Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оптимизация параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующих композиций

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Оптимизация параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующих композиций"

На правах рукописи

Румянцева Елена Александровна

ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ

ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ

25.00.17

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2004

Работа выполнена в ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз»

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Уметбаев Виль Гайсович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Алмаев Рафаиль Хатмуллович кандидат технических наук, старший научный сотрудник Тимашев Эрнст Мубарякович

Ведущая организация

СамараНИПИнефть (г.Самара)

Защита состоится 27 декабря 2004г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма (ОАО НПФ) «Геофизика» по адресу 450005, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан 24 ноября 2004г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор химических наук

Д.А.Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений России вступили в позднюю стадию разработки, что, в условиях заводнения, обуславливает неравномерную их выработку, высокую обводненность продукции и ухудшение структуры запасов нефти в сторону увеличения доли трудно извлекаемых. Поэтому велика роль регулирования процессов разработки месторождения с целью увеличения нефтеотдачи пластов и снижения объемов попутно добываемой воды.

Одним из основных методов регулирования проницаемостной неоднородности продуктивных пластов является повышение фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых пропластках с применением технологии закачки гелеобразующих композиций на основе водорастворимых полимеров.

Цель работы. Оптимизация параметров технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением сшивающихся полимерных систем путем выбора оптимальных составов и объемов гелеобразующих композиций для различных геолого-физических условий.

Основные задачи исследований:

1. Изучение современных технологий увеличения нефтеотдачи пластов и определение новых направлений по их совершенствованию.

2. Исследование физико-химических и фильтрационных характеристик гелеобразующих композиций на основе полиакриламидов в широком диапазоне молекулярных масс и степени гидролиза, математическое описание реологии растворов полимеров и кинетики гелеобразования.

3. Разработка математической модели фильтрации полимерных растворов с известной реологией в слоисто-неоднородном пласте. Установление на основе многовариантных расчетов основных факторов, влияющих на перераспределение фильтрационных сопротивлений в пласте после закачки гелеобразующей композиции.

4. Испытание разработанной технологии в различных геолого-физических условиях пласта.

Методы исследований.

1. Физическое и математическое моделирование.

2. Математическая статистика.

3. Лабораторные, аналитические и промысловые исследования.

Научная новизна работы.

1. Разработана методология первичного выбора реагентов для различных технологий полимерного воздействия на пласт на основании результатов исследований молекулярных, физико-химических и фильтрационных характеристик композиций (свидетельства Роспатента: №2001620021, №2001620084, №2001610218, №2001610296).

2. Разработана кинетическая модель определения времени гелеобразования системы полиакриламид-сшиватель в зависимости от молекулярной массы полимера, степени гидролиза, концентрации полиакриламида и сшивателя, позволяющая проводить предварительный выбор гелеобразующих композиций для конкретных объектов воздействия (патент РФ №2180039).

3. Разработана двумерная математическая модель фильтрации композиции с известной реологией в неоднородном по проницаемости пласте, предназначенная для выбора их оптимального состава. На основании расчетов с использованием данной модели установлено, что селективность фильтрации полимерных гелеобразующих композиций в слоисто-неоднородном пласте регулируется, в первую очередь, их реологическими характеристиками (патент РФ №2198287).

4. Определены критерии выбора оптимальных объемов композиций в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов.

5. Установлено, что эффективность технологий увеличения нефтеотдачи пластов повышается при комплексном воздействии на неоднородный пласт,

основанном на частичном разрушении гелевого экрана сильными окислителями. Эффективность комплексной технологии повышается при высокой степени разрушения геля в низкопроницаемых пропластках, которые необходимо подключить в разработку (патент РФ № 2203400).

6. Разработана математическая модель расчета поля температур нефтяного пласта «Поле температур». На основании данной модели предложена методика расчета кинетики гелеобразования и подбора оптимального режима закачки композиции в высокотемпературный пласт в добывающих нефтяных скважинах в изотермических условиях (Свидетельство Роспатента 2001610296).

Основные защищаемые положения.

1. Концепция выбора полимерных композиций с оптимальными реологическими свойствами, обеспечивающими высокую 'селективность фильтрации в слоисто-неоднородном пласте.

2. Закономерности перераспределения гидродинамических сопротивлений в пропластках неоднородного пласта в результате установки гелевого экрана, полученные на основе математического моделирования фильтрации полимерных гелеобразующих композиций.

3. Методики расчета критических концентраций гелеобразования в системах на основе полимеров с различными молекулярными характеристиками и кинетики гелеобразования при постоянной температуре и в неизотермических условиях.

4. Обоснование комплексной технологии воздействия на неоднородный пласт, сочетающей установку гелевого экрана в пласте с его последующим частичным разрушением химическими методами.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработаны новые подходы к выбору параметров технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основе полимерных гелеобразующих композиций.

2. Показано, что технологии увеличения нефтеотдачи могут применяться в различных геолого-физических условиях месторождений, находящихся на

различных стадиях разработки, и обеспечивать высокую технологическую эффективность.

3. Суммарный экономический эффект от внедрения технологий в Татарстане составил 675,2 млн. руб. при удельном экономическом эффекте -11,4 млн. руб./скв.-обр. Реализация технологий на месторождениях Западной Сибири позволила получить экономический эффект в сумме 124,3 млн.руб., удельный экономический эффект составил 10,3 млн. руб./скв-обр. (в ценах 2004 г.).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на I, VII, VIII международных научно-производственных конференциях «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов», г. Самара (1997, 2003, 2004 гг.), на Международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти и газа», г. Москва (2003 г.), на I Международной практической конференции «Ремонт скважин и повышение нефтеотдачи», г. Москва (2004 г.), на НТС ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз».

Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, получено 6 свидетельств и 4 патента РФ. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками ИТЦ «Ойл Технолоджи Оверсиз» в 1999 - 2004 гг.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка использованных источников. Содержит 172 страницы машинописного текста, 74 рисунка, 24 таблицы, 200 библиографических ссылок.

Автор выражает благодарность руководителю д.т.н. Уметбаеву В.Г., д.х.н. Хисаевой Д.А., сотрудникам ИТЦ ОАО «ОТО» и лично Акимову Н.И., Дягилевой И.А., Зацепину Н.Н., Козупица Л.М., Чернову А.В., Черновой Л.А., Юрченко Н.В., к.т.н. Абрамову В.Н., к.т.н. Стрижневу К.В., ведущим специалистам по геологии и разработке нефтяных месторождений НГДУ

«Ямашнефть» ОАО «Татнефть» за помощь в процессе работы над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении определены основные задачи исследований, научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность.

В первой главе представлен обзор работ в области физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).

На основе анализа механизмов действия различных физико-химических МУН показано, что на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых зонах и притока их в скважины является одной из наиболее важных проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи пластов.

Приведен обширный обзор публикаций и патентов по регулированию заводнения путем изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора.

Существенный вклад в развитие данного направления внесли: Алмаев Р.Х., Алтунина Л.К., Газизов А.Ш., Горбунов А.Т., Гарейшина А.З., Жданов С.А., Ибатуллин P.P., Кабо В.Я., Кукин В.В., Леви Б.И., Лозин Е.В., Меркулов В.П., Муслимов Р.Х., Позднышев Г.Н., Рахимкулов И.Ф., Рогачев М.К., Сургучев М.М., Уметбаев В.Г., Соляков Ю.В., Фахретдинов Р.Н., Хисамов Р.С., Хисамутдинов М.А., Хисамутдинов Н.И., Швецов И.А. и др.

Выделены классы наиболее перспективных химреагентов и композиций для технологий выравнивания проницаемостной неоднородности и ограничения водопритока. Подчеркивается, что одним из перспективных составов являются гелеобразующие композиции на основе полиакриламида и сшивателя (СПС).

Дальнейшее совершенствование технологий увеличения нефтеотдачи пластов с использованием СПС представляется весьма интересной и актуальной проблемой, и послужило основанием для постановки задач данной работы.

Во второй главе представлены результаты лабораторных исследований, проведенных в процессе оптимизации параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с использованием СПС. Технология с применением полимерных гелеобразующих составов основана на закачке в пласт полимерных композиций в виде раствора с последующим внутрипластовым образованием геля.

За счет перераспределения гидродинамических сопротивлений в неоднородном пласте в разработку подключаются низкопроницаемые пропластки и увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением.

Акцент в проведенных исследованиях был сделан на изучении основных технологических свойств, таких как:

- реологические параметры полимерных композиций, определяющие селективность фильтрации в неоднородном пласте;

- кинетика гелеобразования, с учетом которой рассчитывается область существования геля и оптимальные объемы композиций;

прочностные характеристики, позволяющие определять протяженность гелевого экрана без разрушения;

- стабильность гелевых композиций, определяющих продолжительность эффекта.

