Разработка и исследование свойств кислотогенерирующих составов для интенсификации процессов нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов с высокой температурой и низкой проницаемостью тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат наук Мухин, Михаил Михайлович

• Мухин, Михаил Михайлович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Мухин, Михаил Михайлович

Оглавление

Введение

Глава 1. Интенсификация добычи нефти в карбонатных коллекторах (литературный обзор)

1.1. Кислотная обработка как способ интенсификации работы скважин

1.2. Состав и строение карбонатных коллекторов

1.3. Кислотно-карбонатное взаимодействие и особенности применения кислот

1.3.1. Соляная кислота

1.3.2. Серная кислота

1.3.3. Азотная кислота

1.3.4. Ортофосфорная кислота

1.3.5. Карбоновые кислоты

1.3.6. Сульфаминовая кислота

1.4. Кислотогенерирующие составы

1.4.1. Реакции этерификации и гидролиза карбоновых кислот и их

эфиров

1.4.2. Практические аспекты применения эфиров карбоновых кислот в качестве основы КГС

1.4.3. Хлорсодержащие реагенты

1.5. Повышение эффективности кислотных обработок путем введения модифицирующих добавок к кислотным составам

1.5.1. Поверхностно-активные вещества

1.5.2. Органические растворители

1.5.3. Ингибиторы реакции гидролиза солей металлов

1.6. Выводы по литературному обзору

Глава 2. Методика эксперимента

2.1. Получение основы КГС реакцией этерификации и приготовление рабочего раствора

2.2. Определение компонентного состава смеси методом газожидкостной хроматографии

2.3. Определение растворяющей способности и скорости взаимодействия с карбонатной породой

2.4. Определение межфазного натяжения на границе с углеводородной фазой

2.5. Определение стабилизирующей способности по отношению к ионам трехвалентного железа

2.6. Определение термической стабильности

2.7. Определение коррозионной активности

2.8. Определение совместимости с нефтью

2.9. Оценка нефтеотмывающей способности при воздействии на нефтенасыщенные и водонасыщенные керны

2.10. Фильтрация рабочего раствора через пористую среду при термобарических условиях пласта

2.11. Выводы по Главе 2

Глава 3. Синтез и исследование свойств кислотогенерирующих составов

3.1. Выбор и характеристика исходных компонентов для создания КГС

3.2. Этерификация уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами в присутствии алкилбензолсульфокислоты

3.3. Растворяющая способность по отношению к карбонатной породе

3.4. Коррозионная активность

3.5. Межфазное натяжение на границе с углеводородной фазой

и термическая стабильность кислотных составов с добавкой ПАВ

3.6. Осадкообразование в присутствии стабилизаторов

трехвалентного железа

3.7. Выводы по Главе 3

Глава 4. Кислотогенерирующие составы и технологии воздействия на продуктивный пласт с их применением

4.1. Интенсифицирующие составы для применения в высокотемпературных карбонатных коллекторах с низкой проницаемостью и терригенных коллекторах с высокой карбонатностью

4.2. Совместимость кислотных составов с нефтью

4.3. Взаимодействие с нефтенасыщенными и водонасыщенными кернами

4.4. Фильтрация рабочего раствора КГС через пористую среду при термобарических условиях пласта

4.5. Технология воздействия на продуктивный пласт при помощи созданных интенсифицирующих составов

4.6. Результаты ОПЗ с применением разработанных составов

4.7. Выводы по Главе 4

Заключение

Список сокращений и условных обозначений

Список литературных источников

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование свойств кислотогенерирующих составов для интенсификации процессов нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов с высокой температурой и низкой проницаемостью»

Введение

Актуальность темы. Перспективы добычи жидких и газообразных углеводородов в значительной степени связаны с карбонатными отложениями, в которых содержится около половины мировых запасов нефти и большая часть запасов природного газа. Развитие направления интенсификации работы скважин, при добыче углеводородов из карбонатных коллекторов, путем разработки новых кислотных составов является практически значимой и актуальной научной задачей. В частности, одним из перспективных направлений для исследований является создание интенсифицирующих составов, генерирующих кислоту в пластовых условиях из промежуточных соединений, не обладающих реакционной активностью по отношению к минералам пласта и нефтепромысловому оборудованию.

В настоящее время для кислотного воздействия на карбонатную породу широко применяют растворы соляной кислоты. При высокой пластовой температуре (свыше 80 °С) растворы соляной кислоты характеризуются большой скоростью взаимодействия с карбонатами, в результате чего практически вся кислота нейтрализуется вблизи забоя скважины за короткий промежуток времени и эффект от обработки является минимальным. Кроме того, высокое межфазиое натяжение солянокислотных растворов на границе с углеводородной фазой не позволяет кислотному составу, интенсифицирующему нефтеизвлечение, проникать в низкопроницаемые нефтенасыщенные участки за счет действия капиллярных сил. В результате основная часть кислоты реагирует с породой в высокопроницаемых и водонасыщенных участках пласта, что может явиться причиной увеличения обводненности продукции скважин при недостаточном увеличении их продуктивности. Серьезной проблемой также является

образование осадков асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и стойких водонефтяных эмульсий при контакте растворов соляной кислоты с нефтью.

Таким образом, очевидна необходимость создания интенсифицирующих добычу нефти кислотных составов, характеризующихся низкой скоростью реакции с карбонатами при высоких пластовых температурах, низким межфазным натяжением на границе с углеводородной фазой, а также не склонных к образованию осадков АСПО и водонефтяных эмульсий при контакте с пластовыми флюидами.

Цель исследования. Целями диссертационной работы являлись разработка и исследование свойств кислотогенерирующих составов (КГС) на основе продуктов этерификации уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами и определение оптимальных параметров для интенсификации процессов нефтеизвлечения из коллекторов с высокой пластовой температурой и низкой проницаемостью. Особое внимание уделялось скорости реакции этерификации уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами в присутствии АБСК, растворению карбонатной породы, а также поверхностно-активным свойствам кислотных составов.

