на что влияет вода в нефти
Нефтепродукты в воде: причины и решение проблемы
Нефтепродукты в воде находятся в растворенной, эмульгированной, сорбированной формах, а также в виде пленки на поверхности.
В момент поступления основная масса нефтепродуктов сосредоточена в пленке.
Затем происходит постепенное перераспределение в другие формы, при этом в растворенную форму переходят в основном низкомолекулярные ароматические углеводороды.
Нефтепродукты относятся к числу наиболее распространенных загрязняющих веществ.
Анализ содержания нефтепродуктов в воде, трудоемок, так как нефтепродукты являются сложной, непостоянной по составу смесью веществ.
Определить содержание нефтепродукты в воде можно только в лабораторных условиях, например методом Ик-спектрофотометрии – с помощью четыреххлористого углерода путем экстракции.
Загрязнение водоемов нефтепродуктами:
аварии и разливы нефти при ее добыче;
аварии и разливы нефти при транспортировке и хранении;
пробоины в нефтепроводах и нефтехранилищах;
недостаточная очистка сточных вод;
заправка водного транспорта;
выбросы двигателей внутреннего сгорания;
выход на поверхность нефтеносных пород.
Влияние нефтепродуктов на здоровье человека
Содержание нефтепродуктов в воде наносит значительный ущерб здоровью человека. При купании в водоемах, есть риск возникновения кожных заболеваний.
Употребление воды, с высоким содержанием нефтепродуктов, повышает риск развития рака внутренних органов, болезней пищеварительной и эндокринной систем, заболеваний полости рта.
Предельно допустимое содержание нефтепродуктов в воде
Количество нефтепродуктов в питьевой воде не должно превышать 0,1 мг на литр; в рыбохозяйственных водоемах – не более 0,05 мг на литр.
Методы очистки воды от нефтепродуктов
Способы очистки нефтепродуктов из воды:
Механическим – первичная очистка, удаляет загрязнения при помощи отстаивания и фильтрации.
Химическим – добавление в сточные воды реагентов.
Физико-химическим – очищение воды посредством коагуляции, флотации и сорбции.
Биологическим – разложение с помощью специальных микроорганизмов.
Здрок А.В., нач. отдела экологической токсикологии ВНИИПРХ 13 сентября 2019 в 10:37
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Определение содержания воды в нефти
Вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода. Пластовые воды делятся на: подошвенные, краевые, промежуточные, остаточные, и представляют собой единую гидродинамическую систему продуктивного пласта. Пластовая продукция содержит свободную и связанную воду и характеризуется влагосодержанием.
Настоящая методика предназначена для количественного определения воды в нефти и жидких нефтепродуктах.
Сущность метода состоит в нагревании пробы с нерастворимым в воде растворителем и измерении объема выделения сконденсированной воды.
Аппаратура, реактивы и материалы
При количественном определении содержания воды в нефтепродуктах применяются следующая аппаратура, реактивы и материалы: аппарат для количественного определения содержания воды в нефтяных, пищевых и других продуктах по ГОСТ 1594-69 (рис. 4.1), допускается применять колбу с нормальным шлифом типа КШ 15140 по ГОСТ 10394-72 вместимостью 500, 1000 и 2000 см 3 с прямым переходом типа П1 по ГОСТ 9425-71 или металлический дистилляционный сосуд вместимостью 500,1000, 2000 см 3 приемники-ловушки по ГОСТ 1594-69 со шкалой 25 см 3 (при ожидаемом содержании воды более 25 см 3 ), оснащенный запорным краном или со шкалой 10 см 3 и 2 см 3 ; приемник-ловушка со шкалой 5 см 3 ценой деления 0,1 см 3 погрешностью не более 0,05 см 3 ; чашка фарфоровая №4 или 5 по ГОСТ 9147-80; цилиндр измерительный номинальной вместимостью 100 мл по ГОСТ 1770-74; горелка газовая или электрическое нагревательное устройство; холодильник с длиной кожуха не менее 400 мм; палочка стеклянная длиной около 500 мм с резиновым наконечником или металлическая проволока такой же длины с утолщением на конце; пемза или неглазурованные фаянс и фарфор, или запаянные с одного конца стеклянные капилляры, или олеин, или силиконовая жидкость.
