Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии изоляции попутно добываемых вод в скважинах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии изоляции попутно добываемых вод в скважинах"

ХАСАНШИН РУСТАМ НУРИСЛАМОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИЗОЛЯЦИИ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОД В СКВАЖИНАХ (НА ПРИМЕРЕ ТЕВЛИНСКО-РУССКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2005

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете и в ООО "КогалымНИПИнефть».

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Гуторов Юлий Андреевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович;

кандидат технических наук, доцент Шамаев Григорий Анатольевич.

Ведущая организация Управление повышения нефтеотдачи пластов и

капитального ремонта скважин (УПНПиКРС) ТПП «Когалымнефтегаз».

Защита диссертации состоится «31» мая 2005 года в 14-00 на заседании диссертационного Совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450001,Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан < апреля 2005 года.

диссертационного совета

Ученый секретарь

Ямалиев В.У.

/

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

На протяжении последних десятилетий одной из острых проблем нефтедобычи является ограничение попутно добываемой воды. Прорывы закачиваемой воды при реализации интенсивных систем разработки заводнением ведут к образованию целиков нефти за фронтом вытеснения и неполному охвату процессом заводнения малопродуктивных разностей пласта. В неоднородных пластах первоочередной выработке и обводнению подвергаются наиболее проницаемые интервалы, характеризующиеся меньшим начальным градиентом давления при движении жидкости. Эти же интервалы чаще всего являются путями полного обводнения скважин, когда менее проницаемые прослои остаются невыработанными, а на участке продуктивного пласта еще сосредоточены значительные извлекаемые запасы нефти.

В процессе разработки пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения, характеризующегося высокой расчлененностью и послойной неоднородностью, происходит преждевременное обводнение добывающих скважин в результате прорыва нагнетаемой воды по высокопроницаемым интервалам верхнего пласта БС102. Современные методы повышения нефтеотдачи пластов и ремонтно-изоляционных работ (РИР) не приводят к существенному снижению обводненности продукции, ограничению попутно добываемой воды и увеличению добычи нефти в условиях пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения. Традиционно применяемые технологии имеют низкую успешность и технико-экономическую эффективность. Необходимы новые подходы к решению данной проблемы, в частности, в условиях неоднородного пласта БС 102+з Тевлинско-Русскинского месторождения. Без этого невозможно достичь запланированной добычи нефти на участках, где произошел преждевременный прорыв нагнетаемой воды, но имеются значительные остаточные извлекаемые запасы, которые могут быть потеряны, или в дальнейшем для их извлечения потребуются большие ресурсы и затраты. Учитывая реально сложившуюся ситуацию, можно прийти к выводу,

что только применение новых способов РИР позволит ограничить объемы попутно добываемой воды и увеличить нефтеотдачу пластов.

Цель работы: разработка технологии болышеобъемных закачек гелеобра-зующих составов с регулируемыми реологическими свойствами, позволяющей эффективно изолировать несколько высоко обводненных интервалов продуктивного пласта с различными фильтрационно-емкостными свойствами.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи:

1. Анализ существующих технологий водоизоляционных работ в добывающих скважинах на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз».

2. Научное обоснование подбора компонентов и разработка гелеобразую-щих составов на основе полиакриламида (ПАА) и фенолоспирта (ФС) для изоляции водопритока в добывающих скважинах.

3. Отработка элементов технологии на установках фильтрационных исследований, максимально приближенных к пластовым условиям.

4. Промысловые испытания новой технологии ограничения притока нагнетаемой воды в добывающих скважинах пласта БСЮ^ Тевлинско-Русскинского месторождения с использованием гелеобразующих составов (ГОС) на основе по-лиакриламида и фенолоспирта и докреплением зоны изоляции более прочным тампонажным материалом.

Методы решения поставленных задач

При анализе результатов промышленно освоенных и применяемых на Тев-линско-Русскинском месторождении технологий изоляции нагнетаемой воды использованы методы ретроспективного и статистического анализа с применением ПЭВМ.

Теоретические исследования и обоснование перспективного направления разработки технологии изоляции попутно добываемых вод для условий пласта

БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения проведены на базе публикаций за последние 15 лет.

Исследования реологических характеристик и подбор оптимальных концентраций ингредиентов гелеобразующих составов проведены с использованием современного оборудования и приборов: микропроцессорного рН-метра МР 225К, реометра «Рото Виско 1». Фильтрационные эксперименты выполнены на установке физического моделирования условий пласта и исследования проницаемости керна УИПК 1М

Испытания разработанной технологии проведены прямыми экспериментами на реальных объектах - скважинах пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения.

При анализе, обобщении промыслового материала и расчетах достигнутой технологической эффективности использован применяемый в ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь» программный продукт «EOR-Analyst». Расчет эффекта от проведенных мероприятий произведен по методике, утвержденной НК ОАО «ЛУКОЙЛ».

Научная новизна

1. Установлены зависимости изменения реологических параметров гелеоб-разующих составов, приготовленных на воде сеноманского комплекса Тевлинско-Русскинского месторождения, от концентраций бихромата калия, фенолоспирта и полиакриламидов.

2. Установлены диапазоны изменения фильтрационных параметров на естественных образцах горных пород пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения в зависимости от скорости закачки, вязкости и времени гелеобразования разработанных составов.

3. Разработана технология изоляции попутно добываемых вод в скважинах на основе применения поочередной закачки составов различной вязкости и времени гелеобразования, обеспечивающих увеличение охвата воздействием обрабатываемого пласта и высокую изолирующую способность

Защищаемые положения

1. Водоизолирующие составы ГОС на основе ПАА и фенолоспирта, позволяющие создать в водопромытых интервалах неоднородного пласта тампонирующий барьер требуемой протяженности.

2. Технология изоляции притока нагнетаемой воды в добывающих скважинах с использованием разработанных ГОС и последующим докреплением зоны изоляции более прочным тампопажным материалом.

Практическая ценность и реализация в промышленности

Разработана и внедрена в промысловых условиях новая технология ограничения притока нагнетаемой воды новыми гелеобразующими составами на основе ПАА и фенолоспирта. Закачка большеобъемных оторочек композиций ГОС в вы-сокообводненные добывающие скважины позволяет блокировать обводненные нагнетаемой водой высокопроницаемые интервалы пласта, что приводит к перераспределению потоков нагнетания, увеличению охвата пласта заводнением и повышению полноты выработки запасов. Внедрение данной технологии на трех скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения ОАО «ЛУКОЙЛ - Западной Сибири» позволило дополнительно добыть более 5,7 тыс. тонн нефти. Предложенная технология может применяться на месторождениях, имеющих горногеологические условия, аналогичные пласту БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались: на конференции УГНТУ «Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона» (г. Октябрьский, 2000 г.); научно-практической конференции ОАО "СибНИИНП" «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке» (г. Тюмень, 2000 г.); первой научно-практической конференции ООО "КогалымНИПИнефть" «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Кога-лым, 2001 г.); 5-й Международной научно-практической конференции «Состояние

и перспективы работ по повышению нефтегазоотдачи пластов» (г. Самара, 2001 г.), а также на заседаниях геолого-технических советов ТПП «Когалымнефтегаз» (г. Когалым, 2001 и 2002 гг.) и Учёном совете ООО «КогалымНИПИнефть» (2002 и 2003 гг.).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 8 научных работ в открытой научно-технической печати, в том числе 7 статей, получен 1 патент на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 125 наименований, двух приложений.

Общий объем работы - 138 страниц машинописного текста, включая 37 рисунков и 12 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, определена ее цель и практическая значимость работы.

В первой главе представлены результаты обзорно-аналитической работы по наиболее перспективным методам ограничения притока нагнетаемой воды в добывающих скважинах, продемонстрировавшим высокую технологическую и экономическую эффективность в различных геолого-физических условиях скважин и пластов. Проблемами разработки теоретических и прикладных аспектов применения методов водоизоляционных работ в добывающих скважинах в различное время занимались: Агаджанов P.C., Блажевич В.А., Вагизов Н.Г., Габдуллин Р.Г., Га-зизов А. Ш., Газизов А. А., Земцов Ю.В., Киселев А.И, Клещенко И.И, Коше-лев А.Т., Кубарев Н.П., Курочкин В.М., Лядов Б.С., Маляренко A.B., Молчан И.А., Муслимов Р.Х., Палий А.О., Поддубный Ю.А., Рябоконь CA., Скородиев-ская Л.А., Уметбаев ВТ., Халтурин В.Г., Хисаева Д.А. и многие другие исследователи.