Задачи исследования:

1. Изучение кинетики этерификации уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами в присутствии алкилбензолсульфокислоты (АБСК) с целыо выявления закономерностей образования продуктов реакции при разработке кислотогенерирующих составов;

2. Проведение экспериментальных исследований с целыо выбора оптимальных компонентов кислотного состава и их концентраций для наилучшего взаимодействия с карбонатной породой при высокой температуре (120°С), обеспечения достаточной стабилизирующей способности по отношению к ионам трехвалентного железа и предотвращения вторичного осадкообразования;

3. Исследование совместимости полученных кислотных составов с различными поверхностно-активными веществами (ПАВ) для придания созданным составам необходимых технологических свойств: низкой скорости

коррозии стали, низкого межфазного натяжения, а также исключения образования осадков и эмульсий при контакте с пластовыми флюидами;

4. Подтверждение эффективности разработанных кислотных составов при помощи фильтрациоино-емкостных исследований свойств породы, представляющей собой пористую среду, в условиях, приближенных к пластовым;

5. Разработка и внедрение технологий приготовления и применения полученных кислотных составов в промысловых условиях.

Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач использовались теоретические и эмпирические методы исследования.

Научная новизна:

1. Изучена кинетика этерификации уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами в стандартных условиях в присутствии каталитических количеств АБСК, влияющих на скорость образования эфиров и их гидролиза, что позволило обосновать применение АБСК как катализатора при разработке КГС;

2. Показана возможность создания эффективного КГС на основе продуктов этерификации уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами, не содержащего минеральные кислоты, для обработки высокотемпературных (выше 120 °С) карбонатных коллекторов;

3. Установлен синергетический эффект, возникающий в среде продуктов этерификации уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами в присутствии АБСК и различных катионных или амфолитных ПАВ на основе четвертичных аммонийных соединений;

4. Установлена высокая эффективность натриевой соли эриторбиновой кислоты в сравнении с рядом комплексообразователей (нитрилотриуксусная, щавелевая и др. кислоты) в качестве ингибитора вторичного осадкообразования для среды продуктов этерификации уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами.

Практическая значимость работы:

1. Установлена возможность использования катионных и амфолитных ПАВ на основе четвертичных аммонийных соединений в кислотогенерирующих

составах, сохраняющих стабильность при высоких температурах и обеспечивающих значительное снижение межфазного натяжения кислотного состава на границе с углеводородной фазой;

2. Разработан интенсифицирующий кислотный состав «Химеко ГК», предназначенный для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов и терригенных коллекторов с высокой карбонатностыо и пластовой температурой выше 120 °С;

3. Разработан интенсифицирующий кислотный состав «Химеко ТК2-К», предназначенный для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов и терригенных коллекторов с высокой карбонатностыо и пластовой температурой 80-120°С, эффективность которого подтверждена результатами его применения в промысловых условиях.

Положения, выносимые на защиту:

1. Обоснование использования КГС, в которые входят продукты этерификации уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами в присутствии АБСК, при высоких пластовых температурах в карбонатных коллекторах и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов;

2. Растворяющая способность полученных КГС по отношению к карбонатной породе значительно зависит от компонентного состава, а именно -от начальной концентрации уксусной кислоты, количества АБСК и сравнительной скорости гидролиза эфира;

3. Синергетический эффект, возникающий при взаимодействии АБСК и различных ПАВ на основе четвертичных аммонийных соединений в среде продуктов этерификации уксусной кислоты низкомолекулярными спиртами обеспечивает значительное снижение межфазного натяжения на границе рабочего раствора кислотного состава и углеводородной фазы.

Степень достоверности результатов исследования и выводов:

Основные научные положения, изложенные в работе, достаточно полно и убедительно обоснованы результатами лабораторных исследований и опубликованы в ведущих отраслевых журналах. Методика проведения

экспериментальных исследований и использование современных измерительных приборов и методов исследования (определение компонентного состава реакционной смеси методом газожидкостной хроматографии, определение межфазного натяжения методом вращающейся капли, определение коэффициента эффективной проницаемости путем проведения фильтрационного эксперимента на натуральном керне с остаточной нефтенасыщенностыо) дают основания полагать, что полученные данные достоверны.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались:

• на II Всероссийской научно-практической конференции «Практические аспекты нефтепромысловой химии» 22-25 мая 2012 г., г. Уфа;

• на VII Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» 27-28 июня 2012 г., г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина.

Разработанный состав «Химеко ТК-2К» применен при кислотных обработках добывающих скважин месторождений: Возейское, Дыш, Ключевое (Россия), Готурдепе, Кеймир (Туркменистан)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ, в том числе 4 статьи в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ и 1 патент.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 92 ссылок. Диссертационная работа изложена на 175 страницах машинописного текста и содержит 32 рисунка и 49 таблиц.

Глава 1. Интенсификация добычи нефти в карбонатных коллекторах

(литературный обзор)

1.1. Кислотная обработка как способ интенсификации работы скважин

Интенсификация добычи нефти путем проведения кислотной обработки является старейшим из применяемых в настоящее время методом воздействия на продуктивные пласты. Упоминания о первой кислотной обработке относятся к 1895 г., причем тогда компания Стандарт Ойл применила соляную кислоту, широко используемую и по сей день [1].

Считается, что важнейшим элементом в повышении эффективности эксплуатации скважин является сохранение фильтрационной характеристики призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) [2].

На практике длительная эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин сопровождается неизменным ухудшением фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта и как следствие - снижением дебита нефти на добывающих скважинах, ростом давления закачки и снижением приемистости - на нагнетательных [3].

Ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта может быть вызвано фильтрацией значительного количества асфальтосмолисто-парофиновых отложений и солеотложений в непосредственной близости от ствола добывающей скважины, образованием эмульсий, препятствующих движению пластовых флюидов по поровому пространству, фильтрацией загрязнений, вызванных процессами бурения и цементирования, и как следствие -изоляцией призабойной зоны от продуктивных пластов.

С другой стороны, карбонатная горная порода сама по себе имеет

склонность к очень низкой проницаемости, особенно когда в ней отсутствуют какие-либо соединенные трещины, поэтому добывающие скважины, пробуренные в карбонатных породах, обычно подвергают кислотной обработке сразу же после бурения и перед началом добычи, при этом повторные обработки часто проводят каждые два-три года [4].

Таким образом, интенсификация работы актуальна не только для добывающих скважин, находящихся в разработке уже длительное время, но и для скважин после бурения. Кислотные обработки позволяют решить целый ряд проблем на всех этапах разработки месторождения, но в каждом конкретном случае дизайн процесса разрабатывается индивидуально [3].

Целыо кислотной обработки является снижение фильтрационных сопротивлений призабойной зоны пласта и включение в отработку всех продуктивных пропластков, вскрытых скважиной [2].

Способы кислотного воздействия в целом можно классифицировать следующим образом: [1]

1. Кислотная ванна заключается в закачке небольшого объема кислоты в скважину, достаточного для заполнения её раствором кислоты выше верхнего интервала перфорации и проникновения кислоты в перфорированную зону скважины. После закачки состава скважина выдерживается на реагирование в течение определенного времени, после чего производится промывка забоя скважины от продуктов реакции. Применяется для удаления растворимых в кислотах твердых частиц и загрязнений, присутствующих в скважине, а также для очистки перфорированной зоны от присутствующих в ней кольматантов;

2. Воздействие на матрицу пласта представляет собой закачку значительного объема кислотного состава вглубь пласта при давлении закачки, не превышающем давления раскрытия трещины. Целыо является увеличение проницаемости матрицы пласта в максимально возможном радиусе от скважины;

3. Кислотный гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводится при давлении закачки кислотного состава, превышающем давление раскрытия трещины. В результате в призабойной зоне скважины создаются трещины,

связывающие скважину с продуктивным пластом. За счет реакции кислоты с минералами пласта поверхность трещин становится неровной, поэтому после прекращения закачки состава, падения давления и смыкания трещины, остаются каналы, связывающие скважину с продуктивным пластом.

Основными признаками, определяющими необходимость проведения работ по улучшению фильтрационной характеристики ПЗП, являются результаты гидродинамических исследований скважины, характеризующие фильтрационно-емкостные параметры призабойной зоны пласта: [5]

• снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины по отношению к данным предшествующих исследований;

• положительное значение скин-эффекта и значительные потери давления па его преодоление;

• снижение дебита скважины в сравнении с прогнозом;

• значительное снижение коэффициента продуктивности скважины по отношению к окружающим ее скважинам;

• низкий охват пласта отбором по его толщине.

Призабойная зона пласта неоднородна в силу различного минералогического состава скелетов и цементов отдельных слоев, переменной пористости и проницаемости коллектора, поэтому восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП производится химическими, физическими и физико-химическими методами [2].

Кислотная обработка является одной из наиболее эффективных технологий интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин и относится к методам химического воздействия на пласт, при котором за счет растворения составных частиц породы пласта и инородных загрязнений увеличивается его проницаемость, что способствует более легкому движению пластовых флюидов и нагнетаемой воды. Если кислотный состав закачивается в пласт при давлении, превышающем давление раскрытия трещины, то обработка относится к физико-химическим методам воздействия [2, 6].

При выборе скважин для обработки призабойной зоны (ОПЗ) с целью

повышения их продуктивности в первую очередь требуется довести проницаемость ПЗП до естественной проницаемости пласта [5].

Кислотная обработка, зачастую совмещенная с другими методами воздействия, является одним из основных видов повышения продуктивности и приемистости скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы. Углубленная и равномерная обработка ПЗП часто трудно достижима для традиционных растворов на основе минеральных кислот. Повышению эффективности кислотного воздействия за счет охвата пластов по толщине и улучшения доступа в наиболее закольматированные и гидрофобизированпые участки ПЗП способствуют технологические приемы, заключающиеся в нагнетании дополнительных технологических жидкостей в процессе обработки -углеводородных растворителей и растворов поверхностно-активных веществ, временно экранирующих наиболее проницаемые участки ПЗП [7].

Факторы восстановления и увеличения проницаемости пласта изменяются в зависимости от минералогического состава ПЗП. Так, при проведении кислотной обработки карбонатного коллектора восстановление и повышение проводимости призабойной зоны пласта происходят в основном за счет растворения материнской породы, образования новых и растворения поверхности естественных трещин, а не за счет растворения продуктов, загрязняющих ПЗП. В терригенных коллекторах при кислотной обработке восстановление и повышение проницаемости призабойной зоны происходит за счет растворения находящихся в поровом пространстве кремнийорганических соединений, частиц бурового раствора, проникших в пласт, цементных фильтратов и других растворимых примесей. Поэтому для обработки карбонатных коллекторов основной кислотой является соляная, в то время как для кислотной обработки терригенпого пласта -фтористоводородная кислота с добавкой соляной кислоты для поддержания низкого значения рН и предотвращения образования осадков гидроксида кремния [2, 8].

Как правило, для проведения кислотной обработки, в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) внутренним диаметром 62-73-мм, в

большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая — с кислотовозом и автоцистернами, в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы опрессовываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину [6].

Наиболее простая схема кислотной обработки предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают кислотный раствор прямой циркуляцией в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливаиия кислотного раствора в пласт и снижения давления, поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом, установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обуславливает уменьшение эффективности кислотной обработки [6].

