Влияние физико-химических методов повышения нефтеотдачи в промысловых условиях на состав нефтей многопластового месторождения Усинское тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.13, кандидат наук Чуйкина Дарья Ивановна

• Чуйкина Дарья Ивановна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Чуйкина Дарья Ивановна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

4

1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ. ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА НЕФТЕЙ ПОД ДЕЙСТВИЕМ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ

1.1 Состав добываемых нефтей

10

1.2 Остаточные нефти и их основные типы

1.3 Факторы, оказывающие влияние на формирование состава остаточных нефтей при использовании гидродинамических методов

1.4 Роль микроэлементов в нефти

1.5 Влияние различных факторов на устойчивость нефтяных дисперсных систем

1.6 Применение различных физико-химических методов, направленных на увеличение нефтеотдачи пластов

1.6.1 Вытеснение нефти из пластов с применением растворителей и газов

1.6.2 Заводнение с добавлением щелочи

1.6.3 Применение водных растворов ПАВ для вытеснения нефти из пластов

1.6.4 Заводнение нефтяных пластов с применением полимеров

2 ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Характеристика объектов исследования

2.2 Методы определения физико-химических характеристик нефтей

2.3 Оптические методы исследования

2.3.1. ИК-спектроскопия

2.3.2. Электронная спектроскопия

2.4 Хроматографические методы разделения

2.4.1 Колоночная жидкостно-адсорбционная

хроматография

42

2.4.2 Газовая хромато-масс-спектрометрия

3 ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ УСИНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4 СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТЕЙ ПОСЛЕ ЗАКАЧКИ

КОМПОЗИЦИЙ В ПЛАСТ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1 Изменение состава нефтей под действием гелеобразующей композиции ГАЛКА-НТ

4.2 Изменение состава нефтей под действием нефтевытесняющей композиции ИХН-ПРО

4.3 Изменение состава нефтей при совместном действии гелеобразующей и нефтевытесняющей композиций

4.4 Влияние композиций на агрегативную устойчивость нефтей

ВЫВОДЫ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние физико-химических методов повышения нефтеотдачи в промысловых условиях на состав нефтей многопластового месторождения Усинское»

ВВЕДЕНИЕ

В последние десятилетия наблюдается резкое повышение уровня потребления нефти и газа. Россия сохраняет за собой одно из ведущих мест по добыче этих полезных ископаемых. Однако качество добываемой нефти значительно отличается от той, которую добывали в XX веке. Крупные месторождения с маловязкой нефтью, в основном, уже выработаны, поэтому в разработку вовлекаются залежи с трудноизвлекаемой высоковязкой нефтью. Мировые запасы тяжелых нефтей оцениваются более чем 700 млрд. т, из них геологические запасы России составляют 6-7 млрд. т. Особенности состава тяжелых нефтей, обогащенных смолисто-асфальтеновыми веществами (САВ), приводят к появлению ряда трудностей, связанных с их добычей, а также транспортировкой и последующей переработкой. Часто в разработке находятся сложные многопластовые месторождения (МПМ). Особенности разработки МПМ связаны с тем, что совместная одновременная эксплуатация нескольких пластов приводит к тому, что вначале происходит извлечение нефти из пластов с хорошими фильтрационными свойствами, а менее проницаемые пласты остаются неохваченными. Разработка таких неоднородных объектов является сложной задачей, включающей в себя повышение нефтеотдачи разрабатываемых пластов, доизвлечение остаточной нефти в промытых зонах пластов, а также сокращение объемов попутно добываемой воды с применением эффективных для конкретных залежей методов воздействия на пласт.

В России примером такого МПМ является крупное месторождение Усинское, характеризующееся высокими запасами тяжелой высоковязкой нефти. Применение традиционных технологий холодного заводнения на месторождении оказались малоэффективными, т.к. закачиваемые флюиды поступают в зоны с высокой проницаемостью, в то время как основные разведанные запасы залегают в низкопроницаемых коллекторах и при таком способе добычи практически не вовлекаются в разработку. Основное количество нефти было добыто с применением паротепловых методов. Пароциклические закачки, а также

совместные технологии с применением нефтевытесняющих композиций позволяют повысить нефтеотдачу высоковязких нефтей, но при этом они являются экономически высоко-затратными. На текущий момент данное месторождение находится в четвертой стадии разработки, когда наблюдается высокая обводненость пластов. В этих условиях эффективность паротепловых методов снижается. Для повышения нефтеотдачи, снижения обводненности добываемой продукции в Институте химии нефти СО РАН были разработаны экономичные эффективные «холодные» технологии, позволяющие вести добычу нефти при естественных пластовых температурах. К ним относится гелеобразующая композиция ГАЛКА-НТ и нефтевытесняющая композиция ИХН-ПРО. Действие гелеобразующей композиции направлено на перераспределение фильтрационных потоков внутри пласта за счет создания гелевого экрана, блокирующего прорыв воды в высокопроницаемые обводненные зоны, и повышающая эффективность вытеснения нефти за счет увеличения охвата пласта и повышения коэффициента нефтевытеснения. Нефтевытесняющая композиция с регулируемой вязкостью и щелочностью обладает высокой нефтевытесняющей способностью и приводит к доотмыву остаточной нефти как из высокопроницаемых, так и из низкопроницаемых зон пласта. Для повышения нефтеотдачи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и характеризующихся сложным геологическим строением, предложено использование комплексных технологий, сочетающих гелеобразующие и нефтевытесняющие композиции.

Эффективное использование физико-химических технологий повышения нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях требует определения механизмов влияния различных химических компонентов, входящих в состав нефтевытесняющих композиций, на коллоидные, химические свойства, а также на структуру нефтяных дисперсных систем (НДС), к которым можно отнести высоковязкие нефти. Эти сведения позволяют свести к минимуму сложности, связанные с несовместимостью реагентов, применяемых на различных этапах добычи, транспортировки и переработки нефтей.

Данная работа ставила перед собой цель: определить изменения физико-химических свойств и состава нефтей под действием нефтевытесняющих, гелеобразующих и комплексных композиций в промысловых условиях при естественных пластовых температурах.

Для этого было необходимо решить следующие задачи:

• Определить особенности состава нефти из различных эксплуатационных объектов многопластового месторождения Усинское, добытых без использования технологий увеличения нефтеотдачи для выявления отличительных признаков нефтей, характерных для этих объектов.

• Установить характер изменения состава и свойств добываемых нефтей месторождения Усинское при использовании физико-химических методов повышения нефтеотдачи в условиях естественных пластовых температур.

Основные положения, выносимые на защиту:

• Комплекс параметров состава и свойств для дифференциации нефтей верхнего, среднего и нижнего объектов многопластового месторождения Усинское.

• Характер изменения группового и индивидуального состава и физико -химических свойств добываемых тяжелых нефтей месторождения Усинское при использовании для повышения нефтеотдачи нефтевытесняющих, гелеобразующих и комплексных композиций.

Научная новизна:

• Расширен массив данных по составу нефтей месторождения Усинское. Впервые в нефтях месторождения Усинское идентифицирован ряд циклических УВ: сесквитерпаны, хейлантаны, секогопаны и моноароматические стероиды, относительное содержание которых в нефтях отдельных эксплуатационных объектов существенно различается.

• Впервые предложены коэффициенты, основанные на групповом и индивидуальном составе углеводородов, позволяющие оценить вклад нефти отдельных объектов месторождения Усинское в продукцию скважины.