Растворители безводные углеводородные
Толуол технический по ГОСТ 14710-78,
ксилол технический по ГОСТ 9410-78
Битумы, нефтесодержащие асфальты,
тяжелые котельные топлива
Нефтяной дистиллят с пределами
Кипения от 100 до 200 о С
Нефть, жидкие битумы, мазуты,
смазочные масла, нефтяные сульфонаты и другие нефтепродукты
Нефтяной дистиллят с пределами кипе-
ния от 100 до 140 0 С, изооктан по ГОСТ 4095-75
Отбор и подготовка проб по ГОСТ 2517-80 со следующими дополнениями. Пробу испытуемого жидкого нефтепродукта хорошо перемешивают пятиминутным встряхиванием в склянке, заполненной не более чем 1/3 емкости. Вязкие и парафинистые нефтепродукты предварительно нагревают до 40–50 0 С.
Дистилляционный сосуд, приемник-ловушку и внутреннюю трубку холодильника промывают последовательно бензином, ацетоном, водопроводной водой, ополаскивают дистиллированной водой и сушат. При загрязнении стеклянные части прибора промывают хромовой смесью, водопроводной водой, ополаскивают дистиллированной водой и сушат.
Аппаратуру собирают так, чтобы обеспечить герметичность всех соединений и исключить утечку пара и проникание посторонней влаги.
Вместимость дистилляционного сосуда и приемника-ловушки выбирают в зависимости от предполагаемого содержания воды в пробах. Включают приток холодной воды в кожух холодильника.
Узкогорлую колбу (1) (см. рис. 4.1) соединяют непосредственно при помощи шлифа, а широкогорлую при помощи перехода и шлифов с отводной трубкой чистого и сухого приемника-ловушки (2). К приемнику-ловушке присоединяют при помощи шлифа прочищенный ватой холодильник.
Во избежание пропуска паров корковые пробки заливают коллодиумом.
При резкой разницы между температурой в комнате и температурой воды, поступающей в холодильник, верхний конец трубки холодильника следует закрывать ватой во избежание конденсации атмосферной влаги внутри трубки холодильника.
Рис. 4.1. Прибор Дина и Старка для определения содержания воды:
Рис. 4.2. Прибор ЛП-4 (Закса) для определения
нефте-, водо- и газонасыщенности паров:
Включают нагреватель, содержимое колбы доводят до кипения и далее нагревают так, чтобы скорость конденсации дистиллята в приемник была от 2 до 5 капель в 1 секунду.
Если в процессе дистилляции происходит неустойчивое каплеобразование, то увеличивают скорость дистилляции или останавливают на несколько минут приток охлаждающей воды в холодильник.
Если под конец перегонки в трубке холодильника задерживаются капли воды, то их смывают растворителем, увеличив для этого на непродолжительное время интенсивность кипячения.
Перегонку прекращают, как только объем воды в приемнике-ловушке не будет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Время перегонки должно быть не менее 30 и не более 60 минут.
Оставшиеся на стенках трубки холодильника капельки воды сталкивают в приемник-ловушку стеклянной палочкой или металлической проволокой.
После того, как колба охладиться, а растворитель и вода в приемнике-ловушке примут температуру воздуха в комнате, аппарат разбирают и сталкивают стеклянной палочкой или проволокой капельки воды со стенок приемника-ловушки.
Если в приемнике-ловушке со шкалой 25 см 3 собралось более 25 см 3 воды, то излишки выпускают в градуированную пробирку.
Если в приемнике-ловушке собралось небольшое количество воды (до 0,3 см 3 ) и растворитель мутен, то приемник-ловушку помещают на 20-30 мин в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры.
Затем записывают объем воды, собравшейся в приемнике-ловушке, с точностью до одного верхнего деления занимаемой водой части приемника-ловушки.
Массовую (X) или объемную ( Xi ) долю воды в процентах вычисляют по формулам:
Количество воды в приемнике-ловушке 0,03 см 3 и меньше считается следами.
Отсутствие воды в испытуемом нефтепродукте определяется состоянием, при котором в нижней части приемника-ловушки не видно капель воды.
В сомнительных случаях отсутствие воды проверяется нагреванием испытуемого нефтепродукта в пробирке, помещенной в маслянистую баню, до температуры 150 О С. При этом отсутствием воды считается случай, когда не слышен треск.
