его растворяющую, моющую и диспергирующую способности по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям, что позволяет рекомендовать получаемый химический состав для удаления органических отложений в нефтяных скважинах.

2. Использование оптического метода, основанного на комплексном анализе видимых спектров поглощения, позволяет контролировать и оценивать эффективность процесса очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта от асфальтосмолопарафиновых отложений.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного оборудования (компаний Coretest Systems, Messgerate Medingen, Bruker, Vinci Technologies и др.), высокой сходимостью расчетных и экспериментальных величин, воспроизводимостью полученных данных.

Практическое значение работы:

1. Разработан органический растворитель на основе стабильного конденсата, толуола и бутанола с добавлением неионогенного ПАВ и NaOH для удаления АСПО из ствола скважины и ПЗП.

2. Обоснована технология обработки ствола скважины и ПЗП углеводородным растворителем.

3. Предложен оптический метод, основанный на комплексном анализе видимых спектров поглощения, позволяющий контролировать и оценивать эффективность процесса очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта от АСПО.

4. Разработано скважинное фотометрическое устройство (Патент на полезную модель № 122434).

5. Материалы диссертационной работы могут быть использованы в учебном процессе при чтении лекций, выполнении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов», «Подземная гидромеханика», «Подземный и капитальный ремонт скважин».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 16 научно-практических конференциях, симпозиумах, форумах и семинарах, в т.ч. на Научной сессии студентов АГНИ (Альметьевск, АГНИ, 2007); Семинаре молодых специалистов, секция «Геология, разработка нефтяных и газовых месторождений» (Казань, ТГРУ, 2008); Научной сессии студентов АГНИ (Альметьевск, АГНИ, 2011); Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников Society of Petroleum Engineers (Тюмень, SPE, 2011); Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2012); Научной сессии студентов АГНИ (Альметьевск, АГНИ, 2012); 66-ой международной молодежной научной конференции "НЕФТЬ и ГАЗ 2012» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012); V Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (Уфа, УГНТУ, 2012); Международной молодежной конференции "Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса"

(Уфа, БашГУ, 2014); VII Международной научно-практической конференции молодых ученых (Уфа, УГНТУ, 2014); III Научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Газпромнефть НТЦ» (г. Санкт-Петербург, ООО «Газпромнефть НТЦ», 2014); Международной научно-практической конференции (Тюмень, ТюмГНГУ, 2015); Международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле - 2015» (Октябрьский, УГНТУ, 2015); Научно-практической конференции «Нефтегазовый комплекс. Образование, наука и производство» (Альметьевск, АГНИ, 2015); 69-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ-2015» (Москва, РГУ НГ им. Губкина И.М., 2015); Международном научном симпозиуме имени академика М.А.Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр». (Томск, ТПУ, 2015). Публикации

По теме диссертации опубликовано 17 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ. Получен патент на полезную модель «Скважинное фотометрическое устройство» (№ 122434). Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, библиографического списка, включающего 104 наименования и заключения. Материал диссертации изложен на 113 страницах машинописного текста, включает 22 таблицы, 28 рисунков. Личный вклад автора

Выполнен сбор, анализ и обобщение результатов ранее опубликованных материалов; сформулированы задачи исследований; проведены экспериментальные исследования на современном лабораторном оборудовании; выполнена обработка и интерпретация полученных результатов; сформулированы основные защищаемые положения и выводы.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю Петухову A.B., заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений (РНГМ) профессору Рогачеву М.К., доценту кафедры РНГМ Максютину A.B., доценту кафедры РНГМ Мардашову Д.В., заведующему лабораторией повышения нефтеотдачи пластов Сюзеву О.Б., проректору по научной работе Альметьевского государственного нефтяного института (АГНИ) Бурханову Р.Н., начальнику управления нефтепромысловой химии ООО «Газпромнефть НТЦ» Кунаковой A.M., начальнику отдела перспективных МУН Громану A.A. ООО «Газпромнефть НТЦ», коллективу кафедры РНГМ Национального минерально-сырьевого университета «Горный», сотрудникам

Альметьевского государственного нефтяного института, специалистам ООО «Газпромнефть НТЦ».

ГЛАВА 1. ПРОЦЕСС ОБРАЗОВАНИЯ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И РАЗВИТИЯ ОПТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) открыто в 1966 г. Геологическое строение района и самого Восточного участка ОНГКМ изучалось продолжительное время и подробно изложено в ряде отчетов по подсчету запасов и проектных документах этого месторождения [1,2,3].

Нефтегазоносность Восточного участка ОНГКМ связана с продуктивными пластами (Ру и Р1У) артинских отложений, сложенных карбонатными породами, которые представлены чередованием пористых, микротрещиноватых проницаемых прослоев, разделенных непроницаемыми или слабопроницаемыми разностями.