• Впервые показано, что в условиях естественных пластовых температур месторождения Усинское применение для увеличения нефтеотдачи гелеобразующей композиции ГАЛКА-НТ приводит к изменению состава и физико-химических свойств добываемых нефтей в соответствии с дополнительным вовлечением в разработку тех, или иных низкопроницаемых пропластков. Использование нефтевытесняющей композиции ИХН-ПРО, обуславливающей довытеснение нефти из неохваченных ранее целиков, а также подвижной остаточной нефти из промытых зон, сопровождается возрастанием в добываемой нефти полярных соединений.

• Впервые установлена связь между содержанием металлопорфиринов и агрегативной устойчивостью исходных нефтей, а также добытых с применением гелеобразующей композиции. Показано, что при наличии химических реагентов, входящих в состав щелочной композиции ИХН-ПРО, зависимость между устойчивостью и содержанием порфиринов не обнаруживается.

Практическая значимость полученных результатов. Результаты исследований могут быть использованы для прогноза изменения состава и свойств нефтей, добываемых с использованием гелеобразующих и нефтевытесняющих технологий, контроля за разработкой эксплуатационных объектов сложного геологического строения, для разработки рекомендаций к применению различных технологий.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на V Всероссийской научно-практической конференции "Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа" (Томск, 2010г.), на VII международной научно-практической конференции «Новые достижения Европейской науки». Химия и химическая технология (София 2011г.), на общероссийской научной конференции с международным участием, посвященной 80-летию ХФ ТГУ (Томск, 2012г.), на международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработка-2015» (Уфа, 2015г.), на международной научно-

практической конференции «Нефтегазопереработка-2016» (Уфа, 2016г.), на VII Всероссийской научно-практической конференции "Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа" (Томск, 2016г.), на Международной конференции «Перспективные материалы с иерархической структурой для новых технологий и надежных конструкций» (Томск, 2016г.), на III Пермском нефтегазовом форуме «Новые подходы и технологии поддержания добычи для месторождений на поздней стадии разработки» (Пермь, 2016г.), на международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработка-2017» (Уфа, 2017г.).

Достоверность результатов. Работа выполнена на базе

стандартизированных, гостированных и метрологически аттестованных методик с использованием поверенного оборудования.

Личный вклад автора. Автор принимал участие в планировании и проведении экспериментальной работы, анализе и обсуждении результатов и формулировке выводов. Лично выполнен обсчет спектров, полученных методом газовой хромато-масс-спектрометрии и электронной спектрометрии. Авторский вклад составляет более 80%.

Публикации. Опубликовано 40 работ. Из них по материалам представленной работы опубликовано 6 статей в научных журналах, рекомендуемых ВАК, 2 статьи в научных журналах, 19 работ в трудах международных и российских конференций.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованной литературы, включающего 146 наименования. Полный объем диссертационной работы изложен на 133 страницах, включая 48 рисунков, 28 таблиц.

Работа выполнена в соответствии с планом научно-исследовательских работ ИХН СО РАН на 2010-2012 гг. по теме: «V.39.3.1 Исследование физико-химических свойств гетерогенных нефтесодержащих систем и их структурной организации на микро- и наноуровне с целью развития научных основ экологически безопасных технологий извлечения вязких парафинистых нефтей» (№ гос. регистрации 01201051555) и на 2013-2020 гг. «V.46.2.1. Химия и

физикохимия нефти и нефтьсодержащих систем в процессах увеличения нефтеотдачи и транспорта нефти» (№ гос. регистрации 01201372473).

Автор выражает благодарность д-ру хим. наук Ольге Викторовне Серебренниковой, д-ру хим. наук Владимиру Родионовичу Антипенко, д-ру хим. наук Юрию Валентиновичу Савиных за замечания и ценные советы, всем сотрудникам лаборатории природных превращений нефти за поддержку и помощь на различных этапах создания данной работы.

1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ. ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА НЕФТЕЙ ПОД ДЕЙСТВИЕМ

РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ

Для эффективного извлечения нефти из пластов необходимо знать строение и свойства пород, слагающих залежи. Основная сложность заключается в том, что нефтяные залежи являются очень сложно организованной структурой, где бессистемно меняются физические и фильтрационные свойства пластов, которые расчленены линзами, пропластками и слоями разной проницаемости [1].

Когда выбирают и обосновывают метод повышения нефтеотдачи то, в основном, учитывают геолого-физические особенности пласта. При этом составу и свойствам остаточных нефтей, особенностям молекулярно-дисперсного строения нефтяных систем уделяется внимания гораздо меньше.

Процессы разработки месторождений приводят к изменению состава и свойств нефтей. Происходят процессы химического и биохимического окисления, частично компоненты нефтей растворяются в пластовых водах, а также происходит изменение агрегативной устойчивости нефти.

Основой почти всех известных применяемых методов увеличения нефтеотдачи является заводнение, а также технологии с использованием углекислоты, различных полимеров, ПАВ и бактерий. Использование тех или иных технологий непременно должно опираться не только на знание об их эффективности, но и на знание о влиянии этих технологий на состав и свойства добываемых нефтей [2].

1.1 Состав добываемых нефтей

Нефтяные системы представляют собой сложные смеси, состоящие из углеводородных, гетероорганических соединений (ГОС), смолисто-асфальтеновых компонентов, микро- и макроэлементов.

Углеводороды (УВ) широко представлены насыщенными соединениями: аланами нормального и изопреноидного строения, нафтеновыми структурами.

Содержание алканов нормального строения в высокопарафинистых нефтях может достигать 14 % мас., в то время как для малопарафинистых нефтей содержание иногда не превышает 0,4 % мас. [3, 4]. В нефти алканы находятся в ассоциированном и молекулярном состояниях. Низкомолекулярные алканы, в отличие от высокомолекулярных, при обычных условиях не образуют ассоциаты. Понижение температуры приводит к увеличению концентрации дисперсной фазы в системе, содержащей твердые парафины, и между ее частицами происходит взаимодействие, которое приводит к формированию дисперсной структуры. Дальнейшее охлаждение приводит к выделению парафинов, которые, сцепляясь друг с другом, образуют пространственную гелеобразную структуру с повышенной структурной прочностью [5]. Присутствие САВ повышает устойчивость дисперсий парафинов.

Нафтеновые углеводороды (цикланы) в нефтях представлены моно-, би-, три-, тетра- и пентациклическими структурами (рисунок 1.1).

моноциклические (циклогексаны, циклопентаны) бициклические (сесквитерпаны)

трициклические (хейлантаны)

тетрациклические (стераны)

пентациклические (гопаны) Рисунок 1.1 - Примеры структур моно-, би-, три-, тетра- и пентациклических циклоалканов

Содержание нафтеновых углеводородов изменяется от 25 до 75 % мас. [6, 7], данные соединения присутствуют во всех нефтяных фракциях. С увеличением

температуры кипения фракций содержание нафтеновых УВ повышается. Исследования кристаллической структуры нафтеновых УВ показали, что образующиеся кристаллы более мелкие и менее слоистые по сравнению с парафиновыми.

Ароматические УВ представлены в нефти соединениями, состоящими из одного ароматического кольца (алкилбензолы), двух (нафталин, бифенил и их гомологи), трех колец (фенантрен, антрацен и их гомологи), а также полиароматические соединения, состоящие из четырех и более конденсированных колец (хризен, пирен, перилен). Суммарное содержание ароматических УВ изменяется от 15 до 35 % , а в тяжелых нефтях до 40-50 % [8].

Нефти с высоким содержанием ароматических соединений представляют собой нефтяную дисперсную систему, в которой высокомолекулярные арены совместно со смолисто-асфальтеновыми компонентами являются структурообразующими центрами [9].