Расхождения между результатами двух параллельных определений, полученными одним лаборантом на одной и той же аппаратуре и идентичном испытуемом материале в одинаковых условиях не должны превышать:
Расхождения между двумя результатами, полученными разными лаборантами, в разных лабораториях, на одинаковом испытуемом материале не должны превышать:
21 Содержание воды в нефтях и нефтепродуктах
Содержание воды в нефтях и нефтепродуктах
Диапазон содержания воды в нефтях весьма широк и может изменяться от десятых долей до 60 % и более.
Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти и нефтепродуктов и температуры. С повышением температуры растворимость воды увеличивается во всех углеводородах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды. Чем выше содержание в нефти ароматических углеводородов, тем выше в ней растворимость воды.
При снижении температуры растворимость воды в нефти и нефтепродуктах уменьшается и вода может выделяться в виде дисперсных частиц, образуя водонефтяные эмульсии. В монодисперсных эмульсиях содержание воды может доходить до 74;%. В реальных условиях водонефтяные эмульсии являются полидисперсными. В нефтях, поступающих со сборных пунктов на установки обезвоживания и обессоливания, размеры глобул воды находятся в пределах от 3—5 до 7—10 мкм. Эти размеры зависят от гидродинамических и других условий добычи нефти, а также степени обводненности пласта. Размеры глобул в течение года для одной и той же скважины могут меняться в пределах 5—12 мкм. Содержание воды в нефти может доходить до 97 %, однако большинство нефтей образуют с водой достаточно устойчивые эмульсии с содержанием воды не более 60 %. Остальная часть воды находится в свободном состоянии и легко отстаивается.
Важным показателем нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение длительного времени не разрушаться. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий измеряется продолжительностью их существования и для различных нефтяных эмульсий колеблется от нескольких секунд до нескольких часов и даже месяцев. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, в том числе от наличия в них веществ, называемых эмульгаторами. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, снижают межфазное поверхностное натяжение и таким образом повышают ее устойчивость. Известны десятки подобных веществ, содержащихся в нефтях. Большая их часть принадлежит к классу поверхностно-активных веществ. Такими компонентами нефти являются различные нефтяные кислоты, смолистые соединения.
В процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий наряду с поверхностно-активными веществами важную роль играют тонкодисперсные нерастворимые твердые продукты, находящиеся в нефти в коллоидном состоянии.
К ним относятся асфальтены, микрокристаллы парафина, сульфид железа и другие механические примеси. Эти продукты образуют на поверхности капель механически прочные оболочки, препятствующие их коалесценции.
Стабилизация водонефтяных эмульсий определяется закономерностями адсорбции на поверхности капель различных эмульгирующих веществ. Вначале этот процесс идет быстро, а затем, по мере заполнения свободной поверхности капель, постепенно затухает и скорость его стремится к нулю. В этот период состав и структура бронирующих оболочек стабилизируются. Время, необходимое для такой стабилизации, называется временем старения эмульсии. Время старения эмульсии зависит от многих факторов и для большинства нефтей СССР изменяется от двух-трех до десятков часов. Во время старения повышается и устойчивость эмульсий к расслоению.
Стойкость эмульсий существенно зависит от фракционного состава нефтей. Чем больше содержание в нефти светлых фракций, тем менее устойчивы водонефтяные эмульсии, так как при этом увеличивается разность плотностей воды и нефти. Эмульсии высоковязких нефтей имеют более высокую стойкость, так как более высокая вязкость дисперсной среды препятствует столкновению частиц воды и их укрупнению, т. е. коалесценции.
Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость и нефтеотдачу коллекторов
Практика разработки нефтяных месторождений показала, что главной особенностью традиционного способа поддержания пластового давления путем закачки в пласт воды является неравномерность распределения воды в пласте, при котором обводняются пласты с лучшими фильтрационными характеристиками. При этом невыработанными остаются менее проницаемые пласты и пропластки.
Практика разработки нефтяных месторождений показала, что главной особенностью традиционного способа поддержания пластового давления путем закачки в пласт воды является неравномерность распределения воды в пласте, при котором обводняются пласты с лучшими фильтрационными характеристиками. При этом невыработанными остаются менее проницаемые пласты и пропластки. Неравномерность процесса заводнения и неполная выработка запасов объясняются проницаемостной неоднороднотью и сложностью геологического строения продуктивных пластов, трудностью регулирования процесса вытеснения нефти водой из залежей с большой вязкостной неустойчивостью вытесняемого и вытесняющего агента, а также отсутствием радикальных методов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. В связи с этим актуальной является задача увеличения коэффициента вытеснения нефти применяемым агентом заводнения. Для этой цели можно применять как воду с различной степенью минерализации, так и с добавкой различных химических реагентов, улучшающих нефтевытесняющие свойства воды, ее вязкость и поверхностно-активные свойства. Каковы наиболее распространенные сегодня способы заводнения и в чем их особенности? Об этом читателям Neftegaz.RU расскажут специалисты ООО «РН-УфаНИПИнефть» в цикле публикаций, которая начнется настоящей статьей, посвященной вопросам влияния минерализации закачиваемой воды на проницаемость и нефтеотдачу коллекторов.
Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость и нефтеотдачу низкопроницаемых глинизированных коллекторов.
Исследования, проведенные по изучению влияния минерализации закачиваемой воды на проницаемость глиносодержащих пород, позволили установить, что с увеличением минерализации воды проницаемость глиносодержащих пород возрастает [9]. Наибольшее влияние на изменение проницаемости пласта оказывает вода с минерализацией от 0 до 30 г/л. Дальнейшее увеличение концентрации солей в растворе не приводит к существенному увеличению проницаемости.
В то же время, имеются сведения о положительном, в ряде случаев, влиянии набухания глины на процесс нефтеизвлечения. Закачка в пласт менее минерализованной воды приводит к увеличению коэффициента вытеснения на 7-14 % [8].
В ООО «РН-УфаНИПИнефть» были проведены фильтрационные исследования по определению чувствительности горной породы к пресной воде на натурных кернах Тарасовского (пласт БС10-11), Западно-Малобалыкского (пласты АС4, БС8, БС2-3 и Ач) и Приобского (пласт АС10) месторождений.
Пористая среда пласта БС10-11 Тарасовского месторождения на начальном этапе эксперимента насыщалась пластовой водой, а затем последовательно нагнетались воды с различной минерализацией с КНС-1 (смешанная проба), КНС-2 и КНС-3. Результаты, проведенного физико-химического анализа указанных вод приведены в таблице 1. Следует отметить, что по результатам анализа вода КНС-1 (пресная) представляет, по-видимому, смесь подтоварной и пресной вод.
Результаты опыта приведены на рисунках 1, 2, из которых видно, что замена пластовой воды на воду, нагнетаемую КНС-1, приводит к заметному снижению проницаемости и роста перепада давления. Так, при закачке в пористую среду 2.0 Vпор воды с КНС-1 происходит стабилизация перепада давления, при этом проницаемость снижается в 2.35 раза с 4.7 до 2.0 мD. Последовательное нагнетание воды с КНС-2, КНС-3 и КНС-4 еще снижает проницаемость до 1.4, 1.2 и 1.1 мD соответственно.
Затухание фильтрации, наблюдаемое в данном опыте, может быть объяснено только влиянием набухания глинистого цемента. В пользу данного вывода свидетельствуют результаты определения минерализации и жесткости пластовой и нагнетаемых вод.
На рисунке 2 приведена зависимость проницаемости и перепада давления от общей минерализации воды, из которой следует однозначный вывод о линейной связи проницаемости и минерализации фильтрующейся воды. Ничем иным, как влиянием набухаемости глинистого цемента на проницаемость, эти данные не объясняются.
Как видно из представленных данных, процесс вытеснения нефти обоими типами вод имеет весьма близкий характер. Различия в значениях коэффициентов вытеснения и остаточной нефтенасыщенности при закачке пресной и пластовой вод не превышают погрешностей эксперимента.
Западно-Малобалыкское месторождение, пласты АС4, БС8, БС2-3 и Ач. При определении чувствительности горной породы продуктивных горизонтов АС4, БС8, БС2-3 и ачимовской пачки Западно-Малобалыкского месторождения к минерализации нагнетаемой воды исследовалась пресная, сточная и сеноманская вода.
По результатам двух серий экспериментов можно сделать вывод о значительном влиянии типа нагнетаемой воды на коэффициент приемистости скважин и, соответственно, на темпы выработки запасов и незначительном влиянии на величину конечной нефтеотдачи.
Таким образом, для низкопроницаемых глинизированных пластов АС4, БС8, БС2-3 и Ач Западно-Малобалыкского месторождения в качестве вытесняющего агента наиболее предпочтительно выглядит сеноманская вода. Возможно применение для целей ППД сточной воды. Пресная вода может использоваться при закачке в пласт на поздней стадии разработки месторождения при обводненности продукции не менее 80-85 %.