Исследование закономерностей и свойств пластовых углеводородных (УВ) смесей Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ) проводилось на основе изучения данных о составе и физико-химических характеристик глубинных и поверхностных проб. В результате осуществленного анализа обоснован компонентный состав и свойства углеводородных флюидов, насыщающих продуктивные пласты. Основные геолого-физические параметры продуктивных пластов и физико-химические свойства флюидов представлены в таблице 1.1. Таблица 1.1- Основные геолого-физические параметры продуктивных

пластов и физико-химические свойства флюидов

Параметр Значение

Тип коллектора карбонатный, порово-трещинный

Тип залежи массивно-пластовая

Средняя глубина залегания, м 1755

Продолжение таблицы 1.1

3 2 Проницаемость, 10" мкм 0,09

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,19

Расчлененность 14,66

Начальная пластовая температура, °С 37

Начальное пластовое давление, МПа 20,4

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с 0,62

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 734

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 834

Объемный коэффициент нефти, д. ед. 1,35

Массовое содержание, %

Серы 1,03

Смол селикагелевых 7,39

Асфальтенов 0,65

Парафинов 5,1

Воды 2,003

Механических примесей 0,021

Температура застывания нефти, °С 12,8

Температура плавления парафина, °С 46

Давление насыщения нефти газом, МПа 16,5

Газовый фактор, м3/т 146,4

Содержание сероводорода, % 2,43

Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1168

В результате анализа геолого-физической характеристики было

выявлено, что исследуемый объект имеет аномально высокие значения газового фактора, низкую пластовую температуру, пластовое давление близкое к давлению насыщения нефти газом. В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002, по плотности нефть относится к первому типу (легкая), по массовой доле серы - к классу второму (сернистая), меркаптановая форма серы преобладает над сульфидной. Нефть парафиновая, смолистая.

1.2 Анализ состояния разработки и применяемых геолого-технических мероприятий на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения Разработка пластов сакмаро-артинского ярусов осуществляется с 15 марта 1994 г. и на сегодняшний день в пределах Оренбургского месторождения пробурено достаточно большое количество скважин, однако, распределены они неравномерно, как по площади, так и по разрезу.

Основной объем бурения сосредоточен в восточной части площади, в пределах Караванной группы структур.

На данный момент на ВУ ОНГКМ пробурено более 300 скважин. Характеристика фонда скважин представлена в таблице 1.2 и на рисунке 1.1. Таблица 1.2 - Характеристика фонда скважин

Характеристика фонда скважин Распределение скважин, %

Фонтанные 49

Газлифт 39

Бездействующие 1

В обустройстве 1

В консервации 1

Наблюдательные 8

Переведены под закачку 1

Переведены в поглощающие скважины 1

■ Фонтанные

■ Бездействуют! 1е

■ В консервашш

■ Переведены под закачку

' Газлнфт • В обустройстве ■ Наблюдательные

> Переведены в поглашаюшие скважины

Рисунок 1.1- Характеристика фонда скважин Месторождение эксплуатируется на режиме истощения и находится в стадии растущей добычи. Начальный период эксплуатации скважин -фонтанный, с последующим переводом на газлифтный по мере снижения пластового давления. По причине низкой проницаемости продуктивных горизонтов и наличия периода восстановления пластового давления все нефтяные скважины эксплуатируются в периодическом режиме.

В процессе эксплуатации скважин в условиях изменения термобарических условий отмечается образование на забое скважин грязевых

пробок, состоящих, как правило, из АСПО, конденсационной и пластовой воды и частиц породы, выносимых из пласта в результате работы скважины. Парафины, смолы и асфальтены из нефти выделяются также в результате дроссель-эффекта и изменения фазового равновесия при попадании пластовой продукции из пористой среды в ствол скважины. В процессе эксплуатации скважины объем забойных загрязнений увеличивается, снижая, тем самым, дебит скважины. Происходит отложение АСПО в ПЗП и в лифтовых трубах при выделении газа и охлаждении продукции.

Для повышения продуктивности скважин на месторождении проводятся геолого-технические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока. Однако часто ГТМ направлены не столько на повышение продуктивности скважин, сколько на снижение влияния негативных факторов при существующей системе разработки.

Исходя из геологических характеристик и свойств пластовых флюидов рекомендованными методами интенсификации притока продукции являются:

- тепловые обработки растворителем АСПО;

- комплексные химические обработки (КХО);

- соляно-кислотные обработки (СКО);

- СКО с применением замедлителей реакции;

- спирто-солянокислотные обработки (ССКО);

- радиальное вскрытие продуктивного пласта.

Для борьбы с АСПО используются механические (скребки, автоматические депарафинизационные установки (АДУ)), термические (агрегаты для депарафинизации (АДП), паровые передвижные установки (ППУ), электропрогрев) и химические методы (растворители, ингибиторы).