Детальные исследования в широком диапазоне концентраций полимера были проведены с 5 промышленными марками полимеров молекулярной массой от 1,2 до 12,7 млн.

Реология растворов полимерных композиций независимо от молекулярных характеристик имеет общие закономерности (рис.1). В области низких значений скорости сдвига наблюдается ньютоновское

поведение, с увеличением скорости сдвига происходит снижение вязкости (псевдопластическое течение).

В диапазоне скоростей сдвига десятки-сотни с-1, которые реализуются в призабойной зоне пласта, вязкость полимерных растворов изменяется в пределах двух десятичных порядков

Скорость I

Рис. 1. Зависимости вязкости растворов полимеров от скорости сдвига.

Такой широкий спектр вязкостей дает возможность выбора оптимальной марки полимера и оптимального состава гелеобразующей композиции применительно к конкретному объекту воздействия.

Математическое описание реологии растворов во всем диапазоне скоростей сдвига наиболее корректное с использованием модели Саггеа, которая учитывает переход от ньютоновского к псевдопластическому течению.

(1)

где

/¿с - вязкость раствора при скорости сдвига О; Цтах - максимальная ньютоновская вязкость при 0=0, Тр - время релаксации, с,

т - индекс сдвигового разжижения, характеризующий степень проявления неньютоновского поведения.

Для решения трансцендентного уравнения Саггеа численными методами разработана специальная математическая программа, являющаяся элементом СУБД «Полимеры».

Кинетика гелеобразования оценивалась по изменению вязкости композиций в процессе образования геля и по изменению времени существования полимерных нитей, формирующихся при одноосном растяжении полимерных растворов.

В работе представлены экспериментальные данные, показывающие влияние молекулярных характеристик полимеров, состава композиций, минерализации растворителя, температуры на время гелеобразования, позволяющие проводить теоретический расчет времени гелеобразования с использованием математической модели вида:

где - время гелеобразования;

к - кажущаяся константа скорости гелеобразования;

/-тст

С - критическая концентрация полимера;

М- молекулярная масса полимера;

- степень гидролиза;

- концентрация полимера;

- концентрация сшивателя;

Т- температура;

} - градиент скорости сдвига;

- водородный показатель;

- минерализация растворителя.

Расчетный метод позволяет подобрать оптимальный состав СПС, удовлетворяющий одному из основных технологических требований: время гелеобразования больше времени закачки композиции в пласт.

Целью фильтрационных исследований являлась наработка массива данных, позволяющих прогнозировать фильтрационные характеристики композиций и гидрогелей, полученные в лаборатории, на реальные пласты.

В пористой среде растворы полиакриламида проявляют псевдопластический режим течения.

На количественном уровне наблюдается хорошая сопоставимость величин кажущейся вязкости растворов в пористой среде и вязкостей, полученных методом ротационной вискозиметрии при одинаковых скоростях сдвига.

Важным выводом является возможность прогнозирования этих свойств на основании данных ротационной вискозиметрии. Этот вывод справедлив, по меньшей мере, для исследованного диапазона скоростей сдвига, типичного для призабойной зоны пласта в процессе закачки полимерных гелеобразующих составов при реализации технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

Формирующиеся в пористой среде полимерные гидрогели являются вязкоупругими телами, проницаемые для пластовых флюидов, но создающие сопротивления, необходимые для перераспределения фильтрационных потоков. Величина ROCT изменяется в пределах от десятков до тысяч единиц и достаточно легко регулируется выбором марки полимера и его концентрацией. Положительным моментом является тот факт, что в нефтенасыщенных пропластках значительно меньше, чем в водонасыщенных.

В наибольшей степени влияние реологии полимерных растворов, различия проницаемостей и нефтенасыщенностей пропластков на эффективность потокоотклоняющих технологий демонстрируют фильтрационные эксперименты на двухслойных линейных моделях с общим входом и раздельными выходами.

Относительный пороеый объем Г I | II [ III 1

Рис. 2. Динамика изменения коэффициента селективности, коэффициента нефтеотдачи и обводненности продукции при вытеснении нефти водой из двухслойной модели.

I - закачка воды;

II - закачка гелеобразующей композиции;

III - закачка воды.

На рис. 2 показана динамика вытеснения нефти и воды на различных стадиях эксперимента при использовании в качестве гелеобразующей композиции полимера с «хорошей» реологией.

Первоначальное соотношение расходов закачиваемой воды по слоям примерно равно 10, т.е. пропорционально отношению проницаемостей пропластков. По мере замещения нефти с низкой подвижностью более подвижной водой коэффициент селективности увеличивается до 30 единиц.

Второй стадией является закачка гелеобразующей композиции. На этом этапе в распределении гелеобразующей композиции по слоям решающее значение имеет реология композиции.

При закачке композиции с «хорошей» реологией (с низким значением вязкости) распределение по слоям более благоприятное, т.е «9% композиции

попадает в низкопроницаемый слой В случае закачки полимеров с «плохой» реологией (более вязкие) больший объем («20%) попадает в низкопроницаемый слой. Как следствие, обводненность в первом случае снижается на 6-7%, во втором на 1-2%.

В третьей главе представлена методология выбора оптимальных параметров технологий выравнивания проницаемостной неоднородности пласта на основании гидродинамических и кинетических критериев.

Разработанная двумерная математическая модель фильтрации композиций с известной реологией в неоднородном по проницаемости пласте позволяет путем многовариантных расчетов выбрать оптимальный состав и объем гелеобразующей композиции применительно к конкретной скважине.

В рамках представления неоднородного пласта в виде набора из двух пропластков, различающихся по проницаемости, пористости, толщине и нефтенасыщенности, расчетами установлены основные факторы, влияющие на перераспределение фильтрационных сопротивлений как в процессе закачки технологических растворов, так и после формирования геля в пласте:

- отношение проницаемостей пропластков;

- реологические свойства полимерных композиций;

- объем гелеобразующей композиции;

- гидродинамические сопротивления, создаваемые полимерными гидрогелями в пористой среде.

На стадии закачки полимерных композиций в двухслойный пласт распределение элементарных расходов по слоям рассчитывается в соответствии с уравнением:

А Д К г,

Ксеп - коэффициент селективности, Ад - элементарные расходы по слоям,

А V - элементарные объемы,

- проницаемости пропластков,

- толщины пропластков,

- вязкости пластовых флюидов,

- вязкости полимерных растворов,

- радиусы продвижения элементарных объемов композиции,

- радиус контура питания,

- радиус скважины.

Левая часть уравнения представляет собой отношение гидропроводностей пропластков, правая часть учитывает дополнительные сопротивления, обусловленные реологическими свойствами полимерных композиций. Способами регулирования реологических свойств, и, соответственно, селективности фильтрации технологических растворов в слоисто-неоднородном пласте являются выбор марки полимера, его рабочей концентрации в композиции, минерализации растворителя, режима закачки композиции.

Одним из эффективных методов регулирования проницаемостной неоднородности является комплексный подход, основанный на закачке в пласт после установки гелевого экрана интенсифицирующей композиции.

Как показано расчетами, проведение интенсификации после установки гелевого экрана увеличивает степень перераспределения фильтрационных потоков в неоднородном пласте.

Прочностные характеристики полимерных гидрогелей, кинетика гелеобразования и степень снижения проницаемостной неоднородности пласта в результате установки гелевого экрана являются исходными данными для расчета оптимальных объемов гелеобразующих композиций.

Для каждого пласта существует оптимальный объем гелеобразующей композиции, при котором происходит максимальное снижение коэффициента проницаемостной неоднородности Дикстра-Парсонса . Оптимальный

объем устанавливается на основе многовариантных расчетов численными методами и соответствует условию A Vdp -> max.

При этом должны выполняться следующие условия:

- время закачки этого объема при существующей производительности насосного оборудования должно быть меньше времени гелеобразования

^закачки ~ ^гелеобразования

- протяженность гелевого экрана должна быть такой, чтобы выдерживать действующий на него перепад давления:

Репрессия АР

< —, где

— I

Лэ - радиус гелевого экрана,

- радиус скважины,

& - б

- градиент давления, который выдерживает гель без разрушения.

Результаты фильтрационных экспериментов и гидродинамических расчетов показывают, что эффективность технологии СПС определяется не только оптимальным составом и объемом гелеобразующей композиции, но и правильностью выбора объекта для применения технологии для воздействия.

Технология СПС особенно эффективна в резко неоднородных по проницаемости пластах (с коэффициентом вариации проницаемости не ниже 50%), со слабой гидродинамической связью между отдельными пропластками, т.е. с высоким коэффициентом расчлененности продуктивного пласта, содержащих нефть повышенной вязкости.