В насосных скважинах после продавливания кислотного состава в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом, поскольку продукты реакции могут являться причиной снижения проницаемости в результате собственной низкой растворимости, высокой вязкости в случае образования геля, либо в результате образования осадков и эмульсий при взаимодействии с пластовыми флюидами. Перечисленные факторы обуславливают необходимость своевременного извлечения продуктов реакции из пласта [6].

Необходимый для проведения обработки объем кислотного состава выбирается с учетом технологии обработки и фильтрационно-емкостной характеристики пласта. При первой обработке объем и концентрация кислоты обычно меньше, чем при последующих, что связано с постепенным снижением эффекта от многократных кислотных обработок в результате проникновения кислотного состава преимущественного в высокопроницаемые участки, а также в результате адсорбции нерастворимых продуктов реакции на породе и её экранировании [7, 9].

Диапазон удельных расходов кислотных составов может быть различным. Как правило, он находится в пределах от 0,3 до 3,5 м3 на один метр перфорированной толщины пласта [5].

1.2. Состав и строение карбонатных коллекторов

К карбонатным коллекторам относят осадочные породы, состоящие из карбонатных минералов на 50% и более. Они представляют собой соли угольной кислоты: кальцит (СаС03), доломит (СаС03-М£С03) и магнезит (]У^С03). Массовая доля кальцита и доломита в породообразующих минералах превышает 90%. Кроме этого присутствует сидерит (БеСОэ), гипс (CaS04•2MgC03), ангидрит (Са804), глинистые частицы и другие включения. По содержанию глинистых частиц среди карбонатных пород выделяют чистые карбонаты (менее 5%), глинистые карбонаты (от 5 до 15%), мергель (от 15 до 50%), глинистый мергель (от 50 до 70%), карбонатные известковистые и доломитовые глины (более 70%) [10, 11].

Важными свойствами коллектора являются его пористость и проницаемость. Пористость определяется отношением пустотного пространства породы к ее общему объему и выражается процентах или долях единицы. Для извлечения нефти или газа из породы значение имеет не только относительное

количество пор, но и их абсолютные размеры, определяющие проницаемость пласта. Под проницаемостью пористой среды понимается ее способность пропускать жидкость или газ при наличий в ней перепада давления [10].

Значения проницаемости варьируются в широких пределах - от 0,01 миллидарси (мД) до 1 и более Дарси (1 Дарси = 1 мкм~). Проницаемость определяется в лабораторных условиях и выражается из закона Дарси: [12]

0 = А-~, (1.1)

/л Ь

где - объем потока флюида, кпр - проницаемость, ц - вязкость флюида, ДР/Ь - градиент давления в горизонтальном образце, А -площадь поперечного сечения образца.

Если в 90-ые годы XX века к низкопроницаемым коллекторам относили коллекторы с проницаемостью менее 0,05 мкм2, то в настоящее время эта граница снижена до 0,01 мкм2 (10 мД) и менее [13].

По преобладающему типу пустотного пространства, в котором находятся природные углеводороды, выделяют три основных типа карбонатных коллекторов: поровый, каверновый и трещинный. Однако, как правило, все карбонатные коллекторы по типу пустотного пространства являются коллекторами смешанного типа, в которых присутствуют несколько типов пустотного пространства одновременно [11].

Такое явление, как затухающий во времени отклик дебита скважин на чередующиеся кислотные обработки ПЗП в наибольшей степени проявляется на месторождениях с трещинным типом коллекторов, характеризующимся большей проницаемостью в сравнении с поровыми коллекторами, а также для пластов с высокой послойной неоднородностью пород. Объясняется это тем, что в условиях послойной неоднородности продуктивных пластов обрабатываются одни и те же пропластки, обладающие повышенной проницаемостью. Прирост дебита скважин в этом случае достигается за счет увеличения длины каналов растворения, т.е. за счет более глубокого проникновения кислоты по каналам в пласт [5, 7].

Меньшая проницаемость поровых каналов и их закупоривание смесью воды и нефти вследствие действия капиллярных сил обуславливает низкую скорость

движения жидкости. Определяющими движение жидкости факторами становятся размер поровых каналов, толщина пограничных слоев и межфазное натяжение на границе раздела водной и углеводородной фаз [14].

Как правило, поровая поверхность карбонатной породы покрыта нефтяной пленкой, в результате чего взаимодействие кислоты с породой начинается только после удаления углеводородной фазы с поверхности. Поэтому при обработке продуктивных нефтяных пластов перед закачкой кислоты проводят промывку пласта раствором ПАВ, либо применяют кислотные составы, содержащие ПАВ

И-

Такие особенности строения карбонатных коллекторов, как отличия по проницаемости, деформационные изменения, литологическая неоднородность и различная смачиваемость затрудняют процессы их вскрытия и освоения, что позволяет отнести запасы нефти в карбонатных коллекторах к категории трудно извлекаемых [7].

1.3. Кислотио-карбонатное взаимодействие и особенности применения кислот

Реакция кислоты с минералами является гетерофазной, поскольку проходит на границе раздела между кислотой в водной фазе и минералом в твердом состоянии. Взаимодействие проходит, когда кислота достигает поверхности минерала, причем общая скорость расходования кислоты или растворения минерала будет зависеть от двух отдельных явлений: скорости переноса кислоты к поверхности минерала и фактической скорости реакции на поверхности минерала. Часто один из этих процессов является лимитирующим и более быстрый процесс можно не учитывать при определении скорости реакции, поскольку он будет протекать за незначительно малое время по сравнению с медленным процессом. Например, скорость реакции взаимодействия НС1 с СаСОз

очень высока и общая скорость обычно контролируется скоростью переноса кислоты на поверхность, как более медленным из этих двух процессов. С другой стороны, скорости реакций на поверхности для многих реакций Г-Ш-минерал очень малы по сравнению со скоростью переноса кислоты, и общая скорость расходования кислоты или растворения минерала контролируется скоростью реакции. Скорость реакции кислоты с минералом пропорциональна площади поверхности раздела, доступной для реакции [8].