Промывки горячей нефтью (тем более, водой) не приводят к полному выносу АСПО - тяжелые фракции перемещаются вниз по лифту. На месторождении применяется, в основном, промывка лифта горячим растворителем, что более эффективно.

Технология декольматации заключается в частичном разрушении отложений в перфорационных каналах и в пористой среде ПЗП. При этом предварительно необходимо определить состав загрязнений, отобранных при скребковании. Однако анализ проводимых мероприятий показал незначительный (до 3 т/сут.) и кратковременный (не более 3 месяцев) прирост добычи нефти.

В результате анализа было выявлено, что месторождение находится в стадии разбуривания и растущей добычи нефти, основным способом эксплуатации является газлифтный. Уже на данный момент времени выявлены осложнения, связанные с образованием АСПО в стволе скважины и в ПЗП, которые со временем, при введении системы поддержания пластового давления (ППД) и при последующем охлаждении пласта могут усугубиться. В связи с этим необходимо применение различных геолого-технических мероприятий, направленных на предупреждение и борьбу с осложнениями.

1.3 Процесс образования и методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями

1.3.1 Механизм образования и накопления асфальтосмолопарафиновых отложений

Одним из факторов, снижающих эффективность эксплуатации скважин нефтяных месторождений, является образование АСПО в подземном оборудовании и в ПЗП.

Асфальтосмолопарафиновые отложения представляют собой темно-коричневую или черную густую мазеобразную массу высокой вязкости. Они содержат преимущественно органический материал, практически не растворяющийся повторно и не диспергирующийся в сырой нефти в условиях ее добычи и транспортировки. АСПО при добыче нефти в основном представлены следующими компонентами: 40-60% твердого парафина, менее 10% микрокристаллического парафина, 10-56% смол и асфальтенов, воды,

песка и неорганических солей. Образование АСПО в продуктивном пласте может происходить в результате изменения термобарических условий. При снижении температуры в ПЗП и стволе скважины ниже температуры начала кристаллизации происходит интенсивное образование в нефти кристаллов парафина, которые переходят во взвешенное состояние. Они служат центрами кристаллизации и последующего более интенсивного выпадения из нефти парафина и осаждения его на твердой поверхности [4,5].

По мнению В.Н. Глущенко [6], предпосылками образования АСПО служат:

присутствие в нефти способных к выпадению асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ);

- снижение давления ниже давления насыщения нефти газом;

- уменьшение температуры пластовых флюидов до температуры насыщения нефти парафином;

- безотрывное при данных гидродинамических условиях сцепление АСПО с поверхностью оборудования или коллектора.

При этом формирование АСПО возможно при зарождении и росте парафиновых и смешанных кристаллов на твердой поверхности, а также в потоке флюидов, с последующим их закреплением на поверхности оборудования и коллектора.

Изменение термобарических условий при длительной разработке нефтяных месторождений [7] приводит к возникновению в системе флюидов множества элементарных структурных образований, которые представляют сложные структурные единицы, состоящие из дисперсной фазы и среды. Сама система при этом является свободно дисперсной. Отложение АСВ связано с коагуляционными взаимодействиями частиц дисперсной фазы. Механизм образования надмолекулярных структур в виде агрегативных комбинаций при пониженных температурах заключается в следующем [8,9]: при постепенном понижении температуры ниже некоторого порогового

значения начинается выпадение кристаллов нормальных парафинов -центров кристаллизации. Каждый такой кристалл будет обладать некоторым запасом поверхностной энергии, вследствие чего он будет находиться в постоянном взаимодействии с окружающей его средой. По мере роста кристалла при понижении температуры величина этой поверхностной энергии станет настолько велика, что произойдет физико-химическое взаимодействие этого кристалла (дисперсная фаза) с наиболее высокомолекулярными компонентами дисперсионной среды (асфальто-смолистые вещества). При этом в дальнейшем сам кристалл прекратит рост или будет расти лишь незначительно вследствие наличия участков с высокой поверхностной энергией на его поверхности, а вокруг кристалла будет надстраиваться сольватный адсорбционный слой, состоящий из молекулярных фрагментов, составляющих дисперсионную среду [10], причем состав этого слоя будет непрерывно меняться с изменением температуры.

Согласно исследованиям В.П. Тронова индивидуальные парафиновые кристаллы не способны к формированию плотных отложений. В реальных условиях роль цементирующего материала выполняют смолы, асфальтены и нафтеновые кислоты [11].

Особое внимание уделяется коагулирующей роли газовых глобул в выпадении парафиновых кристаллов [11,12]. Основная роль в транспортировке к твердой поверхности парафиновых кристаллов отводится газовым глобулам, с последующим их разрушением и закреплением кристаллов. D.F Shock отводит аналогичную роль в процессе переноса парафинов механическим примесям [13].

