автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Механизм действия щелочи на нефть и выбор условий щелочного заводнения нефтяного месторождения

ВВЕДЕНИЕ.

1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О МЕХАНИЗМЕ ДЕЙСТВИЙ

ЩЕЛОЧИ НА НЕФТЬ. РОЛЬ ЭТОГО МЕХАНИЗМА В УВЕЛИЧЕНИИ НЕФТЕОТДАЧИ

1.1. Снижение межфазного натяжения на границе раздела нефть - щелочной раствор.

1.1.1. Влияние на снижение межфазного натяжения физико-химических свойств нефти

1.1.2. Влияние солевого состава вод на активность взаимодействия нефти и щелочи

1.2. Внутрипластовое эмульгирование при щелочном воздействии на нефтяное месторождение

1.3. Влияние щелочи на прочность пленок на границе раздела нефть - вода

1.4. Поставка задач исследования

1.5. Общие вопросы.

1.5.1. Закономерности адсорбции ПАВ на :фанице раздела нефть - вода

1.5.2. Мицеллообразование

1.5.3. Влияние на строение мицелл и их ККМ химической природы ПАВ и растворителя, присутствиясолюбилизируемого вещества, температуры системы

1.5.4. Солюбилизация

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗМА СНИЖЕНИЯ МЕЖФАЗНОГО НАТЯЖЕНИЯ И ПРОЧНОСТЬ АДСОРБЦИОННОЙ ПЛЕНКИ НА ГРАНИЦЕ РАЗДЕЛА НЕФТЬ - ЩЕЛОЧНОЙ РАСТВОР.

2.1. Исследование "аномального" снижения межфазного натяжения на границе раздела нефть -щелочной раствор

2.2. О межфазных пленках на границе раздела нефть - вода

2.3. Исследование влияния щелочи на прочность пленок 52 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ

СВОЙСТВ НЕФТИ И ЩЕЛОЧНОГО РАСТВОРА ПОСЛЕ ИХ ДЛИТЕЛЬНОГО

КОНТАКТИРОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУР И ДАВЛЕНИЙ

3.1. Активность взаимодействия нефти и щелочного раствора после их длительного контактирования при высокой температуре и давлении, характер ПАВ, образующихся при этом.

3.2. Исследование расхода щелочи на взаимодействие с нефтью.

3.3. Исследование химических характеристик нефти до и после термощелочной обработки

4. ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ЭМУЛЬСИЙ, ОБРАЗУЩИХСЯ ПРИ ВЗАИМОДЕЙСТВИИ НЕФТИ И ЩЕЛОЧНОГО РАСТВОРА

4.1. Физико-химический механизм процесса эмульгирования

4.2. Экспериментальные исследования реологических характеристик эмульсий, образующихся при взаимодействии нефти и щелочного раствора.

4.3. Исследование влияния на эмульсию соотношения объемов перемещиваемых нефти и щелочного раствора

4.4. Влияние температуры на реологические свойства эмульсий в зависимости от 0х типа

4.5. Причины возникновения эмульсий в пористой среде при щелочном действии на нефтенасыщенный коллектор; самоэмульгирование

ЗШЮЧЕНИЕ

Для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти при заводнении в последние десятилетия широко развернулся поиск достаточно дешевых и доступных химических реагентов, придающих воде улучшенные нефтевытесияющие свойства.

Метод вытеснения растворами щелочей выгодно отличается простотой применения в промысловых условиях. Щелочи являются химически стойкими веществами, они дешевле ПАВ и меньше расходуются в процессе фильтрации на различные виды взаимодействия с пластами.

Применение щелочей для увеличения нефтеотдачи основано на их I взаимодействии с кислотными компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ. Эти ПАВ адсорбируются на поверхности раздела нефти с водой и на поверхности коллектора, вызывая соответственно уменьшение поверхностного натяжения и изменение смачиваемости.

Снижение начального значения межфазного натяжения при химическом взаимодействии активной нефти и щелочного раствора до величин 0,01 мН/м и ниже-/способствует вяутришгастовому эмульгированию нефти.

В зависимости от концентрации щелочных растворов и температуры происходит изменение физико-химических свойств пластовой системы в широком диапазоне.

Многие исследователи отмечают, что уменьшение межфазного натяжения на границе раздела нефть - щелочной раствор и гидрофилизация породы приводят к улучшению моющих свойств воды [8,9], а также интенсификации процесса цротивоточной капиллярной пропитки [57], что приводит к увеличению коэффициента нефтевытеснения.

Считают также, что большую роль в повышении нефтеотдачи играет высокодисперсная эмульсия повышенной вязкости, возникающая при кон-тактщзовании активной нефти и щелочного раствора. Она способствует выравниванию профиля фильтрационных потоков и увеличению коэффициентов охвата и нефтевытеснения из-за улучшения соотношения лодвиж- . ностей вытесняющего и вытесняемого агентов, селективного уменьшения проницаемости наиболее проницаемых пропластков нефтяного коллектора.