За последние годы наблюдаются следующие тенденции развития методов изоляции водопритоков в добывающих скважинах:

- применение цементных заливок на водной и углеводородной основе под давлением; облагораживание и повышение проникающей способности в пористые среды цементных растворов введением в них различных добавок;

- применение эмульсий и не растворимых водой реагентов и композиций;

-применение легкофильтрующихся тампонажных материалов - жидкого

стекла и композиций на его основе; водорастворимых полимеров на основе гипана или его аналогов; составов на основе полиакриламида; кремнийорганических реагентов и композиций АКОР, ВТС и НВТС;

- применение комбинированных технологий с предварительной закачкой болыпеобъемных оторочек легкофильтрующихся в пористые среды водоизоли-рующих композиций, например ГОС, и последующим докреплением их со стороны ствола скважины высокопрочными материалами - цементом или полимерными материалами.

В последнее время разработано большое количество водоизолирующих селективных составов, однако в основном они применяются для закачки в нагнетательные скважины с целью отключения водопромытых интервалов пласта и повышения охвата пласта заводнением.

Рассмотрены показатели технико-экономической эффективности применяемых технологий ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах месторождений Когалымского региона по различным видам РИР. Установлена наименьшая в 11111 «Когалымнефтегаз» технико-экономическая эффективность изоляции отдельных обводнившихся интервалов и пропластков объектов эксплуатации (вид работ КР 1-1 по классификатору ремонтных работ в скважинах). Успешность этих РИР составляет 76,1%, а экономически оправдываются только 20,9% из них. Низкие значения технико-экономических показателей ремонтов КР 1-1 обусловлены наибольшей сложностью работ данного вида, требующих селективной изоляции отдельных выработанных интервалов пластов.

Самые высокие удельные затраты на дополнительно добытую тонну нефти при выполнении ремонтов КР 1-1 наблюдаются на Тевлинско-Русскинском место-

рождении. Широко применяемые на других месторождениях ТИП «Когалымнефтегаз» технологии изоляции нагнетаемых вод, такие как: закачка под давлением модифицированных цементных растворов, селективная изоляция кремнийорганическими реагентами, оказались неэффективными для пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения. Низкая технологическая эффективность изоляции нагнетаемых вод в добывающих скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения вызвана сложностью геологических условий объекта разработки - пласта БС102+3.

Основными объектами разработки данного месторождения является пласты БСЮ2 и БС103 , эксплуатируемые как единый объект БСЮ2+з. Указанный пласт характеризуется чередованием пропластков средне- и крупнозернистых глинистых алевролитов и аркозовых песчаников с содержанием глинистого вещества в алевролитах в пределах 5,0 - 16,4 %, а в песчаниках - в пределах 2,0-10%. В составе компонентов песчаника преобладают полевые шпаты - 60% и кварц - 30%. Цементация осуществляется за счет вдавливания твердых зерен в менее плотные: кварца - в полевые шпаты, а последних, в свою очередь, - в биотит и выветрелые фрагменты пород. В составе компонентов алевролита преобладают кварц - 40% и полевые шпаты - 40%, кроме того, содержится - биотит, хлорит, мусковит, доломит. Цемент образован в результате деформации слюдистых компонентов - биотита, хлорита, в меньшей мере мусковита, а также продуктов замещения этих минералов слоистыми силикатами: гидрослюдой, хлоритом и вермикулитом. Пласт БС1О2+з отличается высокой расчлененностью и неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора. Коллектор БС102 представлен, как правило, наиболее проницаемыми породами: песчаником средне- и мелкозернистым и крупнозернистым алевролитом с пористостью до 24%, проницаемостью от 0,150 до 1,600 мкм2. Пласт БС10з представлен песчаниками мелкозернистыми алеврити-стыми и алевролитами с пористостью 14-19% и проницаемостью от 0,005 до 0,180 мкм2. Отмеченные расчлененность и неоднородность, а особенно резкие различия ФЕС пластов БС102 и БС103, значительно усложняют разработку объекта и его эксплуатацию. Обводнение добываемой продукции в подавляющем большинстве случаев происходит за счет прорыва нагнетаемой воды от соседних нагнетатель-

ных скважин по высокопронидаемым интервалам пласта БС102, расположенного в верхней части объекта разработки. Это значительно осложняет задачу РИР, обусловливает их низкую эффективность и высокие затраты на достигнутую дополнительную добычу нефти.

Необходимо создание новой технологии РИР, адаптированной и экономически эффективной в условиях отмеченного пласта. Существующие и широко применяемые методы ограничения притока вод носят локальный характер. Вследствие значительной величины интервала обводненной части коллектора необходимо увеличение объема закачиваемого изолирующего состава, что ведет к увеличению количества применяемых реагентов. Поэтому к разрабатываемой технологии сформулированы следующие требования:

- легкодоступность и низкая стоимость компонентов состава;

- возможность изменения реологических характеристик в процессе закачки состава в пласт;

- возможность регулирования времени гелеобразования состава;

- способность выдерживать водоизолирующим экраном перепад между пластовым и забойным давлением в процессе последующей длительной эксплуатации скважины;

- сохранение фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенных интервалов пласта;

- сохранение водоизолирующих свойств состава во времени.

В конце главы приведено обоснование цели и основных задач исследования.

Во второй главе дается обоснование выбранных компонентов разрабатываемого гелеобразующего состава.

Выбор в качестве изолирующего материала гелеобразующих составов на основе полиакриламидов обусловлен их способностью образовывать в присутствии сшивающих агентов тампонирующий материал, сочетающий в себе свойства твердых тел (сохранение формы) и эластомеров (упругие обратимые деформации при нагрузках). ПАА хорошо растворяется в воде, в том числе и технической. В качестве сшивателя предлагается использовать фенолоспирт (ФС), а соли хрома добавлять для регулирования времени гелеобразования ГОС. Составы на основе

полиакриламидов и фенолоспирта имеют ряд значительных преимуществ перед ГОС, сшиваемых хромом и другими поливалентными металлами, при работе в пластах с температурами выше 70"С. Последнее имеет очень большое значение, т.к. температура пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения составляет 80±2°С. Преимуществом, во-первых, является более продолжительное время гелеобразования - более 12 часов. Во-вторых, антиоксидантные свойства фено-лоспирта предотвращают преждевременное окисление полимера и делают гели более устойчивыми во времени при высоких пластовых температурах - 80-130°С. В-третьих, увеличением концентрации фенолоспирта можно добиваться более прочных гелей, не опасаясь раннего синерезиса также при высоких температурах -более 80°С. Разрабатываемому составу было дано условное наименование «геле-образующий состав - высокотемпературный» - ГОС-ВТ.

Исследованы четыре марки ПЛА, предполагаемых к использованию для изоляции нагнетаемой воды в скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения.

Установлена возможность приготовления составов ГОС-ВТ на воде сено-манского комплекса, применяемой для закачки в нагнетательные скважины. Время гелеобразования растворов, приготовленных на данной воде, незначительно увеличивается. Для температуры этого пласта, равной 80°С, определены оптимальные базовые концентрации ингредиентов: ПАА - 0,3%, и фенолоспирта - 0,6%. При указанных концентрациях составы образуют гель, удовлетворяющий требованиям к структуро-механической прочности водоизолирующего материала. Время гелеобразования составов при этой температуре регулируется в пределах 18-22 часа, что позволяет производить закачку безопасно больших объемов в пласт.

Исследована возможность снижения времени гелеобразования составов ГОС-ВТ в пластовых условиях введением в них бихромата калия. Установлено, что бихромат калия в количестве 0,03 -0,08 % сокращает время гелеобразования составов при температуре 80 °С до 2-4 часов (рис.1). Такая возможность также крайне важна, поскольку позволяет регулировать в процессе закачки состава охват пласта воздействием по толщине и простиранию.

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20

Содержание бихромата калия, % ■ *"

♦ ПААОМР-ЗЮ • ПАА РОА - 1041 а ПААОР 9-8177 "

Рис.1. Зависимость времени гелеобразования смеси ПАА(0,3%), ФС (0,6%) и бихромата калия от содержания бихромата калия при 80° С

Установлена возможность кратного изменения вязкости составов ГОС-ВТ в пластовых условиях при изменении базовой концентрации ПАА в пределах от 0,05 до 0,5 % (рис.2). Это позволяет регулировать охват пласта тампонированием по толщине, что повышает эффективность водоизоляционных работ.

Исследована возможность использования фенолоспирта в качестве докреп-ляющего материала при применении ГОС-ВТ. Установлено, что фенолоспирт товарной формы при пластовой температуре 80°С за 12 часов образует монолитный пространственно сшитый прочный полимер, способный выполнять роль докреп-ляющего материала. Это еще более повышает надежность и эффективность разрабатываемого метода водоизоляции.

В третьей главе приведены результаты фильтрационных исследований разработанных композиций ГОС-ВТ и отработки элементов технологии РИР по их применениею. Эксперименты проведены на установке физического моделирования пластовых условий УИПК-1М. Моделями служили естественные керны пласта БСЮ2+зТевлинско-Русскинского месторождения и насыпные колонки из размолотой породы этого же пласта.