Таким образом, асфальтосмолопарафиновые отложения представляют собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтенов, смол и минеральных примесей в маслах и смолах. Основными факторами образования АСПО являются изменение термобарических условий, состава и

свойств флюидов, наличие глобул газа и механических примесей в составе флюида.

1.3.2 Состав и свойства асфальтосмолопарафиновых отложений

Состав АСПО во многом определяется их происхождением, составом нефти и механизмом образования. Нефти принято подразделять по процентному содержанию парафинов на высокопарафинистые, парафинистые и низкопарафинистые.

Химический состав отложений может меняться в широком диапазоне в пределах нефтедобывающего региона, а также месторождения [14]. Для определения оптимальных методов борьбы, а также для выбора химических реагентов, необходимо знать точный структурно-групповой состав АСПО, который, в конечном счете, сводится к определению типа отложений. АСПО в зависимости от содержания асфальтенов, смол и парафинов принято

подразделять на типы, представленные в таблице 1.3 [15]. Таблица 1.3 - Классификация АСПО по типам_

Группа АСПО Подгруппа АСПО Отношение содержания парафинов к сумме смол и асфальтенов П/(С+А) Содержание механических примесей, %

Асфальтеновый А1 <0,9 <0,2

А2 <0,9 0,2-0,5

АЗ <0,9 >0,5

Смешанный С1 0,9-1,1 <0,2

С2 0,9-1,1 0,2-0,5

сз 0,9-1,1 >0,5

Парафиновый П1 >1,1 <0,2

П2 >1,1 0,2 - 0,5

ПЗ >1,1 >0,5

Химический состав АСПО, в отличие от структурно-группового,

изучен гораздо меньше. Для его изучения используют целый комплекс физико-химических методов (Масс-спектрометрия, ЯМР, ИК-спектроскопия и т.д.) [16]. По мнению Г. А. Мансури в состав АСПО входят такие группы высокомолекулярных соединений, как парафины, кислые и нейтральные смолы, меркаптаны, диамандойды, металлоорганические соединения,

порфирины и асфальтены (рисунок 1.2) [17,18]. Они могут содержаться в нефти и отложениях в различных количестве и форме.

Рисунок 1.2 - Высокомолекулярные компоненты органических отложений

АСПО представляет собой сложную структурированную систему, основой которой являются парафино-нафтеновые углеводороды, заключенные в комплекс с АСВ, до 98% которых составляют ароматические и нафтеновые структуры, а также азот, сера кислород и металлы (Ре, М§, V, Са, "Л, Мо, Си, Сг и др.) [19,20].

На сегодняшний день под термином «асфальтены» понимают остаток, нерастворимый в н-алканах, но растворимый в толуоле. Такие асфальтены представляют собой темноокрашенные хрупкие твердые вещества с плотностью 1,2 г/см3 [21].

Смолы, входящие в состав АСПО представлены, прежде всего, нейтральными смолами, выделенными с помощью силикагеля и хлороформа (четыреххлористым углеродом). Это полужидкие, иногда полутвердые темно-коричневого или черного цвета вещества. Относительная плотность смол от 0,99 до 1,08 г/см3. Молекулярная масса смол может достигать 1200а.е.м. Они хорошо растворяются во всех нефтепродуктах и

асфальтены

меркаптаны

органических растворителях, за исключением этилового и метилового спиртов. В среднем смолы содержат до 15-17 % кислорода, серы, азота. С повышением молекулярной массы смол содержание кислорода, серы и азота в них снижается. Основой структуры молекул смол является плоская конденсированная поликарбоциклическая сетка, состоящая

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Щербаков, Георгий Юрьевич, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Курамшин P.M. Оперативный пересчет запасов нефти и газа пласта PV артинского яруса восточной части ОНГКМ по результатам эксплуатационного бурения периода 2003- 2007 г.г. в пределах горного отвода ЗАО «Стимул» / P.M. Курамшин.- Тверь: Научно-производственный центр «Тверьгеофизика», НП «ИСИПН», 2007.-27 с.

2. Курамшин P.M. Технологическая схема разработки ВУ ОНКГМ / P.M. Курамшин - М.: ВНИИнефть им. А.П. Крылова, Shlumberger, 2002. - с.

3. Петерсилье В.И. Подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов Восточного участка Оренбургского НГКМ (в пределах горного отвода ЗАО «Стимул») / В.И. Петерсилье - М.: ВНИГНИИ, 2002. - с.

4. Сизая В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина / В.В. Сизая // Сер. Нефтепромысловое дело. - 1977. - 40 с.

5. Рахманкулов Д.Л. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти/ Д.Л. Рахманкулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин и др. - М.: Химия, 1987. -С. 72

6. Глущенко В.Н., Силин В.Н. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловая химия / В.Н. Глущенко, В.Н. Силин. - М.: Интерконтракт Наука, 2009. - 475 с.

7. Тронов В.П. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки / В. П. Тронов, И. А. Гуськова, Г. М. Мельников // Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело. - Уфа, 1998. - С. 106-108.

8. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем/ Б. П. Туманян. - М.: Техника, 2000. - 336 с.

9. Анисимов М.А. Ассоциация и фазообразование в растворах асфальтенов/ М. А. Анисимов, И. А. Дмитриева, А. А. Крупина // Химия и технология топлив и масел. - 1988. - № 8. - С. 34-36.

10. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти / Р. 3. Сафиева - М.: Химия, 1998. -448 с.

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

12. Галонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. Теория и практика / П. П. Галонский - М.: Гостоптехиздат, 1955. - 151 с.

13. Shock D.A. Studies of the mechanism of paraffin deposition and its control / D.A. Shock, J.O. Sudbury, J.J. Crockett // JPT. - 1955. - pp. 23-28.

14. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: справочник рабочего / Г. 3. Ибрагимов, В. А. Сорокин, Н. И. Хисамутдинов - М.: Недра, 1986. - 240 с.

15. Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений/ Н. Г. Ибрагимов, В. П. Тронов, И. А. Гуськова - М.: Нефтяное хозяйство, 2010. - 240 с.

16. Шарифуллин А.В. Исследование структуры компонентов АСПО методом ИК-спектрометрии/ А. В. Шарифуллин, J1. Р. Байбекова, Р. Ф. Хамидуллин// Электронный научный журнал «ИССЛЕДОВАНО В РОСИИ».

2006. - № 1206. Режим доступа:

//http://zhurnal.ape.relarn.ru/articles/2006/127.pdf.

17. Mansoori G.A. Phase behavior in petroleum fluids. Downstream section of Encyclopedia of Life Support Systems/G.A. Mansoori// Petroleum Engineering -Downstream section of Encyclopedia of Life Support Systems. - 2009. -pp. 1-33.

18. Mansoori G.A. A unified perspective on the phase behaviour of petroleum fluids. Gas and Coal Technology ed/ G.A. Mansoori// International Journal of Oil. -2009.Vol. 2(2) -pp. 141-167.

19. Иванова Л.В. Влияние химического состава и обводненности нефти/ Л.В. Иванова, А. А. Васечкин, В. Н. Кошелев // Нефтехимия. - 2011. - № 6. -С. 403-409.

20. Иванова J1.B. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / JI. В. Иванова, Е. А. Буров, В. Н. Кошелев // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". -2011. - № 1. - С. 268284. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/IvanovaLV/IvanovaLV_l.pdf

21. Акбарзаде К. Асфальтены: проблемы и перспективы / К. Акбарзаде, А. Хамами, О. Миллинс // Нефтегазовое обозрение.Лето. - 2007. -С. 28-53.

22. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти / С. Р. Сергиенко -М.: Химия, 1964. - 540 с.

23. Петрова Л.М. Влияние отложения в пласте твердых парафинов на фазовое состояние нефтей в процессе разработки месторождений / Л. М. Петрова, Т. Р. Форс, Т. Н. Юсупова и др.// Нефтехимия. - 2005.- №3. -С. 189-195.

24. Агаев С.Г. Парафиновые отложения Верхнесалатского месторождения нефти Томской области / С. Г. Агаев, Е. О. Землянская, С. В. Гультяев // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2006. - № 3. - С. 8-12.

25. Mansoori G.A. Paraffin/Wax and Waxy Crude Oil. The Role of Temperature on Heavy Organics Deposition from Petroleum Fluids / G.A. Mansoori// UIC/TRL Heavy Organics Deposition home page. - Режим доступа: //http://www.uic.edu/~mansoori/Wax.and.Waxy.Crude_html.

26. Рябов В.Д. Химия нефти и газа / В. Д. Рябов. - М.: «Техника». ТУМА ГРУПП, 2004. - 288 с.

27. Казакова Л.П., Крейн С.Э. Физико-химические основы производства нефтяных масел / Л. П. Казакова, С. Э. Крейн. - М.: Химия, 1978. - 319 с.

28. Mansoori G.A. Asphaltene Deposition and its Control. / G.A. Mansoori// -Режим доступа: //http://tigger.uic.edu/ -mansoori/ Asphaltene. Deposition, and. Its. Control.

29. Сергиенко С.P., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные / С. Р. Сергиенко, Б. А. Таимова, Е. И. Талалаев.- М.: Наука, 1978.-270 с.

30. Priyanto S. Measurements or property relationships of nanostruture / S. Priyanto, G.A. Mansoori, A. Suwono // Chemical Engineering Science. - 2001. - № 56.- pp. 6933-6939.

31. Valter A. Asfaltene flocculation and collapse from petroleum / A. Valter, M. Branco, G. A. Mansoori, Luiza Cristina De Almeida, J. Park Sang, Hussain Manafi. // Journal of Petroleum Science. -2001. -№32. - pp. 217-230.