Перечисленные выше факторы позволяют увеличить коэффициент нефтеотдачи при щелочном заводнении на 3-15% по сравнению с обычным £8].

Введение в пласт тепла одновременно с раствором щелочи может привести к дальнейшему росту эффективности процесса разработки залежей высоковязких нефтей. При совмещении тепловых методов увеличения нефтеотдачи с щелочным заводнением прирост нефтеотдачи будет происходить не только за счет факторов, имеющих место при осуществлении отдельно теплового и щелочного воздействия на пласт, но и за счет факторов, возникающих в результате совмещения двух методов. Экспериментами, цроведенными в МШХ и ГП им. И,М,Губкина, было показано, что применение термощелочного метода может увеличить коэффициент вытеснения нефти на 20-23% по сравнению с методом закачки в пласт теплоносителя.

Однако известны лабораторные [э] и промысловые [8б] исследования, свидетельствующие об отрицательном или нейтральном влиянии щелочи на нефтеотдачу.пласта.

Широкое внедрение метода щелочного воздействия на нефтяное месторождение задерживается из-за трудностей точного прогнозирования протекания процесса в пласте, что связано с недостаточной изученностью механизма происходящих при этом сложных физических и химических явлений. Изучением как отдельных аспектов, так и процесса в целом занимались многие исследователи [8,8б], но физико-химический анализ механизма взаимодействия нефти с щелочными растворами изучен наименее хорошо, хотя для эффективного управления процессом необходимо в первую очередь понимать физико-химические закономерности, лежащие в основе его технологического действия.

Настоящая работа посвящена экспериментальному исследованию физико-химических процессов, происходящих на границе раздела нефть -щелочной раствор, и объяснению их с привлечением новых достижений т в различных областях науки. '

Постановка этой проблемы осуществляется с точки зрения изучения следующих факторов, влияющих на увеличение нефтеотдачи и интенсификацию добычи нефти при щелочном заводнении месторождения:

1. Снижение межфазного натяжения на границе раздела нефть -щелочной раствор.

2. Эмульгирование нефти под влиянием щелочи.

3. Уменьшение прочности межфазной пленки на границе раздела нефти и щелочного раствора.

Результаты решения-этих задач изложены в четырех разделах диссертационной работы и приложениях.

В первой главе проводится анализ литературных, источников, посвященный исследованию механизма вытеснения нефти щелочными растворами, выбор проблемы для дальнейшего изучения процесса и обзор данных коллоидной химии и других наук, прогнозирующих закономерности физико-химических явлений, происходящих при контактировании нефти и щелочного раствора.

Во второй главе приведены результаты экспериментальных исследований, объясняющих поведение изотермы межфазного натяжения на границе раздела нефть - щелочной раствор, влияние на нее температуры, времени контактирования фаз, различных активных компонентов нефти. Здесь же сделан анализ влияния концентрации Л/сгОН на реологические свойства межфазной пленки на границе раздела нефть - щелочной раствор.

В третьей главе. описаны результаты экспериментальных исследоваяий активности взаимодействия нефти с щелочной водой при их длительном контактировании в смеси в условиях высоких температур и давлений, физико-химических свойств разделившихся при этом нефтяной ж водной фаз,

В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований влияния концентрации щелочи на тип, водонасыщенность, вязкость и дисперсность эмульсий, возникающих при щелочном действии на нефть, условия самоэмульгирования последней, влияние температуры на реологические свойства этих эмульсий.

В приложениях описана аппаратура и методика исследований дисперсности эмульсий способом спектроскопии оптического смешения, измерения межфазного натяжения методами лежащей и вращающейся капли, оценивается точность этих исследований, а также дается термодинамическое обоснование возможности приготовления парощелочной смеси в промысловых условиях непосредственно в паропроводе.

Работа выполнена в процессе обучения в аспирантуре на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Московского института нефтехимической и газовой промышленности им.И.М.Губкина.

Автор приносит глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Ш.К.Гиматудинову, а также заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений МЙНХ и ГП им. И,М.1убкина д.т.я., профессору Ю.П.Желтоду, оказавших большую помощь при выполнении настоящей работы.

Автор весьма признателен сотрудникам кафедр разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, органической химии и химии нефти МИНХ и Ш им.И.М.Губкина, отдела новых методов увеличения нефтеотдачи ВНИИнефти за содействие в выполнении работы.

I . СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРОСТАВЛЕНИЯ О МЕХАНИЗМЕ ДЕЙСТВИЯ ЩЕЛОЧИ НА НЕФТЬ. РОЛЬ ЭТОГО МЕХАНИЗМА В УВЕЛИЧЕНИИ НЕФТЕОТДАЧИ

Результаты исследования вязкости эмульсий разного типа в зависимости от температуры и водонасыщенности представлены на рис.4.4, из которого следует, что при повышении температуры наблюдается тенI денция к примерному выравниванию вязкостей для эмульсий разных типов и водонасыщенностей.

Эта тенденция связана с значительно большим влиянием температуры на вязкость нефти в сравнении с влиянием на вязкость воды (температурный градиент уменьшения вязкостей нефти и эмульсии обратного типа выше, чем у воды и эмульсий прямого типа).

Уменьшение различий в вязкостях прямых и обратных эмульсий при повышении температуры можно видеть и на рис.4.2. Кривые 3 и 4 относительных вязкостей эмульсий противоположных типов при температуре 90°С проходят значительно ближе друг к другу, чем кривые I и 2 тех же эмульсий при 25°С.

Исследование влияния скорости деформации на вязкость эмульсий

Рже.Влияние скорости деформации на вязкость эмульсий в зависимости от их типа и температуры

СПОРОСТЬ ДЕФОРМАЦИИ, 1С

1,2*3,4 - эмульсия типа в/н при соотношении фаз Iii ж концентрации j/a0Н 2% масс.

5,6,7,8 - эмульсия типа н/в при соотношении фаз 3:7 и концентрации РЯ

0,05% показало, что как прямые, так и обратные эмульсии проявляют неньютоновские свойства (рис.4.5). Причем, даже при повышении температуры до, 95°С отклонение структурно-механических свойств этих эмульсий от ньютоновских остаются достаточно заметными, что свидетельствует о стойкости эмульсий к повышенным температурам.

Наиболее явно выражены неныотоновские свойства для концентрированных водо-нефтяных эмульсий, когда содержание внутренней фазы, будь то нефть или вода (в зависимости от типа эмульсии), составляет 50% от объема и выше.

4.5. Причины возникновения эмульсий в пористой среде при щелочном воздействии на нефтенасыщенный коллектор; самоэмульгирование

При вытеснении нефтей щелочными растворами возможны следующие механизмы эмульгирования:

1. Диспергирование нефти при совместном .движении с щелочным, раствором в системах гидравлических сопротивлений лоровых каналов.

2. Самоэмульгирование активной нефти при ее контактировании с щелочным раствором.

На первый механизм косвенным образом указывают сведения авторов 4 о диспергировании пленочной нефти в карбонизированную воду при отмыве нефти с твердой поверхности. В настоящей работе не ставилась цель исследования этого механизма.

Второй механизм - самоэмульгирование - предполагает возможность эмульгирования нефти в щелочную воду под влиянием только их физико-химического взаимодействия друг с другом. Рассмотрим его подробнее.

Самопроизвольным называется такое эмульгирование, которое происходит без внешних механических воздействий.

Различают истинно самопроизвольное эмульгирование и квазиспонтанное эмульгирование. [бЗ].

Истинное само эмульгирование подробно разрабатывается школой академика П.А.Ребиндера. Для его возникновения необходимо, чтобы межфазное натяжение между эмульгируемыми жидкостями <?п снизилось до величины, равной или меньшей критического межфазного натяжения 6с » определяемого из уравнения: где й - безразмерный множитель К - постоянная Больцмана,' Т - абсолютная температура, с! - диаметр частиц образующейся эмульсии. Например, для самопроизвольного образования микроэмульсии с частицами диаметром <1 <» 1(Г7 м при обычной температуре критическое значение бс составляет 10""3-1(Г4мН/м.

Самопроизвольное образование таких микроэмульсий обусловлено тем, что прирост свободной поверхностной энергии при дисперифова-нии компенафуется выигрышем энергии вследствие повышения энтропии за счет включения диспергированных частиц в броуновское движение.

В отличив от истинно самопроизвольного квазиспонтаяное эмульгирование может возникать при б,г » бс , причем может достигать нескольких мН/м [бз]. Квазиспонтаяное эмульгирование в присутствии

ПАВ является результатом гидродинамической неустойчивости межфазной поверхности, возникающей в результате перераспределения ПАВ, растворимого в обеих жидкостях между фазами или, в более общем случае, между адсорбционным слоем и объемом, а также из-за солюбилизации углеводородной фазы в водном растворе ПАВ [44].

Истинно самопроизвольное эмульгирование встречается редко, чаще - квазиспонтаяное эмульгирование, иногда оба фактора эмульгирования действуют в одном процессе.

В литературе имеется много данных об особенностях механизма самоэмульгирования в различных процессах.