Смолы, содержащиеся в нефтях от десятых долей (в нефтях метанового типа) до 50 % (в тяжелых, смолистых нефтях), представляют собой высоковязкие темно-коричневые жидкости [10]. Асфальтены - это аморфные структуры (порошки) черного или темно-бурого цвета. Содержание в нефти изменяется от 1 до 20 %. Смолы и асфальтены содержат в своем составе до 14 % различных микро- (ванадий, никель, железо, хром, цинк и др.) и макроэлементов (сера, азот, кислород) [7]. Установлено, что макромолекулы смол и асфальтенов представляют собой сложные гибридные структуры, содержащие в своем составе конденсированные ароматические кольца, насыщенные циклы, сульфидные, тиольные, эфирные, карбонильные группы [11]. САВ могут находиться в нефти как в молекулярно-растворенном, так и в коллоидно-диспергированном состоянии [12]. Увеличение степени ароматичности молекул, а также высокое содержание кислородсодержащих групп обуславливает высокую способность молекул смолисто-асфальтеновых веществ к ассоциации. Содержание САВ оказывает влияние на такой важный параметр как агрегативная устойчивость нефти. Смолы,

адсорбируясь на поверхности асфальтенов, формируют стабилизационный слой, уменьшающий флокуляцию асфальтенов [13].

Важно также принимать во внимание, что на поздней стадии разработки месторождений существенно возрастает роль особенностей состава остаточных нефтей. Поскольку нефтенасыщенные пласты МПМ отличатся емкостными и фильтрационными характеристиками, то основные запасы различных участков месторождения вырабатываются с разной интенсивностью, вследствие чего по-разному замещается нефть водой. Это приводит к образованию сложной структуры остаточной нефти (ОН).

1.2 Остаточные нефти и их основные типы

Грамотный выбор методов повышения нефтеотдачи должен базироваться на знании о насыщенности пластов, о том, как распределена в них нефть, а также каково ее количество, оставшееся после традиционных методов извлечения, и в каком состоянии она находится в порах. Остаточное нефтенасыщение (ОНН) -является важным параметром во время проектирования и анализа эффективности систем разработки нефтяных залежей. Эта информация важна на разных стадиях разработки месторождений, а также при выборе методов воздействия на пласт и призабойную зону. Многолетние исследования показывают, что ОНН зависит от условий вытеснения, которые тесным образом связаны с разнообразными методами, направленными на повышение нефтеотдачи, т.к. при этом происходит изменение физико-химических условий вытеснения [14-16]. В разрабатываемых на практике пластах обычно существует несколько видов остаточной нефти. Их сумма формируют полный объем остаточной нефти (рисунок 1.2).

1 2 3 4 5

Рисунок 1.2 - Схема остаточной нефти в

1- зерна породы;

2-остаточная нефть в тупиковой поре;

3- глобула нефти обойденная водой;

4- пленочная нефть; 5 -вода.

породе

Изучение отдельных компонентов, а также структуры ОН, добытой из уже разрабатываемых пластов важно учитывать во время разработки современных методов увеличения нефтеотдачи.

Существует два основных класса остаточных нефтей [16 - 22]: нефти макро-и микроуровня. Основным отличием данных нефтей является то, что нефти макроуровня, представленные целиками, застойными зонами или линзами возникают в зонах, не охваченных заводнением, при этом они сохраняют состав и свойства нативных нефтей.

Нефти микроуровня образуются только в заводненных частях. В свою очередь нефть микроуровня представлена следующими типами:

• Капиллярно-защемленная. Этот вид нефти формируется, прежде всего, в гидрофильной среде и находится в виде микрокапель в порах породы. Механизм возникновения нефти этого типа зависит от типа сил (капиллярных и гидродинамических), возникающих в процессе заводнения, происходящего на микро- и макроуровне [22 - 24]. Повысить подвижность капиллярно-защемленной нефти, а, следовательно, увеличить нефтеотдачу пластов, можно изменив условия вытеснения. Одним из способов является снижение действующего капиллярного давления. Для этого применяют ПАВ, кроме того повышают вязкость вытесняющего агента [1].

• Адсорбированная. Этот тип остаточной нефти формируется за счет адсорбции на породе полярных компонентов, содержащихся в нефти. Адсорбированная ОН характеризуется повышенным содержанием следующих компонентов: гетероорганических соединений, смол, асфальтенов и соосождающихся с ними металлопорфиринов. Это приводит к повышению плотности и вязкости адсорбированной ОН. Кроме состава исходной нефти на характеристики ОН этого типа оказывают влияние количество и состав природных вод. Ряд авторов [25, 26, 27] в своих исследованиях показали, что повышение водонасыщения пород приводит к снижению адсорбции смол и асфальтенов, содержащих природные ПАВ. Сильное влияние на параметры адсорбции полярных компонентов оказывает минеральный состав нефтевмещающих пород [22]. На породах, сформированных из карбонатов, адсорбируются органические кислоты, в то время как на силикатах - органические основания. Таким образом, можно подчеркнуть связь между составом и свойствами адсорбированной остаточной нефти и типом вмещающих коллекторов, а также свойствами природной нефти и воды.

• Пленочная. Особенностью такого типа ОН является ее способность к дальнейшему движению. Чем большее количество нефтевытесняющего агента прокачано, тем ниже значение пленочного ОНН. На подвижность пленочной ОН влияет геометрия внутрипорового пространства, и состав пород [22].

Говоря об ОН исследователи в основном учитывают такие показатели как коэффициент нефтенасыщения, коэффициент нефтевытеснения, в меньшей степени уделяя внимание составу остаточной нефти [28]. Анализируя информацию о типах и составе остаточной нефти, о строении нефтематеринских пород можно сделать вывод о том, что эффективное извлечение не возможно без применения химических реагентов и композиций на их основе. При этом очень важно понимать механизм действия таких агентов, для чего необходимо

проведение комплексных исследований не только в лабораторных, но и в промысловых условиях, а также оценивать влияние реагентов на состав и свойства добываемых нефтей.

1.3 Факторы, оказывающие влияние на формирование состава остаточных нефтей при использовании гидродинамических методов

Применение разных методов, направленных на повышение нефтеотдачи во время разработки месторождений находит отражение в изменении свойств добываемой и пластовой нефти [24, 29]. На это оказывает влияние несколько факторов: во-первых, неоднородность свойств нефти по территории месторождения, во-вторых, способность отдельных компонентов к взаимодействию с поверхностью коллектора, в-третьих, растворение части компонентов в закачиваемой воде, а также бактериальное разложение и окисление нефти. Следует также принимать во внимание, что происходят фазовые изменения нефтяной дисперсной системы, связанные с отложениями в пласте твердых парафинов и асфальтенов [30].

Одним из первых и основных процессов, влияющих на физико-химические свойства нефтей, является адсобционно-хроматографический процесс. Адсорбция связана с взаимодействием полярных группировок компонентов нефти с поверхностью породы. Движение нефти в пласте приводит к ее адгезионным взаимодействиям с уже адсорбировавшимися компонентами, в результате чего появляются довольно объемные неспецифически связанные мультимолекулярные слои [30].

Адсорбционную и поверхностную активность ОН связывают с полярными гетероатомными компонентами нефти. С одной стороны такая активность приводит к образованию многослойной пленки на поверхности породы -коллектора. Это приводит к инверсии смачиваемости и поверхность становится гидрофобной. С другой стороны, на границе раздела фаз «нефть-вода» проявляется позитивное влияние поверхностно-активных соединений нефти. Увеличивается способность нефти к извлечению из порового пространства за счет

ориентации полярной части соединений в сторону воды, что приводит к снижению поверхностного натяжения.