32. Проскурякова B.A., Драбкина A.E. Химия нефти и газа: Учебное пособие для вузов / В. А. Проскурякова, А. Е. Драбкина. -JL: Химия, 1981. -359 с.

33. Бешагина Е.В. Кристаллизация нефтяных парафинов в присутствии поверхностно-активных веществ / Е. В. Бешагина, Н. В. Юдина, Е.В. Лоскутова // Нефтегазовое дело. - 2007.- № 1. - С. 8.

34. Пресиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М. Н. Пресиянцев. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 653 с.

35. Иванова Л.В. Исследование состава асфальтосмолопарафиновых отложений различной природы и пути их использования / Л. В. Иванова, В. Н. Кошелев, О. А. Стоколос // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - С. 250-256. - Режим доступа: //http://www.ogbus.ru/authors/IvanovaLV/IvanovaLV_2.pdf.

36. Mansoori G.A. Remediation of asphaltene and other heavy organic deposites in oil wells and pipelines / G. A. Mansoori // Reservior and petroleum. - 2010. -C. 12-23.

37. Hans Jorg Oschrmann. New methods for the selection of asphaltene inhibitors in the field/ Hans Jorg Oschrmann// Special publication-royal society of chemistry. - 2002. T. 280. - pp. 254-255.

38. Уойлд Д. Химическая обработка для борьбы с отложениями парафинов (пер. с анг. Клепинин В.) / Д. Уойлд // Нефтегазовые технологии. - 2009. -№9.- С. 25-29.

39. Ибрагимов J1.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти / Л. X. Ибрагимов, И. Т. Мищенко, Д. К. Челоянц. - М.: Наука, 2000. -414 с.

40. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов. / И. Т. Мищенко. - М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с.

41. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин / В. А. Сидоровский. -М.: Недра, 1978. - 256 с.

42. Глущенко В.Н., Силин М.А. Призабойная зона пласта и техногенные факторы ее состояния / В. Н. Глущенко, М. А. Силин. - М.: Интеоконтракт, 2010.-650 с.

43. Репин H.H., Юнусов О.М., Валеев М.Д., Карпова И.К. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти: ОИ.Сер "Нефтепром. дело"/ Н. Н. Репин, О. М. Юнусов, М. Д. Валеев, И. К. Карпов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 52 с.

44. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов / В. П. Тронов. - Казань: Фэн, 2002. - 512 с.

45. Илюков В. А. Обработка скважин гидрофилизирующими водорастворимыми поверхностно-активными веществами / В. А. Илюков, Л.С. Агеев,- М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 13-15 с.

46. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. Осложнения в нефтедобыче / Н. Г. Ибрагимов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков. - Уфа: ООО Изд-во науч.-техн. лит."Монография", 2003. - 302 с.

47. Тронов В.П. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки/ В. П. Тронов, А. И. Гуськова, Г. М. Мельников // Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: Тезисы докладов Международной Научно-технической конференции. - Уфа, 1998 г. - С. 106108.

48. Шадымухамедов С. А., Буров C.B., Ларин C.B., Андреев А.Е., Кожевников В.В. Справочное пособие по химизации технологических процессов / С. А. Шадымухамедов С. А., С. В. Буров, С. В. Ларин, А. Е. Андреев, В. В. Кожевников. - Нефтеюганск: ОАО «Юганскнефтегаз», 2005. -384 с.

49. Канатов Р.Ш. Технология очистки технологических трубопроводов насосных станций / Р. Ш. Канатов, С. Е. Сутуков // Нефтегазовое дело, 2006. - № 1. - С. 143-148.

50. Шайдаков В.В. Физико-химическое воздействие на добываемую продукция нефтяных скважин/ В. В. Шайдаков, М. В. Голубев, H.H. Хазиев и др. // Нефтегазовое дело, 2004. - № 1. - С. 3.

51. Ковач В.И. Магнитная активация жидкости как метод защиты от коррозии и парафиноотложений / В. И. Ковач, В. В. Аливанов, В.В. Шайдаков // Нефтяное хозяйство, 2002. - № 10. - С. 126-128.

52. Устройство для очистки внутренней поверхности трубопровода: патент на полезную модель №2408441 РФ: Мугаллимов Ф. М. Сафонов В.А., Мугаллимов И. Ф., Мугаллимов А. Ф., Савельева Е. В. ; заявл. 05.10.2006; опубл. 20.05.2008; бюл. №14 - 7 с.

53. Скребок для автономной очистки НКТ от АСПО в нефтедобывающей промышленности: патент №2397028 РФ, Филиппов C.B., Филиппов В. С., Филиппов Е. В., Еремеева С. А., Архипов Ю. А.; заялвл. 07.07.2009; опубл. 20.08.2010; бюл. №23-9 с.