Толщина пласта не является лимитирующим показателем при выборе объектов с позиций гидродинамики. Однако при больших толщинах (12 м и более) необходимый объем композиции при существующей производительности насосов высокого давления не всегда возможно закачать по кинетическим критериям (время закачки < времени гелеобразования).

В четвертой главе представлены результаты внедрения технологии воздействия на пласт сшивающимися полимерными составами в нефтедобывающих регионах Западной Сибири и Татарстана, различающихся геолого-физическими условиями.

Объекты внедрения технологий в Западной Сибири (месторождения Вать-Еганское, Ключевое, Урьевское) залегают на глубинах 1750-2800 м., характеризуются низкими и средними фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость изменяется от 0,009 до 0,662 мкм2, пористость - от 18 до 23%, высокими значениями начальных пластовых температур (60-100°С) и давлений (17-27 МПа). Нефти маловязкие (от 0,3 до 2,8 мПа-с) с невысоким содержанием серы, смол, парафина, со значительным содержанием газа (газовый фактор 27-97 м3/т).

Объекты внедрения технологий в республике Татарстан (месторождения Ново-Елховское, Ромашкинское, Архангельское) залегают на глубинах 1100-1850 м., имеют более высокие фильтрационно-емкостные свойства: проницаемость изменяется от 0,1 до 1,0 мкм2, пористость от 19 до 25%, характеризуются невысокими значениями начальных пластовых температур (23-40°) и давлений (10-17 МПа). Нефти, в отличие от нефтей Западной Сибири, вязкие (от 2,3 до 90 мПа-с) с более высоким содержанием серы, смол, парафина, газовый фактор изменяется в пределах 5-70 м3/т.

В главе представлены результаты реализации технологии закачки СПС на четырех участках месторождений Западной Сибири и трех участках месторождений Татарстана. Приведены графики эксплуатации участков воздействия, демонстрирующие улучшение технологических показателей разработки после проведенных воздействий. Приведены также профили приемистости нагнетательных скважин по двум участкам, показывающие перераспределение приемистости по перфорированной толщине пласта, произошедшее после закачки СПС за счет ограничения поступления закачиваемой воды в одни интервалы и подключения в работу других интервалов. Показано, что цикличность проведения ежегодных закачек сшитых

полимерных систем позволяет регулировать процесс разработки путем уменьшения темпов обводнения и поддерживать добычу нефти практически на одном уровне в течение нескольких лет (в отличие от разовых обработок).

Показано, что представленные технологии увеличения нефтеотдачи пластов могут применяться в различных геолого-физических условиях и на объектах, находящихся на различных стадиях разработки и обеспечивать высокую технологическую эффективность.

Дана техническая характеристика установки для приготовления и закачки композиций, схема обвязки с устьем при проведении работ, а также технологическая схема проведения работ, объемы и концентрации закачиваемых композиций.

В таблице 1 приведены основные показатели эффективности реализованных технологий: дополнительная добыча нефти 301 тыс. т., экономический эффект 800 млн. рублей.

Таблица 1 - Показатели эффективности реализованных технологий, отнесенные к доле автора

№ п/п Наименование показателей и их размерность Численные значения

Татарстан Западная Сибирь

1 Количество скважино-обработок, скв.-опер. 59 8

2 Дополнительная добыча нефти, тыс. т. 253,2 47,8

3 Суммарный экономический эффект, млн. руб. 675,2 124,3

4 Удельный экономический эффект, млн.руб./скв.-опер. 11,4 10,3

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Изложенные в работе исследования направлены на совершенствование существующих физико-химических методов воздействия на нефтеносные пласты с целью вовлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в разработку.

Проведенные исследования позволили получить следующие результаты:

1. Проведены обширные лабораторные исследования реологических свойств полимерных растворов и гидрогелей на их основе, кинетики гелеобразования и стабильности гелей. Растворы гидролизованных полиакриламидов обладают реологическими свойствами с выраженным псевдопластическим характером течения как в открытом объеме, так и в пористой среде. Величина фактора сопротивления удовлетворительно согласуется со значением вязкости, определяется молекулярной массой, концентрацией полимера, минерализацией растворителя и регулируется этими параметрами в диапазоне десятки-тысячи единиц.

Процесс гелеобразования происходит при превышении критических значений концентраций, имеет индукционный период, зависит от молекулярных характеристик, содержания полимера и сшивателя в растворе, минерализации растворителя, температуры и сдвиговых нагрузок.

2. Разработана двумерная математическая модель фильтрации композиций с известной реологией в неоднородном по проницаемости пласте, предназначенная для выбора оптимального состава и объема гелеобразующей композиции. Расчетами установлены основные факторы, влияющие на перераспределение фильтрационных сопротивлений до и после формирования геля в пласте: проницаемостная и объемная неоднородность пласта, отношение подвижностей нефти и воды, реологические свойства композиций, скорость закачки и объем гелеобразующей композиции.

3. Создана методология выбора параметров технологий выравнивания проницаемостной неоднородности пласта на основе оптимизации составов и объемов гелеобразующих композиций с использованием разработанной математической модели.

4. Установлено преимущество комплексного воздействия на неоднородный пласт, основанного на частичном разрушении созданного гелевого экрана сильными окислителями: высокая степень разрушения геля обеспечивает восстановление проницаемости нефтенасыщенных пропластков в зоне интенсификации.

5. Суммарный экономический эффект от внедрения технологий в Татарстане составил 675,2 млн. руб. при удельном экономическом эффекте -11,4 млн. руб./скв.-обр. Реализация технологий на месторождениях Западной Сибири позволила получить экономический эффект в сумме 124,3 млн.руб., удельный экономический эффект составил 10,3 млн. руб./скв-обр. (в ценах 2004 г.).

6. С учетом накопленного опыта внедрения технологии СПС на разных месторождениях, совершенствование технологии может развиваться по следующим направлениям:

- разработка составов и технологий на основе полимеров для высокотемпературных пластов;

- подбор эффективных разрушителей полимерных гелей, позволяющих более широко реализовывать технологию комплексного воздействия на пласт в сочетании с интенсифицирующими составами;

- совершенствование математической модели, описывающих фильтрацию полимерных композиций с известной реологией в неоднородном по проницаемости пласте, для подбора эффективных технологий.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Кабо В. Я., Румянцева Е. А., Лернер М. М. Исследование физико-механических свойств гидрогелей, применяемых в нефтедобыче. / Синтез, структура и свойства сетчатых полимеров. // Тезисы Всесоюзной конференции г. Звенигород, 9-11 июня 1988. //Звенигород, 1988.- С.43.

2. Кабо В. Я., Румянцева Е. А., Перунов В. П., Бакаев Г. Н. и др. Обоснование выбора агентов для воздействия на пласт. / Отчет НИВП «Нефтеотдача», хоз.договор № 4. // Самара, 1993.- С.38-53.

3. Котов А.Н., Румянцева Е. А., Козупица Л.М., Акимов Н. И., Назарова А.К. Обоснование выбора составов и композиций для различных технологий в нефтедобыче. // Материалы международного технологического симпозиума «Интенсификация добычи нефти и газа» г. Москва, 26-28 марта 2003. // М.-2003.-С.517-526.

4. Патент 2180039. РФ. МКИ. Е 21В 43/16. Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов / Румянцева Е. А. и др. /-М: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2002.- № 6.

5. Патент 2198287. РФ. МКИ. Е 21 В 43/20, 43/22. Способ добычи нефти / Румянцева Е. А. и др. /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.-2003.- № 4.

6. Патент 2203400. РФ. МКИ. Е 21 В 43/16. Способ разработки неоднородных нефтяных или газовых пластов / Румянцева Е. А. и др. /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2003.- №11.

7. Патент 2208136. РФ. МКИ. Е 21 В 43/16. Способ обработки неоднородных нефтегазовых пластов / Румянцева Е. А. и др. /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2003.- № 20.

8. Румянцева Е. А., Акимов Н.И., Дягилева И.А., Зацепин Н.Н. Физико-механические свойства полимерных гидрогелей, применяемых в нефтедобыче. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2002.-№ 5 .- С.27-33.

9. Румянцева Е. А., Акимов Н.И., Назарова А.К. Разработка составов и технологий во до изоляционных работ для высокотемпературных пластов. // Материалы 1 Международной практической конференции «Ремонт скважин и повышение нефтеотдачи» г. Москва, 22-23 июня 2004. // М.-2004.

10. Румянцева Е. А., Акимов Н.И., Назарова А.К. Разработка составов и технологий водоизоляционных работ для высокотемпературных пластов. // Материалы VIII международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтегазоотдачи пластов» г. Самара, 9-11 июня 2004. // Самара.- 2004.