1.3.1. Соляная кислота

Соляная кислота представляет собой водный раствор хлорида водорода, максимально возможное содержание которого при 20°С составляет 38% масс. Является сильной неорганической кислотой, константа диссоциации составляет

у

1-10 , что обуславливает её высокую реакционную способность [15, 16].

Взаимодействие основных минералов с соляной кислотой происходит по следующим уравнениям реакции:

2НС1 + СаСОз -> СаСЬ + Н20 + С02Т,

4НС1 + СаСОз-Ъ^СОз -> СаСЬ + ТУ^СЬ + 2НгО + 2С02|,

2НС1 + РеСОз РеС12 + Н20 + С02|.

Выделяющийся при этом диоксид углерода снижает вязкость и межфазное натяжение нефти на границе с водой. Растворение С02 в нефти, как правило, не сопровождается выпадением асфальтенов в области низкой концентрации газа, но может приводить к незначительному формированию осадка при увеличении концентрации до давления насыщения нефти. Высказывается мнение, что именно насыщение воды диоксидом углерода и снижение её поверхностного натяжения на границе с газом является одной из причин образования стойких водонефтяных эмульсий в ПЗП после кислотной обработки. С другой стороны, снижение межфазного натяжения приводит к улучшению нефтевытесняющих свойств [7,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мухин, Михаил Михайлович, 2013 год

Список литературных источников

1. Williams; В. В. Acidizing Fundamentals / Bert В. Williams; John L. Gidley; Robert S. Schechter// Society of Petroleum Engineers. - New York: 1979. - 124 p.

2. Гейхман, M .Г. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов: Обз. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / М. Г. Гейхман, Г. П. Исаев, H. Е. Середа, С. В. Малышев, В. И. Нифантов, К. И. Джафаров. - М.: ООО «ИРГ Газпром», 2007. - 104 с.

3. Силин, М. А. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов: Учеб. Пособие для студентов вузов / M А.Силин, JI. А. Магадова, В. А. Цыганков, M. М. Мухин, Л. Ф. Давлетшина. - М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2011. - 120 с

4. Патент РФ №2122633, Е21В43/27, Е21В37/06, C12N9/20. Опубликовано 27.11.1998, Бюл. №33. Способ кислотной обработки подземных пластов / Моузес В., Харрис Р.

5. Сучков, Б. М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. - Москва-Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2005. - 688 с.

6. Иванов, С. И. Анализ научных и практических решений заканчивания скважин: Книга 2 / С. И. Иванов, А. И. Булатов, Ю. Д. Качмар, В. А. Любимцев, Р. С. Яремийчук. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. -266 с.

7. Глущенко, В. Н. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. - Т. 4. Кислотная обработка скважин / В. Н. Глущенко, М. А. Силин. Под ред. проф. И. Т. Мищенко. - М.: Интерконтакт Наука, 2010. - 703 с.

8. Экономидес, М. Дж. Способы добычи нефти. Главы 13-16 / М. Дж.Экономидес, А. Д. Хилл, К. Элиг-Экономидес; Перевод: Корнилов А. - Уфа, 2005. - 143 с.

9. Кудинов, В. И. Методы повышения производительности скважин / В. И. Кудинов, Б. М. Сучков. - Самара: Кн. изд-во, 1996. -414 с.

10. Александров, Б. JI. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами -М.: «Недра», 1979.-200 с.

11. Глущенко, В. Н. Не4ггепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. - Т. 3. Призабойная зона пласта и техногенные факторы ее состояния. / В. Н. Глущенко, М. А. Силин. Под ред. проф. И. Т. Мищенко. - М.: Интерконтакт Наука, 2010. - 650 с.

12. Лусна, Ф. Д. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подход. - М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Ижевский институт компьютерных исследований, 2010. - 384 с.

13. Исмагилов, Р. Ф. Усовершенствование методов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов при освоении скважин: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук: 25.00.17 / Исмагилов Руслан Фаритович. -Москва. -2010. -26 с.

14. Котяхов, Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. -М.: "Недра", 1977. -287 с.

15. Химический энциклопедический словарь / Под редакцией И. Л. Кнунянца. - М: «Советская энциклопедия», 1983. - 792 с.

16. Новый справочник химика и технолога: Т. 7. Химическое равновесие. Свойства растворов / Под ред. Симановой С. А. - СПб.: AHO НПО «Профессионал», 2004. - 998 с.

17. Гиматудинов, Ш. К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений / Ш. К. Гиматудинов, Душошкин Н. И., Зайцев В. М., Коротаев Ю. П. Левькин Е. В. Сахаров В. А. -М.: «Недра», 1988.

18. Кудинов, В. И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет, 2004. - 720 с.

19. Логинов, Б. Г. Руководство по кислотным обработкам скважин / Б. Г. Логинов, Л. Г. Малышев, Ш. С. Гарифулин. - М.: «Недра», 1966.-220 с.

20. Магадов, Р. С. Совершенствование кислотных обработок скважин путем добавки многофункционального поверхностно-активного вещества - Нефтенола К / Р. С. Магадов, М. А. Силин, Е. Г. Гаевой, Л. А. Магадова, М. Д. Пахомов, Л. Ф. Давлетшина, А. Г. Мишкин // Нефть, газ и бизнес. - 2007. - № 1 -2. - С. 93-97.

21. Петров, А. А. Органическая химия: Учебник для вузов / А. А. Петров, X. В. Бальян, А. Т. Трощенко. Под ред. Стадничука М. Д. - 5-е изд., перераб. и доп. - СПб.: "Иван Федоров", 2002. - 624 с.