54. Петров H.A. Новое покрытие с полифункциональными свойствами для обсадных колонн / Н. А. Петров // Нефтегазовое дело, 2010. - №1. - С. 19.

55. Фахретдинов П.С. Полиаммониевые соединения - модификаторы эпоксидных полимерных покрытий, предотвращающие выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании / П. С. Фахретдинов, Л. Е. Фосс, Г. В. Романов // Нефтехимия, 2011. - № 6.- С. 414-419.

56. Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании: патент №2298642 РФ, Петров Н. А., Золотоевский В. С., Ветланд М. Л., Беляев В. С.; заявл. 14.09.2005; опубл. 10.05.2007; бюл. №13-8 с.

57. Головко С.Н. Эффективность применения растворителей в добыче нефти / С. Н. Головко, Ю. В. Шармай, В. И. Гусев // Нефтепромысловое дело, 1984.-№ 17(89).- С. 66.

58. Долматов М.Ю. Новый подход к направленному подбору растворителей асфальто-смолопарафиновых веществ / М. Ю. Долматов, А. Г. Телин, Н. Л. Халиутдинов и др. // Нефтепромысловое дело, 1995.- №8-10. - С. 63-67.

59. Долматов М.Ю. Физико-химические аспекты направленного выбора растворителей АСПО/ М. Ю. Долматов.- М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1991.-147 с.

60. Мархасин В.И., Пешкин О.В., Злотский С.С. Физико-химические аспекты использования органических реагентов при добыче углеводородного сырья / В. И. Мархасин, О. В. Пешкин, С. С. Злотский // ДАН, Т. 277, 1984. -№ 1. - С. 145.

61. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М. К. Рогачев, К. В. Стрижнев. - Мю: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 295 с.

62. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана / Н. Г. Ибрагимов.- М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2005. -316 с.

63. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Кобяков Н.И. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин / Н. И. Хисамутдинов, Г. 3. Ибрагимов, Н. И. Кобяков. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990. -50 с.

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

65. Богомольный Е.И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии Е. И. Богомольный. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 272 с.

66. Головко С.Н., Шамрай Ю.В., Гусев И.В. Эффективность применения растворителей асфальтос-молопарафиновых отложений в добыче нефти / С. И. Головко, Ю. В. Шамрай, И. В. Гусев. - Мю: ВНИИОЭНГ, 1984. - 66 с.

67. King R.A. Corrosion by the Sulphate-reducing Bacteria / R.A. King, J. D. A. Viller // Nature , 1971. - № 233. - p. 56.

68. Хисамов P.C., Габдуллин Т.Г., Фархуллин Р.Г. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений / P.C. Хисамов, Т.Г. Габдуллин, Р. Г. Фархуллин. - Казань: «Идел-Пресс», 2009. - 406 с.

69. Тахаутдинов Ш.Ф., Фархуллин Р.Г., Муслимов Р.Х. Обработка практических динамограмм на ПЭВМ / Ш. Ф. Тахаутдинов, Р. Г. Фархуллин, P. X. Муслимов. - Казань, 1997. -76 с.

70. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения P. X. Муслимов. -Казань: КГУ, 2002. - 506 с.

71. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважини пластов / С. Н. Бузинов, И. Д. Умрихин. - М.: Недра, 1973. - 248 с.

72. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Канефская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика / К. С. Басниев, H. М. Дмитриев, Р. Д. Канефская, В. М. Максимов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2005.-495 с.

73. Ипатов П.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / П. И. Ипатов, М. И. Кременецкий. - М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2005. -780 с.

74. Коноплев Ю.В. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений / Ю. В. Коноплев. - Краснодар: Кубанский гос.университет, 1999. - 151 с.

75. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов / М. X. Хуснуллин.- М.: Недра, 1989. - 190 с.

76. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов / Б. С. Чернов, М. Н. Базлов, А. И. Жуков.-М.: Гостоптехиздат, 1960. - 320 с.

77. Фархуллин Р.Г. Комплекс промысловых исследований по контролю за выработкой запасов нефти / Р. Г. Фархуллин. - Казань: Татполиграф, 2002. -302 с.

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

79. Уваров С.Г., Слесарева В.В., Кубарев Н.П. Изыскание способов минимизации содержания полиакриламида в сшитыхполимерных системах и вязкоупругих составах для повышения рентабельности их применения/ С.Г. Уваров, В.В. Слесарев, Н. П. Кубарев // труды науч.-практ.конф.VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия-2001». - Казань, 2001. -С. 326-332.

80. Петрова Л.М. Оценка степени деградации,остаточных нефтей/ Л. М. Петрова, Г. В. Романов, Е. В. Лифанова // Нефтехимия, 1994. -34 -е изд. -С. 145-150.

81. Юсупова Т.Н. Идентификация нефти по данным, термического анализа / Т. Н. Юсупова, Л. М. Петрова, Ю. М. Танеева // Нефтехимия, 1999,- № 4.-С. 254-259.

