Разработка состава для технологии ПАВ-полимерного заводнения применительно к условиям нижнего миоцена месторождения Белый Тигр тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат наук Фан Ву Ань

• Фан Ву Ань
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Фан Ву Ань

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

1.1. История разработки месторождения Белый Тигр

1.2. Текущее состояние разработки нижнего миоцена

1.3. Выводы по главе

ГЛАВА 2. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

2.1. Факторы, влияющие на коэффициент извлечения нефти

2.2. Основные методы повышения нефтеотдачи пластов

2.3. Механизмы воздействия ПАВ и полимеров в процессе нефтевытеснения

2.4. ПАВ, применяемые в технологиях повышения нефтеотдачи пластов

2.5. Полимеры, применяемые для технологий повышения нефтеотдачи

пластов

2.6. Промысловые испытания физико-химических методов ПНП на месторождении Белый Тигр

2.7. Выводы по главе

ГЛАВА 3. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1. Объекты исследования

3.2. Методы исследования

3.2.1. Оценка влияния минерализация пластовой воды на исследуемые реагенты

3.2.2. Оценка влияния пластовой температуры на исследуемые реагенты

3.2.3. Определение вязкости неньютоновских жидкостей

3.2.4. Определение межфазного натяжения на границе раздела водного раствора с углеводородной фазой

3.2.5. Фильтрационные методы тестирования составов и реагентов, применяемых в технологиях ПНП

3.3 Выводы по главе

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА ПАВ-ПОЛИМЕРОГО СОСТАВА ДЛЯ УСЛОВИЙ НИЖНЕГО МИОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

4.1 Характеристика коллекторских свойств пород нижнего миоцена

4.2. Состав пластовой воды месторождения Белый Тигр

4.3. Выбор полимера и концентрации полимерного раствора

4.3.1 Выбор концентрации для исследования полимеров

4.3.2. Выбор полимера по степени солестойкости

4.3.3. Исследование реологических свойств полимерных растворов при высокой пластовой температуре

4.3.4. Оценка степени механической деструкции и адсорбции А^125 SH на поверхности пористой среды

4.4. Выбор ПАВ для ПАВ-полимерного состава

4.4.1. Определение межфазного натяжения и критической концентрации мицелообразования

4.4.2. Оценка термостабильности и солестойкости выбранных ПАВ

4.4.3. Определение степени адсорбции выбранного ПАВ

4.5. Исследование свойств ПАВ-полимерного состава для комбинированного воздействия на пласт

4.6. Выводы по главе

ГЛАВА 5. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАВ-ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

5.1. Методика выполнения фильтрационных экспериментов

5.2. Порядок выполнения и результаты физического моделирования процесса закачки полимерного и ПАВ-полимерного составов

5.3. Выводы по главе

ГЛАВА 6. РЕАЛИЗАЦИЯ ЗАКАЧКИ ПАВ-ПОЛИМЕРНОГО СОСТАВА В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

6.1. Приготовление ПАВ-полимерного состава

6.2. Доставка и закачка ПАВ-полимерного состава

6.3. Определение эффективности закачки ПАВ-полимерного состава

6.4. Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка состава для технологии ПАВ-полимерного заводнения применительно к условиям нижнего миоцена месторождения Белый Тигр»

Актуальность темы исследования

Самым крупным месторождением во Вьетнаме является «Белый Тигр» (BACH HO). Промышленные залежи нефти на месторождении приурочены к кристаллическим трещиноватым коллекторам фундамента, преимущественно терригенным породам нижнего олигоцена, верхнего олигоцена и нижнего миоцена. Разработка месторождения Белый Тигр российско-вьетнамским совместным предприятием (СП) Вьетсовпетро была начата в 1986 году. С 1990-ого года на месторождении применяется система заводнения для подержания пластового давления (ППД). Однако к настоящему времени месторождение очень истощенно, его разработка идет к поздней стадии нефтедобычи и становится менее эффективной. При этом, если в начале процесса разработки, фундамент давал основную часть добываемой продукции всего месторождения, то со временем доля нефтедобычи, приходящаяся на другие объекты, особенно нижний миоцен, постепенно повышается. Вследствие этого поиск и применение эффективных технологий повышения нефтеотдачи для залежей нижнего миоцена являются чрезвычайно актуальной задачей и стратегией СП Вьетсовпетро.

Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) по способу воздействия на пласт подразделяются на термические, газодинамические и физико-химические методы. Для нижнего миоцена пока недоступно применение газовых методов из-за высоких дополнительных затрат, а термические методы практически не применяются вследствие высокой пластовой температуры (70-120°C). В этой ситуации физико-химические методы, в том числе и ПАВ-полимерное заводнение, кажутся самыми целесообразными. Основной трудностью на пути к применению технологий ПАВ-полимерного заводнения для залежей нижнего миоцена месторождения Белый Тигр является то обстоятельство, что большинство товарных полимеров для технологий ПНП

могут использоваться при температуре не выше 70° С, а пластовая температура большинства объектов нижнего миоцена гораздо выше.

В отсутствии термостабильных полимерных составов на объектах миоцена и олигоцена для одновременного увеличения коэффициентов охвата и вытеснения проводились закачки высоковязкого поверхноактивного геля (ВПГ) на основе аниогенных и неоногенных ПАВ высокой концентрации. В целом проведенные испытания были успешны с технологической точки зрения, но потребовали больших затрат на химические реагенты. Однако, полученные результаты показали перспективность и, следовательно, целесообразность применения ПАВ-полимерного заводнения для продуктивных пластов нижнего миоцена месторождения Белый Тигр.

В связи с актуальностью данной проблемы, в научно-образовательном центре «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина в рамках диссертационной работы были выполнены исследования свойств ряда товарных полимеров и ПАВ с целью разработки ПАВ-полимерного состава, эффективного в условиях южного участка нижнего миоцена месторождения Белый Тигр, пластовая температура которого находится в диапазоне от 70 до 95°С.

Степень разработанности темы

Большой вклад в развитие физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов с использованием ПАВ и полимеров внесли работы: Силина М. А., Магадовой Л. А., Винокурова В. А., Губанова В. Б., Хлебникова В. Н., Алтуниной Л.К., Лунина В. В., Алмаева Р.Х., Газизова А.А., Ибатулина Р.Р., Крупина С.В., Кувшинова В.А., Муслимова Р.Х., Поддубного Ю.А., Сургучева М.Л., Хавкина А.Я., Хисамова Р.С. Власова С. А., Кагана Я. М и многих других ученых.