22. Ибрагимов, Г. 3., Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти / Ибрагимов Г. 3., Фазлутдинов К. С, Хисамутдинов Н. И. - М.: «Недра», 1991. - 384 с.

23. Chang, F. F. Matrix Acidizing of Carbonate Reservoirs Using Organic Acids and Mixture of HCl and Organic Acids / F.F. Chang, H.A. Nasr-El-Din, T. Lindvig, X.W. Qiu // Society of Petroleum Engineers, paper 116601. -2008.

24. Li, L. Reaction of Simple Organic Acids and Chelating Agents With Calcite / L. Li, H.A. Nasr-El-Din, F.F. Chang, T. Lindvig // International Petroleum Technology Conference, paper 12886. -2008.

25. Токунов, В.И., Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / Токунов В.И., Саушин А.З. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.-711 с.

26. Келарев, В. И. Синтетические методы органической химии. Реакции алкилирования и ацилирования : учеб. пособие / В. И. Келарев, О. В. Малова, О. А. Борисова. - М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2003. - 88 с.

27. Герасимов, Я. И., Курс физической химии: Т. 2 / Герасимов Я.И., Древинг В.П., Еремин Е.Н.. Киселев А.В., Лебедев В.П., Панченков Г.М., Шлыгин А.И. -М: Химия, 1973. -624 с.

28. Чичибабин, А. Е. Основные начала органической химии. Том 1 / Под ред. проф. П. А. Сергеева. Издание шестое (стереотипное). -М.: Государственное научно-техническое издательство химической литературы, 1954. - 797 с.

29. Овчинников, В. И. Производство терефталевой кислоты и ее диметилового эфира / Овчинников В. И., Назимок В. Ф., Симонова Т. А. -М.: Химия, 1982. -232 с.

30. Najeeb, P. P. A Systematic Study of Different Delayed Systems for Mudcake Removal in High-Temperature Horizontal and Multilateral Wells / P.P. Najeeb, M.H. AlKhaldi // Society of Petroleum Engineers, paper 151073. -2012.

31. Wang, X. Advancement in Acid-Precursor Chemistry for Removal of Drill-in Fluid Filter Cake / Xiaolan Wang, Kern Smith, Jennifer Cutler, Brian Beall // Society of Petroleum Engineers, paper 147480.-2012.

32. Salgaonkar, L. Strategies for Removal of Formate Brine-Based Drill in Fluid (DIF) Filtercake in Gravel-Packed Completions: A Laboratory Evaluation / Lalit Salgaonkar, Razien Ali, Achala Danait, Sharifudin Salahudin // Society of Petroleum Engineers, paper 130199. - 2010.

33. Al-Mehailani, M. Carefully Designed Water-Based Drill-In Fluid and Filter Cake Removal System Improve Reservoir Producibility and Reduce Well Completion Costs / M. Al-Mehailani, N. Abdullah Al-Anzi, A. Gohain, I. Hussain, B. Haider, E. Davidson, B. MacMillan // Society of Petroleum Engineers, paper 122327. - 2009

34. Harris, R. E. Stimulation of a Producing Horizontal Well Using Enzymes that Generate Acid In-Situ - Case History / Ralph E. Harris, Ian D. McKay, Justin M. Mbala, Robert P. Schaaf// Society of Petroleum Engineers, paper 68911.- 2001.

35. Alotaibi, M. В.. An Optimized Method to Remove Filter Cake Formed by Formate Based Drill-in Fluid in Extended Reach Wells / M.B. Alotaibi, II.A. Nasr-El-Din, A.D. Hill, A.M. A1 Moajil // Society of Petroleum Engineers, paper 109754. -2007.

36. A1 Moajil, A. M. Evaluation of In-Situ Generated Acids for Filter-Cake Cleanup / A.M. A1 Moajil, II.A. Nasr-El-Din, A.D. Al-Aamri // Society of Petroleum Engineers, paper 107537. -2007.

37. Al-Otaibi, M. В. In-Situ Acid System To Clean Up Drill-in Fluid Damage in High-Temperature Gas Wells / M.B. Al-Otaibi, A.M. Al-Moajil, I I.A. Nasr-El-Din // Society of Petroleum Engineers, paper 103846.-2006.

38. Nasr-El-Din, I I. A. Laboratory Studies of In-Situ Generated Acid To Remove Filter Cake in Gas Wells / IT. A. Nasr-El-Din, M.B. Al-Otaibi, A.A. Al-Qahtani, I.D. McKay // Society of Petroleum Engineers, paper 96965.-2005.

39. Almond, S. W. Utilization of Biologically Generated Acid for Drilling Fluid Damage Removal and Uniform Acid Placement Across Long Formation Intervals / Stephen W. Almond, Ralph E. Harris, Glenn S. Penny. // Society of Petroleum Engineers, paper 30123. - 1995.

40. Патент РФ №2278968, E21B43/27. Опубликовано 27.06.2006, Бюл. №18. Способ кислотной обработки карбонатного коллектора высокотемпературного пласта / Галлямов И. М., Сайфутдинов Ф. X., Вахитова А. Г., Попов С. А., Пелевин М. J1.

41. Патент РФ №2244111, Е21В43/22, 43/27. Опубликовано 10.01.2005, Бюл. №1. Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов / Канзафаров Ф. Я., Леонов В. А., Галлямов К. К., Кирилов С. И., Мовсесян М. X., Пазин А. II., Теп С. II.

42. Приказ Министерства энергетики Российской Федерации №294 от 18.10.2001 г. "О запрещении применения хлорорганических реагентов в процессе добычи нефти".