11. Румянцева Е. А., Акимов Н.И., Санников В.А., Чернов А.В., Назарова А.К., Козупица Л.М. Разработка составов и технологий повышения нефтеотдачи и водоизоляционных работ в высокотемпературных пластах. // Материалы VII научно-производственной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов» г. Самара, 5-7 июня 2003. // Самара, 2003.- С.44-46.

12. Румянцева Е. А., Козупица Л.М. Исследование физико-химических и реологических свойств силикатных гелей на основе растворимого стекла. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2002.-№ 5 .- С.67-74.

13. Санников В.А., Акимов Н.И., Курочкин В.И., Румянцева Е. А. Моделирование фильтрационных реагентов в слоисто-неоднородных пластах. // Материалы VII научно-производственной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов» г. Самара, 2003. // Самара, 5-7 июня 2003.- С.77-79.

14. Санников В.А., Курочкин В.И., Румянцева Е. А., Акимов Н.И. Моделирование фильтрации реагентов в слоисто-неоднородных пластах. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2003.-№ 10 .- С.8-11.

15. Санников В.А., Макеев ГА., Румянцева Е. А., Акимов Н.И., Шишов Е.А., Чертенков М.В., Шафиков P.P. Геолого-технологические аспекты проектирования и внедрения водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах с высоковязкой нефтью. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2ООЗ .-№ 10.-С.32-40.

16. Санников В.А., Мишин С.А., Котов А.Н., Румянцева Е. А., Акимов Н.И., Курочкин В.И. Новые подходы к проектированию и внедрению потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов. // Материалы VII научно-производственной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов» г. Самара, 5-7 июня 2003. // Самара, 2003.- С.34-37.

17. Санников В.А., Румянцева Е. А., Чегуров СП., Дягилева И.А. Исследование ультразвукового акустического воздействия для удаления повреждений пласта, вызванных применением полимеров. / Самара: НТЖ «Интервал».-2002.-№ 5 .- С.34-39.

18. Свидетельство №2001620021. База данных «Гель/Gel» (БД «Гель/Gel») / Румянцева Е. А. и др. /- М.: Роспатент.- 28.02.2001.

19. Свидетельство №2001620084. База данных «Полимер/Polymer» (БД «Полимер/Polymer») / Румянцева Е. А. и др. /.- М.: Роспатент.- 08.06.2001.

20. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2001610218. Система управления базой данных «Гель/Gel» (СУБД «Гель/Gel») / Румянцева Е. А. и др. /- М.: Роспатент.- 28.02.2001.

21. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2001610252. Система управления базами данных «Трассеры» (СУБД «Трассеры») / Румянцева Е. А. и др. /- М.: Роспатент.- 07.03.2001.

22. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2001610296. Математическая модель расчета поля температур нефтяного пласта "Поле температур» / Румянцева Е. А. и др. /- М.: Роспатент.-19.03.2001.

23. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2001610696. Система управления базами данных «Полимер/Polymer» (СУБД «Полимер/ Polymer») / Румянцева Е. А. и др. /- М.: Роспатент.-08.06.2001.

24. Швецов И. А., Кабо В. Я., Румянцева Е. А., Назарова А. К., Рубцевич Б. В., Чернов А. В. Информационно-аналитический комплекс баз данных по реагентам и технологиям полимерного воздействия: полимерные загустители, кинетические характеристики сшитых полимерных систем, реология растворов полимеров в пористой среде и реология растворов в макрообъеме. // Материалы Первой научно-производственной конференции по нефтеотдаче пластов г. Самара, 15-17 июня 1997. // Самара, 1997.- С.2-3.

25. Юрченко Н.В., Абрамов В.Н., Румянцева Е. А., Манахова И.Л. Результаты внедрения технологии закачки композиций сшивающихся полимерных составов на Архангельском месторождении республики Татарстан. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2002.-№ 5 .- С.6-9.

Подписано в печать 22 ноября 2004г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать оперативная. Объем 1 п.л. Тираж 100 экз. Заказ № ЦУл, 443011 г.Самара, ул.Академика Павлова, 1 Отпечатано УОП СамГУ

"2 69 8 0

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Румянцева, Елена Александровна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ПО- 10 ВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

1.1 Методы, повышающие коэффициент вытеснения.

1.2 Технологии, повышающие коэффициент охвата воздействи- 13 • ем.

1.2.1 Пенообразующие водоизолирующие составы.

1.2.2 Гидрофобизирующие составы.

1.2.3 Дисперсные (кольматирующие) составы.

1.2.4 Структурообразующие составы.

1.2.4.1. Структурообразующие составы на основе водорастворимых синтетических полимеров. 1.2.4.2. Структурообразующие составы на основе водорастворимых полимеров биологического происхождения.

1.2.4.3. Структурообразующие составы на основе неорганиче- 22 ских соединений.

1.3 Методы повышения нефтеотдачи, основанные на комплекс- 23 ном воздействии на продуктивный пласт.

Выводы.

2 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХА- 26 РАКТЕРИСТИКИ ПОЛИМЕРНЫХ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ.

2.1 Физико-химические исследования реологических свойств 26 гелеобразующих композиций и кинетики гелеобразования.

2.1.1 Реологические характеристики полимерных гелеобра- 26 зующих композиций.

2.1.2 Кинетические закономерности гелеобразования в поли- 42 мерных композициях.

2.2 Фильтрационные характеристики полимерных гелеобра- 54 зующих композиций и гидрогелей на их основе.

Выводы.

3 МЕТОДОЛОГИЯ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТ- 75 РОВ ТЕХНОЛОГИЙ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА.

3.1 Гидродинамические критерии выбора оптимальных пара- 76 метров технологий.

3.2 Кинетические критерии.

Выводы.

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ СПС НА ME- 106 • СТОРОЖДЕНИЯХ ТАТАРСТАНА И ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

Введение.

4.1 Краткая геолого-физическая характеристика объектов воз- 106 действия на пласт.

4.1.1 Объекты Татарстана.

4.1.2 Объекты Западной Сибири.

4.2 Состояние разработки участков внедрения МУН.

4.2.1 Участки внедрения технологии в Западной Сибири.

4.2.1.1 Вать-Еганское месторождение, участок нагнетательной 111 скважины № 5560.

4.2.1.2 Вать-Еганское месторождение, участок нагнетательной 113 скважины № 5335.

4.2.1.3 Ключевое месторождение, участок нагнетательных 115 скважин №№ 4107Б, 4126.

• Стр. 4.2.1.4 Урьевское месторождение, участок нагнетательных скважин №№ 293, 573, 579, 580.

4.2.2 Участки внедрения технологии в Татарстане.

4.2.2.1 Ново-Елховское месторождение, участок нагнетатель- 119 ной скважины № 3907 Д.

4.2.2.2 Ромашкинское месторождение (Миннибаевская пло

• щадь), участок нагнетательной скважины № 20212.

4.2.2.3 Архангельское месторождение, блок 1.

4.3 Эффективность применения технологии.

4.4 Техника и технология приготовления растворов и закачки 140 СПС в пласт.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оптимизация параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующих композиций"

Актуальность проблемы.

В настоящее время большинство нефтяных месторождений России вступили в позднюю стадию разработки, что, в условиях заводнения, обуславливает неравномерную их выработку, высокую обводненность продукции и ухудшение структуры запасов нефти в сторону увеличения доли трудно извлекаемых. Поэтому велика роль регулирования процессов разработки месторождения с целью увеличения нефтеотдачи пластов и снижения объемов попутно добываемой воды.

Одним из основных методов регулирования проницаемостной неоднородности продуктивных пластов является повышение фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых пропластках с применением технологии закачки гелеобразующих композиций на основе водорастворимых полимеров.

Цель работы.

Оптимизация параметров технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением сшивающихся полимерных систем путем выбора оптимальных составов и объемов гелеобразующих композиций для различных геолого-физических условий.

Основные задачи исследований:

Г. Изучение современных технологий увеличения нефтеотдачи пластов и определение новых направлений по их совершенствованию.

2. Исследование физико-химических и фильтрационных характеристик гелеобразующих композиций на основе полиакриламидов в широком диапазоне молекулярных масс и степени гидролиза, математическое описание реологии растворов полимеров и кинетики гелеобразования.

3. Разработка математической модели фильтрации полимерных растворов с известной реологией в слоисто-неоднородном пласте. Установление на основе многовариантных расчетов основных факторов, влияющих на перераспределение фильтрационных сопротивлений в пласте после закачки ге-леобразующей композиции.

4. Испытание разработанной технологии в различных геолого-физических условиях пласта.

Методы исследований.

1. Физическое и математическое моделирование.

2. Математическая статистика.

3. Лабораторные, аналитические и промысловые исследования.

Научная новизна работы.