В работах [7,58] подчеркивается важность для процесса самоэмульгирования образование ПАВ на межфазяой границе в результате химической реакции. Самоэмульгирование в результате химической реакции на границе раздела рассматривается в тесной связи с падением в системе межфазного натяжения. Мак Бея [87] считал одной из основных причин квазислонтаяяого эмульгирования образование яа границе раздела вещества, которое локально уменьшает межфазяое натяжение настолько значительно и быстро, что вызывает' турбулентное движение на межфазяой границе, ведущее к эмульгированию.

Мак Бея с сотрудниками значительно углубил и расинцжл представления о само эмульгировании, высказав новые соображения по сравнению с предыдущими работами, например исследованиями Доянана.

Автор [72] исследовал межфазяое натяжение оливкового масла и некоторых углеводородов, в которые вводились жирные кислоты яа границе со щелочами и щелочными солями. Он заметил самопроизвольное эмульпфоваяие углеводородов и масел, которое впервые объяснил как результат адсорбции образующихся мыл на поверхности капелек углеводородов.

Подобные явления падения межфазного натяжения яа границе углеводородная жидкость + органические кислоты - щелочной раствор и связанное с ним самоэмульгирование исследовали: Л.ГДУрвич [177 (для нефтяных масел), Харкияс и Цольман [77} (беязольяые растворы олеиновой кислоты), Штакельберг [92], Хартридж и Питере [76,89].

Теоретическое обоснование падения межфаз.ного натяжения при образовании нового вещества яа границе раздела было дано А.А.Жухо-вицким [1б]. Методом термодинамики необратимых процессов автором показано, что снижение межфазяого натяжения в этом случае может вызвать самопроизвольный перенос вещества через границу раздела фаз.

Субраманганом и Гопалом показано, что в случае неизменности 612 на межфазной границе поверхность раздела колеблется по гармоническому закону, частота и амплитуда которого определяется физико-химическими свойствами контактируемых жидкостей. Если межфазное натяжение резко уменьшится на некотором участке этой поверхности, то в этом месте происходит увеличение амплитуды и частоты, а на других участках колебания продолжаются почти с прежними параметрами [64].

Согласно [21], локальное снижение <3,2 на границе раздела обусловливает возникновение вихрей, благодаря взаимодействию которых появляется .межфазная турбулентность.

Важный фактор самоэмульгироваяия - молекулярная диффузия веществ через границу раздела, Л.Г.Гурвич считал этот фактор наиболее важным в самоэмульгировании. На это указывали и другие авторы [1чЦ [82,87].

Связь между солюбилизацией и эмульгированием отмечена в [82], В [87] показано, что при переносе поверхностно-активных веществ через границу раздела фаз возникает самопроизвольная поверхностная конвекция и вызываемая ею повышенная турбулентность у этой поверхности.

Явления квазиспонтанного эмульгирования при б,2 » <гс в присутствии ионогенных ПАВ, растворимых в масляной и водной фазах, и влияние их на устойчивость образовавшихся эмульсий исследованы А.Б.Таубманом с сотрудниками [59].

Таким образом, из анализа перечисленных выше литературных данных следует ожидать самоэмульгирование активных нефтей в щелочных растворах.

Для проверки сделанного предположения были проведены следующие исследования. На поверхность щелочного раствора концентрации 0,2$ осторожно наливали усинскую нефть и наблюдали явление самоэмульгироваяия. Процесс начинается с неустойчивого движения поверхности раздела. Тонкие струйки нефти отрываются от этой поверхности и проникают в щелочной раствор, где разбиваются на отдельные мелкие капли, едва различимые глазом. Через некоторое время под слоем нефти в воде образуется помутнение, постепенно распространяющееся книзу, а на поверхности раздела образуется белый рыхлый слой микроэмульсии. Размеры частиц этой микроэмульсш в водной фазе определяли методом спектроскопии оптического смешения, описанном в приложении X. Оказалось, что средние размеры частиц нефти в водной фазе —7 равны 1,5*10 ' м.

Исследование начального значения межфазного натяжения на границе раздела: усинская нефть + 10% керосина + 10% толуола - 0,2% • МаОИ методом вращающейся капли дало значение б ^ Ю"4 мН/м. Однако через 4 мин эта величина возрастала до значений со ТО""2мН/м. Сопоставление размеров частиц нефти в водной фазе и начального межфазяого натяжения в уравнении (41) Щукина и Ребиндера показало, что при взаимодействии усинской нефти с 0,2%-ным щелочным раствором выполняется условие истинного самоэмульгирования. Но низкие значения (3со ТО"4 мН/м, необходимые для выполнения этого условия, существуют очень непродолжительное время (меньше 4 мин), поэтому основной причиной самоэмульгирования здесь, по-видимому, является квазиспонтаяное эмульгирование в результате гидродинамической неустойчивости поверхности раздела нефть - щелочной раствор, возникающей по следующим причинам:

1. Резкое и быстрое снижение межфазного натяжения в результате образования мыл на межфазной границе при химической реакции.