Определение чувствительности кернового материала пласта БС2-3 к пресной и сеноманской воде проводилось на линейной модели пласта с учетом требований к моделированию пластовых условий согласно ОСТ 39-186-86 «Нефть. Метод определения коэффициентов вытеснения нефти водой». Характеристики пористых сред и условия проведения опытов приведены в таблице 3.
Динамика вытеснения нефти сеноманской и пресной водой, коэффициент вытеснения и остаточная нефтенасыщенность приведены на рисунке 4.
Как видно из результатов эксперимента, при вытеснении нефти сеноманской водой из низкопроницаемой пористой среды пласта БС2-3 достигается характерная для таких значений проницаемости низкая величина коэффициента вытеснения нефти, равная 0.3548 д.ед., и высокое значение остаточной нефтенасыщенности (0.4041 д.ед.). При этом в процессе вытеснения нефти сеноманской водой происходит существенное снижение градиента давления с 1.37 до 0.78 МПа/м. Переход с закачки сеноманской воды на пресную приводит к росту градиента давления, снижению величины остаточной нефтенасыщенности и увеличению коэффициента вытеснения нефти. В результате градиент давления возрастает до 1.04 МПа/м, коэффициент вытеснения увеличивается до 0.3790 д.ед, а остаточная нефтенасыщенность снижается до значения 0.3890 д.ед.
Возможность использования пресной воды для заводнения на заключительных стадиях разработки месторождений подтверждают следующие данные. Коэффициент вытеснения нефти сеноманской водой составил 0.5850 д.ед., остаточная нефтенасыщенность при этом оказалась равной 0.2882 д.ед. Последующее заводнение пресной водой позволило увеличить коэффициент вытеснения до 0.6352 д.ед. (рисунок 6), т.е. на 5 пунктов и снизить остаточную нефтенасыщенность до значения 0.2534 д.ед.
Таким образом, закачка пресной воды в низкопроницаемые коллектора, содержащие глинистый цемент, на заключительных стадиях разработки приводит к увеличению Квыт на 2-5 %. Снижение минерализации закачиваемой воды на начальных стадиях разработки (в особенности для низкопроницаемых коллекторов) приводит к набуханию глин и снижению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны и заводненных участков пласта.
Эффективность вытеснения вязкой нефти водами различной минерализации
Представляет интерес исследование влияния степени минерализации вод на процесс вытеснения высоковязких нефтей, поскольку месторождениям с высоковязкими нефтями часто сопутствуют высокоминерализованные пластовые воды. Закачка пресной воды в глинистые коллектора с высоковязкими нефтями (преимущественно после прорыва воды) может являться способом для выравнивания подвижностей нефти и вытесняющего агента. Разрушение мостиковых связей двухвалентных ионов Ca2+ и Mg2+, обеспечивающие гидрофобизацию поверхности, за счет химического взаимодействия или закачки пресной воды может привести к снижению остаточной нефтенасыщенности [10, 11]. В связи с этим проведены фильтрационные исследования по определению эффективности вытеснения вязкой нефти некоторых объектов разработки (терригенные и карбонатные коллектора Гремихинского, Мишкинского и Боровского месторождений) различными типами воды (пресной и минерализованной водой, водным раствором щелочи и водным раствором комплексона). Результаты представлены в обобщенной таблице 4 и рисунках 7, 8.
Для характеристики эффективности агентов вытеснения принято значение прироста коэффициента вытеснения нефти, получаемое разницей полученной величины и базовым значением коэффициента. В качестве базовой величины коэффициента вытеснения нефти принято значение, полученное при вытеснении нефти минерализованной водой.
Применение в качестве закачиваемого агента пресной воды в условиях проведения опытов не привело к существенно отличным от базовых показателей величинам нефтевытеснения (прирост коэффициента не превысил 0,8 п.п.).
Необходимо отметить, что планирование эксперимента в настоящей работе основывалось на предположении об увеличении коэффициента извлечения нефти за счет отрыва пленочной нефти от пористой среды по схеме, представленной на рисунке 9.