1. Разработана методология первичного выбора реагентов для различных технологий полимерного воздействия на пласт на основании результатов исследований молекулярных, физико-химических и фильтрационных характеристик композиций (свидетельства Роспатента: №2001620021, №2001620084, №2001610218, №2001610296).

2. Разработана кинетическая модель определения времени гелеобразо-вания системы полиакриламид-сшиватель в зависимости от молекулярной массы полимера, степени гидролиза, концентрации полиакриламида и сшивателя, позволяющая проводить предварительный выбор гелеобразующих композиций для конкретных объектов воздействия (патент РФ № 2180039).

3. Разработана двумерная математическая модель фильтрации композиции с известной реологией в неоднородном по проницаемости пласте, предназначенная для выбора их оптимального состава. На основании расчетов с использованием данной модели установлено, что селективность фильтрации полимерных гелеобразующих композиций в слоисто-неоднородном пласте регулируется, в первую очередь, их реологическими характеристиками (патент РФ № 2198287).

4. Определены критерии выбора оптимальных объемов композиций в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов.

5. Установлено, что эффективность технологий увеличения нефтеотдачи пластов повышается при комплексном воздействии на неоднородный пласт, основанном на частичном разрушении гелевого экрана сильными окислителями. Эффективность комплексной технологии повышается при высокой степени разрушения геля в низкопроницаемых пропластках, которые необходимо подключить в разработку (патент РФ № 2203400).

6. Разработана математическая модель расчета поля температур нефтяного пласта «Поле температур». На основании данной модели предложена методика расчета кинетики гелеобразования и подбора оптимального режима закачки композиции в высокотемпературный пласт в добывающих нефтяных скважинах в изотермических условиях (свидетельство Роспатента №2001610296).

Основные защищаемые положения;

1. Концепция выбора полимерных композиций с оптимальными реологическими свойствами, обеспечивающими высокую селективность фильтрации в слоисто-неоднородном пласте.

2. Закономерности перераспределения гидродинамических сопротивлений в пропластках неоднородного пласта в результате установки ге левого экрана, полученные на основе математического моделирования фильтрации полимерных гелеобразующих композиций.

3. Методики расчета критических концентраций гелеобразования в системах на основе полимеров с различными молекулярными характеристиками и кинетики гелеобразования при постоянной температуре и в неизотермических условиях.

4. , Обоснование комплексной технологии воздействия на неоднородный пласт, сочетающей установку гелевого экрана в пласте с его последующим частичным разрушением химическими методами.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработаны новые подходы к выбору параметров технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основе полимерных гелеобразующих композиций.

2. Показано, что технологии увеличения нефтеотдачи могут применяться в различных геолого-физических условиях месторождений, находящихся на различных стадиях разработки, и обеспечивать высокую технологическую эффективность.

3. Суммарный экономический эффект от внедрения технологий в Татарстане составил 675,2 млн. руб. при удельном экономическом эффекте -11,4 млн. руб./скв.-обр. Реализация технологий на месторождениях Западной Сибири позволила получить экономический эффект в сумме 124,3 млн.руб., удельный экономический эффект составил 10,3 млн. руб./скв-обр. (в ценах 2004 г.).

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на I, VII, VIII международных научно-производственных конференциях «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов», г. Самара (1997, 2003, 2004 гг.), на Международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти и газа», г. Москва (2003 г.), на I Международной практической конференции «Ремонт скважин и повышение нефтеотдачи», г. Москва (2004 г.), на НТС ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз».

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, получено 6 авторских свидетельств и 4 патента РФ. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками ИТЦ ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз» в 1999 - 2004 гг.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка использованных источников. Содержит 170 страницы машинописного текста, 74 рисунка, 24 таблицы, 200 библиографических ссылок.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Румянцева, Елена Александровна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Изложенные в работе исследования направлены на совершенствование существующих физико-химических методов воздействия на. нефтеносные пласты с целью вовлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в разработку.

Проведенные исследования позволили получить следующие результаты:

1. Проведены обширные лабораторные исследования реологических свойств полимерных растворов и гидрогелей на их основе, кинетики гелеобразования и стабильности гелей. Растворы гидролизованных полиакрилами-дов обладают реологическими свойствами с выраженным псевдопластическим характером течения как в открытом объеме, так и в пористой среде. Величина фактора сопротивления удовлетворительно согласуется со значением вязкости, определяется молекулярной массой, концентрацией полимера, минерализацией растворителя; и регулируется этими параметрами в диапазоне десятки-тысячи единиц.

Процесс гелеобразования происходит при превышении критических значений концентрации полимера, имеет индукционный период, зависит от молекулярных характеристик и концентрации полимера, минерализации растворителя, температуры и сдвиговых нагрузок.

2. Разработана двумерная математическая модель фильтрации композиций с известной реологией: в неоднородном по проницаемости пласте, предназначенная для выбора оптимального состава i и объема гелеобразую-щей композиции. Расчетами установлены, следующие основные факторы, влияющие на перераспределение фильтрационных сопротивлений до и после формирования структуры геля в пласте: проницаемостная и объемная неоднородность пласта, отношение подвижностей нефти и воды, реологические свойства композиций, скорость закачки и объем гелеобразующей композиции.

3. Создана методология выбора параметров технологий выравнивания проницаемоетной неоднородности пласта на основе оптимизации составов и объемов гелеобразующих композиций с использованием разработанной математической модели.

4. Установлено преимущество комплексного воздействия на неоднородный пласт, основанного на частичном разрушении созданного гелевого экрана сильными окислителями: высокая степень разрушения геля обеспечивает восстановление проницаемости нефтенасыщенных пропластков в зоне интенсификации.

5. Суммарный экономический эффект от внедрения технологий в Татарстане составил 675,2 млн. руб. при удельном экономическом эффекте -11,4 млн. руб./скв.-обр. Реализация технологий на месторождениях Западной Сибири позволила получить экономический эффект в сумме 124,3 млн.руб., удельный экономический эффект составил 10,3 млн. руб./скв-обр. (в ценах 2004 г.).

6. С учетом накопленного опыта внедрения технологии СПС на разных месторождениях, совершенствование технологии может развиваться по следующим направлениям:

- разработка составов и технологий 11Н11 и РИР на основе полимеров для высокотемпературных пластов;

- подбор эффективных разрушителей полимерных гелей, позволяющих более широко реализовывать технологию комплексного воздействия на пласт в сочетании с интенсифицирующими составами;

- совершенствование математической модели, описывающих фильтрацию полимерных композиций с известной реологией в неоднородном по проницаемости пласте, для подбора эффективных технологий.

СОГЛАСОВАНО» Директор института

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Румянцева, Елена Александровна, Уфа

1. А.с. 1677276. СССР. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для обработки нефтяного пласта / Доброскок В.Е., Кубарева Н.Н., Хусабиров Р.Х. и др. /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1991.- № 34.

2. А.с. 1682539. СССР. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ добычи нефти / Городнов

3. B.П., Рыскин А.Ю., Кошеев И.Г. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1991.- № 16.

4. А.с. 1758217. СССР. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ регулирования фронта заводнения неоднородного по проницаемости нефтяного пласта / Газизов А.Ш., Га-лактионова JT.A., Марданов А.Ф. и др. /- М.: Бюл. Открытия. Изобретения.-1992.-№43.

5. Алмаев Р.Х., Сафонов Е.Н. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа, РИЦ АНК, «Башнефть», 1997г. - 245 с.

6. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. и др. Регулирование кинетических и реологических характеристик гелеобразующих систем для увеличения нефтеотдачи // Химия нефти и газа: Материалы IV международной конференции. Томск. — «STT». - 2000. - Т.1.- С.469-473.

7. Алтунина JT.K., Кувшинов В.А., Глебов А.В. и др. Применение технологии комплексного воздействия на нагнетательные и добывающие скважины с целью ограничения водопритоков / Самара: НТЖ «Интервал».- 2002. №1(136).1. C.4-7.

8. Бабалян F.H. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974. -200 с.

9. Баранов Ю.В. и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы -новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтепромысловое дело. 1995.- № 2-3. - С. 65"-71.

10. Баранов Ю.В., Нигматуллин И.Г., Низамов Р.Х. и др. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притокаводы // Нефтяное хозяйство.- 1998.- №2.- С.24-28.

11. Бейли Б., Крабтри М., Тайри Д: и др. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение.- 2001. Т.6. - № 1. - С.44-48.

12. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Новые методы ограничения притока вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974. - 168 с.

13. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., .Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы; при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. - 232 с.

14. Будтов В.П. Физическая химия растворов полимеров.- СПб.: Химия, 1992.- С. 126-128.

15. Булавин В. Д:, Краснопевцева Н. В. Технологический комплекс для интенсификации добычи нефти и увеличения;нефтеотдачи пласта на основе отечественного биополимера // Нефтяное хозяйство.- 2002, № 4.- с. 116 117.