Однако, несмотря на существование большого количества технологий и химических реагентов для ПАВ-полимерного заводнения, применение большинства из них не эффективно с экономической и технологической точки

зрения на месторождении Белый Тигр, в условиях высокой пластовой температуры, присутствии морской воды и довольно большой степени неоднородности пластов.

Цель диссертационной работы

Разработка состава для технологии ПАВ-полимерного заводнения, применительно к условиям южного участка нижнего миоцена месторождения Белый Тигр (Социалистическая Республика Вьетнам).

Основные задачи исследования

1) Обоснование необходимости применения ПАВ-полимерного заводнения на залежах нижнего миоцена, исходя из текущего состояния разработки месторождения Белый Тигр;

2) Исследование ряда товарных полимеров и ПАВ для выбора компонентов ПАВ-полимерного состава;

3) Разработка рецептуры ПАВ-полимерного состава и оптимальной концентрации его компонентов;

4) Оценка селективных свойств полимерных растворов и ПАВ-полимерных составов и эффективности довытеснения нефти данными составами для условий неоднородных пластов и высокой пластовой температуры южного участка нижнего миоцена месторождения Белый Тигр

Научная новизна работы

1) Обоснована перспективность использования ПАВ-полимерного состава на основе сульфированного полиакриламида марки АК 125 БИ (фирма БОТ) и ПАВ - полиэфирсульфоната натрия для технологии ПНП в пластовых условиях объектов нижнего миоцена месторождения Белый Тигр;

2) Разработана методика расчета количества адсорбированного вещества на поверхности пористой среды продуктивного коллектора при использовании растворов ПАВ и полимеров в качестве вытесняющего агента;

3) Разработана методика выполнения сравнительных фильтрационных экспериментов по оценке селективных свойств полимерных и ПАВ-полимерных

составов и эффективности довытеснения данными составами нефти при термобарических условиях пласта;

Теоретическая и практическая значимость работы

1) Разработана рецептура ПАВ-полимерного состава, имеющего высокую солестойкость и термоустойчивость для технологии ПНП применительно к условиям объектов нижнего миоцена месторождения Белый Тигр.

2) Обосновано преимущество технологии ПАВ-полимерного заводнения по сравнению с технологией полимерного заводнения и закачкой ВПГ, в условиях высокой пластовой температуры и значительной неоднородности по проницаемости залежей нижнего миоцена.

3) Результаты, полученные в диссертационной работе, можно рекомендовать при разработке технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с высокой пластовой температурой (до 95 °С).

Методология и методы исследования

Методологической и теоретической основой исследования служили работы, посвященные изучению вопросов повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАВ-полимерного заводнения. В работе применялись стандартные методы анализа физико-химических свойств нефти и воды, ПАВ, полимеров, проводились экспериментальные исследования технологических свойств разрабатываемых составов с использованием современного научно-исследовательского оборудования, стандартных методов исследований, а также оригинальных исследовательских методик.

Положения, выносимые на защиту

1) Обоснование выбора компонентов и их концентрации для ПАВ-полимерного состава.

2) Обоснование применения ПАВ-полимерного состава, на основе сульфированного полиакриламида АК 125 БИ концентрацией 0,5% масс. и сульфированного ПАВ 0,1% масс. в технологии повышения нефтеотдачи пластов для условий нижнего миоцена месторождения Белый Тигр.

3) Реализация ПАВ-полимерного заводнения на залежах месторождении Белый Тигр с пластовой температурой до 95о С.

Степень достоверности результатов проведенных исследований

Основные научные положения, изложенные в работе, достаточно полно и убедительно подтверждены результатами экспериментальных исследований с использованием современного научно исследовательского оборудования и воспроизводимостью полученных данных.

Апробация результатов исследования

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на X Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», 2015г. и XI Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», 2016г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ

ТИГР

1.1. История разработки месторождения Белый Тигр

Самое крупное месторождение Вьетнама «Белый Тигр» располагается на расстоянии 100 км от берега и 120 км к юго-востоку от порта города Вунг Тау (Vung Tau) (рисунок 1.1). Данное месторождение разрабатывается Совместным Предприятием «Вьетсовпетро» уже боле 30 лет. С вьетнамской стороны в СП «Вьетсовпетро» входит корпорация нефти и газа Вьетнама (Петровьетнам). Акции российской стороны переданы ОАО «Зарубежнефть».

Рисунок 1.1 - Расположение месторождения Белый Тигр (BACH HO) Частично, добытая нефть принимается в провинции Куанг Нгай для переработки на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) Бинь Шон. По экономическим соображениям на данном НПЗ сейчас перерабатывается смесь 85% сырой нефти месторождения Белый тигр и 15% нефти, импортируемой из ОАЭ. НПЗ обеспечивает примерно на 30% спрос на бензин и другие нефтепродукты в стране[1].

До 2017-го года в фонде месторождения Белый Тигр числилось около 300 скважин. По доказанным запасам нефти и по уровню годовой добычи, даже после

30 лет разработки, Белый Тигр остается самым значительным, из введенных в эксплуатацию, месторождением СП Вьетсовпетро (рисунок 1.2)

Рисунок 1.2 - Распределение добычи нефти (т. тонн) по месторождениям СП

Вьетсовпетро за 2016 г.

В настоящее время разработка месторождения Белый Тигр уже идет к концу второй стадии нефтедобычи. За время эксплуатации годовая добыча на месторождении Белый Тигр снизилась с уровня 13 млн. тонн до 4 млн. тонн нефти в год (рисунок 1.3). Средняя обводненность продукции в настоящее время превышает 50%. Накопленная добыча нефти к настоящему моменту превысила 200 млн.т. (рисунок 1.3.). При этом накопленный объем закачиваемой воды составил уже более 300 млн. м3.

Рисунок 1.3 - Накопленная и годовая добыча нефти на месторождении

Белый Тигр

Надо отметить, что если в начале процесса разработки, фундамент давал основную часть добываемой продукции всего месторождения (более 90%), то со временем доля нефтедобычи, приходящаяся на остальные объекты, особенно нижний миоцен, постепенно повышается. Распределение годовой добычи нефти за 2016-ый год по всем залежам месторождения Белый Тигр показано на рисунке 1.4.