Для исследования процессов фильтрации в разнопроницаемые нефте- и во-донасыщенные прослои установка была снабжена двумя параллельно обвязанными кернодержателями.

В экспериментах использовали пластовую воду пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения, воду, применяемую в системе поддержания пластового давления и нефть этого месторождения. По своему типу пластовая вода является хлоркальциевой с плотностью - 1,012 г/см3, минерализацией - 17,5 г/л, pH - 7,31, жесткостью обшей - 24,5 мг-экв/л. Вода, используемая в системе поддержания пластового давления, по своему типу является хлоркальциевой с плотностью- 1,012 г/см3, минерализацией - 19,9 г/л, рН-7,1, жесткостью общей - 20,5 мг-экв/л.

Проба нефти была отобрана из скважины 8644 Тевлинско-Русскинского месторождения и характеризуется следующими параметрами:

- плотность нефти в поверхностных условиях- 0,8724 г/см ;

- вязкость нефти в поверхностных условиях -17,02 мПа*с;

с я

•Л-и

ш «

и

14 12 10 8 6 4

(- ~> . ! - Р"

, С

Ь- ■ 1 + *

1, ¡-г— "1 У

► г. ч V- X

1»4 1 4*Г, о, и ^, К1', 1 ¿/VV

0,Й307е3 0,800^ 38094

.....

4-

„-«Г". Г ' * гг л. * "гХ: • да.-.....

Г1 1 *

........,........._

Г," :

1 1 V \ I 1 ч И > » » к

2 \ Ь. 1,1)1111 " % - - у <•'- ^л^^У-Л—К ?ч - <•'

I ' 1 * 'К -ч П » Т 1 х ч -V, 4 - ? * * > <

Г.. I ™ ! •> * Г I * ' Ч { 11 -Ч

П I 1 1 - -1- - > 1." - с* I .ь ~ 1 ■ 1 ^ у <, '

0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 Концентрация полимера, % ♦ БМР-ЗЮ

■ РИА - 1041

Рис. 2. Зависимость вязкости растворов от концентрации полимера при 80° С

0,45 0,5 0,55 а ОР9-8177

0,6

- содержание: асфальтецов - 5,83%, парафинов - 2,32%, смол - 12,08%, серы-0,96%.

Постановка лабораторных фильтрационных исследований определялась решением следующих задач:

1) оценка тампонирующей способности состава ГОС-ВТ в условиях водоносных интервалов пласта БС102+з Тевлииско-Русскинского месторождения;

2) оценка селективности и воздействия состава ГОС-ВТ на водоносные и продуктивные интервалы при его закачке по всей вскрытой толщине пласта;

3) исследование процесса тампонирования разнопроницаемых водоносных пропластков при изменении реологических свойств или времени гелеобразования составов ГОС-ВТ в момент их закачки в пласт; оценка эффективности такого воздействия (отработка элементов технологии);

4) исследование эффективности докрепления оторочки ГОС-ВТ более прочным тампонажным материалом - фенолоспиртом (отработка элементов технологии).

Установлена высокая водоизолирующая способность гелеобразующих составов на основе полиакриламида и фенолоспирта - ГОС-ВТ. Базовые составы, содержащие 0,3 % ПАА и 0,5-0,6 % фенолоспирта, снижают проницаемость водо-насыщенных пористых сред примерно в 35-45 раз. Введение в составы дополнительно 0,08-0,3 % бихромата калия повышает эффективность их применения. После обработки такими составами водонасыщенные пористые среды снижают проницаемость примерно в 275 и более раз.

Установлена высокая селективная способность водоизолирующих составов ГОС-ВТ. При одновременной фильтрации в водо- и нефтенасыщенные пористые среды, наряду со снижением проницаемости водоносных зон примерно в 50-1000 раз, они снижают проницаемость нефтеносных только в 1,2-1,8 раза.

Установлена возможность перераспределения потока закачиваемых составов ГОС-ВТ с целью повышения охвата изоляцией разнопроницаемых водоносных прослоев пласта по толщине. Во-первых, это достигается увеличением давления и скорости нагнетания реагента, а во-вторых, изменением времени его гелеоб-разования. Во втором случае в процессе закачки основного объема базового со-

става ГОС-ВТ в него дополнительно вводится бихромат калия или натрия в количестве, обеспечивающем сшивку полиакриламида при пластовой температуре за 2-4 часа. Оторочка такого состава быстро тампонирует наиболее проницаемые и поглощающие прослои, и закачиваемый вслед обычный базовый состав фильтруется в другие зоны, повышая охват изоляцией. Применение ГОС-ВТ с меньшим временем гелеобразования при содержании БХК 0,08 % привело к повышению эффективности водоизоляции - модели пласта снизили проницаемость для воды примерно в 270-1400 раз.

Установлена высокая тампонирующая способность при пластовой температуре 80 °С фенолоспирта товарной формы. Проницаемость водонасыщенной модели пласта после закачки фенолоспирта снизилась на четыре порядка. Следует отметить, что моделью в этом эксперименте служил несцементированный песок с достаточно высокой начальной проницаемостью - 0,3726 мкм2, который после обработки выдержал без фильтрации перепад давления около 12,0 МПа, а при перепаде 12,2 МПа проявил проницаемость 0,00001 мкм2.

Установлена возможность использования фенолоспирта товарной формы в качестве докрепляющего материала при закачках ГОС-ВТ. Использование данного технологического приема позволило значительно повысить надежность изоляции водонасыщенной модели пласта - она снизила проницаемость примерно в 1000 раз. На основании полученного результата фенолоспирт товарной формы рекомендован и испытан в промысловых испытаниях в качестве докрепляющего агента при закачках составов ГОС - ВТ.

Четвертая глава посвящена выбору участка и скважин для промысловых испытаний разрабатываемой технологии РИР. Целью опытных работ автором ставилась не только оценка эффективности технологии с точки зрения надежности изоляции высокопроницаемых водопромытых интервалов в выбранных добывающих скважинах. Большой интерес также представляли изменения фильтрационных потоков на экспериментальном участке за счет ограничения отборов нагнетаемой воды в ремонтируемых скважинах и получение за счет этого дополнительной добычи нефти в соседних реагирующих скважинах.

С учетом этого для испытания технологии РИР выбран опытный участок пласта БС102+з северо-западной зоны Тевлинско-Русскинского месторождения. Выбранные для РИР добывающие скважины, расположенные в первом ряду с севера (№ 7399) и юга (№ 7425 и 7426) от разрезающего нагнетательного ряда, находятся в зонах с текущей нефтенасыщенностью 0,45-0,51 д.ед. и с плотностями текущих извлекаемых запасов нефти 0,4-1,1 м3/кв.м, что соответствует удельным остаточным извлекаемым запасам от 50 до 77 тыс.т/скв. К моменту планируемых работ эти скважины обводнились до 95 % при коэффициентах извлечения нефти от 0,251 до 0,359. Динамика добычи показывает наличие в продукции скважин двух-трех резких пиков роста обводненности, что свидетельствует о прорывах нагнетаемой воды по отдельным пропласткам. Обводненность всего опытного участка, включающего скважины уплотняющих и стягивающих рядов, достигла уровня 74%. Отмеченные аспекты свидетельствуют о целесообразности проведения РИР на рассматриваемом участке и актуальности выполнения водоизоляционных работ на выбранных скважинах.

При осуществлении работ на скважинах апробированы технологические приемы закачки ГОС-ВТ различных концентраций ПАА, применения бихромата калия в качестве ускорителя процесса гелеобразования, использования в качестве докрепляющих материалов фенолоспирта и цементного раствора. Достигнутые изменения режимов работы пласта БС102+з в ремонтируемых скважинах подтверждены данными промыслово-геофизических исследований до и после РИР.

Промысловые работы показали высокую эффективность разработанной технологии. Лучшие результаты с точки зрения снижения обводненности продукции при одновременном увеличении дебита нефти получены на скважине № 7426. Обводненность продукции скважины при выходе на стабильный режим эксплуатации после РИР составила 80,6 %, дебит нефти вырос с 4,7 до 10,4 т/сут. Предпосылкой этого послужило наличие в разрезе скважины слабопроницаемых не вовлеченных ранее в разработку интервалов пласта БС103.

Во всех опытных скважинах, несмотря на сложность установленных геофизическими методами условий обводнения и решения задач РИР, достигнуты кратное снижение дебитов по воде и изменение профилей притока, в том числе вовле-

чение в работу ранее не работающих или слабо отдающих интервалов. Это свидетельствует об эффективности большеобъемных (36-40 м3) закачек разработанных композиций ГОС-ВТ при изоляции нагнетаемых вод в условиях высокорасчле-ненного и неоднородного по проницаемости пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения.