16. Бученков JI.H. Контроль за процессом щелочного воздействия на Трехозерном месторождении // Нефтепромысловое дело.- 1981. №11. - С.27.

17. Вахитов Г.Г., Полищук А.Н. и др. Теоретические основы и методика расчета технологических показателей заводнения нефтяных пластов растворами полимеров и ПАВ.- Тр. ВНИИнефти.- 1977. Вып. 61.- С.24-26.

18. Власов С. А., Коган Я. Mi и др. Новые перспективы полимерного заводнения в России // Нефтяное хозяйство.- 1998; № 5.- с. 46 49:

19. Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы // Нефтяное хозяйство.- 1992. № 4. - С.30-31.

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

21. Газизов А.Ш., Галактионова JI.А. и др. Комплексные методы повышения нефтеотдачи обводненных, неоднородных пластов / Материалы IV международной конференции «Химия нефти и газа» г. Томск, 2-6 октября 2000. // Томск.- 2000; -Т.1 -С.457-461.

22. Газизов А.Ш:, Галактионова JI.A., Адыгамов B.C. и др. Применение по• лимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство.- 1998. № 2. - С.12-14.

23. Газизов A.LLL, Галактионова Л.А., Геуюзов А.А. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимер-дисперсных систем и других химреагентов7/ Нефтепромысловое дело.- 1995. -№ 2-3. С.29-34.

24. Газизов А.Ш., Муслимов Р.Х. Научно-технологические основы повышения• нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана.- Альметьевск, 1996. -С.36-37.

25. Газизов А.Ш., Николаев В.И. Полимердисперсные композиции для повышения охвата пластов воздействием / Состояние и перспективы работ в области создания композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов // Сб. науч. Трудов. М., 1987.-С.74-83.

26. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации• скважин на поздней стадии разработки месторождений.-М.: Недра, 1978.-207 с.

27. Галыбин A.M., Кириллов В.Г., Канн В.А. Применение силиката натрия для водоизоляционных работ в скважинах ПО «Удмуртнефть» // Сб. науч. тр. Всес. Нефтегаз. НИИ. 1991. -№ 108.-С. 27-29.

28. Галыбин А.Н., Соркин А.Е., Каримов В.Г. Результаты применения силиката натрия для ограничения водопритоков на месторождении Удмуртии // Сб. науч. тр. Всес. Нефтегаз. НРШ 1988. - №102.- С. 59-61.

29. Глумов И.Ф., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М: и др. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии.- Казань.: Таткнигоиздат, 1978.- 120 с.

30. Глумов И.Ф., Слесарева В.В., Уваров С.Г. и др. Ранговая классификация ПАА зарубежных фирм. Бугульма. - 2000. - с.133-139.

31. Горбунов А.Т., Бученков JI.H. Щелочное заводнение.- М.: Недра, 1989—160 с.

32. Григоращенко и др. Применение полимеров в добыче нефти.- М.: Недра, 1978.186 с.

33. Девятов В.В., Алмаев Р.Х. и др. Применение водоизолирующих химреагентов

34. Нефтяная промышленность.- 1995,- № 6. 97 с.

35. Джабраилов К.Т., Мусаев Р.А. Применение щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Тез. докладов науч.-техн. совещ. г. Бугульма, 25-26 ноября 1989//Бугульма. 1989.- С. 30-31.

36. Зайнетдинов Т.И., Телин А.Г., Шишлова JI.M. Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования!проницаемости<неоднородных пластов наi поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство.- 1997. №21- С.29-31.

37. Заявка 2002127518. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритока/ Манырин В.Н:, Румянцева Е. А., Назарова А.К., Акимов Н.И., Дягилева И;A. AM:: Бюл. Открытия. Изобретения.-2004.-№10.

38. Ибрагимов А.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти.- М.: Нефть и газ, 1996. -478 с.

39. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И; Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. - 312 с.

40. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. - 414 с.

41. Кабо В. Я;, Румянцева Е. А., Перунов В. П., Бакаев Г. Н. и др. Обоснование выбора агентов; для воздействия на пласт. / Отчет НИВП «Нефтеотдача», хоз.договор № 4. // Самара, 1993.- с. 38-53.

42. Канн В.Н., Поддубный Ю.А., Сидоров И.А. и др. Гидрогели из растворов силиката натрия // Нефтяное хозяйство.- 1984.- №10.-С. 17-23.

43. Клещенко И.И., Григорьев A.Bi, Телков А.П. Изоляционные работы при закан-чивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998. - 217 с.

44. Климушкин:И;М1, Власенко В.В1, Серегина В.Н. и др. Геологические условия, определяющие эффективность физико-химических методов вытеснения нефти в терригенных коллекторах.- Тр. ВНИИнефти.- 1980. Вып. 72. - С.191-198.

45. Ковардаков BiA., Духненко В.М., Комаров Г.В. и др. Элементорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод // Нефтяное хозяйство,- 1978. № 1. - С.41-43.

46. Комиссаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефтяное хозяйство.-1992.-№8.-С. 8-12.

47. Комиссаров А.И., Моллаев Р.Х. и др. Технология селективной внутрипласто-вой изоляции водопромытых пластов и прослоев // Нефтяное хозяйство.- 1988. -№б.-С. 41-45.

48. Комиссаров А.И., Соколов А.А. Селективное ограничение водопритоков из низкопроницаемых глубокозалегающих пластов // Сев.Кавк.НИПИнефть. Деп. в ВНИИОЭНГ. Грозный. - 1989. - № 1766.- 23 с.

49. Кочетков В.Д., Абдулхаиров P.M., Подымов Е.Д. Методическое руководствопо расчету и планированию охвата запасов и добычи нефти за счет применения методов ПНП. Бугульма, 1983. - 74 с.

50. Кравченко И.И., Иманаев А.Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гос-топтехиздат, 1960. - 187 с.

51. Кувшинов В.А., Стасьева Л. А. Гель-технологии для увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких нефтей/ Самара: НТЖ «Интервал»,-2000;-№6 (17).- С.3-7.

52. Кукин В.В., Швецов И.А., Горбатова А.Н. и др. О выравнивании профиляприемистости нагнетательных скважин // Нефтепромысловое дело. 1967.-Вып. 18.-С. 30-35.

53. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности / Обзор зарубежной литературы. Серия: Добыча. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1974. - 62 с.

54. Материалы 2-ой Научно-производственной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов». М.: ОАО «НК ЛУКойл», 1998. - 63 с.ж

55. Материалы 3-й Научно-производственной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов». М.: ОАО «НК ЛУКойл», 1999.-54 с.

56. Минеев Л.В. Молекулярные характеристики и свойства растворов полимеров на основе акриламида. Дисс. канд. хим. наук.- М.- 1993.-С. 48.

57. Молчан И.А., Палий А.О. Перспективная технология ограничения водоприто-ков в добывающие скважины // Геология, геофизика и разработка нефтяных• месторождений. 1993. - № 8. - с.45-58.

58. Муслимов Р.Х., Газизов А.Ш. Научно-технологические основы повышения нефтеотдачи заводненных коллекторов // Материалы совещания: «Концепция-развития методов увеличения нефтеизвлечения» г. Бугульма, 27-28 мая 1996. // Казань, 1997.-С.92-115.

59. Муслимов Р.Х. Современные методы • управления г разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань, 2003. — 596 г.

60. Патент 1539591. СССР. МКИ. G 01 11/06. Способ определения времени релаксации упруговязких жидкостей / Ентов В.М. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1990:№4.

61. Патент 1739695. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / СониЧ'В1П:, Ефремов И.Ф., Ильин В.М. и др. /-М;: Бюл. Открытия. Изобретения:- 1995.-№ 1.

62. Патент 2039225. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Способ разработки неоднородного пласта / Газизов А.Ш., Рахматуллин P.P. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1995.- №12:

63. Патент 2078917. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородныхпластов при циклическом заводнении / Газизов А.Ш., Муслимов Р.Х. и др. /М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1997.- № 6.

64. Патент 2041340. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Состав для временной закупорки пласта / Бурштейн М.А., Логвиненко С.В. / М.: Бюл. Открытия.* Изобретения.-1995.-№22.

65. Патент 2061855. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Полимерно-дисперсионный состав для увеличения добычи нефти / Хазипов Р.Х., Газизов А.Ш., Телин А.Г. и ■др./

66. М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1996.- № 16.

67. Патент 2065442. РФ. МКИ. Е 21 В 38/132. Способ изоляции водопритока с помощью гелирования растворов производных кремниевой кислоты / Титов В.И., Дерябин В.В:, Акимов Н.И. / М.: Бюл. Открытия; Изобретения.- 1996.-№ 7.