Предполагалось, что разрушение мостиковых связей между пленочной нефтью и породой через ионы Са2+ и Mg2+ будет происходит уже при снижении минерализации воды, величина которого имеет существенные значение (снижение общей минерализации с 200 г/л до состава, соответствующего дистиллированной воде). Дополнительное извлечение мостиковых связей должно было произойти при взаимодействии с щелочью за счет образования малорастворимых гидрооксидов, а использование комплексона должно было связать и вывести из области контакта ионы Са2+ и Mg2+ в виде растворимых соединений. Тем не менее, при смене композиционного состава вытесняющего агента не наблюдалось значительных изменений в коэффициенте вытеснения.
Очевидно, что применительно к использованию указанных вытесняющих агентов прогнозируемого повышения нефтеотдачи не произошло ввиду того, что по содержанию кислотных соединений рассматриваемых нефтей они классифицируются как низкоактивные [12]. Кроме того, в качестве возможных причин отсутствия видимых изменений в извлечении нефтей рассматриваемых объектов при смене композиционного состава вытесняющего агента следует рассматривать следующие:
— петрофизические особенности кернового материала анализируемых объектов, не способствовали формированию остаточной нефтенасыщенности по указанному механизму;
— подготовка керна к эксперименту, выполненная по стандартным методикам, не позволяла сформироваться пленочной нефти за счет образования мостиковых связей между породой и кислотными остатками, содержащимися в нефтях.
Последняя причина требует создания специальных методических основ для проведения физических экспериментов по вытеснению вязкой нефти, учитывающих особенности протекания адсорбционных процессов компонентов вязкой нефти в пористой среде, а также регламентирующих методов подготовки керна и нефтей к испытаниям.
Касательно месторождений с вязкими нефтями, проведенные исследования показали ограниченные возможности повышения коэффициента вытеснения нефти путем регулирования минерального состава закачиваемой воды как агента нефтевытеснения, что указывает на необходимость введения добавок химреагентов, обладающих способностью в большей мере влиять на данный процесс. Этот вопрос мы обсудим в последующих сообщениях.
Список использованных источников
1. Поворов И.А., Тушканов И.В. Влияние глинистости пласта на приемистость нагнетательных скважин // Нефтяное хозяйство. 1978. №6. С. 36-37.
2. Полинская Р.Е., Стадникова Н.Е. Влияние состава закачиваемых вод на вытеснение нефти из продуктивного пласта // Нефтепромысловое дело. 1981. №11. С. 28-31.
3. Ogletree J.O., Overly R.J. Sea-water and subsurface-water injection in West Delta Block 73 water flood operations // J.P.T. 1977. №6. P. 623-628.
4. Питкевич В.Г., Пешков В.Е., Федоров В.К. Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость глинистых пластов // Нефтяное хозяйство. 1978. №7. С. 14-18.
5. Гудков Н.О., Бурлаков И.А., Корягина Т.Ф. Выбор воды для заводнения нефтяных пластов месторождений Ставропольского Края // Нефтепромысловое дело. 1965. №2. С.23-27.
6. Клубова Т.Т. Глинистые минералы и из роль в гинезисе, миграции и аккумуляции нефти. М.: Недра, 1973. 122 с.
7. Полинская Р.Е., Стадникова Н.Е. Влияние состава закачиваемых вод на вытеснение нефти из продуктивного пласта // Нефтепромысловое дело. 1981. №11. С. 28-31.
8. Хавкин А.Я., Ковалев А.Г., Ступоченко В.Е. и др. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами // Нефтяная промышленность. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Обзорная информация.-1990.-60 с.
9. Ступоченко В.Е. Научное обоснование методов интенсификации разработки глиносодержащих коллекторов и усовершествованных полимерных технологий с целью повышения нефтеотдачи пласта // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Москва. ВНИИнефть. 2000. 437 с.
10. Lager A., Webb K.J., Collins I.R., Richmond D.M. LoSalTM Enhanced Oil Recovery: Evidence of Enhanced Oil Recovery at the Reservoir Scale // SPE 113976.-2008
11. Кравец Ю.А. Увеличение нефтеотдачи гидрофобных коллекторов методом закачки в пласт слабосоленой воды // Вестник ОАО «НК»Роснефть».-2009.-№ 4.-С. 34-38
12. А.Т.Горбунов, Л.Н.Бученков. Щелочное заводнение.-М.: Недра, 1989.-160 с.: ил.
Автор: М. Игдавлетова, Эксперт, Т. Исмагилов, Главный менеджер по МУН, И. Ганиев, Начальник отдела МУН и ОПР, А. Телин, Замгендиректора по инжинирингу добычи, «РН-УфаНИПИнефть»