Анализ изменения динамики добычи нефти и обводненности на всем экспериментальном участке, как отклика воздействия на пласт БС102+з со стороны трех опытных скважин, показал позитивные результаты. После РИР на реагирующем участке ограничен отбор попутной воды на 37,8 тыс. м3, в том числе на участке собственно трех ремонтируемых скважин - на 32,0 тыс.м3. Вследствие перераспределения потоков нагнетаемой воды дополнительно добыто 5,7 тыс. тонн нефти, обводненность продукции по участку скважин снизилась по сравнению с прогнозной на 5-10%.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании обзора литературных источников обоснована перспективность разработки метода РИР с применением большеобъемных закачек гелеобра-зующих составов с регулируемыми реологическими характеристиками на основе сшивающихся полиакриламидов и последующего докрепления их высокопрочными тампонирующими материалами. Установлена наименьшая в ТИП «Когалымнефтегаз» технико-экономическая эффективность изоляции нагнетаемых вод в добывающих скважинах в условиях пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения. Широко применяемые и показавшие высокую успешность на других месторождениях технологии оказались неэффективными для данного пласта, характеризующегося высокой расчлененностью - 7 и более про-пластков, а также неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств: диапазон изменения пористости отдельных прослоев составляет 14-24%, проницаемости -0,005-1,600 мкм2. Обоснована необходимость создания нового метода РИР в отмеченных сложных геологических условиях.

2. Разработаны и исследованы в лабораторных условиях составы ГОС-ВТ, содержащие ПАА, фенолоспирт и ускоритель гелеобразования. Технологические, реологические и структурно-механические характеристики этих составов удовлетворяют температурным, геолого-литологическим и фильтрационно-емкостным условиям пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения.

3. На основании выполненных фильтрационных исследований составов ГОС-ВТ в условиях, максимально приближенных к пластовым, установлено:

- высокая водоизолирующая и селективная способность ГОС-ВТ. При одновременной фильтрации в водо- и нефтенасыщенные пористые среды, наряду со снижением проницаемости водоносных зон примерно в 50-1000 раз, эти составы снижают проницаемость нефтеносных только в 1,2-1,8 раза;

- возможность перераспределения потока закачиваемых составов ГОС-ВТ с целью повышения охвата изоляцией разнопроницаемых водоносных прослоев пласта по толщине и простиранию. Это достигается, во-первых, изменением давления и скорости нагнетания реагента, во-вторых, снижением времени его гелеоб-

разования за счет введения ускорителя, и в-третьих, изменением вязкости состава в процессе закачки снижением или увеличением базовой концентрации ПАА;

- возможность использования фенолоспирта в качестве докрепляющего материала при применении ГОС-ВТ; фенолоспирт товарной формы образует монолитный прочный пространственно сшитый полимер, значительно повышающий надежность и эффективность водоизоляции.

4. Проведены промысловые испытания технологии изоляции нагнетаемых вод ГОС-ВТ в условиях пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения. Апробированы технологические приемы закачки ГОС-ВТ различных концентраций ПАА, применения БХК в качестве ускорителя процесса гелеобразования, использования в качестве докрепляющих материалов фенолоспирта и обычного цементного раствора. Результаты РИР свидетельствуют о высокой эффективности большеобъемной (36-40 М3) закачки ГОС-ВТ с применением растворов, содержащих ускоритель процесса гелеобразования или повышенную в сравнении с базовой концентрацию ПАА, а также использованием в качестве докрепляющего реагента фенолоспирта. Во всех скважинах достигнуто значительное снижение деби-тов воды и изменение профилей притока, в том числе вовлечение в работу ранее не работающих или слабо отдающих интервалов. Анализ изменения динамики добычи нефти и обводненности на экспериментальном участке, как отклика воздействия на пласт БС102+з со стороны ремонтируемых скважин, показал положительные результаты. Вследствие РИР на участке ограничен отбор попутной воды на 37,8 тыс. м3, в том числе из ремонтируемых скважин - на 32,0 тыс. м3. На реагирующем участке в результате перераспределения потоков нагнетания обводненность добываемой продукции фактически стабилизировалась или на 5-10% снизилась в сравнении с прогнозной. На протяжении шести месяцев после РИР дополнительно добыто 5,7 тыс. тонн нефти, эффект сохраняется.

Разработана и принята к внедрению на предприятиях ТПП «Когалымнефтегаз» "Инструкция изоляции нагнетаемой воды в добывающих скважинах составами ГОС-ВТ".

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Хасаншин Р. Н., Гуторов Ю. А. Результаты ремонтно-изоляционных работ на обсаженных скважинах с применением кремнийоргаических соединений в условиях нефтегазовых месторождений ТПП «Когалымнефтегаз»// Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового района: Сб. науч. тр. ОФ УГНТУ. -Уфа:УГНТУ, 2000. - С. 138 - 141.

2. Гуторов 10. А., Можаров Л. А., Хасаншин Р. Н. Оценка эффективности применения водоизолирующих композиций для уменьшения обводненности добываемой продукции в условиях НГДУ «Туймазанефть»// Нефть и газ - 2001: Сб. науч. тр. УГНТУ. - Уфа:УГНТУ, 2001. - С. 41 - 42.

3. Хасаншин Р. Н. Анализ эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважинах с применением кремнийорганических соединений в ТПП «Когалымнефтегаз»// Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. докладов XII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. - Тюмень: СИБНИИ11П, 2001. - С. 186 - 192.

4. Абдрашитов Д.А.,Зсмцов К). В., Хасаншин Р. Н., Лядов Б. С. Проблемы водоизоляционных работ в условиях водоплавающих залежей нефти// Интервал. -2001.-№6.-С. 3-5.

5. Абдрашитов Д.А., Земцов Ю. В.", Хасаншин Р. Н., Бочкарев О. Ю. Совершенствование изоляции вод в добывающих скважинах месторождений Западной Сибири// Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: Материалы первой научно-практической конференции «КогалымНИПИнефть». - Когалым, 2001. - С. 448 - 451.

6. Патент № 2219327 РФ. Способ изоляции водогазопритоков / Б. С. Лядов, Ю. В. Земцов, М. Г. Вятчипип, Р. Г. Рамазанов, Р. Н. Хасаншин -Приоритет 28.03.02.

7. Гилаев Г. Г., Кошелсв А. Т., Лядов Б. С, Земцов Ю. В., Хасаншин Р. Н. Об эффективности ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах// Нефтепромысловое дело. - 2003. -№11. - С. 48 - 50.

8. Земцов Ю.В., Хасаншин Р. Н., Абдрашитов Д. А., Монаков С. Л. Регулирование выработки запасов применением РИР в добывающих скважинах// Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Сб. науч. тр. ТГНУ. - Тюмень, 2003. - С. 201 - 206.

Подписано в печать 22 04 05 г Формат 60\90'16 Печ л 1 Отпечатано в БашНИИстрое Заказ 52 Тираж 90 экз

(j: . J1233

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хасаншин, Рустам Нурисламович

Введение.

1. Обзор методов и технологий ограничения водопритока в добывающих скважинах.

1.1. Причины обводнения скважин.

1.2. Современные методы и технологии ограничения водоприто

1.3. Эффективность методов ограничения водопритока на месторождениях ТПП «Когалымнефте газ»

1.4. Постановка задач исследований.

2. Лабораторные исследования гелеобразующих составов на основе полиакриламида и фенолоспирта.

2.1. Выбор компонентов гелеобразующего состава.

2.2. Исследование времени гелеобразования составов.

2.3. Исследование реологических характеристик составов.

2.4. Выводы.

3. Испытание гелеобразующих составов на установках физического моделирования пластовых условий.

3.1. Методика и условия проведения исследований. ф 3.2. Результаты фильтрационных исследований составов.

3.3. Выводы.

4. Выбор участка и скважин для проведения опытно-промысловых испытаний разработанной технологии.

4.1. Выбор участка и скважин.

4.2. Опытно-промысловые испытания.

4.3. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии изоляции попутно добываемых вод в скважинах"

Актуальность проблемы

На протяжении последних десятилетий одной из острых проблем нефтедобычи является ограничение попутно добываемой воды. Прорывы закачиваемой воды при реализации интенсивных систем разработки заводнением ведут к образованию целиков нефти за фронтом вытеснения и неполному охвату процессом заводнения малопродуктивных разностей пласта. В неоднородных пластах первоочередной выработке и обводнению подвергаются наиболее проницаемые интервалы, характеризующиеся меньшим начальным градиентом давления при движении жидкости. Эти же интервалы чаще всего Ф являются путями полного обводнения скважин, когда менее проницаемые прослои остаются невыработанными, а на участке продуктивного пласта еще сосредоточены значительные извлекаемые запасы нефти.