2. Диффузия молекул образующихся мыл в водную фазу.

3. Солюбилизации компонентов нефти в мицеллах мыл.

Предпосылкой такого объяснения процесса самоэмульгирования нефти являются литературные данные исследований, обзор которых приведен выше.

Выполнение первого условия вполне очевидно. Второе - следует из водорастворимого характера ПАВ, образующихся при щелочном действии на нефть. Выполнение третьего условия можно предполагать из сопоставления величины среднего размера частиц микроэмульсии («* Ю"7 м) и размеров мицелл мыла (с КГ^ м).

Таким образом, одной из причин возникновения эмульсии в пористой среде при вытеснении активной нефти щелочными растворами может являться квазиспоятанное эмульгирование в результате гидродинамической; неустойчивости поверхности раздела нефть - щелочной раствор.

Исследования эмульгируемости нефти усинского месторождения в заданных условиях моделирования этого процесса показали, что фактором, полностью определяющим тип, водонасыщенность и вязкость эмульсий, является концентрация щелочи в воде. Щелочь в этом процессе играет двоякую роль; с одной стороны она создает при реакции с кислотными компонентами нефти мыла, с другой - определенную среду для этих мыл. В зависимости от концентрации Wot О И меняется количество возникающего мыла (рис. 3.4) и, по-видимому, толщина гидрат-ной и сольватяой оболочек по обе стороны от адсорбционного слоя молекул мыла, стабилизирующего водо-яефтяную эмульсию, что вызывает инверсии фаз эмульсии при изменении концентрации щелочи. Таким образом, изменение количества образующегося эмульгатора (мыла) и его распределения между отдельными фазами эмульсии обусловливает возникновение эмульсий разного типа, водонасыщенности, а следовательно, и вязкости.

Результаты проведенных исследований позволяют предположить, что воздействие растворами щелочи разной концентрации и температуры на пласты с высокоактивными нефтями (например, усинской) может дать различный технологический эффект вследствие образования в пласте эмульсий разного типа.

Как показано выше ('I. раздел), высоковязкие эмульсии типа -вода в нефти'" способствуют созданию повышенного градиента давления на фронте вытеснения, улучшению соотношения подвижноетей нефти и вытесняющего- агента и улучшению вследствие этого коэффициентов охвата и нефтевытеснения.

Поэтому на начальных этапах разработки нефтяного месторождения, по-видимому, будут эффективнее растворы щелочей с концентрациями выше 0,6$.

При использовании щелочей на поздних этапах разработки эффективнее раствор щелочи низкой концентрации (0,1-0,4$), так как в этом случае остаточная нефть будет легко эмульгировать и выноситься из поровых каналов в виде низковязкой эмульсии типа :,яефть в воде'4.

При повышении температуры до 90°С эмульсия сохраняет свою стабильность, но максимальное различие в относительных вязкостях эмульсий разных типов и водонасыщенностей уменьшается примерно на 3 порядка.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Из проведенных исследований следует, что при осуществлении щелочного воздействия на нефтяное месторождение технологические основы процесса должны быть увязаны с механизмом взаимодействия щелочи с нефтью в связи с многообразием комплекса физико-химических процессов, протекающих при взаимодействии щелочи с различными нефтями.

2. Исходя из установленного механизма взаимодействия нефти и щелочного раствора, подтвержден вывод, что щелочное воздействие целесообразно применять в залежах нефти, характеризующихся заметным содержанием достаточно высокомолекулярных кислотных компонентов (с числом атомов углерода в молекуле не меньше II), так как при взаимодействии низкомолекулярных карбоновых кислот нефти со щелочью образуются натриевые соли этих кислот, обладающие низкой поверхностной активностью.

3. Сталагмометрические методы исследования межфазного натяжения на границе раздела нефть - щелочной раствор не могут быть использованы для прогнозирования нефтеотмывающих свойств щелочного раствора. Для этой цели необходимо измерять равновесные .значения межфазяого натяжения методами лежащей, вращающейся или других методов оценки поверхностных энергий на межфазной границе жидкость -жидкость.

4. Установлено, что после взаимодействия щелочных растворов с • исследованными активными нефтями в условиях высоких температур (150°С) и давлений (4 МПа) образуются только водорастворимые поверхностно-активные вещества.

5. При выборе концентрации щелочного раствора, закачиваемого в пласт, следует определять не только расход' щелочи на реакцию с породой, нефтью, солями жесткости воды, но учитывать сверх того количество щелочи, необходимой для поддержания РН воды,не ниже и рН = II в целях повышения эффективности моющего действия щелочного раствора за счет подавления процесса гидролиза мыл.