43. Силин, М. А. Исследование ксантановых загустителей, применяемых в технологиях кислотного гидравлического разрыва пласта / Л. А. Магадова, В. В. Пономарева, Л. Ф. Давлетшина, М. М Мухин // Технологии нефти и газа. - 2010 - №2 - С. 25-28;

44. Ребиндер, П. А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды. М.: «Наука», 1978. - 368 с.

45. Crowe, С. W. Investigation of Retarded Acids Provides Better Understanding of Their Effectiveness and Potential Benefits / Crowe C.W., McGowan G.R., Baranet S.E. // SPE Production Engineering. - 1990. - Vol. 5., №.2. - p. 166-170.

46. Патент РФ №2382189, E21B43/22. Опубликовано 20.02.2010, Бюл. №5. Кислотная композиция для обработки призабойной зоны пласта / Салех А. И. Ш., Грицишин А. М.

47. Патент РФ №2379327, С09К 8/74. Опубликовано 20.01.2010, Бюл. №2. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта / Нигьматуллин М. М., Федоренко В. Ю., Петухов А. С., Новиков И. П., Галиев А. А., Заров А. А.

48. Силин, М. А. Разработка состава, содержащего многофункциональное ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах / Л. А. Магадова, Л. Ф. Давлетшина, В. В. Пономарева, М. М. Мухин, Д. Н. Малкин, А. Г. Мишкин // Технологии нефти и газа. - 2009 - №4 - С. 47-51;

49. Саакиян, J1.C. Защита нефтегазопромыслового оборудования от коррозии / Л. С. Саакиян, А. П. Ефремов - М.: Недра, 1982. - 228 с.

50. Шлугер, М. А. Коррозия и защита металлов / М. А. Шлугер, Ф. Ф. Ажогин, Е. А. Ефимов - М.: Металлургия, 1981. - 215 с.

51. Улиг Г. Г. Коррозия и борьба с ней: Введение в коррозионную науку и технику / Улиг Г. Г., Реви Р. У. Пер. с англ. под ред. А. М. Сухотина. - Л.: Химия, 1989. - 456 с.

52. Zaid, G. Н. Binary Corrosion Inhibitors Offer Improved Corrosion Control / Gene H. Zaid, Donald W. Sanders // Society of Petroleum Engineers, paper 83481. - 2005. - Vol. 20, № 2. - p. 133137

53. Al-Taq, A. A. Inhibition Performance of a New Series of Mono-/Diamine-Based Corrosion Inhibitors for HCI Solutions / Ali A. Al-Taq, Shaikh A. Ali, Hisham A. Nasr-El-Din // Society of Petroleum Engineers, paper 114087. - 2009. - Vol. 14, № 4. - p. 627-633

54. Каменщиков, Ф. А. Удаление асфальтосмолопарофиновых отложений растворителями. - М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Ижевский институ т компьютерных исследований, 2008. - 384 с.

55. Рябов, В. Д. Химия нефти и газа. - М.: Изд. "Техника", ТУМА ГРУПП, 2004. - 288 с.

56. Chang, C-L. Stabilization of Asphaltenes in Aliphatic Solvents Using Alkylbenzene-Derived Amphiphiles. 1. Effect of the Chemical Structure of Amphiphiles on Asphaltene Stabilization / Chang C-L., Fogler U.S. // Langmuir. - 1994. Vol.10, № 6. - p. 1749-1757

57. Chang, C-L. Stabilization of Asphaltenes in Aliphatic Solvents Using Alkylbenzene-Derived Amphiphiles. 2. Study of the Asphaltene-Amphiphile Interactions and Structures Using Fourier Transform Infrared Spectroscopy and Small-Angle X-ray Scattering Techniques / Chang C-L., Fogler II.S. // Langmuir. - 1994. Vol. 10, № 6. - p. 1758-1766

58. Leon, O. Study of the Adsorption of Alkyl Benzene-Derived Amphiphiles on Asphaltene Particles / Olga Leon, Estrella Rogel, Argelia Urbina, Angel Andujar, Andres Lucas // Langmuir. -

1999. - Vol. 15, № 22. - p.7653-7657.

59. Патент РФ №2243369, E 21В 43/27. Опубликовано 27.12.2004, Бюл. №36. Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением / Магадов Р. С., Магадова Л. А., Мариненко В. II., Силин М. А., Гаевой Е. Г., Пахомов М. Д., Николаева Н. М., Губанов В. Б., Магадов В. Р., Чекалина Г., Рудь М. И., Зайцев К. И.

60. Глущенко, В. Н. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. - Т. 5. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений / В. II. Глущенко, М.А. Силин. - М.: Интерконтакт Наука, 2009. - 475 с.

61. Мишкин, А. Г. Разработка кислотных составов, содержащих ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах нефтяных месторождении республики Татарстан: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 02.00.11 / Мишкин Андрей Григорьевич. - Москва. - 2009. - 110 с.

62. Виноградов, В. М. Образование, свойства и методы разрушения нефтяных эмульсий / В. М. Виноградов, В. А. Винокуров - М.: РГУНГ, 1996. - 32 с.

63. Патент РФ №2308475, С09К 8/74. Опубликовано 20.10.2007, Бюл. №29. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта (варианты) / Мусабиров М. X.

64. Патент РФ №2293101, С09К 8/72, Е21В 43/27. Опубликовано 10.02.2007, Бюл. №4. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / Баранов 10. В., Гоголашвили Т. Л., Хакимзянова М. М., Маликов М. А., Хисамов Р. С., Новиков И. П., Сабаев С. М., Кандаурова Г. Ф., Султанов А. С.

65. Смыков, В. В. Повышение эффективности добычи и подготовки нефти из карбонатных коллекторов (на примере месторождений НГДУ "Ямапшефть"): диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 25.00.17 / Смыков Виктор Васильевич. - Альметьевск. - 2001. - 130 с.