В процессе разработки пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения, характеризующегося высокой расчлененностью и послойной неоднородностью, происходит преждевременное обводнение добывающих скважин в результате прорыва нагнетаемой воды по высокопроницаемым интервалам верхнего пласта БСЮг. Современные методы повышения нефтеотдачи пластов и ремонтно-изоляционных работ (РИР) не приводят к существенному снижению обводненности продукции, ограничению попутно добываемой воды и увеличению добычи нефти в условиях пласта БСЮ2+3 Тевлин-ско-Русскинского месторождения. Традиционно применяемые технологии имеют низкую успешность и технико-экономическую эффективность. Необходимы новые подходы к решению данной проблемы, в частности, в условиях неоднородного пласта БСЮ2+3 Тевлинско-Русскинского месторождения. Без этого невозможно достичь запланированной добычи нефти на участках, где произошел преждевременный прорыв нагнетаемой воды, но имеются значительные остаточные извлекаемые запасы, которые могут быть потеряны, или в дальнейшем для их извлечения потребуются большие ресурсы и за траты. Учитывая реально сложившуюся ситуацию, можно прийти к выводу, что только применение новых способов РИР позволит ограничить объемы попутно добываемой воды и увеличить нефтеотдачу пластов.

Цель работы: разработка технологии болыпеобъемных закачек геле-образующих составов с регулируемыми реологическими свойствами, позволяющей эффективно изолировать несколько высоко обводненных интервалов продуктивного пласта с различными фильтрационно-емкостными свойствами.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи:

1. Анализ существующих технологий водоизоляционных работ в различных геолого-физических условиях скважин.

2. Научное обоснование подбора компонентов и разработка составов на основе полиакриламида (ПАА) и фенолоспирта (ФС) для изоляции водо-притока в добывающих скважинах.

3. Отработка элементов технологии на установках фильтрационных исследованиях, максимально приближенных к пластовым условиям;

4. Промысловые испытания новой технологии ограничения притока нагнетаемой воды в добывающих скважинах пласта БСЮ2+3 Тевлинско-Русскинского месторождения с использованием гелеобразующих составов (ГОС) на основе полиакриламида и фенолоспирта и докреплением зоны изоляции более прочным тампонажным материалом.

Методы решения поставленных задач

При анализе результатов промышленно освоенных и применяемых на Тевлинско-Русскинском месторождении технологий изоляции нагнетаемой воды использованы методы ретроспективного и статистического анализа с применением ПЭВМ.

Теоретические исследования и обоснование перспективного направления разработки технологии изоляции воды для условий пласта БСЮ2+3 Тевлинско-Русскинского месторождения проведены на базе литературно-патентных публикаций за последние 15 лет.

Исследования реологических характеристик и подбор оптимальных концентраций ингредиентов гелеобразующих составов проведены с использованием современного оборудования и приборов: микропроцессорного рН-метра «МР 225К», реометра «Рото Виско 1». Фильтрационные эксперименты выполнены на установке физического моделирования условий пласта и исследования проницаемости керна «УИПК 1М».

Испытания разработанной технологии проведены прямыми экспериментами на реальных объектах — скважинах пласта БСЮ2+3 Тевлинско-Русскинского месторождения.

При анализе, обобщении промыслового материала и расчетах достигнутой технологической эффективности использован применяемый в ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» программный продукт «EOR-Analyst». Расчет эффекта от проведенных мероприятий произведен по методике, утвержденной НК ОАО «ЛУКОЙЛ».

Научная новизна

1. Установлены зависимости изменения реологических параметров гелеобразующих составов, приготовленных на воде сеноманского комплекса Тевлинско-Русскинского месторождения, от концентраций бихромата калия, фенолоспирта и полиакриламидов.

2. Установлены диапазоны изменения фильтрационных параметров на естественных образцах горных пород пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения в зависимости от скорости закачки, вязкости и времени гелеобразования разработанных составов.

3. Разработана технология изоляции попутно добываемых вод в скважинах на основе применения поочередной закачки составов различной вязкости и времени гелеобразования, обеспечивающих увеличение охвата воздействием обрабатываемого пласта и высокую изолирующую способность.

Защищаемые положения

1. Новые водоизолирующие составы ГОС на основе ПАА и фенолос-пирта, позволяющие создать в водопромытых интервалах неоднородного пласта тампонирующий барьер требуемой протяженности.

2. Новая технология изоляции притока нагнетаемой воды в добывающих скважинах с использованием разработанных ГОС и последующим док-реплением зоны изоляции более прочным тампонажным материалом.

Практическая ценность и реализация в промышленности

Разработана и внедрена в промысловых условиях новая технология ограничения притока нагнетаемой воды новыми гелеобразующими составами на основе ПАА и фенолоспирта. Закачка болыиеобъемных оторочек композиций ГОС в высокообводненные добывающие скважины позволяет блокировать обводненные нагнетаемой водой высокопроницаемые интервалы пласта, что приводит к перераспределению потоков нагнетания, увеличению охвата пласта заводнением и повышению полноты выработки запасов. Внедрение данной технологии на трех скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения Т1111 «Когалымнефтегаз» позволило дополнительно добыть более 5,7 тыс. тонн нефти. Предложенная технология может применяться на месторождениях, имеющих горно-геологические условия, аналогичные пласту БСЮ2+3 Тевлинско-Русскинского месторождения.

При работе над диссертацией автор использовал как самостоятельные исследования, так и выполненные в соавторстве с другими сотрудниками ООО «КогалымНИПИнефть».

Автор выносит глубокую благодарность за оказанную помощь при выполнении настоящей работы научному руководителю — профессору, д.т.н. Гуторову Ю. А., а также начальнику отдела ремонтно-изоляционных работ ООО «КогалымНИПИнефть», к.т.н. Земцову Ю. В.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Хасаншин, Рустам Нурисламович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании обзора литературных источников обоснована перспективность разработки метода РИР с применением большеобъемных закачек гелеобразующих составов с регулируемыми реологическими характеристиками на основе сшивающихся полиакрил амидов и последующего докрепле-ния их высокопрочными тампонирующими материалами. Установлена наименьшая в ТИП «Когалымнефтегаз» технико-экономическая эффективность изоляции нагнетаемых вод в добывающих скважинах в условиях пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения. Широко применяемые и показавшие высокую успешность на других месторождениях технологии оказались неэффективными для данного пласта, характеризующегося высокой расчлененностью - 7 и более пропластков, а также неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств: диапазон изменения пористости отдельных прослоев составляет 14-24%, проницаемости — 0,005-1,600 мкм2. Обоснована необходимость создания нового метода РИР в отмеченных сложных геологических условиях.

2. Разработаны и исследованы в лабораторных условиях составы ГОС-ВТ, содержащие ПАА, фенолоспирт и ускоритель гелеобразования. Технологические, реологические и структурно-механические характеристики этих составов удовлетворяют температурным, геолого-литологическим и фильт-рационно-емкостным условиям пласта БС102+3 Тевлинско-Русскинского месторождения.

3. На основании выполненных фильтрационных исследований составов ГОС-ВТ в условиях, максимально приближенных к пластовым, установлено:

- высокая водоизолирующая и селективная способность ГОС-ВТ. При одновременной фильтрации в водо- и нефтенасыщенные пористые среды, наряду со снижением проницаемости водоносных зон примерно в 50-1000 раз, эти составы снижают проницаемость нефтеносных только в 1,2-1,8 раза;

- возможность перераспределения потока закачиваемых составов ГОС-ВТ с целью повышения охвата изоляцией разнопроницаемых водоносных прослоев пласта по толщине и простиранию. Это достигается, во-первых, изменением давления и скорости нагнетания реагента, во-вторых, снижением времени его гелеобразования за счет введения ускорителя, и в-третьих, изменением вязкости состава в процессе закачки снижением или увеличением базовой концентрации ПАА;

- возможность использования фенолоспирта в качестве докрепляющего материала при применении ГОС-ВТ; фенолоспирт товарной формы образует монолитный прочный пространственно сшитый полимер, значительно повышающий надежность и эффективность водоизоляции.

4. Проведены промысловые испытания технологии изоляции нагнетаемых вод ГОС-ВТ в условиях пласта БС102+з Тевлинско-Русскинского месторождения. Апробированы технологические приемы закачки ГОС-ВТ различных концентраций ПАА, применения БХК в качестве ускорителя процесса гелеобразования, использования в качестве докрепляющих материалов фенолоспирта и обычного цементного раствора. Результаты РИР свидетельствуют о высокой эффективности большеобъемной (36-40 м3) закачки ГОС-ВТ с применением растворов, содержащих ускоритель процесса гелеобразования или повышенную в сравнении с базовой концентрацию ПАА, а также использованием в качестве докрепляющего реагента фенолоспирта. Во всех скважинах достигнуто значительное снижение дебитов воды и изменение профилей притока, в том числе вовлечение в работу ранее не работающих или слабо отдающих интервалов. Анализ изменения динамики добычи нефти и обводненности на экспериментальном участке, как отклика воздействия на пласт БС102+з со стороны ремонтируемых скважин, показал положительные результаты. Вследствие РИР на участке ограничен отбор попутной воды на 37,8 тыс. м , в том числе из ремонтируемых скважин — на 32,0 тыс. м . На реагирующем участке в результате перераспределения потоков нагнетания обводненность добываемой продукции фактически стабилизировалась или на

5-10% снизилась в сравнении с прогнозной. На протяжении девяти месяцев после РИР дополнительно добыто 5,7 тыс. тонн нефти, эффект сохраняется (приложение 1).