Результаты ряда исследователей [26, 31, 32] показали, на разделение нефтей сильное влияние оказывают не только минеральный состав пород, их физические характеристики, такие как влажность, удельная поверхность частиц, но и температура, давление и объемы фильтрующихся жидкостей. Максимальное влияние наблюдается при прохождении нефти через сухие песчано-глинистые смеси. Такие нефти характеризуются резкими изменениями различных физико-химических характеристик. Изменения касаются не только содержания смолисто -асфальтеновых компонентов, микроэлементов, а также их соотношения, но и таких показателей, как оптическая плотность [26, 31].

Различные авторы в своих работах показывали, что существенно меняется состав углеводородов после прохождения их через коллекторы [33, 34, 35, 36]. Основная часть извлекаемой нефти содержит низкокипящие компоненты, так как они более подвижные [37]. Изучение сорбционной активности показало, что из парафино-нафтеновых углеводородов облегченной части нефти наименее прочно сорбируются на породе н-алканы. Следующими в ряду стоят нафтеновые УВ. Насыщенные моно- и полициклические соединения, парафино-ароматические УВ, нафтено-ароматические, а также моно-, би-, три и полициклические ароматические УВ [29]. Соответственно, в таком же порядке должна возрастать доля этих компонентов в остаточной нефти, но в природных условиях ожидать такого трудно.

Высокомолекулярные и гетероатомные компоненты нефти более полярны, имеют повышенную поверхностную активность. Это делает их более склонными к адсорбции, в результате чего ими обогащается остаточная нефть [29]. Асфальтены характеризуются высокой сорбцией на породе, при этом они способны образовывать смолисто-асфальтеновые мицеллы коллоидного характера [38]. Асфальтены остаточных нефтей характеризуются высоким содержанием структурных фрагментов с гетероатомами в своем составе. Это, при меньшем значении молекулярной массы, дает повышение поверхностной

активности. В итоге такие асфальтены в большей степени адсорбируются на поверхности поровых каналов, при этом происходит удерживание сольватной оболочки, которая содержит неполярные компоненты нефти. Все эти процессы существенно влияют на коэффициент нефтеизвлечения [39].

В работе [40] была обнаружена связь между металлопорфиринами (обладающими поверхностной активностью) и асфальтенами. Не исключается, что высокая адсорбционная активность асфальтеновых компонентов связана с наличием металлопорфириновых комплексов. В остаточных нефтях содержание асфальтенов в 1,5-3 раза выше, чем в добываемых. Такая же тенденция наблюдается для ванадилпорфиринов. И различие в концентрации ванадилпорфиринов в остаточных и добываемых нефтях тем больше, чем дольше эксплуатируется залежь [40]. Отсутствие никельпорфиринов в остаточной нефти объясняется большей миграционной способностью этих веществ [41].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Чуйкина Дарья Ивановна, 2018 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Сургучев, М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов - М.: Недра, 1985. - 308 с.

2. Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998. - 365 с.

3. Поконова, Ю. В. Химия нефти / Ю. В. Поконова, И. Ю. Батуева, A. A. Гайле и др. - Л.: Химия, 1984 -360 с.

4. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. - Москва: Изд-во стандартов, 2002. - 11с.

5. Казакова, Л.П. Твердые углеводороды нефти. - М.: Химия, 1986. - 176 с.

6. Петров, Ал. А. Углеводороды нефти. - М.: Наука. - 1988. - 264 с.

7. Сюняев, З. И. Нефтяные дисперсные системы / З. И. Сюняев, Р. З. Сафиева, Р. З. Сюняев. - Москва: Химия, 1990. - 226 с.

8. Головко, А. К. Нефтяные алкилароматические углеводороды: Дис. д-ра хим. Наук: 02.00.13- Томск, 1997. - 352с.

9. Пивоварова, Н. А. О свойствах и строении нефтяных дисперсных систем / Н.

A. Пивоварова, Л. Б. Кириллова, М. А. Такаева и др. // Вестник АГТУ. - 2008. - №6. - С. 138-144.

10.Химия нефти и газа: учеб. пособие для вузов / А. И. Богомолов, А. А. Гайле, В.

B. Громова и др.; под ред. В. А. Проскурякова, А. Е. Драбкина. - 3-е изд., доп. и испр. - СПб.: Химия, 1995. - 445 с.

11.Галимова, Г. А. Состав, свойства, структура и фракции асфальтенов нефтяных дисперсных систем / Г. А. Галимова, Т. Н. Юсупова, Д. А. Ибрагимова, И. Р. Якупов // Вестник технологического университета. - 2015. - Т. - 18. - №20. -

C. 60-64

12.McLean, J. D. Effects of Asphaltene Solvency on Stability of Water-i Effects of Asphaltene Solvency on Stability of Water-in-Crude-Oil Emulsions / J. D. McLean, P. K. Kilpatrick // Journal of colloid and interface science 189, 1997. -P. 242-253

13.Rogel, E. Asphaltene stability in crude oils / E. Rogel, O. Leon, J. Espidel, J. Gonzalez // SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Caracas, Venezuela, 21-23 April 1999. SPE. - paper 53998.

14.Чолоян, А.Х. Термическое и физико-химическое воздействие на продуктивный пласт при добыче высоковязких нефтей / А. Х. Чолоян, Г. С. Дубинский // Нефтегаз. технол. и новые матер. (пробл. и решения) . - 2015. - № 4. - С. 243251.

15.Александров, Е. Н. Добыча трудноизвлекаемых и неизвлекаемых запасов нефти с помощью технологии бинарных смесей / Е. Н. Александров, Н. М. Кузнецов, С. Н. Козлов и др. // Георесурсы. - 2016. - Т. 18. - № 3. - С. 154-159.

16. Мусина, Д. Н. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ / Д.Н. Мусина, Б.Р. Ваганов, О.Ю. Сладовская // Вестник Казанского технологического университета. - 2016. - Т. 19. - № 12. - С. 6367

17.Щепалов, А.А. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья: Учебно-методическое пособие.- Нижний Новгород: Нижегородский госуниверситет, 2012 - 93 с.

18.Jiang, T. An improved solvent-based enhanced heavy oil recovery method: cyclic production with continuous solvent injection / T. Jiang, F. Zeng, X. Jia, Y. Gu // Fuel. - 2014. - V. 115. - P. 268-281.

19.Якубов, М.Р. Особенности образования и состава жидких фаз при смешивании легкокипящего алифатического растворителя с тяжелыми нефтями / М. Р. Якубов, С. Г. Якубова, Г. Р. Абилова и др. // Нефтяная провинция. - 2015. - № 4 электронный ресурс URL: http://www.vkro-raen.com

20. Михайлов, H. H. Изучение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности / H. H. Михайлов, A. B. Джемесюк // сб. "Технология и техника методов повышения нефтеконденсатоотдачи пластов". МИНГ им.И.М.Губкина, М., 1987. - С. 66-72.

21. Михайлов, Н. Н. Прогноз остаточного нефтенасыщения, при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону / Н. Н. Михайлов, В. М.

Глазова, Е.С. Высоковская - М.: ВНИИОЭНГ, 1983, (Обзорная информация, серия "Нефтепромысловое дело").

22.Михайлов, Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. - М.: Недра, 1992. -270 c.

23.Муравьев, И. М. Влияние скорости вытеснения нефти водой на нефтеотдачу / И. М. Муравьев, Ш. К. Гиматудинов, В. А. Николаев // Труды МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. - М: Недра, 1964. - вып.48. - С.3-13.