■ нижний миоцен ■ верхний олигоцен

■ нижний олигоцен фундамент

Рисунок 1.4 - Распределение годовой нефтедобычи (т. тонн) по залежам месторождения Белый Тигр за 2015 г.

В 2015 году добыча нефти на залежах нижнего миоцена составила 1369,047 тыс. тонн нефти, то есть 36% от суммарной нефтедобычи месторождения Белый Тигр [2].

1.2. Текущее состояние разработки нижнего миоцена

Отложения нижнего миоцена введены в разработку в 1986 г. и разрабатываются на центральном, северном и южном сводах. Средняя пористость продуктивной части пластов по геофизическому исследованию скважин (ГИС) равна 18,3%, насыщенность нефтью - 0,481 доли ед. Проницаемость, по данным исследования керна, варьирует от 0,0103 мкм2 (северный свод) до 0,276 мкм2 (центральный свод).

По данным за 2015 год, в общем фонде нижнего миоцена числится 132 скважины. Добывающий фонд состоит из 91 скважины (77 действующих и 14

скважин - в бездействии), нагнетательный фонд-из 16 единиц (14 действующих), наблюдательных скважин нет, в консервации 1 скважина, ликвидировано 24 скважины. В северно-восточном участке в эксплуатации находится только одна добывающая скважина.

Залежь центрального свода нижний миоцен вступила в разработку в 1986 году. Залежь находится в начальной стадии разработки, характеризующейся вводом скважин в разработку. На центральном своде - 42 добывающих скважин, в том числе 39 действующих скважин и 3 бездействующие скважины. Количество действующих нагнетательных скважин 7. За 2014 г. добыто 427,7 тыс.т. нефти, 63,4 млн. м3 газа и 772,8 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. составляла 2704,4 тыс. т. Средний дебит нефти действующих скважин снизился по сравнению с предыдущим годом и составил 36 т/сут, обводненность выросла до 44,7 %. Всего с начала разработки до 01.01.2015 было закачано 4174,7 тыс. м3 воды. Падение уровня добычи нефти составило 29% за год, при этом за счет падения уровня добычи жидкости - 4,7 т/сут, за счет обводнённости - 223,3 т/сут. Причина интенсивного падения дебита обусловлена процессом быстрого обводнения ряда скважин. По залежи центрального свода накопленная добыча нефти составила 2704,4 тыс. тонн, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,178 д. ед.

Разработка северного свода была начата в 1986 году. На северном своде - 27 добывающих скважин, среди которых 18 действующих и 9 бездействующих, 6 нагнетательных скважин, в том числе 4 действующие и 2 в бездействии. За 2014 г. добыто 112,5 тыс.т. нефти, 42,6 млн. м3 газа и 794,8 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. составляла 4286 тыс. т. Среднесуточный дебит нефти действующей скважины - 1 7 т/сут, обводненность увеличивалась до 85,8%. Снижение дебита нефти за 2014г. составило 17%, при этом за счет падения уровня добычи жидкости - 283,1 т/сут, за счет обводненности - 225,9 т/сут. По результатам факторного анализа, необходимо поддерживать уровень добычи жидкости путем оптимизации текущей системы

поддержания пластового давления (ППД). По залежи Северного свода накопленная добыча нефти составила 4286,5 тыс.т., текущий КИН - 0,271 д.ед., темп отбора от выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ- 1,9%, остаточные НИЗ - 1732,0 тыс. тонн.

Залежь южного свода введена в разработку в 2011г. На южном участке- 21 добывающая скважина, в том числе 19 действующие и 2 бездействующие. Количество нагнетательных скважин 3 (все действующие). По залежи южного участка накопленная добыча нефти составляет 1529,7 тыс. тонн, текущий КИН -0,078 д.ед., темп отбора от НИЗ - 8,4%, остаточные НИЗ - 4631,6 тыс.т. За 2014г. добыто 516,2 тыс.т. нефти, 29,3 млн. м3 газа и 869,4 тыс. тонн жидкости. Средний дебит нефти действующей скважины составил 90,5 т/сут, при обводненности 46,6%. В 2014 году в пласт было закачано 774,8 тыс. м3 воды. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 68,3 %, накопленная 24,7 %. Всего с начала разработки до 01.01.2015 было закачано 788,9 тыс. м3 воды. Снижение дебита нефти за 2014г составило 26,1%. В настоящее время годовая добыча южного участка уже составляет около 50% годовой добычи всех участков нижнего миоцена.

До 2015 года в целом по нижнему миоцену отобрано 8529,9 тыс.т. нефти, текущий КИН составил 0,168 д.ед., темп отбора от НИЗ составил 5,8%, остаточные НИЗ - 9684,8 тыс.т. Динамика годовой добычи на залежи нижний миоцен (рисунок 1.5) наглядно показывает, что основной вклад в увеличение суммарной нефтедобычи на залежи вносят центральный и южный участки, где добыча нефти в последние годы интенсивно растет. В 2015г уровень добычи на южном участке превысил 500 тыс. тонн и составил около 50% от суммарной добычи нефти на залежи нижнего миоцена. Однако, с ростом добычи обводненность продукции залежи нижнего миоцена увеличивается опережающими темпами [2-3].

Рисунок 1.5. Распределение годовой добычи нефти по участкам нижнего миоцена месторождения Белый Тигр

1.3. Выводы по главе 1

В начале разработки месторождения Белый Тигр фундамент давал основную долю нефтедобычи. К настоящему времени одновременно с падением годового уровня добычи по месторождению, доля нефтедобычи на отложениях нижнего миоцена и олигоцена значительно возросла. Более того, анализ текущего состояния разработки залежи нижнего миоцена показывает неравномерность выработки запасов нефти на различных участках залежи. Значения коэффициента извлечения нефти остаются на низком уровне при опережающей обводненности добываемой продукции. Вследствие этого, применение технологий повышения нефтеотдачи пластов для объектов нижнего миоцена становится чрезвычайно актуальной задачей для СП Вьетсовпетро.