Разработана и принята к внедрению на предприятиях ТПП «Когалымнефтегаз» "Инструкция изоляции нагнетаемой воды в добывающих скважинах составами ГОС-ВТ" (приложение 2).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хасаншин, Рустам Нурисламович, Уфа

1. Газизов А. IIL, Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. — М.: Недра, 1999.

2. Фазлыев Р. Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1979.

3. Вершинин Ю.Н., Кошелев А.Т. и др. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири // Обзорная информация, сер. «Нефтепромысловое дело», М., ВНИИОЭНГ -1992.

4. Скородиевская Л.А. и др. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-БЮО. Нефтяное хозяйство, 1999, №2, с. 16-19.

5. Авт. св. SU № 1700205, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции зон поглощения и водопритока в скважинах / Бережной А.И., Марчук В.В. — Заявл. 27.10.89, № 4750396/23-03; Опубл. 23.12.91.

6. Авт. св. SU № 1803530, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции зон поглощений в скважинах / Ащрафьян М.О., Савенок Н.Б. и др. — Заявл. 04.12.90, № 4886927/03; Опубл. 23.03.93.

7. Авт. св. SU № 1776763, Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для изоляции зон поглощения / Пулатов А.И., Цой Б.А. и др. — Заявл. 05.03.90, № 4817649/03; Опубл. 23.11.92.

8. Пат. RU № 2019682, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластов, ликвидации поглощений и цементирования скважин / Шарипов А.У., Долганская С.И. Завл. 31.03.92, № 5034987/03; Опубл. 15.09.94.

9. Пат. RU № 20133521, Е 21 В 33/13. Способ изоляции обводненных пластов / Сергеев Б.З., Резник Е.Г. и др. Заявл. 21.03.90, № 4820047/03; Опубл. 30.05.94.

10. Пат. RU № 2004771, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод / Агаджанов P.C. Заявл. 09.07.90, № 4876951/03; Опубл. 15.12.93.

11. Пат. RU № 2099521, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции водоприто-ков в нефтяные скважин / Вердеревский Ю.Л., Борисова Н.Х. и др. Заявл. 22.04.96, № 96107990/03; Опубл. 20.12.97.

12. Пат. RU № 2004773, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяную скважину / Магарил Р.З., Некозырева Т.Н. и др. -Заявл. 03.07.91, № 5005272/03; Опубл. 15.12.93.

13. Пат. RU № 2107158, Е 21 В 33/13. Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины / Грачев С.И., Кузнецов Ю.С. и др. — За-явл.13.04.95, № 95105773/03; Опубл. 27.11.97.

14. Габдуллин Р.Г.,Муслимов Р.Х., Халтурин В.Г. Избирательные способы водоизоляционных работ // Нефтяное хозяйство — 1985 № 6 - с.41-44.

15. Пат. RU № 2014444, E21B33/138, Е21В 43/32. Способ изоляции водопритоков в скважинах / Хошанов Т.К., Аннабаев В.А. Заявл. 13.12.90, № 4889890/03; Опубл. 15.06.94.

16. Авт. св. SU № 1808997, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции обводненных неоднородных пластов / Хошанов Т.К. Заявл. 22.01.91, № 4904394/03; Опубл. 15.04.93.

17. Уметбаев В.Г., Плотников И.Г. Отключение обводненных интервалов продуктивных пластов отверждающимися тампонажными материалами // Нефтепромысловое дело 1995 - № 6 — с. 18-21

18. Пат. RU № 2004781, Е 21 В 43/22. Гелеобразующая композиция для изоляции неоднородного по проницаемости продуктивного пласта / Добро-скок Б.Е., Кубарева H.H. и др. Заявл. 29.11.90, № 4886241/03; Опубл. 15.12.93.

19. Блажевич В. А., Умрихина Е. Н., Уметбаев В. Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1981.

20. Пат. RU № 2061839, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопри-токов в скважине / Южанинов П.М., Глезденева Т.В. и др. Заявл. 10.03.94, № 94008273/03; Опубл. 10.06.96.

21. Авт. св. SU № 1773092, Е 21 В 33/138. Состав для селективной изоляции водопритока в скважину / Бережной А.И., Табанина Л.П. — Заявл. 26.07.90, № 4854424/03; Опубл. 15.04.94.

22. Авт. св. SU № 1808999, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод / Низамов K.P., Гафуров О.Г. и др. Заявл. 29.04.91, № 4931756/03; Опубл. 15.04.93.

23. Пат. RU № 2069738, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции притока минерализованной пластовой воды в скважинах / Калюжный А.Н., Зезекало И.Г., Гоцкий Б.П. -Заявл. 09.10.92, № 5064811/03; Опубл. 27.11.96.

24. Пат. RU № 2004774, Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока вод в нефтяную скважину / Новомлинский И.А., Заяц B.JL, Куртов В.Д. Заявл. 04.02.92, № 5039315/03; Опубл. 15.12.93.

25. Пат. RU № 2108454, Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока пластовых вод в скважину / Юрченко A.A., Рябоконь С.А., Жабин С.В. За-явл. 15.08.95, № 95114594/03; Опубл. 10.04.98.

26. Авт. св. SU № 1714081, Е 21 В 33/138. Способ предупреждения и ликвидации зон поглощения в скважинах / Гольдштейн В.В., Рагуля С.В. и др. Заявл. 10.11.88, № 4604460/03; Опубл. 23.02.92.

27. Авт. св. SU № 1730434, Е 21 В 33/138. Полимерный состав для проведения изоляционных работ в скважине / Лядов Б.С. Заявл. 16.05.89, № 4691260/03; Опубл. 30.04.92.

28. Авт. св. SU № 1828490, Е 21 В 33/138. Способ ограничения водо-притоков / Южанинов П.М., Пасхина Э.Д. и др. Заявл. 04.09.90, № 4863834/03; Опубл. 15.07.93.

29. Авт. св. SU № 1763638, Е 21 В 33/138. Полимерный тампонажный состав / Хисаева Д.А., Уметбаев В.А., Блажевич В.А. Заявл. 14.09.90, №4866917/03; Опубл. 23.09.92.

30. Пат. RU № 2017936, Е 21 В 33/138. Изолирующий состав / Валеева Т.Г., Вердеревский Ю.Л., Попова В.Л. др. Заявл. 30.11.92, № 92009166/03; Опубл. 20.05.95.

31. Пат. RU № 2068076, Е 21 В 33/138. Состав для селективной изоляции водоносных пропластков / Шахвердиев А.Х., Мамедов Б.А. и др. — Заявл. 05.12.95, № 95120182/03; Опубл. 20.10.96.

32. Авт. св. SU № 1802083, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водо-притоков в скважину / Канзафаров Ф.Я., Канзафарова С.Г., Шаповалов В.Д. -Заявл. 29.11.90, № 4886240/03; Опубл. 15.03.93.

33. Пат. RU № 20460180, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции проницаемых пластов / Коваленко П.В., Шарипов A.M., Сливнев В.П. и др. Заявл. 01.07.92, № 5057413/03; Опубл. 20.10.95.

34. Пат. RU № 2111339, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции проницаемых пластов / Коваленко П.В. и др. — Заявл.21.05.96, №96110376/03; Опубл. 20.05.98.

35. Пат. RU № 2111338, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции проницаемых пластов / Коваленко П.В., Гафаров H.A. и др. -Заявл.21.05.96, №96110376/03; Опубл. 20.05.98.

36. Авт. св. SU № 1765363, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов в скважине / Ильясов А.Н, Хисамутди-нов Н.И., Южанинов П.М. и др. Заявл. 27.06.89, № 4734047/03; Опубл. 30.09.92.

37. Пат. RU № 2019683, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока воды в скважину / Яхонтова O.E., Рудаков A.M., Хамзин A.A. — Заявл. 14.12.92, №9201164/03; Опубл. 15.09.94.

38. Пат. RU № 2064569, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока вод / Кубарев Н.П., Вагизов Н.Г. и др. Заявл. 14.02.94, № 94004842/03; Опубл. 27.07.96.

39. Пат. 1Ш № 2112875, Е 21 В 33/138. Способ изоляции вод в трещиноватых пластах / Кубарев Н.П., Вагизов Н.Г., Попович Ю.Д. и др. -Заявл.04.06.96, № 96111289/03; Опубл. 10.06.98.

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

41. Пат. 1Ш № 2068075, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах / Фридман Г.Б., Борисова Н.Х., Вердеревский Ю.П. и др. Заявл. 08.07.91, № 5005769/03; Опубл. 20.10.96.