24.Сургучев, М. Л. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах / М. Л. Сургучев, Э. М. Симкин // Нефтяное хозяйство. -1988. - №9. - С.31-37.

25. Березин, В. М. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников пластов девона / В. М. Березин, В. В. Гизатулина, В. И. Шутиков и др. // Нефтяное хозяйство. -1982. - №6. - С.34-37.

26.Anderson, W. G. Wettability Literature Surwey.-Part 6: The Effects of Wettability on Waterfloodling. - JPT. - 1987. - N 12. - P. 1605-1622.

27.Rathmell, J.J. Resevior Waterflood Residual Oil Saturation from Laboratory Test / J. J. Rathmell, P. H. Braun, T. K. Perkins // JPT, February 1973. - P. 175-185.

28.Кожабергенов, М. М. Обоснование эффективных технологий доизвлечения остаточной нефти из обводненных пластов на примере XIII горизонта месторождения Узень: Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Кожабергенов Мурат Моканович - М.: РГБ, 2006. - 144 с.

29. Титов, В. И. Особенности состава и свойств остаточных нефтей (обзор) / В. И. Титов, С. А. Жданов // Нефтяное хозяйство. - 1989. - №4. - С.28-32.

30.Петрова, Л. М. Формирование состава остаточных нефтей. - Казань: Фэн, 2008. - 204 с.

31.Милешина, А. Г. Изменение нефтей при фильтрации через породы / А. Г Милешина, М. К. Калинко, Г. И. Сафонова. - М.: Недра, 1983. - 206 c.

32.Чахмачев, В .А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра, 1983. - 231 с.

33.Silverman, S. R. Carbon isotopic compositions of petroleums and other sedimentary organic materials / S. R. Silverman, S. Epschein // «BulLAmer.Assoc.Petrol. Geol.» .

- 1958. - V. 42. - № 5. - P.998-1012.

34.Старобинец, И. С. О некоторых геохимических критериях направления миграции нефти и газа. - В сб.: Генезис нефти. - М.: Недра, 1967. - С.459-462.

35.Неручев, С. Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. - Л.: Недра, 1969.

- 240 с.

36.Успенский, В. А. Введение в геохимию нефти. - Л.: Недра, 1970. - 308с.

37.Данилов, В. И. Об изменении нефтей в залежах в процессе их разработки / В. И. Данилов, Б. П. Усачев, В .Н. Исаев // Проблемы освоения нефтяных месторождений с аномальными свойствами. - Куйбышев: Тр.Гипровостокнефть, 1983. - С. 126-130.

38.Березин, В. М. Методические рекомендации по изучению остаточной нефтенасыщенности кернов при вытеснении нефти водой / В. М. Березин, В. В. Гизатуллина, В. И. Шутихин, В. С. Ярыгина. - Уфа: БашНИПИнефть, 1985. -Т.57. - №5. - С.660-665.

39.Петрова, Л. М. Структурно-групповой состав смолисто-асфальтеновых компонентов остаточных и добываемых нефтей / Л. М. Петрова, Е. В. Лифанова, Т. Н. Юсупова и д.р. // Нефтехимия. - 1995. - Т.35. - № 6. - С. 508516.

40.Халитов, Г. Г. Ванадилпорфирины в асфальтенах остаточных и добываемых нефтей / Г. Г. Халитов, Л. Х. Утяшева, Н. К. Ляпина // Химия нефти и газа. -2000. - С.163-165.

41.Гончаров, И. В. Геохимия нефтей Западной Сибири. - М.: Недра, 1987. -180 с.

42.Фахретдинов, Р. Н. Остаточные нефти и способ их извлечения / Р. Н. Фахретдинов, Н. В. Давиденко, Р. Х. Старцева и д.р. // Нефтяное хозяйство. -1992. - №4. - С.25-27.

43.Сергиенко, С. Р. Высокомолекулярные соединения нефти. - М.: Химия, 1964. -542 с.

44.Сергиенко, С. Р. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти / С. Р. Сергиенко, Б. А. Таиманов, Е. И. Талалаев. - М.: Наука, 1979. - 269 с.

45.Сагаченко, Т. А. Поверхностная активность остаточной нефти и ее компонентов / Т. А. Сагаченко, Н. Н. Герасимова, Е. Ю. Коваленко, А. Г. Ковалев. - Томск: Институт химии нефти СО РАН, 1994. - 14с. Деп. в ВИНИТИ 27.06.94. - № 1598-В94.

46. Савиных, Ю. В. Кислородорганические соединения нефти. Выделение, состав, свойства / Ю. В. Савиных - LAP, 2016. - 234c.

47. Савиных, Ю. В. Взаимодействие синтетических и природных поверхностно-активных веществ на границе раздела водной и органической фаз / Ю. В. Савиных, С. И. Мелина // В сб. Проблемы химии нефти. - Новосибирск: Наука, 1992. - С.261-264.

48. Сургучев, М. Л. Методы извлечения остаточной нефти / М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, Д. П. Забродин и др . - М.: Недра, 1991. - 347с.

49.Аметов, И. М. Влияние адсорбции смолисто-асфальтеновой фракции на коэффициент вытеснения тяжелой нефти / И. М. Аметов, Э. И. Каракчиев, А. Р. Бенч // Нефтяное хозяйство. - 1998. - №6. - С.29-30.

50.Курбский, Г. П. Сопоставительный анализ химического состава и свойств остаточных нефтей и природных битумов / Г. П. Курбский, Г. В. Романов, Л. М. Петрова и д.р. // Комплексное освоение природных битумов и высоковязких нефтей. - Казань: ТГЖИ, 1992. - С.138-143.

51.Ковалев, А. Г. Перспективы выделения промысловых пластов при внутриконтурном заводнении по данным анализа керна / А. Г. Ковалев, О. В. Ковалева, Г. А. Козлов, С. А. Маслов // Нефтяное хозяйство. - 1989. - №10. -С. 78-79.

52.Ковалева, О. В. Влияние систем разработки на состав остаточной нефти // Создание эффективных технологий разработки нефтяных месторождений в сложных горно-геологических условиях. - Куйбышев, Тр. Гипровостокнефти, 1989. - С. 129-139.

53.Ковалева, О. В. Моделирование процесса окисления остаточной нефти при заводнении.- M., 1988. - НГ88с. - Рук.деп. в ВНИИОЭНГ. - 1988. - №1621

54. Ковалева, О. В. Влияние различных факторов на изменение состава остаточной нефти // Научно-технические проблемы разработки и обустройства нефтяных месторождений: - Куйбышев, Тр. Гипровостокнефти, 1990. - С. 103-114.

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

56.Надиров, Н. К. Металлы в нефтях / Н. К. Надиров, А. В. Котова, В. Ф. Камьянов и др. - Алма-Ата: Наука, 1984. - 448с.

57.Хаджиев, С. Н. Микроэлементы в нефтях и продуктах их переработки / С. Н. Хаджиев, М. Я. Шпирт. - М.: Наука, 2012. - 222 с

58.Yen, T.F. Chemical aspects of metals in native petroleum. The role of metals in petroleum[Text] / T.F. Yen. - Ann Arbor, Mich.: Ann Arbor Sei. Publ., 1975 - р. 130.

59.Ахмадиева, Э. А. Распределение металлосоединений нефтей в нефтегазоносных провинциях России / Э. А. Ахмадиева, О. Ю. Полетаева, Э. М. Мовсумзаде, А. Ю. Леонтьев // Башкирский химический журнал. - 2017. -Т. 24. - № 2. - С. 57-61.