68. Патент 2066743: РФ. МКИ. Е 21 В ; 43/22. Состав; для тампонирования во-допроявляющих скважин / Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. и др. /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.-1996. № 26.

69. Патент 2067157. РФ. МКИ. Е 21 B33/138: Состав для изоляции пластовых вод / . Старкова Н;Р:, Антипов B.C., Рубинштейн О.И. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1996.-№ 27.

70. Патент 2071558: РФ; МКИ; Е 21 В 43/32. Состав для ограничения притока пластовых вод / Мазаев В.В., Гусев С.В., Коваль Я.Г. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1997.-№ 1.

71. Патент 2078919. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для ограничения притока пла• стовых вод / Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г. / М:: Бюл. Открытия. Изобретения.» 1997.-№ 13:

72. Патент 2080450. РФ. МКИ; Е 21 В 43/22. Способ изоляции притока пластовых вод / Поддубный Ю.А., Сидоров И.А. и др. /- М.: Бюл. Открытия. Изобретения." 1997.-№14.

73. Патент 2089723; РФ. МКИ: Е 21 В 42/22. Способ разработки нефтяных месторождений / Мухаметзянова!Р.С., Еникеев P.M., Фахретдинов Р.Н. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1997.-№ 21.

74. Патент 2101484: РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ изоляции водопритоков в горизонтальных и наклонных стволах добывающих скважин / Богомольный Е.И., Насыров A.M., Гуляев В.К. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1998.-№ 1.

75. Патент 2102593. РФ. МКИ. Е 21 В 43/38. Состав для блокировки водоносного пласта / Айдуганов В.М., Старшов М.И. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.-1998.-№2.

76. Патент 2109938. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Гелеобразующая композиция для повышения выработки обводненных пластов / Муслимов Р.Х., Кубарева Н.Н., Мусабиров Р.Х. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1998.-№ 12.

77. Патент 2112871. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для обработки призабойной зоны пласта / Рыскин А.Ю, Лысенко Т.М., Рамазанов Р.Г. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1998.- № 16.

78. Патент 2112873. РФ. МКИ. Е 21 В 43/32. Способ обработки пласта нефтяных месторождений / Рыскин А.Ю., Беликова В.Г., Рамазанов Р.Г. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1998.-№ 16.

79. Патент 2125647. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для добычи нефти и способ его приготовления / Позднышев Г.Н., Манырин В.Н. и др. /-М.: Бюл. Открытия.1. Изобретения.- 1999. № 3.

80. Патент 2127359. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде / Каушанский Д.А., Демьяновский В.Б. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения,- 1999.-№ 7.

81. Патент 2133818. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Гелеобразующий тампонажный состав / Минин А.В. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1999.-№ 3.

82. Патент 2133825. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Способ разработки продуктивного пласта / Доброскок Б.Е., Кубарева Н.Н:, Юсупов И.Г. / М.: Бюл. Открытия., Изобретения,- 1999,-№ 16.

83. Патент 2135589. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом / Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Галеев Р.Г. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1995,- № 25;

84. Патент 2136870. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22! Способ изоляции промытых зон продуктивного пласта / Позднышев Г.Н., Манырин В.Н., Досов А.Н. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1999.-№ 7.

85. Патент 2138629. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ добычи нефти / Тахаутдинов Ш.Ф., Гатиятуллин Н.С., Бареев И;А. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.-1999.-№10.

86. Патент 213153. РФ. МКИ. Е 21 В 43/32, 43/22. Состав для изоляции водоприто-ка в нефтяных скважинах / Абатуров С.В., Рамазанов Д.Ш. и др. /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1999. № 4.

87. Патент 21420431 РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для изоляции водопритока в скважину / Абатуров С.В., Старкова Н.Р., Шпуров И.В. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1999.-№9.

88. Патент 2142558. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для регулирования профиля приемистости скважин / Доброскок Б.Е., Кубарева Н.Н. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1999.-№ 14.

89. Патент 2143548. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородных обводненных нефтяных пластов / Кудрявцев Г.В;, Волков Ю.А., Муслимов Р.Х. /М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1997.- №31.

90. Патент 2147333. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритоков / Гильденберг Е.З., Левковский А.Е. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения,- 2000.-№ 1.

91. Патент 2150571. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для изоляции пластовых вод в скважине / Курочкин Б.М:, Лобанов В.Н., Нурмухаметов Р.С. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения,- 2000.-№ 9.

92. Патент 2157451. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / » Тахаутдинов Ш.Ф., Гатиятуллин Н.С. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения." 2000.-№ 11.

93. Патент 2158352. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока / За-маев И.А., Замаев Х.А. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2000.-№ 10.

94. Патент 2160832. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ ограничения водопритока в скважину / Доброскок Б.Е., Кубарева Н.Н., Мусабиров Р.Х. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2000.-№ 11.

95. Патент 2162936. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для регулирования разработкифнеоднородной нефтяной залежи / Хлебников В1Н., Алмаев Р.Х., Мухаметшин М.М. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2001.-№ 3.

96. Патент 2164595. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ повышения нефтеотдачи пласта / Позднышев F.H., Манырин В.Н., Досов А.Н. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2001.- № 9.

97. Патент 2167281. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднород-ного пласта / Швецов И.А., Манырин В.А. и др. /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.2001.-№ 14.

98. Патент 2174592. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для повышения нефтеотдачи пластов / Позднышев Г.Н., Манырин В.Н., Досов А.Н. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2001.- № 28.

99. Патент 2176309. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ блокирования высокопроницаемых пластов / Старшов М.И, Кандаурова Г.Ф., Ситников Н.Н. и др. / М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 1999.-№ 11.

100. Патент 2177539. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину и способ его приготовления / Позднышев Г.Н., Манырин В.Н. и др. / Mi: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2001.- № 36.

101. Патент 2198287. РФ. МКИ. Е 21 В 43/20, 43/22. Способ добычи нефти / Манырин В. Н., Кабо В. Я., Позднышев Г. Н, Румянцева Е. А., Акимов Н. И., Рубце-вич Б. В: /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.-2003.- № 4.

102. Патент 2203400. РФ. МКИ. Е 21 В 43/16. Способ разработки неоднородных нефтяных или газовых пластов / Манырин В.Н., Кабо В.Я., Румянцева Е. А., Рубцевич Б.В., Акимов Н.И. /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2003.- № 1

103. Патент 2208136. РФ. МКИ. Е 21 В 43/16. Способ обработки неоднородных нефтегазовых пластов / Манырин BiH., Санников В.А., Кабо В.Я., Ивонтьев

104. К.Н., Калугин И.В., Гайсин Р.Ф., Румянцева Е. А., Чегуров С.П., Дягилева И.А. /-М.: Бюл. Открытия. Изобретения.- 2003.- № 20.

105. Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005 г.г. // Материалы конференции. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1998.-408 с.

106. Позднышев Г.Н. Новые эмульсионно-дисперсные системы для добычи нефти на основе реагента РДН / Материалы 2-ой научной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов» г. Самара, 14-16 июня 1998.//Самара, 1998. С.19-22.

107. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий // Труды научно-практической конференции, Бугульма. Казань: Новое издание.- 1998.- 360 с.

108. Пятков М.И., Свищев М.Ф., Касов А.С. и др. Эффективность щелочного заводнения на опытном участке Трехозерного месторождения // Нефтепромысловое дело.- 1981. № 1. - С.2-31

109. Редькин И.И. Лабораторные и промысловые исследования процесса кольмата-ции проводящих каналов порово-трещиноватых коллекторов.-Тр. Гипрово-стокнефть.- Куйбышев, 1984. С.70-77.

110. Рыскин Ю.А., Рыскина Н.З. Инструкция по применению технологии регулирования заводнения неоднородных пластов-коллекторов залежей месторождений ОАО «ЛУКойл-Когалымнефтегаз» с помощью ПАВ-кислотного воздействия (ПКВ).- Когалым.- 1996.- 48 с.

111. Румянцева Е. А., Акимов Н:И., Дягилева И.А., Зацепин Н.Н. Физико-механические свойства полимерных гидрогелей, применяемых в нефтедобыче. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2002.-№ 5 .- с. 27-33.

112. Румянцева Е. А., Козупица JI.M. Исследование физико-химических и реологических свойств силикатных гелей на основе растворимого стекла. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2002.-№ 5 .- с. 67-74.

113. Санников В.А., Курочкин В.И., Румянцева Е. А., Акимов Н.И. Моделирование фильтрации реагентов в слоисто-неоднородных пластах. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2003 .-№10 .- с. 8-11'.

114. Санников В.А., Румянцева Е. А., Чегуров С.П., Дягилева И.А. Исследование ультразвукового акустического воздействия для удаления повреждений пласта, вызванных применением полимеров. / Самара: НТЖ «Интервал»,- 2002.-№ 5 .с. 34-39.

115. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2001610218. Система управления базой данных «Гель/Се1» (СУБД «Гель/Gel») / Манырин В.Н., Манырин В.Н., Калугин И.В., Кабо В.Я., Румянцева Е. А., Чернов А. В. /- М.: Роспатент,- 28.02.2001.

116. Свидетельство об официальной регистрации; программы, для ЭВМ №2001610696. Система управления базами данных «Полимер/Polymer» (СУБД «Полимер/ Polymer») / Манырин В.Н., Кабо В:Я:, Румянцева Е. А., Чернов А.В. /- М.: Роспатент.- 08.06.2001.

117. Сорокин В.А., Путилов М.Ф., Вахитов Г.Г. и др. Промышленные испытания новых методов повышения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело. -1983.- Вып.27 (72). 92 с.

118. Сулейманов Э.И., Хасимов Р.С., Ибатуллин Р.Р: и др. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий.- Казань: Новое вещание, 1998: 360 с.

119. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1986. - 308 с.149: Сургучев М.П., Горбунов А.Т., Забродин Д.И. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991.- 347 с.

120. Тагиров Ю.Д., Мусаев JI.A., Халилов.Э.Г. и др. О возможности применения щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Изв. АзССР.- Сф. Наук о Земле.- 1987. №6;-С. 39-45.

121. Тазиева Э.М; Применение суспензии резиновой крошки для ограничения водопритока в добывающие скважины // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996.- №12.- С.40-41.

122. Телин А.Г., Свирский Д.С., Халилов JI1M: и др. Структурные особенности радиационного сшивания сополимера «акриламид-акрилат натрия» // Башкирский химический журнал.- 2001. Т.8, №3. - с.63-67.

123. Техника и технология добычи нефти на современном этапе // Сборник докладов научно-практической конференции.-Альметьевск, 19971-276 с.

124. Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: Недра, 1966. - 163 с.

125. Фахретдинов Р.Н.,. Мухаметзянов Р.С. и др. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения-нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство,-1995.-№3.- С.41-46.

126. Хабиров Р.А., Фридман Г.Б., Вердеревский Ю.А. и др. Создание композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. / Достижения в области получения и применения ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. // Сб. науч. трудов. -Белгород , 1999. С.84-92:

127. Хачатуров P.IVL, Комиссаров А.И., Соколов А.А. Ограничение водопритоков из глубокозалежных пластов // Нефтяное хозяйство.- 1988. №9.-С. 36-43.

128. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием.- М.: ВНИИОЭНГ, 2003: 564 с.

129. Хисамутдинов Н.И:, Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами.- М.: ВНИИОЭНГ, 2001. -181с.

130. Хлебников В.Н., Уметбаев В.Г., Логинов А.Б. и др. Использование солесодер-жащих вторичных ресурсов в качестве ускорителей; затвердевания цементных растворов // Нефтяное дело.- 1997. № 12. - С.21-24.

131. Швецов И.А. Исследование нефтеотдачи на неоднородных моделях пласта при закачке пены / НТО «По добыче нефти».- ВНИИнефть. М.: Недра, 1968. -Вып. 33.- С.110-115.

132. Швецов И.А. Исследование нефтеотдачи на неоднородных моделях пластов при закачке пены. Тр. КНИИНП. - Куйбышев, 1966.- Вып. 35. - С.67-77.

133. Швецов И.А. Исследование процессов вытеснения нефти из неоднородных пластов. Дисс. канд. техн. наук. М.: Фонды ВНИИнефть, 1966.-237с.

134. Швецов И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения II Нефтяная промышленность.-1989. Вып.21 (41).- С. 38-41.

135. Швецов И.А., Бакаев Г.А., Кабо В.Я. и др. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт// Нефтяное хозяйство.- 1994. № 4. -С.37-41.

136. Швецов И.А., Горбатова А.Н. Лабораторные исследования нефтеотдачи при ^ закачке пены в слоисто-неоднородные пласты. Тр. КНИИНП. - Куйбышев, 1966.- Вып. 33. - С.37-49.

137. Швецов И.А., Горбатова А.Н., Соляков Ю.В; Исследование фильтрационной характеристики пены при ее фильтрации в пористой среде / НТО «По добыче нефти».- М.: Недра, 1968.- Вып. 32. С.83-87.

138. Швецов И.А., Горбатова А.Н., Тимофеева Б.В. Исследование пены как агента,улучшающего эффективность заводнения.- Тр. КНИИП.- Куйбышев, 1968.-Вып. 38. С.42-54.

139. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара. — 2000. — 336 с.

140. Юрченко Н.В., Абрамов В.Н., Румянцева Е. А., Манахова И.Л. Результаты внедрения технологии закачки композиций сшивающихся полимерных составов на Архангельском месторождении республики Татарстан. / Самара: НТЖ «Интервал».- 2002.-№ 5 с. 6-9.

141. Bondor P.L., Hirasaki G.J., Tham M.J. Mathematical simulation of polymer flooding in complex reservoirs // SPE Journal, October 1972.- p.369-382.

142. Dykstra H., Parsons R.L. The Prediction of Oil Recovery by Water Flood. // Secondary Recovery of Oil in the United States, Second Edition, API, New York, N.Y., 1950.- p. 12.

143. ЕП 0260888 E21 В 33/138. Colloidal silica-based fluid diversion / Bennett K.E., Fitzjohn J.L. / Опубл. 23.03.88.

144. Fried N.N. Bureau of mines Reports of investigations.- 1961.- N 5966.- p. 42-54.

145. Fried N.N. The foam-drive process increasing the recovery of oil. Bureau of Mines Reportes of investigations.- 1961.- N 5966.- p. 25-28.

146. Gasisov A.Sh. Enchained oil recovery from watered reservoirs at the later stage of field exploration. Scientific-research institute for oil production chemistry // World Petroleum. 1995.- p. 10-20.

147. Haggins M.L. // J.Am. Chem. Soc.- 1942.- V 64, № 11.- p. 2716.

148. Houwink R. // J: Prant. Chem.- 1941.-V 157, №1-3.-p. 15.

149. Liang J., Lee R.L., Seright R.S. Gel placement in production well // SPE Production! & Facilities.- 1993 (Nov).- p. 276-284.

150. Liang Ji, Seright R.S. Further investigations of why gels reduce water permeability more than oil permeability// SPE Production & Facilities, HW 2000 (Nov.).- p.225-230.

151. Liang Jl, Sun H., Seright R1S. Reduction of oil and water, permeabilities using gels // SPE/DOE 24195, SPE/DOE Eighth Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, April 22-24, 1922.- p.409-418.

152. Miller G. // Polymer Bulletin.- 1981.- V 5.- р.39л

153. Senght R.S., Liaig J. A comparison of different types of blocking agents // SPE 30120, European Formation Damage Conference, The Hague. Nether-lands, 15-16 May, 1995.-p. 191-198.

154. Seright R.S; A review of gel placement concepts // New Mexico Nech. PRRC 96-21, July, 1996.- p. 37-40:

155. Seright RS. Effect of rheology on gel placement // SPE Reservoir Engineering, 1991, May.-p.212-218.

156. Seright R.S. Gel placement in fractured systems // SPE Production & Facilities.-1995 (Nov).-p.241-248:

157. Seright R.S. Reduction of gas and water permeabilities using gels // SPE Production & Facilities.- 1995 (May).- p. 103-108.

158. Seright R.S., Lane R.H., Sydansk R.D. A strategy for attacking excess water production. // SPE 70067, SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery. Conference, Texas, 2001.- p. 233-247.

159. Seright R.S., Liang J. A survey of Field Applications of Gel Treatments for Water Shutoff // SPE 26991, III Latin American/Carribean Petroleum Engineering Conference, Argentina, 27-29 April, 1994.- p. 111-119.

160. Seright R.S., Liang J., Sun H. Gel treatments in production wells with waterconing problems. In Situ.- 1993.- 17(3).- p. 243-272.

161. Smith J.E., Mack. J.C. Gels correct in-depth reservoir permeability variation. // Oil & gas Journal.- 1997.- № 6.- p. 173-182.

162. Stavland A., Kvanvik B.A., Lohne A. Simulation model for presiding placement of gels // SPE 28600. SPE 69'th Annual Technical Conference, New Orleans, LA, USA, 25-28 September, 1994.-p.387-402.

163. Todd B.J., Willhite G.P., Green D.W. A mathematical model of insitu gelation of polyacrylamide be a redox process // SPE 20215, SPE Reservoir Engineering, 1993, Feb., p. 51-61.

164. Zimm B.H., Crobher D.M. // Proc. N.C.S.- Vol.48, 905.- 1962.- p. 18.