ГЛАВА 2. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

2.1. Факторы, влияющие на коэффициент извлечения нефти

Коэффициент извлечения нефти ц, в общем случае описывается следующим уравнением:

где,

цохв - коэффициент охвата пласта, представляющий собой отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом заводнения, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. Коэффициент охвата зависит от режима заводнения, реологических свойств вытесняющего флюида, однородности и проницаемости пород. Как правило, чем больше вязкость вытесняющего агента, тем больше цохв.

цвыт - коэффициент вытеснения- определяется отношением количества вытесненной нефти до заданной обводненности продукции к исходному количеству нефти в том же объеме залежи. Он характеризует степень отмывания нефти вытесняющим флюидом в области охвата. Если коэффициент охвата будет равен 1, то коэффициент вытеснения будет равен коэффициенту нефтеизвлечения. Данный коэффициент зависит от механизма извлечения нефти из пласта.

Увеличение коэффициента охвата цохв и, или коэффициента вытеснения цвыт является основой всех методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) на месторождениях при применении заводнения на поздней стадии нефтедобычи.

Природа коллекторов (твердая фаза), то есть ее минералогический состав, литологическая структура, распределение по размерам, пористость, размер блоков и трещин, проницаемость, удельная поверхность, степень гидрофильности (смачивающие свойства) и капиллярные свойства, и т.д., сильно влияет на

коэффициент извлечения нефти. Эффективная проницаемость коллекторов может меняться под действием пластовых флюидов. Среди причин изменения проницаемости можно отметить следующие:

- Перегруппировка зерен пород (суффозия) и забивание поровых каналов мелкими частицами;

- Закупоривание пор при выпадении частиц (в том числе породы), находящихся в нефти во взвешенном состоянии;

- Уменьшение поперечного сечения и изменение смачиваемого свойства поровых каналов в результате осаждения (адсорбции) смолистых веществ, содержащихся в сырой нефти, на поверхности зерен пород;

- Образование коллоидального кремнезема в поровых каналах, при воздействии воды на кремнезем;

- Осаждение СаСО3 при выделении из воды углекислого газа.

Состав пород оказывает влияние на качественный состав фильтрующихся флюидов и их свойства. В зависимости от степени гидрофильности, каждый минерал способствует адсорбции различных групп углеводородов. Вследствие этого, от минерального состава пород зависит начальная степень нефтеводонасыщенности коллекторов.

Характеристики нефти и воды (жидкие фазы) также значительно влияют на коэффициент извлечения нефти в процессе заводнения. Чем выше вязкость нефти, тем труднее ее вытеснять водой. В общем случае, подвижность нефти значительно меньше чем подвижность воды. Кроме таких свойств пластовых флюидов как плотность, вязкость, фильтрационная способность флюидов в пористой среде зависит также от поверхностных явлений, происходящих на границе раздела фаз вода-нефть и жидкость-порода.

Во всех физико-химических методах ПНП большое значение имеют состав и качество воды, применяемой для приготовления раствора, совместимость ее с реагентами, а также затрат на подготовку воды. Большое влияние на успешность проекта применения данных методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН)

имеет и совместимость реагентов с насыщающими пласт флюидами (нефть, пластовая вода и газ) и породами коллектора [4-10].

На месторождении Белый Тигр, морская вода используется в процессе заводнения. Поэтому при применении физико-химических методов ПНП на месторождении необходимо предусматривать контролируемость процессов взаимодействия реагентов с морской водой. Необходимо также вести постоянный мониторинг изменения свойств пластовых флюидов в процессе разработки месторождения.

2.2. Основные методы повышения нефтеотдачи пластов

Разнообразные технологии, направленные на повышение нефтеотдачи пласта (ПНП), представляют собой процессы, изменяющие основные факторы, влияющие на эффективность нефтеизвлечения. Технологии увеличения нефтеотдачи пластов связаны с участием почти всех гидродинамических, физико-химических, квантово-механических, электрических, поверхностных, межмолекулярных и других явлений [11-13].

В соответствии с принятой в настоящее время в мире классификацией, основные современные методы увеличения нефтеотдачи пласта подразделяются на: гидродинамические, газовые, термические и физико-химические. Также вводится еще одна группа - микробиологическое воздействие на пласт, которое часто объединяют с физико-химическими методами [14-20].

Термические методы, как правило, предназначены для добычи тяжелой нефти, часто содержащей много высокомолекулярных асфальтенов и парафинов, имеющих высокую вязкость. Основой таких методов является снижение вязкости исходной нефти и увеличение ее подвижности в пласте путем повышения ее температуры. К группе тепловых методов относят:

- пароциклические обработки скважин;

- вытеснение нефти горячей водой;

- непрерывная закачка пара в пласт;

- внутрипластовое горение (сухое, влажное и сверхвлажное).

Помимо классических термических методов, перечисленных выше, существуют и такие технологии, как резистивный нагрев пластовых флюидов током низкой частоты, индукционный и диэлектрический нагрев в поле высокой частоты, а также нагрев микроволнами в поле сверхвысокой частоты. Применение термического метода добычи позволяет повышать нефтеотдачу на 20-40% [21, 22]. Несмотря на это, термические методы практически не применяются на месторождении Белый Тигр вследствие высокой пластовой температуры (70-150 °С).

К группе газовых методов относится модификация вторичных методов воздействия на пласт закачкой различных газов:

-закачка воздуха;

-водогазовое воздействие.

-воздействие на пласт углеводородным газом, двуокисью углерода. дымовым газом, азотом.

В последние годы интерес к технологиям газового и водогазового воздействия, в частности с использованием попутного нефтяного газа, значительно возрос. При применении этих технологий в пласте могут реализовываться несколько механизмов вытеснения нефти: несмешивающееся, частично смешивающееся и смешивающееся. Тип смесимости газового агента и нефти определяется глубиной массообмена между нефтью и газом. Если массообмен нефти и газа мало влияет на свойства флюидов, то реализуется режим несмешивающегося вытеснения, что наблюдается в случае вытеснения вязкой нефти при низких пластовых температурах и давлениях, при использовании инертных газов (азот, метан, дымовой газ). Смешивающееся вытеснение может реализовываться в одноконтактном режиме, если растворитель (жидкая углекислота, сжиженный углеводородный газ) и нефть являются смешивающимися жидкостями (фазами) при заданных термобарических условиях, и по многоконтактному механизму, если в ходе фильтрации газовый агент и нефть в результате массообмена становятся смешивающимися фазами.