60.Камьянов, В. Ф. Гетероатомные компоненты нефти / В. Ф. Камьянов, В. С. Аксенов, В. И. Титов - Новосибирск: Наука, 1983. - 240с.

61.Лурье, М. А. Нефть. К дискуссии о происхождении. Серосодержание и металлоносность как генетические характеристики / М. А. Лурье, Ф. К. Шмидт. - LAP, 2012. - 292c.

62.Нукенов, Д. Н. Металлогения нефтей Бузачинской нефтегазоносной области Республики Казахстан / Д. Н. Нукенов, С. А. Пунанова // Геологическое изучение и использование недр: Науч.-техн. Информ. Сб. ЗАО «Геоинформмарк». - М., 2001. - Вып.1. - С.15-21.

63.Пунанова, С. А. Геохимические особенности распределения микроэлементов в нафтидах и металлоносность осадочных бассейнов СНГ // Геохимия. - 1998. -№9. - С.959-972.

64.Гилинская, Л. Г. Спектры ЭПР комплексов V(IV) и структура нефтяных порфиринов // Журн. структурной химии, 2008, Т. 49. - № 2. - с. 259-268.

65.Осатро, R. Изучение металлокомплексов и металлов в тяжелых сырых нефтях // Матер. всероссийск. конф. «Успехи органической геохимии», Новосибирск, ИНГГ СО РАН. - 2010. - с. 246-247.

66.Якубов, М. Р. Содержание и соотношение ванадия и никеля в асфальтенах тяжелых нефтей / М. Р. Якубов, Д. В. Милордов, С. Г. Якубова и др. Нефтехимия. - 2016. - Т. 56. - № 1. - С. 19-23.

67.Давыдова, С. Л. Нефть и нефтепродукты в окружающей среде / С. Л. Давыдова, В. И. Тагасов Учеб. пособие. - М.: Изд-во РУДН. - 2004. - 163 с.

68.Николаева, Т. Л. Состав углеводородов, металлопорфиринов и серосодержащих соединений в нефтях из среднеюрских отложений Западной Сибири / Т. Л. Николаева, Е. В. Гулая, О. В. Серебренников и др. // Нефтехимия. - 2001. - Т. 41. - № 2. - с. 103-108.

69.Шикалин, А. В. Нефтематеринские толщи в верхней юре юго-востока Западной Сибири / А. В. Шикалин, О. В. Серебренникова, A. M. Казаков // Матер. 4-ой междунар. конф. «Химия нефти и газа», Томск, СО РАН. - 2000. -Т. 1. - с. 198-202.

70.Билотас, О. П. Исследование кернов методом вторично-ионной масс-спектрометрии / О. П. Билотас, Л. В. Цыро, Ф. Г. Унгер // Матер. 4-ой междунар. конф. «Химия нефти и газа», Томск, СО РАН. - 2000. - Т. 1. - с. 101-103.

71. Байков, Н. М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды / Н. М. Байков, Г. Н. Позднышев, Р. И. Мансуров - М.: Недра, 1981. - 261 с.

72. Причины и условия образованиея неорганических солей [Электронный ресурс].-URL:

http://www.corrosion.su/the reasons and conditions of adjournment of inorganic salts.php (дата обращения 01.12.17г.)

73.Барская, Е. Е. Влияние особенностей состава нефтяных компонентов на устойчивость нефтей к выпадению асфальтенов / Е. Е. Барская, Т. Н. Юсупова // Технологии нефти и газа. - 2008. - №2. - С.39-43.

74.Petrova, I. M. The relationship between flocculation, sedimentation and the structure of asphaltene fractions / I. M. Petrova, N. A. Abakumova, D. N. Borisov, M. R. Yakubov and etc. // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. - 2013. - V.49. -N. 1. - P. 25-31.

75.Сафиева, Р. З. Химия нефти и газа. Нефтяные дисперсные системы: состав и свойства (Часть 1). Учебное пособие. - М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. — 112 с.

76.Alkafeef, S. F. An investigation of the stability of colloidal asphaltene in petroleum reservoirs / S. F.Alkafeef. //SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, 13-16 February 2001. SPE. - paper 65018.

77. Петрова, Л. М. Строение и подвижность компонентов нефтяных дисперсных систем / Л. М. Петрова, Н. А. Аббакумова, Г. В. Романов // Доклады Академии наук. - 2008. - Т.423. - №2. - С. 195-197

78.Nwadinigwe, C. A. Studies on precipitation performance of n-heptane and n-pentane/n-heptane on C-7 and C-5/C-7 asphaltenes and maltenes from 350 degrees C atmospheric residuum of three Nigerian light crudes / C. A. Nwadinigwe, I. V. Anigbogu, O. T. Ujam // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. - 2015. - V. 5 . - № 4. - P. 403-407

79.Нелюбов, Д. В. Влияние смол и асфальтенов на структурно-реологические свойства нефтяных дисперсных систем / Д. В. Нелюбов, Л. П. Семихина, Д. А. Важенин, И. А Меркульев // Нефтехимия. - 2017. - Т. 57. - № 2. - С. 143148

80.Priyanto, S. Measurement of property relatinships of nano-structure micelles and coacervates of asphaltene in a pure solvent / S. Priyanto, G. A. Mansoori, A. Suwono // Chem. Eng. Sci. - 2001. - V. 56. - P. 6933-6939.

81.Туманян, Б. П. Устойчивость фракций асфальтенов нефти в модельных углеводородных системах / Б. П. Туманян, Н. Н. Петрухина, К. О. Аллогулова // Химия и технология топлив и масел. - 2014. - № 1 (581) . - С.19-26.

82. Юсупова, Э. М. Исследование оптических свойств и поверхностных явлений нефтяных дисперсных систем / Э. М. Юсупова, И. Р. Раупов, А. В. Максютин // Актуальные проблемы науки и техники-2014: Матер. 7 Междунар. научно-практ. конф. молодых ученых. - Уфа. - 2014. - Т. 1. - С. 46-48

83.Schuler, B. Unraveling The Molecular Structures Of Asphaltenes By Atomic Force Microscopy / B. Schuler , G. Meyer , L. Gross , G. Meyer , L. Gross // JOURNAL OF THE AMERICAN CHEMICAL SOCIETY . - 2015. - V. 137. - № 31. - P. 9870-9876

84. León, O. Adsorption of native resins on asphaltene particles: a correlation between adsorption and activity / O. León, E. Contreras, E. Rogel et al. // Langmuir. - 2002. - V. 18. - P. 5106-5112.

85.Spiecker, P. M. Aggregation and solubility behavior of asphaltenes and their subfractions / P. M. Spiecker, K. Gawrys., C. Trail., P. Kilpatrick // J. Colloid Interface Sci. - 2003. - V. 267. - P. 178-193.

86. Мурзаков, P. М. Влияние нефтяных смол на коллоидную устойчивость асфальтеносодержащих дисперсных систем / Р. М. Мурзаков, С. А. Сабаненков, З. И. Сюняев // Химия и технология топлив и масел. - 1980. -№10. - С. 40-41.

87.Spiecker, P. Effects of petroleum resins on asphaltene aggregation and water-in-oil emulsion formation / P. Spiecker, K. Gawrys., C. Trail., P. Kilpatrick // Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects. - 2003. - V. 220. - P. 9- 27.

88.Leontaritis, K. J. Asphaltene flocculation during oil production and processing: A thermodynamic collodial model / K. J. Leontaritis, G. A. Mansoori // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. - Society of Petroleum Engineers, 1987. - SPE paper 16258. - P.149-158.