6. При необходимости выравнивания профиля фильтрационных потоков за счет возникновения высоковязких эмульсий обратного типа с технологической и экономической точек зрения целесообразно использовать оторочки концентрированного щелочного раствора (с- концентрацией для усинской нефти не ниже 0,6$ масс.), так как после контактирования с такими растворами нефть дезактивируется и не реагирует на "свежие" щелочные растворы.

7. При использовании слабоконцентрированных растворов (для усинской нефти в диапазоне концентраций щелочи 0,1-0,4$ масс.) нефть легко самоэлульгирует с образованием яизковязкой эмульсии прямого типа. Для дополнительного извлечения нефти в этих случаях допустима прокачка нескольких поровых объемов щелочного раствора.

8. Предлагается уравнение, позволяющее рассчитать возможность подготовки ларощелочной смеси в паропроводе при конкретных промысловых и технологических условиях термощелочного воздействия на нефтяное месторождение.

1. Абрамзоя A.A., Гончаров В.В., Гаева Г.М. и др. Поверхностно-активные вещества. Справочник. М.: Химия, 1979, 370 с.

2. Адамсоя А. Физическая химия поверхностей. М.: Мир, 1979, 567 с.

3. Аббасов М.Т., Везиров Д.Ш., Горбунов А.Т. и др. 0 перспективах повышения нефтеотдачи с применением щелочей на месторождениях Азербайджана. Нефтяное хозяйство, 11 10, 1978.

4. Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев В.Г. и др. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1976, - 143 с.

5. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р. И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981, 253 с.

6. Берестов А.Т., Малышев В.М. Труды ВНШФТРИ. М., 1977, вып.32(62), с.122.

7. Бернштейн А.Б. Самопроизвольное эмульгирование битумов. Киев: Наукова думка, 1969, 66 с.

8. З^грдыяь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1983, 191 с.

9. Верес С.П. Экспериментальное исследование процесса термо-щелочяого заводнения. Дисс.яа соискание ученой степени к.т.я. М., 1981, 132 с.

10. Дукалович М.П., Ривкин С.Л., Александров A.A. Таблицы теп-лофизических свойств воды и водяного пара. М.: Изд.стандартов, 1969.

11. Гиматудинов Ш.К. Капиллярное вытеснение нефти водой из естественных кернов. Труды М.Н.И., вып.22, 1958, с.198. .

12. Глазман Ю.М., Фукс Г. И. Факторы агрегативной устойчивости коллоидных дисперсий. В кн.: Успехи коллоидной химии. М.: Наука, 1973, 359 с.

13. Горбачев Б. И. Исследование влияния межфазных пленок и уровня вязкости на процесс вытеснения нефти водой из пористой среды. Дисс.на соискание, ученой степени к.т.н. М., 1975.

14. Горбачев Б. И. Интерпретация результатов капиллярной пропитки с учетом межфазных пленок на границе нефть вода. В кн.: Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Львов, 1980, В 17,- с.53.

15. Горбунов А.Т., Дученков Л.Н., Кащавщев В.Е. и др. Разработка месторождений с применением щелочного заводнения. М., 1979,55 с.

16. Григорян В.А., Жуховицкий A.A., Михайлик Е. ЖФХ, 1965, № 39, с.1179.17. 1Урвич Л.Г. Научные основы переработки нефти. ГНТИ нефтяной и горно-топливной литературы. М.-Л., 1940.

17. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975, 167 с.

18. Девликамов В.В. Некоторые особенности фильтрации высокосмолистых нефтей. Автореферат докторской дисс. МИНХ и ГП, 1968.

19. Донцов K.M., Богданова Л.А. К вопросу применения щелочных растворов для повышения нефтеотдачи пластов. Изв.ВУЗ, нефть и газ, № 5, 1981* с.31.

20. Кафаров В.В. Основы массопередачи. М.: Высшая школа, 1962.

21. Киятченко Ю.Ф., КЩин И.К. ПТЭ, 1978, № 4, с.218.

22. Клейтон В. Эмульсии,их теория и технические применения. М.: Иностранная литература, 1950.

23. Корецкий А.Ф., Колосанова В.А., Смирнова A.B. и др. К теории моющего действия. Известия СО АН СССР. Серия хим.наук, 1972, вып.2, № 4, с.32-38.

24. Кремнев Л.Я. Желанированные эмульсии. Коллоидный журнал, 20, 5, 546, 1958. ^

25. Кремнев Л.Я., ЭД-йбина Н.И. Коллоидный журнал, 16, 358,1954.

26. Кремнев Л.Я., Штейнберг Ю.Г. О высококояцентрированных эмульсиях типа вода масло. - Труды ЛТИ, 1950, вып.17.

27. Кремнев Л.Я., Соския С.А, Коллоидный журнал, 9, 269, 1947.