82. Юсупова Т.Н. Геохимическое исследование нефтей на поздней стадии разработки месторождения / Т. Н. Юсупова, А. Г. Романов, Е. Е. Барская и др. // Нефтяное хозяйство, 2006.- № 3. - С. 38-41.

83. Девликамов B.B., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти / В. В. Девликамов, 3. А. Хабибуллин, М. М. Кабиров. - М.: Недра, 1975. -168 с.

84. Левшин Л.В., Салецкий A.M. Оптические методы исследования молекулярных систем Л. В. Левшин, A.M. Салецкий. - Мю: МГУ, 1994. -320 с.

85. Раупов И.Р. Оптический метод контроля разработки месторождений углеводородов / И. Р. Раупов, Р. Н. Бурханов, Н. К. Кондрашев // Нефтегазовое дело, 2013. - С. 41-43.

86. Глумов И.Ф., Гильманшин А.Ф. Временная инструкция по применению фотоколориметрии добываемых нефтей для решения геолого-промысловых задач / И. Ф. Глумов, А. Ф. Гильманшин. - Бугульма: ТатНИИ, - 1965. - 37 с.

87. Булатов М.И., Калинкин И.П. Практическое руководство по фотометрическим методам анализа / И. И. Булатов, И. П. Калинкин. -Ленинград: Химия, 1986. -432 с.

88. Ляликов Ю.С. Физико-химические методы анализа / Ю. С. Ляликов. -М.: Химия, 1964.-536 с.

89. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш. К. Гимамутдинов. - Рипол Классик, 1971 - 310 с.

90. Бугер П. Оптический трактат о градации света / П. Бургер. -Ленинград: АН СССР, 1950. - 479 с.

91. Петрова Л.М. Формирование состава остаточных нефтей Л. М. Петров,- Казань: ФЭН, 2008. -204 с.

92. Ибатуллин P.P. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика / Р. Р. Ибатуллин, Н. Г. Ибрагимов, Ш. Ф. Тахаутдинов и др. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2004,292 с.

93. Девликамов В.В., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений / В. В. Девликамов, И. Л. Мархасин, Г. А. Бабалян. -М.: Недра, 1970. - 160 с.

94. Щербаков Г.Ю. Применение рефрактометра ИРФ-454 62М для исследования показателей преломления и дисперсии высоковязкой нефти /Г.Ю. Щербаков, Р.Н. Бурханов// Материалы научной сессии студентов АГНИ по итогам 2007 года. Часть 2.АГНИ. - Альметьевск, 2007 г. - С. 23-25.

95. Щербаков Г.Ю. Применение оптического метода для подсчета остаточной извлекаемой нефти на примере тульского горизонта архангельского месторождения / Г.Ю. Щербаков, Р.Н. Бурханов// Сборник научных трудов Всероссийской научно- практической конференции ЗападноСибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном университете Society of Petroleum Engineers. -Тюмень. 2011 г. - С. 120-122.

96. Щербаков Г.Ю. Перспективы создания и применения скважинного устройства измерения оптических свойств нефти/ Г.Ю. Щербаков, Р.Н. Бурханов, И.В. Валиуллин // Известия вузов. Нефть и газ. № 3. — Тюмень, 2013 г. -С. 6-10.

97. Щербаков Г.Ю. Исследования оптических свойств асфальтеносмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах нефтегазоконденсатных месторождений/ Г.Ю. Щербаков, А.В. Петухов, А.В. Поступов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». №2. - Уфа, 2015 г. -С. 143-155. - Режим доступа: http://ogbus.ru /issues/2_2015/ ogbus_2 _ 2015 _р143 _155_ShcherbakovGY_ru.pdf

98. Гильманшин А.Ф. Характер и причины изменения во времени величины Ксп добываемой нефти на Ромашкинском и Бавлинском месторождениях/ А. Ф. Гильманшин // VI-е изд. ТАТНИИ, 1964. - С. 281-291.

99. ГОСТ 26450.0-85 Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. М.: Издательство стандартов, 1985. - 4 с.

100. ГОСТ 26450.1-85 Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением (определение мин. и объемной плотности). М.: Издательство стандартов, 1985. - 8 с.

101. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.: Издательство стандартов, 1986.- 18 с.

102. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. М.: Издательство стандартов, 1989. - 35 с

103. ГОСТ 8433-81 Вещества вспомогательные ОП-7 и ОП-Ю. Технические условия. М.: Издательство стандартов, 1981. - 15 с

104. Скважинное фотометрическое устройство: патент на полезную модель 122434 Рос. Федерация: МПК Е21В47/00 Бурханов Р.Н., Щербаков Г.Ю.; заявитель и патентообладатель ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт» — № 2012129575/03; заявл. 12.07.2012; опубл. 27.11.2012.