89.Wang, J. Asphaltene stability in crude oil and aromatic solvents -the influence of oil composition / J. Wang, J. Buckley // Energy Fuels. - 2003. - V. 17. - P. 1445- 1451.

90. León, O. Asphaltenes: structural characterization, self-association, and stability behavior / O. León, E. Rogel, J. Espidel, G. Torres // Energy & Fuels. - 2000. - V. 14. - P. 6-10.

91. Rogel, E. Theoretical approach to the stability of visbroken residues / E. Rogel // Energy & Fuels. - 1998. - V. 12. - P. 875-880.

92. Милордов, Д. В. Состав и свойства порфиринов тяжелых нефтей и нефтяных остатков с повышенным содержанием ванадия и никеля: дис. канд.хим.наук: 02.00.13 / Милордов Дмитрий Валерьевич. - Казань, 2016. - 142 с.

93.Дияров, И. Н. Композиционные неионогенные ПАВ для комплексной интенсификации процессов добычи, подготовки и транспортировки высоковязких нефтей / И. Н. Дияров, Н. Ю. Башкирцева // Вестник Казанского технологического университета. - 2010. - №4. - С. 141-157.

94.Шерстнев, Н. М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин / Н. М. Шерстнев, Л. М. Гурвич, И. Г. Булина и др. - М.: Недра, 1988. - 184с.

95.Сладовская, О. Ю. Применение коллоидных систем для увеличения нефтеотдачи пластов / О. Ю. Сладовская, Н. Ю.Башкирцева, Д. А Куряшов и др. // Вестник Казанского технологического университета, 2010. - № 10. -С.585-591

96.Шерстюк, С.Н. Изменение состава и свойств высоковязких нефтей Усинского месторождения при использовании физико-химических методов увеличения нефтеотдачи: Дисертация кандидата химических наук: 02.00.13 / Шерстюк Сергей Николаевич. - Томск, 2011. - 126с.

97.Юсупова, Т. Н. Оценка результатов воздействия на пласт капсулированных полимерных систем по изменению состава добываемой нефти / Т. Н. Юсупова, А. Г. Романов, Е. Е. Барская, Ю. М. Танеева и др. // Нефтегазовое дело. - 2007. - №1 - С. 2-14.

98. Козин, В. Г. Применение гидрофобизаторов в технологиях интенсификации добычи нефти на различных стадиях разработки месторождения / В. Г. Козин, Н. Ю. Башкирцева, Р. И. Габидуллин // Вестник Казанского технологического университета. - 2003. - № 2. - С. 289-294.

99. Абдулмазитов, Р. Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и газовых месторждений России / Р. Д. Абдулмазитов, К. С. Баймехаметов, В. Д. Викторин и др. //Издание в 2 т. / под ред. В.Е. Гавуры -М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.1. - 280с.

100. Рузин, Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов [Текст]: Монография / Л. М.Рузин, И. Ф.Чупров: под ред. Н.Д. Цхадая. - УХТА: УГТУ, 2007. - 244 с.: ил.

101. Алтунина, Л. К. Нетермические физико-химические технологии увеличения нефтеотдачи из залежей высоковязких нефтей / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, И. В. Кувшинов // Нефть и газ. - 2016. - № 5(95). - С. 57-66.

102. 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.

103. ТУ 2483-077-05766801-98. Неонолы. Технические условия. - ОАО Нижнекамскнефтехим, 2001.

104. ТУ 2483-015-17197708-97 Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД. - ОАЗТ «Химеко-Ганг», Москва, 1997. - 15 с.

105. Богомолов, А. И. Современные методы исследования нефтей / А. И. Богомолов, М. Б. Темянко, Л. И. Хотынцева и др. - Л.: Недра, 1985. - 181 с.

106. Bogoslovsky, A. V. Mechanical resistance in water-oil interface / A.V. Bogoslovsky, V. N. Alexeev // Progress in Oilfield Chemistry. - V. 7. - Smart Wells and Smart Technologies. Ed. By Istvan Lacatos. - 2007. - P.167-198.

107. Дияров, И. Н. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учеб.пособие для вузов / И. Н. Дияров, И. Ю. Батуева, А. Н. Садыков, Н. Л. Солодова.- Л.: Химия, 1990.- 240с.

108. Серебренникова, О. В. Эволюция тетрапиррольных пигментов в осадочных отложениях. - Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1988. - 141 с.

109. Калугина, Н. П. Инфракрасная спектрометрия при геохимических исследованиях нефтей и конденсатов (на примере месторождений Туркменистана) // под ред. Е.А. Глебовской. - Ашхабад: Ылым, 1986. - 156 с.

110. Калугина, Н. П. Инфракрасная спектрометрия нефтей и конденсатов (вопросы методики) / Н. П. Калугина, Е. А. Глебовская, Ф. Р. Бабаев, П. Р. Мухаммедов. - Ашхабад: Ылым, 1990. - 240 с.

111. Евдокимов, И. Н. Применение УФ-видимой абсорбционной спектроскопии для описания природных нефтей / И. Н. Евдокимов, А. П. Лосев // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". Уфа, 2007. - 25 с. (URL: http: // www.ogbus.ru / authors / Evdokimov / Evdokimov_1.pdf, дата обращения 11.11.2017г.).

112. Антипенко, В.Р. Взаимосвязь удельного показателя поглощения нефтей, природных битумов и их компонентов в видимой области спектра с параметрами их состава / В. Р. Антипенко, Т. В. Петренко, О. С. Баканова, В. Д. Огородников // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2016. - Т. 327. - № 6. - С. 45-54.

113. Чуйкина, Д. И. Изучение влияния нефтевытесняющих композиций на состав и свойства высокопарафинистых нефтей / Д. И. Чуйкина, О. В. Серебренникова, Л. А. Стасьева, Р. Асеведо Фореро // Известия Томского политехнического университета. - 2011. - Т. 319. - № 3. - С. 121-124.

114. Чуйкина, Д. И. Влияние нефтевытесняющих композиций на распределение углеводородов в системе нефть - водная фаза в лабораторных испытаниях / Д. И. Чуйкина, О. В. Серебренникова, И. В. Русских, Е. В. Гулая и др.// Известия Томского политехнического университета. - 2012. - Т. 321. - № 3. - C. 171174.

115. Чуйкина, Д. И. Особенности изменения состава тяжелой нефти под действием нефтевытесняющих композиций на Усинском месторождении / Д. И. Чуйкина, Л. Д. Стахина, О. В. Серебренникова // Химия в интересах устойчивого развития. - 2016. - Т. 24. - №1. - С. 81-87.

116. Алтунина, Л.К. Изменение свойств нефти и пластовой воды в процессе разработки Усинского месторождения с применением нефтевытесняющих композиций / Л. К. Алтунина, Л. И. Сваровская, О. В. Серебренникова, Д. И. Чуйкина и др. // Нефть. Газ. Новации. - 2015. - № 8. - С. 8-12.

117. Volk, H. Geochemical comparison of fluid inclusion and present day oil accumulations in the Papuan Foreland - evidence for previsously unrecognized petroleum source rocks / H. Volk, S. C. George, H. Middleton, S. Schofield // Org. Geochem. -2005. - V. 36. - P. 29-51.

118. George, S.C. The analysis of oil trapped during secondary migration / S. C. George, M. Ahmed, K. Liu, H. Volk // Org. Geochem. - 2004. - V. 35. - P. 14891511.