Изменение свойств и состава контактирующих фаз при многоконтактной смесимости требует значительного времени и фильтрационного пути. Часть пласта, в которой в результате массообмена достигается многоконтактная смесимость, называется переходной зоной (зона изменения состава контактирующих фаз).

Переходная зона может иметь достаточно большую протяженность (например, для системы азот - нефть длина переходной зоны составляет 14-25м при давлениях 34,5-27,5 МПа) и ее протяженность зависит от типа пористой среды, состава нефти, газа и давления [23-27].

Газовые методы как правило используют в местах, где доступны ресурсы газа и системы транспортировки газа. На месторождении Белый Тигр газовые методы не реализованы из-за высоких дополнительных затрат.

Широко распространенными методами ПНП являются физико-химические методы воздействия на пласт. Физико-химические методы применяются для решения широкого круга задач, главным образом для повышения эффективности охвата и довытеснения нефти вытесняющим флюидом, но также и для предотвращения выпадения солей, парафинов, очистки призабойной зоны, водоизоляции и т.д. [28-33].

К физико-химическим методам относятся:

- вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы) [34-38];

- вытеснение нефти загущающими агентами - полиакриламид (ПАА), метилцеллюлоза, биополимеры и другие виды полимеров, а также модификации их применения со сшивателями и наполнителями (вязкоупругие системы (ВУС), сшитые полимерные системы (СПС), полимерно-дисперсные системы (ПДС) и др.) [39-48];

- вытеснение нефти щелочными растворами, в том числе раствором тринатрийфосфата и др.;

- вытеснение нефти физико-химическими системами типа эмульсий и мицеллярных растворов и др;

- микробиологическое воздействие (продукты жизнедеятельности естественной пластовой микрофлоры - ПАВ, газ, кислоты, продукты жизнедеятельности интродуцированной пластовой микрофлоры)

- внутрипластовый синтез нефтевытесняющих агентов [49]

- изоляция воды гелеобразующими реагентами [50-58]

- комплексные методы [59- 65]

В условиях месторождения Белый Тигр наиболее целесообразными и доступными являются физико-химические методы, в том числе и ПАВ-полимерное заводнение, которые легко реализуются и не требуют дополнительных затрат на оборудование в отличие от других методов ПНП.

2.3. Механизмы воздействия ПАВ и полимеров в процессе нефтевытеснения

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Фан Ву Ань, 2017 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Глебова, Л. В. Преспективы развития нефтегазовой отрасли Вьетнама / Л. В. Глебова, КуокХай. Нгуен. // Геология, географиа и глобальная энергия. - 2014.

2.СП Вьетсовпетро. Анализ состояния разработки месторождении Белый Тигр и Дракон / Вьетсовпетро. СП. - Вунг Тау: Нипи, 2016. -122 с.

3.Ты Тхань Нгиа. Исследования радиоактивно облученных водорастворимых полимерных композиций с целью повышения нефтеотдачи залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» / Ты Тхань Нгиа, Велиев. М. М., Куок Хой. Чан. // Территория «НЕФТЕГАЗ». -2015. - № 12. - С. 110-117.

4.С.А., Шувалов. Применение полимерных реагентов для увеличения нефтеотдачи и водоизоляции / Шувалов С. А., Винокуров В. А., Хлебников В. Н. // Труды РГУ Нефти и Газа имени И.М. Губкина). - 2013. - № 4 (273). - С. 98-107.

5.Муслимов, Р. Х. Коллоидная химия в процессах извлечения нефти из пласта / Р. Х. Муслимов, Д. А. Шапошников. - Казань : Фэн, 2006. - 156 с.

6.Башкатова, С. Т. Поверхностные явления и дисперсные системы в нефтегазовых технологиях / С. Т. Башкатова, В. А. Винокуров. - . Москва : РГУ, 2005. - 159 с.

7.Ибатуллин, Р. Р. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика / Р. Р. Ибатуллин. и др. - М. : Недра-Бизнес-центр, 2004. - 292 с.

8.Bogn0 Thomas. Impacts on oil recovery from capillary pressure and capillary heterogeneities. Диссертация/ Bogn0 Thomas. - Bergen, Norway: University of Bergen, 2008. -78 с.

9.Митюк, Д. Ю. Физико-химические основы процессов добычи нефти / Д. Ю. Митюк, В. А. Винокуров, В. И. Фролов. - . Москва : РГУ, 2008.

10.Laura, Romero-Zeron. Introduction to Enhanced Oil Recovery (EOR) Processes and Bioremediation of Oil-Contaminated Sites / Romero-Zeron. Laura.

- Croatia : InTech, 2012. - 328 c.

ll.Saleem, QadirTunio. Comparison of Different Enhanced Oil Recovery Techniques for Better Oil Productivity / QadirTunio. . Saleem. и др. // International Journal of Applied Science and Technology. - 2011. - Vol 1, No 5.

12.James, Sheng. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies / Sheng. James. - 2013.

13.Газизов, А. А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки / А. А. Газизов. - М. : Недра-Бизнесцентр, 2002.

- 639 c.

14.Гольденберг, A. M. Использование микроорганизмов для интенсификации нефтедобычи/A. M. Гольденберг, Е. И. Квасников// Микробиологическая промышленность. - 1977. - №3. - С. 50-53.

15.Галлямов, М. Н. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений/М. Н. Галлямов, Р. Ш. Рахимкулов. - М. : Недра, 1978. - 207 c.

16.Зунг Л.В. Повышение эффективности нефтеотдачи залежи нижнего миоцена с применением физико-химических и микробиологических комплексных методов, 2011.

17.Булавин, В. Д. Технологический комплекс для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на основе отечественного биополимера / В. Д. Булавин, Н. В. Краснопевцева//Нефтяное Хозяйство. -2002. - №4. - С. 6-7.

18.Ибрагимов, Г. З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г. З. Ибрагимов, АЛ. Хисамутдинов. - М. : Недра, 1983. - 285 c.

19.Фомкин А.В., Жданов С.А. Анализ условий для внедрения методов увеличения нефтеотдачи в России и за рубежом // Недропользование XXI век. 2015. Vol. 7. С. 96-105.