66. Липчинский, К. Н. Физико-химические основы создания модифицированных кислотных растворов и их фильтрация в терригенных породах: диссертация на соискание ученой степени кандидата химических наук: 02.00.04 / Липчинский Константин Николаевич. -Тюмень. - 2010. - 172 с.

67. Холмберг, К. Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах / К. Холмберг, Б. Йёнссон, Б. Кронберг, Б. Линдман. Пер. с англ. - М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2010.-528 с.

68. Магадова, Л. А. Колтюбинговые технологии для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин / Л. А. Магадова, М. А. Силин, Л. Ф. Давлетшина, 0.10. Ефанова, Ф. 3. Исмагилов, Р. М. Ахметшин // Время колтюбинга. -2009. -№ 30

69. Шаров, В. Н. Оператор по химической обработке скважин. Учебник для рабочих / В. Н. Шаров, В. И. Гусев. -М.: Недра, 1983. - 141 с.

70. Кристиан, Г. Аналитическая химия: Изд. в 2-х томах, -т.1. - М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2009. - 623 с.

71. Дятлова, Н. М. Комплексоны и комплексонаты металлов / II. М. Дятлова, В. Я. Темкина, К. И. Попов. - М.: Химия, 1988. - 544 с.

72. Глущенко, В. I I. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. - Т. 1. Растворы электролитов / В.Н. Глущенко, М.А. Силин. Под ред. проф. И. Т. Мищенко. - М.: Интерконтакт Наука, 2009. - 588 с.

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

74. Assem, A. I. A New Finding in the Interaction Between Chelating Agents and Carbonate Rocks During Matrix Acidizing Treatments / A. I. Assem, II. A. Nasr-El-Din, C. A. De Wolf// Society of Petroleum Engineers, paper 164130, presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Apr 08 - 10, 2013, The Woodlands, TX, USA. -2013.

75. LePage, J. N. An Environmentally Friendly Stimulation Fluid for High-Temperature Applications / J. N. LePage, C. A. De Wolf, J. H. Bemelaar, II. A. Nasr-El-Din // Society of Petroleum Engineers, paper 121709.-2011.-Vol. 16., № 1. - p. 104-110.

76. Hall, В. E. Iron Control Additives for Limestone and Sandstone Acidizing of Sweet and Sour Wells / В. E. Hall, W. R. Dill // Society of Petroleum Engineers, paper 17157, presented at the SPE Formation Damage Control Symposium, 8-9 February 1988, Bakersfield, California. - 1988. - p. 131-140

77. Kappep, П. Курс органической химии / Пер. с нем. 13-го перераб. и доп. изд. Под ред. проф. М. II. Колосова. Второе издание (стереотипное). -JI.: Госхимиздат, 1962. - 1216 с.

78. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах: РД-39-1-442-80 / П. М. Усачев, II. А. Карташев, А. В. Казакова и др. -М.: ВНИИ, 1980.-243 с.

79. Vonnegut, В. Rotating Bubble Method for the Determination of Surface and Interfacial Tensions // Review of Scientific Instruments. - 1942. Vol. 13. - p. 6-9

80. Объединенные стандарты ТНК-BP по соблюдению контроля качества при проведении ГРП и Кислотных обработок. ОАО «ТНК-BP». Версия 11.1.- 2008. - 111 с.

81. Приложение №8 к технологической инструкции компании «Обеспечение и контроль качества при проведении гидроразрыва пласта (ГРП), кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) и большеобъемной обработки призабойной зоны (БОПЗ)». Тестирование кислотных составов при проведении КГРП и БОПЗ. Версия 1.00. -М.: ОАО «НК Роснефть», 2009.-25 с.

82. Справочник химика. 2-е изд. Т. 3. - М - Л.: "Химия" - 1965 - 1005 с.

83. Патент РФ №2045513, МПК6 С07С69/14, С07С67/08. Опубликовано 10.10.95. Способ получения сложных офиров / Папа Э. Д., Брайант Д. Р.

84. Алкилбензолсульфокислота. Технические требования по ТУ 2481 -026-05766480-2006 с изм. 1. -Кириши: ООО "КИНЕФ", 2006.

85. Dean, J. A. Lange's Handbook of Chemistry. 15thed.-MGH, 1999.- 1291 p.

86. Краткий справочник физико-химических величин / 7-е изд. Под редакцией К.П. Мищенко и А.А. Равделя. - Д.: Химия, 1974. -200 с.

87. Эмануэль, H. М. Курс химической кинетики / H. М. Эмануэль, Д. Г. Кнорре. 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1984. - 463 с.

88. Weifang, Y. Determination of adsorption and kinetic parameters for methyl acetate esterification and hydrolysis reaction catalyzed by Amberlyst 15 / Weifang Yu, K. Hidajat, Ajay K. Ray // Applied Catalysis A: General. - 2004. - Vol. 260, Issue 2. - p. 191 -205

89. I-Kuan, L. Design and control of reactive distillation for ethyl and isopropyl acetates production with azeotropic feeds / I-Kuan Laia, Shih-Bo Hungb,Wan-Jen Hunga, Cheng-ChingYua, Ming-Jer Leeb, Hsiao-Ping Huanga // Chemical Engineering Science. - 2007. - Vol. 62. - p. 878-898

90. Sanz, M. T. Esterification of acetic acid with isopropanol coupled with pervaporation: Part I: Kinetics and pervaporation studies. / M. T. Sanz, J. Gmehling // Chemical Engineering Journal. -2006. - Vol. 123, Issues 1-2. - p. 1-8

91. Кошелев, В. H. Основные принципы номенклатуры органических соединений / В.Н. Кошелев, В.И. Келарев, О.А. Борисова. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2002. -46 с.

92. Мицеллообразование, солюбилизация и микроэмульсии / Под ред. К. Миттела. Пер. с англ. М. Г. Гольдфельда. - М.: «Мир», 1980. - 597 с.