28. Кремнев Л.Я. Механизм эмульгирования и проблема образования высокодисперсных устойчивых эмульсий. Дисс.яа соискание ученой степени д.х.н. Ленинград, 1955, 292 с.

29. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худсекова А.Д., Николаева Н.М, Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия, 1967, 196 с.

30. Ледерер Э.Л, Физико-химические основы мыловарения. Ленинград: Пищепромиздат, 1936.

31. Линде X, Колл.ж., 1960, 22, с.323.

32. Лютин Л.В., ^грдыяь Т.А., Е^зменкова О.М. и др. Исследования по технологии получении и изучению физико-химических свойств жидкости для разрыва пласта. Тр.ВНИИ, 1958, вып. 16.

33. Мансуров Р.И., Позднышев Г.Н., Панченков Г.М. и др. Тр. ВНШСПТнефть, Уфа, вып.И, с.260-264.

34. Мансуров Р,И., Панченков Г.М. Пленкообразующие ^свойствакомпонентов природного стабилизатора нефтяной эмульсии. Изв.вузов, сер. Нефть и газ, 1970, £ 8, с.73-75.

35. Мансуров Р.И., Ильясова Е.З., Позднышев Г,Й. 0 влиянии РН раствора реагента деэмульгатора на его деэмульгирующую способность. М.: Нефтепромысловое дело, X98I, № 7, с.28-30.

36. Маркина З.Н., Костова Н.З., Ребивдер П.А. Докл. АН СССР, 1970, й 191, с.141.

37. Маркина З.Н. О гидрофобных взаимодействиях в водных растворах поверхностно-активных веществ. В кн.: Успехи коллоидной химии. М.: Наука, 1973, 359 с.

38. Мархасия И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977, 214 с.

39. Наметкин С.С. Собрание трудов. Т.Ш. Изд.АН СССР. М.,1955.

40. Никитина С.А., Спиридонова В.А., Мочалова О.С. О роли квазиспонтанного эмульгирования на границе раздела жидкость/жидкость и стабилизация эмульсий в процессах эмульсионной полимеризации. В кн.: Успехи коллоидной химии. М.: Наука, 1973.

41. Петров А,А., Исаков М.М. Исследования реологических свойств поверхностных слоев на границе раздела нефть вода. Тр. Института нефти АН СССР, 1959, т.13.

42. Панченков Г.М., Мансуров Р.И. О реологических свойствах межфазных пленок на границе раздела вода нефть. Изв.вузов, сер. Нефть и газ, 1970, № 12, с.59-61.

43. П.А.Ребиндер. Поверхностно-активные вещества, их значение и применение в нефтяной промышленности. В кн.: Применение поверх-ностяо-активных веществ в нефтяной промышленности. М.: Гостоптех-издат, 1961.

44. Ребиндер П.А. Адсорбционные слои и их влияние на свойства дисперсных систем. В кн.: П.А.Ребиндер. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных системах. М.: Наука, 1978, 365 с,

45. Ребиндер П.А. Новые методы физико-химических исследований. Труды института физ-химии АН СССР, 1950, Л I, с.5.

46. Ребиндер П.А. ЖВХО, 1959, № 4, 554 с; ЖВХО, 1966, № II, с.362; Колл.ж., 1946, № 8, с.157.

47. Ребиндер П;А., Маркина З.Н., Бовкун О.П. О термодинамике образования мицелл поверхностно-активных веществ в водной среде. Коллоидный журнал, 1973, № 35, 833 с.

48. Ребиндер П.А. Взаимосвязь поверхностных и объемных свойств растворов поверхностно-активных веществ. В кн.: Успехи коллоидной химии. М.: Наука, 1973, 359 с.

49. Ребиндер П.А., Поспелова К.А. Современные представления об устойчивости, образовании и разрушении эмульсий и методы их исследования. В кн. : В.Клейтон. Эмульсии, их теория и технические применения. М.: Иностранная литература, 1950.

50. Ребиндер П.А., Маркина З.Н., Бовкун О.П. и др. О роли энтропийных и эятальпийных изменений при мицеллообразовании и солю-билизации в системах вода поверхностно-активное вещество. Коллоидный журнал, 1973, № 35, с.881.

51. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти. М.: Химия, 1964, 541 с.

52. Спектроскопия оптического смешения и корреляция фотонов. М.: Мир, 1978.

53. Таиров Н.Д., Везиров Д.Ш., Керимов Ф.Г. и др. Влияние концентрированных растворов на противоточное кап.вытеснение нефти водой при высоких температурах. Доклады АН СССР, том 38, ЧИЛД, "Злм", 1982, Баку.

54. Таубман А.Б., Никитина С.А., Толстая С.Н. ЖВХО, 1966, II, 387.

55. Трапезников A.A., Ребиндер П.А. Стабилизирующее действие адсорбционных слоев и их механические свойства. Докл.АН СССР, 1938, № 13, с.7.