20.Глущенко, В. Н. Нефтепромысловая химия: учебное пособие: в 5 т. / В. Н. Глущенко, М. А. Силин; под ред. И. Т. Мищенко. — М.: Интерконтакт Наука, 2009-2010

21.Larry, W. Lake. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery / W. Lake. Larry. и др. - : SPE, 2014. - 496 c.

22.Youguo Yana. Experimental investigation of thermal decomposition of Bazhenov formation kerogen: Mechanism and application for thermal enhanced oil recovery / Youguo Yana и др. // Elsevier. - 2017. - №150. - С. 288-296.

23.Abubaker, H. Alagorni. An Overview of Oil Production Stages: Enhanced Oil Recovery Techniques and Nitrogen Injection / H. Alagorni. Abubaker, BinYaacob. Zulkefli, AbdurahmanH. Nour. and. // International Journal of Environmental Science and Development. - 2015. - Vol 6, №9. - С. 693-701.

24.Youguo Yana. Enhanced oil recovery mechanism of CO2 water-alternating-gas injection in silica nanochannel / Yana Youguo. и др. // Elsevier. -2017. - №190. - С. 253-259.

25.M. Sohrabi. Performance of near-miscible gas and swag in-jection in a mixed-wet core Canada / M. Sohrabi, D.H. Tehrani and M. Al-Abri. // The Society of Core Analysts held in Calgary. - 2007.

26.Cui Maolei. Numerical simulation study on CO2 flooding in ultra-low permeability reservoirs / Cui Maolei и др. // Procedia Environmental Sciences. -2011. - Volume 11, Part C. - С. 1469-1472.

27.Грайфер, В. И. Газовое заводнение. Перспективы широкого промышленного применения /В. И. Грайфер, В. Д. Лысенко//Нефтяное Хозяйство. - 2007. - №2. - С. 41-43.

28.Силин, М. А. Пути развития технологий физико-химического воздействия на пласты месторождений Западной Сибири с целью повышения их нефтеотдачи / М. А. Силин, Д. Ю. Елисеев, А. Н. Куликов. // Труды РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. - 2012. - №4. - С. 40-47.

29.Ahmad Al Adasani. Analysis of EOR projects and updated screening criteria / Ahmad Al Adasani, Baojun Bai // Elsevier. - 2011. - №79 (1-2). - С. 10-24.

30.Галактионова, Л. А. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперсных систем и других химреагентов / Л. А. Галактионова, А. А. Газизов, А. Ф. Марданов. // Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 2-3. - С. 29-34.

31.Алтунина, Л. К. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей без теплового воздействия / Л. К. Алтунина. // Нефть. Газ. Новации. - 2015. - №4. - С. 32-35.

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

33.Barnes, Julian R. Development of surfactants for chemical flooding at difficult reservoir condition // SPE, 2008.

34.Don, W. Green. Surfactant Flooding / W. Green. Don. и др. - : SPE, 2011. - 122 c.

35.James, Sheng. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery: Theory and Practice / Sheng. James. - : Elsevier, 2011. - 601 c.

36.S.Z., Mahdavia. Study of polyacrylamide-surfactant system on the water-oil interface properties and rheological properties for EOR / Mahdavia S.Z. и др. // Arabian Journal of Chemistry. - 2016. - С. 1-11.

37.Меркулов, Д. А. Комплексоны и ПАВ в средствах бытовой химии / Д. А. Меркулов. - Ижевск : Удмуртский университет, 2013. - 111 c.

38.Laurier Lincoln Schramm. Surfactants: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry / Laurier Lincoln Schramm. - Cambridge, England : Cambridge University Press, 2000. - 621 c.

39.Abdulkareem, M. AlSofi. Polymer flooding design and optimization under economic uncertainty / M. AlSofi. Abdulkareem, J. Blunt. Martin. // Elsevier. - 2014. - №124. - С. 46-59.

40.Syed Mohamid Raza Quadri. Screening of Polymers for EOR in High Temperature, High Salinity and Carbonate Reservoir Conditions / Syed Syed Mohamid Raza Quadri, Mohammad Shoaib, Ali M. AlSumaiti, and Saeed M. Alhassan, The Petroleum Institute. - 2015.

41.Abdulrahman, A. Alquraishia. Xanthan and guar polymer solutions for water shut off in high salinity reservoirs / A. Alquraishia. Abdulrahman. и др. // Elsevier. - 2012. - № 88 (3). - С. 859-863.

42.S.G. Goodyear Comparison of Polymer and Waterflood Residual Oil Saturations / S.G. Goodyear, D.J. Element, N.C. Sargent and A.J. Jayasekera// 11th Symposium on Improved Oil Recovery. - 2001.

43.A.Z., Abidin. Polymers for Enhanced Oil Recovery Technology / Abidin. A.Z., Puspasari. T., Nugroho. W.A. // Procedia Chemistry. - 2012. - № 4. - С. 11-16.

44.Аюпов, А. Г. Полимерные и углеводородные составы для повышения нефтеотдачи высокообводнённых пластов / А. Г. Аюпов. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - С. 48-51.

45.Дерябин В. В. Биополимеры для нефтяной промышленности/ Дерябин В. В. // ВНИИОЭНГ. --1990.

46.Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 1. - С. 20-22

47.Газизов А.Ш. Применение полимер-дисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи пластов / Газизов А.Ш.,

Галактионова ЛЛ., Газизов А.А. //Нефтяное хозяйство. -1998. -№ 2. -С. 1214.

48.G. PaulWillhite. Polymer Flooding / PaulWillhite. G., S. Seright Randall. - : SPE, 2011. - 379 c.

49.Гарейшина, А. З. Технология повышения нефтеотдачи путем внутрипластового синтеза нефтевытесняющих агентов / А. З. Гарейшина. и др. // Нефтяное хозяйство. - 1998. - 2. - С. 17-18.

50.Bemanib, A.S. Development of a novel chemical water shut-off method for fractured reservoirs: Laboratory development and verification through core flow experiments / Bemanib A.S. и др. // Journal of Petroleum Science and Engineering Volumes. - 2012. - 96-97. - С. 176-184.