42. Пат. 1Ш№ 2107158, Е 21 В 33/138. Способ изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину / Грызак О.В., Моргулов А.Р., За-явл.26.07.96, № 96115612/03; Опубл. 20.03.98.

43. Морозова В.М., Думченко Г.Н. и др. Технология совместной изоляции поглощающих и водопроявляющих пластов // Сб. науч. тр. БашНИПИ-нефть 1988 - вып.78 - с.31 -49.

44. Бальдеков, Л.У., Каштанов Е.П., Симонов В.А. Применение тампо-нажных составов на основе полиуретанов для изоляционных работ в скважинах // Обзорная информация ВНИИОЭНГа, серия нефтепромысловое дело. М.- 1986 г- вып. 21 (128)-39 с.

45. Авт. св. 8и № 1726732, Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока пластовых вод / Власов С.А., Гринберг Т.А. и др. — Заявл. 08.08.89, № 4727900/03; Опубл. 15.04.92.

46. Авт. св. 8и № 1836870, Е 21 В 33/138. Гелеобразующий тампонаж-ный состав для изоляции водопритока / Быков И.Д., Корнилов Н.И. и др. — Заявл. 25.06.90, № 4842089/03; Опубл. 20.05.95.

47. Клещенко И.И. Гелеобразующие составы на основе силиката щелочного металла // НТЖ «Нефтепромысловое дело» 1997 - № 8-9 - с. 1516.1.l

48. Авт. св. SU № 1770547, Е 21 В 33/138. Гелеобразующий изолирующий состав / Лядов B.C., Рябоконь С.А. и др. Заявл. 17.03.88, № 4392800/03; Опубл. 23.10.92.

49. Авт. св. SU № 1677260, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водо-притоков в скважину / Рогоза В.И., Исакова Е.Ф., Батырбаев М.Д. Заявл. 12.06.89, № 4718727/03; Опубл. 15.09.91.

50. Авт. св. SU № 1793044, Е 21 В 33/138. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину / Рыскин А.Ю., Городнов В.П., и др. -Заявл. 15.06.90, № 4853260/03; Опубл. 07.02.93.

51. Авт. св. SU № 1788212, Е 21 В 33/138. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину / Рыскин А.Ю., Городнов В.П., и др. -Заявл. 15.06.90, №4851684/03; Опубл. 15.01.93.

52. Аллахвердиев P.A. Новый способ изоляции притока пластовых вод в скважине полимерной вспененной композицией // Сб. науч. тр. Туркмен-НИПИнефть «Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на мест-ях Туркмении» вып. № 27 - с. 7-11.

53. Авт. св. SU № 1768750, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водо-притоков в скважину / Рыскин А.Ю., Городнов В.П., и др. Заявл. 13.08.90, №4856611/03; Опубл. 15.10.92.

54. Авт. св. SU № 1596090, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину / Городнов В.П., Рыскин А.Ю. и др. Заявл. 06.07.88, № 4472963/24-03; Опубл. 30.09.90.

55. Авт. св. SU № 1763637, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину / Городнов В.П., Рыскин А.Ю. и др. Заявл. 13.08.90, № 4859310/03; Опубл. 23.09.92.

56. Авт. св. SU № 1809000, Е 21 В 33/138. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений / Рыскин А.Ю, Городнов В.П. и др. -Заявл. 05.06.91, № 4942988/03; Опубл. 15.04.93.

57. Пат. SU № 1806263, Е 21 В 33/138. Состав для выравнивания профилей приемистости и ограничение водопритоков в скважине / Вилисов В.Н.,

58. Колесников Г.Ф., Качин В.А. и др. Заявл. 25.10.91, № 5013008/03; Опубл. 30.03.93.

59. Пат. RU № 2061171, Е 21 В 33/138. Вязкоупругая композиция для технологической обработки эксплуатационных скважин / Шахвердиев А.Х., Мамедов Б.А. и др. Заявл. 23.06.95, № 95109768/03; Опубл. 27.05.96.

60. Пат. RU № 2032067, Е 21 В 33/138. Способ изоляции пласта от во-допритоков / Осипов Е.В., Паклин A.M. и др. Заявл. 24.02.92, № 5039387/03; Опубл. 27.03.95.

61. Пат. RU № 02117757, Е 21 В 43/32. Способ ограничения водопри-тока в продуктивном пласте / Новомлинский И.А., Титорева А.П. — Заявл.17.12.97, № 97120407/03; Опубл. 20.08.98.

62. Киселев А.И., Кошелев А.Т., Лядов Б.С. и др. Гидрогели с мелкодисперсными наполнителями для изоляционных работ // Экспресс-информация «Нефтепромысловое дело» 1986 г-с.10-12

63. Пат. RU № 2061171, Е 21 В 33/138. Вязкоупругая композиция для технологической обработки эксплуатационных скважин / Шахвердиев А.Х., Мамедов Б.А. и др. Заявл. 23.06.95, № 95109768/03; Опубл. 27.05.96.

64. Пат. RU № 2001253, Е 21 В 33/138. Способ получения сшивающего агента для образования полимерных гелей / Головко С.Н., Муслимов Р.Х. и др. Заявл. 13.05.92, № 5041987/03; Опубл. 15.10.93.

65. Авт. св. SU № 1716091, Е 21 В 33/138. Состав для селективной изоляции обводнившихся пропластков / Порайко И.Н., Данилец Е.М. и др. — Заявл. 21.08.87, № 4316782/03; Опубл. 29.02.92.

66. Пат. SU № 1797644, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритоков в скважину / Лакомкин Н.В., Салимов М.Х. Заявл. 05.03.91, № 4915996/03; Опубл. 23.02.93.

67. Пат. RU № 2004772, Е 21 В 33/138. Способ изоляции пласта / Ми-роненко О.Н., Скиба Н.К. Заявл. 23.04.91, № 4930931/03; Опубл. 15.12.93.

68. Пат. RU № 2127797, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляциивысокопроницаемых интервалов пласта / Поддубный Ю.А., Кан В.А. и др. -Заявл.26.06.98, № 98112031/03; Опубл. 20.03.99.

69. Усов С.В., Гень О.П., Рябоконь С.А. и др. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами // Нефтяное хозяйство 1991 - № 7 - с. 41-43.

70. Пат. SU№ 1838586, Е 21 В 33/138. Способ изоляции неоднородного по проницаемости пласта / Мусабиров Р.Х., Кубарева H.H. — Заявл. 13.04.92, № 5037041/03; Опубл. 30.08.93.

71. Пат. RU № 2099520, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопри-тока в скважину / Рыскин А.Ю., Беликова В.Г., Рамазанов Р.Г. -Заявл. 19.06.95, № 95110333/03; Опубл. 20.12.97.

72. Пат. RU № 2128768, Кл. Е 21 В 33/138. Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений / Горбунов А.Т. Заявл. 13.08.98,$ № 98114921/03; Опубл. 10.04.99.

73. Палий А.О., Молчан И.А., О возможности использования псевдопластиков для ограничения водопритоков в нефтедобывающие скважины // НТИС «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений» 1993 -№ 1-е. 36-39.

74. Палий А.О., Молчан И.А., К вопросу об организации водопритоков на поздней стадии разработки месторождений с помощью псевдопластиков // НТИС «Нефтепромысловое дело» 1995 - № 1.

75. Курочкин В.М., Вакула А. Я., Гимазов И. Н., Максимов В. Н., Jly-кошин А. М. Применение водонабухающего полимера (ВНП) в Азнакаевском

76. УБР ООО «Татнефть-Бурение» при ликвидации осложнений , возникающих при освоении скважин после окончания бурением // Нефтепромысловое дело -2000 г. — № 7 -с.33-36.

77. Кан В.А., Галыбин A.M., Применение силиката натрия для водо-изоляционных работ в скважинах ПО «Удмуртнефть» // «Технология и техника для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пластов», ВНИИ-вып. № 108-с. 101-105.

78. Хачатуров P.M., Комисаров А.И., Соколов A.A. Селективное ограничение водопритоков в глубокозалегающих низкопроницаемых коллекторах // Повышение эффективности в добыче нефти. Сб. науч. трудов СевКав-НИПИнефть - 1984 - с.3-7.

79. Авт. св. SU № 1754889, Е 21 В 43/32. Способ селективного ограничения водопритока из неоднородного по проницаемости пласта / Комисаров А.И., Соколов A.A., Заявл. 25.04.88, № 4415610/63; Опубл. 15.08.92.

80. Хачатуров P.M., Комисаров А.И., Соколов A.A. Селективное ограничение водопритоков в глубокозалегающих низкопроницаемых коллекторах // Нефтяное хозяйство 1988 - № 9 - с. 43-45.

81. Соколов A.A. Выбор типа жидкости для заполнения скважины при изоляционных работах // Сб. науч. тр. СевКавНИПИнефть 1988 г - вып.48 -с. 18-21.