56. Шинода К., Накагава Т., Тамамуси Б., Исемура Т. Коллоидные поверхностно-активные вещества. М. : Мир, 1966.

57. Щукин Е.Д., Перцов A.B., Амелина Е.А. Коллоидная химия. М.: издательство московского университета, 1982, 348 с.

58. Сб. Briant 1. Sur quelones facteurs influeiigant la formation de certins depots (paraffines, asphaltenes) dans les instala-tions de production.- Bevue de l'Institute français du petrole. Décembre, 1963, vol.XYIII.

59. Caffy F.G. Interfacial tensions and aging behaviour of some crude oils against solutions. The journal of Canadian Petroleum Technology, 1975» N0.3.

60. Clayton Di, McAuliff C. Oil in water emulsions and their flow properties in porous media. Journal of Petroleum Technology, June, 1973.

61. Clayton D., McAuliff C. Crude-oil in water emulsions to improve fluid flow in an oil reservoir. Journal of Petroleum Technology, June, 1973*

62. Cooper H. The effect of temperature an caustic displacement of crude oil. Paper SPE 3685 presented at the SPE AJME 42-nd Annual California Regional Meeting, Los-Angeles, November, 1971 •

63. Cook C.E., Willians R.E., Kolodzie P.L. Oil recovery by alkaline waterflooding. Journal of Petroleum Technology, December, 1974.

64. Donnan F.G. J.Phys. Ch., 1899» No.31.

65. Hartridg H., Peters R. Proc. Roy. Soc., 1922, No.101, p.448.

66. Harkins W.H., Zollman H.I.- J.Amer.Chem.Cos., 1926,No.48.

67. Jennings H.Y., Jonson C.E., McAuliff C.D. A causticwaterfloding process for heavy oils. Journal Petroleum Technology, December, 1974.

68. Jennings H.I, A study of caustic solution crude oil interfacial tensions. - Soc. Petrol. Eng. J., June, 1975*

69. Johonson C, Status of caustic and emulsion methods, -Journal of Petroleum Technology, January, 1976«

70. Ediga K.J., McOaffry F#G., Wytrychowski I.M. Oessford basal Colorado A reservor caustic flood Evaluation, - Journal of Petroleum Technology, 1980, No.1S.

71. Karainski A., Bain J. Mc. Prac.Roy. Soc., 1949,198,447.

72. Lefebvre du Prey E. Methode d'interpretation de la goutte posée pour mesurer la tension interfacial et l'angle de contact.-Revue de l1Institute français du petrole, 1968, N0.3.

73. Lefebvre Prey E. Method d'interpretation numerique des gouttes posée pour determiner la tension interfacial et l'angle de contact. Revue de l'Institute français du petrole, 1969, N0.6.

74. Mangan N. Enhanced oil recovery using water as a driving fluid. Part.4. Fundamentals of alkaline flooding. World Oil, June, 1981, vol.192, N0.6, p.209-220.

75. Mayer E.H., Berg R.L,, Carmichael J.D., Weinbrand R.M. Alkaline injection of enhanced oil recovery A status report. Journalof Petroleum Technology, January, 198$.

76. McBain I.W. Proc. Roy. Soc., 1973, N0.I63.

77. Neumann J, Zur Grenzflächenspannung der Erdöle. Brennstoff-Chemie, Dezember, 1965, Bd.46, No.12.

78. Peters R. Proc.Roy, Soc., 1931, Ho.133.

79. Reich J. J.Phys. Ohem., 1956, No.60.

80. Reisberg J. and Doscher T.M. Interfacial phenomena in crude oil - water systems. - Producers monthly, November, 1956.

81. Stachelberg M., Klochner E., Mohrhauer P.-Koll.Z., 1949, 115, 53.

82. Strassnér J.E. Effect of PH on interfacial films and stability of crude oil-water emulsions. J.Petrol. Techn., March,1968.94.. Van der Waarden M. Stability of emulsions of water in nineral oils containing asphaltenes. Kolloid Z., 1958, 156» 116.

83. McCaffry F.G. Interfacial tensions and aging "behaviour of 3ome crude oils aginst caustic solutions. The Journal of Canadien Petroleum Technology, 1976, N0.3»

84. Briant I. Sur quelones facteurs influengant la formation de ;ertins depots (paraffines, asphaltenes) dans les instalations de production. Revue de l'Institute français du petrole. Decembre, 1963, vol.XVIII.

85. Зав. каф. РиЭНМ, д.т.н., профессор1. Л1. Желтов

86. Зам. зав. каф. по научной /V/?работе,д.т.н*,прфессор1. Б. Ф. Губанов

87. Рук. лаб. повышения нефте- ! . ^1. Кувшинов