51.Беляева, А. С. Гелеобразующие технологии извлечения остаточной нефти на месторождениях Республики Башкортостан / А. С. Беляева. и др. // Экспозиция нефть и газ. - 2011. - С. 17-18.

52.Хлебников, В. Н. Закономерности гелеобразования в кислотных золях алюминосиликатов и силикатов / В. Н. Хлебников. // Труды РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. - 2009. - 2. - С. 25-31.

53.Церажков, П. И. Исследование водоорганичительных латекснополиэлектролитных композиций как материала, способствующего повышению нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений / П. И. Церажков. и др. // Вестник Казанского технологического университета. -2014. - 10. - С. 303-304.

54.Рогачев, М. К. Лабораторные исследования физико-химических свойств гелеобразующих композиций на основе алюмосиликатного реагента для технологии повышения нефтеотдачи пластков / М. К. Рогачев, Н. С. Ленченков, Л. Е. Ленченкова. // Нефегазовое дело. - 2009. - 7. - С. 167-171.

55.Радченко С. С. Разработка гелеобразующих составов на основе солей алюминия/ Радченко С. С., Мельникова Т. В. // Известия Волгогр.

гос. техн. ун-та. : Химия и технология элементоорганических мономеров и полимерных материалов, Т. 3, № 1, 2006. С. 86-91.

56.Крупин С. В. Составы на основе полисиликата натрия для органичения водопритоков пластов/ Крупин С. В., Биктимирова Л. Ф., Сувейд М. А., Адебайо А. А. // Нефтяная провинция, Т. 2, 2015. С. 116-130.

57.Старковский А. В. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин силикатными гелями как способ увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело, Т. 4, 2012. С. 22-24.

58.Газизов, А. Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения воды химическими реагентами / А. Ш. Газизов. // Нефтяное хозяйство. - 1992. - С. 20-22.

59.Larry Co. Evaluation of functionalized polymeric surfactants for EOR applications in the Illinois Basin / Larry Co, Zijie Zhang и др. // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2015. - 134. - С. 167-175.

60.Patrizio, Raffa. Polymeric surfactants for enhanced oil recovery: A review / Raffa. Patrizio, A. Broekhuis. Antonius, Picchioni. Francesco. // Elsevier. - 2016. - 145. - С. 723-733.

61.Макаревич, А. В. Композиции для увеличения нефтеотдачи нефти в условиях месторождений Припятского прогиба / А. В. Макаревич, Д. А. Господарев, Т. Д. Гилязитдинов. // Нефтяник полесья. - 2013. - 1. - С. 8894.

62.Abass, A. Olajire. Review of ASP EOR (alkaline surfactant polymer enhanced oil recovery) technology in the petroleum industry: Prospects and challenges / A. Olajire. Abass. // Energy. - 2014. - Vol 77, issue 1. - С. 963-982.

63.Zhang Yifeng. Schizophyllan: A review on its structure, properties, bioactivities and recent developments / Zhang Yifeng. и др. // Elsevier. - 2013. -1. - С. 53-71.

64.Shah, D. O. Improved oil recovery by surfactant polymer flooding / D. O. Shah // New York: Academic Press, 1977. - 359 c.

65.Нгуен Фыонг Тунг. Промышленное испытание технологии повышения нефтеотдачи залежи фундамента Юго-восточного участка месторождения Дракон путем закачки поверхностно-активных веществ./ Нгуен Фыонг Тунг// Вунг Тау: Нипи. - 2010.

66.Sobie, KenethS. Polymer improved oil recovery / KenethS. Sobie. -Edinburgh : Heriot-Watt university, 1991. - 359 c.

67.Sutherland I.W. Microbial exopolysaccharides - industrial polymers of current and future potential / Sutherland I.W., Ellwood D.C. // Microbial technology: current state, future prospects, 29 Symp. the society for general microbiology, Cambridge. - 1979. - С. 107-150.

68.Балакин, В. В. Экспериментальные исследования эффективности довытеснения нефти раствором биополимера (Продукт БП-92) в зависимости от свойств нефти / В. В. Балакин, В. Б. Губанов, К. А. Соболев. // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 8.

69.Газизов АД/. Влияние полимердисперсных систем на выработку продуктивных пластов/ Газизов АД/., Боровиков Г.Г.// Нефтяное хозяйство. -1991. - № 4. - С. 21-24.

70.Фомкин А.В. Повышение эффективности нефтеизвлечения: необходимость и тенденции/ Фомкин А.В., Жданов С.А.// Бурение и нефть. - 2015. -Vol. 4. - С. 14-19.

71.Фомкин А.В. Исследование условий повышения эффективности разработки многопластовых объектов/ Фомкин А.В., Фурсов А.Я., Хахулина М.В. // Сборник научных трудов ОАО "ВНИИнефть". 2015. Т. 153.

72.Фомкин А.В. Тенденции применения технологий повышения эффективности нефтеизвлечения/ Фомкин А.В., Жданов С.А. // Технологии нефти и газа. - №5. -2015. -С. 31-35.

73.M., BanataR. S. Potential commercial applications of microbial surfactants / BanataR. S. M. // Springer: Applied Microbiology and Biotechnology 53. - 2000. - №5. - С. 495-508.

74.George, J. Hirasaki. Recent Advances in Surfactant EOR / J. Hirasaki. George. и др. // SPE. - 2008. - №16(04). - С. 889-907.

75.Chen Xianchao. Modeling preformed particle gel surfactant combined flooding for enhanced oil recovery after polymer flooding / Chen Xianchao и др. // Fuel. - 2017. - №194. - С. 42-49.

76.Муслимов, Р.Х. Современные методы повышения извлечения. Проектирование, оптимизация оценка эффективности / Р.Х. Муслимов. -Казань: Академия наук РТ, -2005. -300 с..

77.Хлебников В.Н. Коллоидно-химические процессы в технологиях повышения нефтеотдач: дис... д-ра тех. наук: 02.00.11/ Хлебников Владимир Николаевич. - Казань, 2005. - 277 с.

78. Силин, М. А. Химические реагенты и технологии для повышения нефтеотдачи пласта (Конспект лекций) / М. А. Силин. и др. - М. : РГУ, 2013. - 128 c.

79.Hirasaki, George J. Recent Advances in Surfactant EOR/George J. Hirasaki, Clarence A. Miller, Maura Puerto, Rice University//SPE Journal. -2011. -№ 16 (04). - С. 889-907.