119. Гордадзе, Г. Н. Дифференциация нефтей и конденсатов по распределению насыщенных углеводородов. Сообщение 2. Типы нефтей по распределению стеранов и терпанов / Г.Н. Гордадзе, М.В. Гируц, А.Р. Пошибаева // Нефтехимия. - 2017. - Т. 57. - № 5. - С. 503-514.

120. Лебедев, А. Т. Масс-спектрометрия в органической химии / А. Т.Лебедев. -М.:БИНОМ. Лаборатория знаний, 2003.- 493с.

121. Чуйкина, Д. И. Использование коэффициентов пересчета при анализе сложных смесей органических соединений методом хроматомасс-спектрометрии / П. Б. Кадычагов, Д. И. Чуйкина // Химия нефти и газа: Материалы IX Международной конференции [Электронный ресурс], г. Томск, 22-25 сентября 2015 г. - Томск: Изд-во ИОА СО РАН, 2015. - С. 193-197.

122. Якубов, М. P. Новый метод контроля выработки запасов нефти многопластовых залежей на основе сопоставительного анализа добываемой продукции. / М. Р. Якубов, С. Г. Якубова, Л. М. Петрова // Технологии ТЭК. -2007. - №1. - С. 34-39.

123. Фомин, Г. С. Нефть и нефтепродукты. Энциклопедия международных стандартов / Г. С. Фомин, О. Н. Фомина - М.: Издательство «Протектор», 2006. - 1040 с.

124. Шерстюк, С. Н. Органические соединения ванадия и никеля в нефтях Усинского месторождения. / С. Н. Шерстюк, О. В. Серебренникова, Л. Д. Стахина // Региональная геология и металлогения. - 2009. - №40. - С.63-65.

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

126. Унгер, Ф. Г. О зависимости парамагнетизма нефти от возраста коллектора / Ф. Г. Унгер, К. С. Яруллин // Геохимия. - 1978. - №9. - с. 1424 - 1428.

127. Глумов, И. Ф. Дифференциация нефтей по разрезу при совместной эксплуатации различных объектов разработки / И. Ф. Глумов, В. В. Слесарева, С. Г. Уваров // Труды научно-практич. конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения». Казань, 5-8 сентября 2001г. - Том.1. - Казань. - 2002. - 512с.

128. Телин, А. Г. Исследование микроэлементного состава нефти как косвенный метод контроля разработки совместно эксплуатируемых пластов / А. Г. Телин // Технологии ТЭК. - 2004. - №5. - С. 74-79.

129. Виноградов, В. М. Образование, свойства и методы разрушения нефтяных эмульсий / В. М. Виноградов, В. А. Винокуров // Метод.указ. — М.: ФГУП «Нефть и газ», РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2007. -31 с.

130. Чуйкина, Д. И. Изменение содержания микроэлементов и порфиринов в тяжелой нефти в процессе разработки месторождения / Д. И. Чуйкина, А. А. Ильина, Л. Д. Стахина, Т. В. Петренко // Нефтегазопереработка - 2016: Международная научно-практическая конференция (Уфа, 24 мая 2016 г.): Материалы конференции. - Уфа: Издательство ГУП ИНХПРБ, 2016. - С.139-141

131. Антипенко, В. Р. Выделение и характеристика асфальтенов нефтей Западной Сибири / В. Р. Антипенко, В. И. Титов // Нефтехимия. - 1974. - Т.14. - №4. - С.507.

132. Зульфугарлы, Д. И. Парагенезис гетерогенных и органических компонентов нефти // Уч.зап. АзГУ. Сер.хим., 1966. - №3. - С.18-22.

133. Шерстюк, С. Н. Изменение состава и свойств нефти Усинского месторождения при воздействии нефтевытеснения и гелеобразующих композиций в лабораторных условиях / С. Н. Шерстюк, О. В. Серебренникова,

Л. Д. Стахина и др. // Материалы региональной научно-технической конференции в рамках IV Северного конгресса «Проблемы переработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов»., г.Ухта, 20-21 ноября 2008. -Ухта. Изд-во УГТУ. - C.58-61

134. Антипенко, В. Р. Мультипликативные помехи в количественном анализе нефтяных металлопорфиринов / В. Р.Антипенко, Л. И. Земцева // Нефтехимия.

- 1996, Т.36. - № 1. - с. 31-41

135. Герасимова, Н. Н. Влияние нефтевытесняющих композиций на распределение и состав азотистых соединений в добываемых тяжелых нефтях / Н. Н. Герасимова, Е. Ю. Коваленко, Т. А. Сагаченко // Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 2010, № 6. - С. 1-6

136. Savinykh, Yu.V. Dynamics of changes in oil composition at the develpoment of the Usinsk deposit / Yu. V. Savinykh and D. I. Chuikina // AIP Conference Proceedings 1783. - 020199 (2016); http://dx.doi.org/10.1063/1.4966493

137. Савиных, Ю.В. Изменение состава высоковязкой нефти при контакте с ПАВ / Ю. В. Савиных, Д. И. Чуйкина // Oil & Gas Journal Russia. - 2017. - N 3. - С. 84-87.

138. Speight, J. G. Petroleum asphaltenes - Part 1: Asphaltenes, resins and the structure of petroleum // Oil and Gas Science and Technology. - Rev. IFP. - 2004. -V. 59, № 5. - P. 467-477.

139. Speight, J. G. Petroleum asphaltenes - Part 2: The effect of asphaltenes and resin constituents on recovery and refining processes // Oil and Gas Science and Technology. - Rev. IFP. - 2004. - V. 59, № 5. - P. 479-488.

140. Hammami, A. Asphaltene Precipitation from Live Oils: An Experimentel Investigation of Oneset Conditions and Reversibility / A. Hammami, C. P. Phelps, T. Monger-McClure et al. // Energy & Fuels. - 2000. - №14. - C.14-18.

141. Leober, L. Bitumen in colloid science: a Chemical, structural and rheological approach / L. Leober, G. Muller, J. Morel, O. Sutton // Fuel. - 1998. - V.77. - №13.

- P. 1443.

142. Мухамедзянова, А. А. Влияние нефтяных смол на устойчивость модельных дисперсных систем «асфальтены + Н-гептан» // Вестник Башкирского университета. - 2010. - Т.15. - № 2. - С. 312-314.

143. Вережников, В. Н. Коллоидная химия поверхностно-активных веществ: Учебное пособие / В. Н. Вережников, И. И. Гермашева, М. Ю. Крысин // Спб.: Лань . - 2015. - 304 с.

144. Чуйкина, Д. И. Изменение устойчивости высоковязких нефтей в процессе разработки месторождений / Д. И. Чуйкина, Т. В. Петренко, Л. Д. Стахина // Тезисы докладов Международной конференции «Перспективные материалы с иерархической структурой для новых технологий и надежных конструкций» 9 - 13 октября 2017 года, Томск, Россия. ИФПМ СО РАН, 2017. -С.577-578.

145. Стахина, Л. Д. Исследование эффективности влияния нефтевытесняющих композиций на содержание кислот в тяжелой нефти Усинского месторождения / Л. Д. Стахина, Д. И. Чуйкина // Нефтегазопереработка - 2017: Международная научно-практическая конференция (Уфа, 25 мая 2017 г.): Материалы конференции. - Уфа: Издательство ГУП ИНХПРБ, 2017. - C. 102104.

146. Chuikina , Darya I. Investigation of the Composition of High-Viscosity and Heavy Oils in the Course of EOR-Process Simulation / D. I. Chuikina, I. V. Russkikh, L. D. Stakhina, O.V. Serebrennikova // Journal of Siberian Federal University. Chemistry. - 2017. - V. 10. - № 2. - P. 206-215.