80.Chegenizadeh Negin. Most common surfactants employed in chemical enhanced oil recovery/Chegenizadeh Negin, Saeedi Ali, Quan Xie //Petroleum. -2017. - С. 1-15.

81.J.C., Philips. A High-Pyruvate Xanthan for EOR / Philips. . J.C.. и др. // Society of Petroleum Engineers Journal. - 1985. -№ 24 (04). - С. 594-602.

82.Sofia, Ghoumrassi-Barr. A Rheological Study of Xanthan Polymer for Enhanced Oil Recovery / Ghoumrassi-Barr. . Sofia. и др. // Journal of Macromolecular Science. - 2016. - Vol 55, Issue 8. - С. 793-809.

83.EOR biopolymers - performance and biodegradability [Электронный ресурс]. - Режим доступа : http: //www.vista. no/proiect/vis.html?tid=69432

84.Bing, Wei. Improved viscoelasticity of xanthan gum through self-association with surfactant: P-cyclodextrin inclusion complexes for applications in enhanced oil recovery / Wei. Bing, Romero-Zerón. Laura, Rodrigue. Denis. // Polymer Engineering & Science. - 2015. - Vol 55, Issue 3. - С. 523-532..

85.Fariña J.I. Isolation and physicochemical characterization of soluble scleroglucan from Sclerotium rolfsii. Rheological properties, molecular weight and conformational characteristics / Fariña J.I. и др. // Carbohydrate Polymers. -2001. - Vol 44, issue 1. - С. 41-50.

86.R.C., Rlvenq. Improved Scleroglucan for Polymer Flooding Under Harsh Reservoir Conditions / Rlvenq. R.C. и др. // SPE. - 1992. - Vol 7, issue 1. - С. 15-20.

87.Yifeng Zhang. Schizophyllan: A review on its structure, properties, bioactivities and recent developments/Yifeng Zhang и др.// Bioactive Carbohydrates and Dietary Fibre. - Vol 1, issue 1. - 2013, - С. 53-71

88.Joshi, S. J. Production and Application of Schizophyllan in Microbial Enhanced Heavy Oil Recovery/ Joshi, S. J. и др.// SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, 21-23 March, Muscat, Oman

89.Changhong, Gao. Application of a novel biopolymer to enhance oil recovery/ Changhong, Gao// Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. -2016, Volume 6, Issue 4.- С. 749-753

90.Bauyrzhan, Sarsenbekuly. Study of salt tolerance and temperature resistance of a hydrophobically modified polyacrylamide based novel functional polymer for EOR / Sarsenbekuly. . Bauyrzhan. и др. // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects - 2017. - Vol 514. - С. 91-97

91.Mahdavi S.Z. Study of polyacrylamide-surfactant system on the water-oil interface properties and rheological properties for EOR / Mahdavi S.Z. и др. // Arabian Journal of Chemistry. - 2016. -№ 3. - С. 91-97.

92.A.N., El-hoshoudy. Evaluation of solution and rheological properties for hydrophobically associated polyacrylamide copolymer as a promised enhanced oil recovery candidate / El-hoshoudy. . A.N.. и др. // Egyptian Journal of Petroleum Available. - 2016. -№ 3. - С. 1-7.

93.Ana, M. S. Comparison between a polyacrylamide and a hydrophobically modified polyacrylamide flood in a sandstone core / M. S. Ana. и др. // Materials Science and Engineering. - 2009. - Vol 29, Issue 2. - С. 505509.

94.Биополимеры и их роль в нефтедобыче [Электронный ресурс]. -Режим доступа : http://bibliofond.ru/view.aspx?id=484456

95.Jeirani Z. In Situ Prepared Microemulsion-polymer Flooding in Enhanced Oil Recovery -A Review / Jeirani Z. и др. // Petroleum Science and Technology. - 2014. -№ 32. - С. 240-251.

96.Байков, Н.М. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. -2002. - № 11. - С. 127-129.

97.СП Вьетсовпетро. Технология увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими микробиологическими методами / СП Вьетсовпетро.- Вунг Тау : НИПИ, 2010. - 122 c

98.СП Вьетсовпетро. Усовершенствование технологии увлечения нефтеотдачи терригенных залежей и фундамента комплексными физико-химическими методами / Вьетсовпетро. СП. - Вунг Тау: НИПИ, 2015. - 120 c.

99.Магадова, Л. А. Опыт применения высоковязкого геля на основе ПАВ на месторождении Белый Тигр / Л. А. Магадова, В. Б. Губанов, Фан Ву Ань // II Международная научно-практическая конференция 2015 г. (X Всероссийская научно-практическая конференция). - 2015. - С. 46-47.

100.Магадова, Л. А. Технология ПНП с применением ПАВ-полимерного заводнения для условий объектов нижнего миоцена месторождения Белый Тигр / Л. А. Магадова, В. Б. Губанов, Фан Ву Ань, К. А. Довгий // III Международная научно-практическая конференция 2016 г. (XI Всероссийская научно-практическая конференция 2016 г.). - 2016. - С. 104 -105.

101.Магадова, Л. А. Перспективы использования ПАВ-полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи на месторождении Белый Тигр / Л. А. Магадова, В. Б. Губанов, Фан Ву Ань, К. А. Довгий // Нефтепромысловое дело. - 2016. - № 7. - С. 12-14.

102.Магадова, Л. А. Разработка состава для технологии ПАВ-полимерного заводнения применительно к условиям месторождения Белый Тигр / Л. А. Магадова, В. Б. Губанов, Фан Ву Ань // Промышленный сервис. - 2016. - № 3. - С. 21-25.

103.Магадова, Л. А. Технология ПАВ-полимерного заводнения для условий месторождения «Белый Тигр» / Л. А. Магадова, В. Б. Губанов, Фан Ву Ань // Территория нефтегаз. - 2017. - № 1-2. - С. 14-17.

104. СП Вьетсовпетро. Инструкция по технологии увеличения нефтеотдачи олигоцена м/р "БЕЛЫЙ ТИГР" комплексными физико-химическими и микробиологическими методами /СП Вьетсовпетро и др. -Вунг Тау : НИПИ, 2015. - 35 с.