82. Комисаров А.И., Соколов A.A. Повышение эффективности ограничения водопритоков из высокотемпературных пластов // «Интенсификация добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов» Труды СевКавНИПИнефть - 1989 - вып. № 52 - с. 27-33.

83. Комисаров А.И. Повышение эффективности изоляции водопритоков в глубокозалегающих пластах // «Интенсификация добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов» Труды СевКавНИПИнефть - 1989 - вып. № 52 - с. 34-39.

84. Комисаров А.И., Соколов A.A. Технология селективного ограничения притоков вод // Нефтяное хозяйство 1993 - № 8 - с.29.

85. Асад-заде А.И. Результаты экспериментальных работ по изоляции водопритоков в глубоких нефтяных скважинах // Азербайджанское нефтяное хозяйство 1984 -№ 6 - с.36.

86. Пат. RU № 297539, Е 21 В 33/138. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков / Хлебников В.Н., Ганиев Р.Р. -Заявл.09.02.95, № 95101954/03; Опубл. 27.11.97.

87. Пат. RU № 2059065, Е 21 В 43/32. Способ изоляции водоносных пластов / Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р., Сыртланов А.Ш. Заявл. 11.01.93, № 93001340/03; Опубл. 27.04.96.

88. Пат. RU № 2010948, Е 21 В 33/138. Способ изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину / Сердюк В.И., Салех И.Ш., Лестев Ф.И. и др. Заявл. 08.07.91, № 5017865/03; Опубл. 15.04.94.

89. Пат. RU № 2067157, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод / Старкова Н.Р., Антипов B.C., Рубинштейн О.И. Заявл. 11.08.94, № 94030107/03; Опубл. 27.09.96.

90. Пат. RU № 2064571, Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти / Исмагилов Т.А., Хиса-мутдинов Н.И., Телин А.Г и др. Заявл. 16.08.94, № 94029846/03; Опубл.2707.96.

91. Клещенко И.И. Гелеобразующие составы на основе силиката щелочного металла // Нефтепромысловое дело 1997 — № 8-9 — с. 15-16.

92. Кан В.А., Чекалина Г., Самуйленко Т.Н. Получение гелей из раствора силиката натрия // «Подъем жидкости из скважин» сб. ВНИИ - 1983 — вып. №84-с. 96-101

93. Пат. RU № 1774689, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока и зоны поглощения / Старковский A.B., Рогова Т.С., Горбунов А.Т. Заявл. 21.01.91, № 4913782/03; Опубл. 10.01. 96.

94. Пат. RU № 2096584, Е 21 В 33/138. Способ обработки призабойной зоны пласта / Горбунов А.Т. Заявл. 29.05.95, № 95108715/03; Опубл.2011.97.

95. Ленченкова JI. Е., Кабиров М. М., Персиянцев М. Н. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Уфа: УГНТУ, 1998.

96. Пат. SU № 1804548, Е 21 В 33/138. Способ изоляции проницаемого пласта, сложенного терригенными породами / Блажевич В.А., Хисаева Д.А. и др. -Заявл. 22.02.90, № 4795148/03; Опубл. 23.03.93.

97. Асад-заде А.И. Результаты экспериментальных работ по изоляции водопритоков в глубоких нефтяных скважинах // Азербайджанское нефтяное хозяйство 1984 - № 6 - с.36.

98. Пат. RU № 2026487, Е 21 В 33/138. Способ ограничения водопри-тока в нефтяной скважине / Барминов В.Н., Шарифуллин И.Л.и др. Заявл. 07.05 90, № 4823522/03; Опубл. 09.01.95.

99. Вагнер Г.Р., Каданкова И.Я., Акименко С.Н. Свойства кремнезолей для РИР // Нефтяная и газовая промышленность 1988 - № 1 - с.40-42.

100. Пат. RU № 2015305, Е 21 В 33/138. Состав для селективной изоляции пластовых вод / Петелин О.Г., Бриллиант Л.С., Жильцов H.H. и др. — Заявл. 21.05.92, № 5042999/03; Опубл. 30.06.94

101. Пат. RU № 1774689, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока и зоны поглощения / Старковский A.B., Рогова Т.С., Горбунов А.Т. — Заявл. 21.01.91, № 4913782/03; Опубл. 10.01. 96.

102. Пат. SU № 1329240, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции вод в скважинах / Сидоров И.А., Поддубный Ю.А. и др. Заявл. 10.04.85, № 3881869/03; Опубл. 09.08.95.

103. Авт. св. SU № 1298347, Е 21 В 33/138. Состав для ограничения притока пластовых вод в скважину / Амиян В.А., Амиян A.B., Васильев В.К. и др. Заявл. 23.08.85, № 3947212/22-03; Опубл. 23.03.87.

104. Пат. RU № 2042783, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритоков в скважину / Ахметшина И.З. Заявл. 22.04.92, № 503906/03; Опубл. 27.08.95.

105. Авт. св. SU № 1803532, Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод / Чернышова Т.Л., Строгий А.Я., Толстяк К.И. Заявл. 21.01.91, № 4903475/03; Опубл. 23.03.93.

106. Пат. RU № 2017936. Кл. Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков / Ягафаров А.К., Шарипов А.У., Клещенко И.И. и др. Заявл. 27.07.92, № 5056758/03; Опубл. 27.03.95.

107. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Телков А.П. и др. Водоизоляцион-ные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири // Обзорная информация ВНИИОЭНГа М. - 1994 г - 59 с.

108. Авт. св. SU № 1459305, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод / Швед Г.М., Барабадзе Т.Г., Швед А.Г. Заявл. 19.09.85, № 3977664/03; Опубл. 10.10.96.

109. Авт. св. SU № 1838587, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции водо-притоков в скважине / Нацибулина Н.К., Поздеев О.В. и др. — Заявл. 29.04.92, № 5040564/03; Опубл. 30.08.93.

110. Клещенко И.И. Состав для ограничения водопритоков в нефтяные скважины // Тез.докладов науч.-техн. конф-ии 21-23 мая 1996 г. Тюмень — «Нефть и газ Западной Сибири» - с.134

111. Клещенко И.И. Водоизолирующая композиция на основе полимера // Нефтепромысловое дело — 1997 — № 8-9 с. 17-18.

112. Пат. RU № 2020042, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции водопритока / Крючков В.И., Губеева Г.И. Заявл. 20.04.92, № 5043729/03; Опубл. 30.10.93.

113. Маляренко A.B., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // Обзорная информация ВНИИОЭНГа -серия «Нефтепромысловое дело» М. - 1987 г. - вып. 1 (130) - 34 с.

114. Ульянов Н.Е. Некоторые результаты водоизоляционных работ на Западно-Сургутском месторождении // Нефтяное хозяйство — 1989 г. № 5 — с.68-70.

115. Авт. св. SU № 1724854, Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции водопритоков в скважине / Покровская-Духненко Е.М., Лисовин Е.Г. и др. Заявл. 21.03.89, № 4665568/03; Опубл. 07.04.92.

116. Хосроев Д.В., Янковский Ю.Н., Рябоконь С.А. и др. Ограничение водопритоков составами АКОР // Нефтяное хозяйство 1989 -№ 9 - с.71-72.

117. Скородиевская JI.A., Хосроев Д.В. и др. Ограничение притока вод составами АКОР // Нефтяное хозяйство 1992 — № 6 - с.32-34.

118. Колесников К.Э., Строганов В.М., Рябоконь С.А. и др. Эффективность использования тампонажных составов АКОР // Нефтяное хозяйство — 1991 № 4-с. 44-45.

119. Авт. св. SU № 1808998, Е 21 В 43/32. Способ изоляции обводненного пласта / Скородиевская JI.A., Хосроев Д.В., Строганов A.M. Заявл. 04.02.91, № 4908645/03; Опубл. 15.04.93.

120. Пат. RU № 2014437, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции водонасыщенных интервалов пласта / Поддубный Ю.А., Кан В.А., Скородиевская Л.А и др. Заявл. 24.01.92, № 5023598/03; Опубл. 15.06.94.

121. Пат. RU № 2066734, Е 21 В 33/138. Состав для тампонирования водопроявляющих скважин / Строганов В.М., Скородиевская Л.А., Строганов A.M., Хосроев Д.В. Заявл. 13.11.90, № 4882818/03; Опубл. 20.09.96.

122. Скородиевская Л.А., Строганов A.M., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-Б100 // Нефтяное хозяйство 1999 - №2 - с. 16-19.

123. Скородиевская Л.А., Хосроев Д.В. и др. Ограничение притока вод составами АКОР // Нефтяное хозяйство 1992 — № 6 - с.32-34.

124. Пат. RU № 1614560, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока вод в скважину / Маляренко A.B., Земцов Ю.В., Ротанова O.A. Заявл. 26.12.88, № 4624671/03; Опубл. 01.03.93.

125. Земцов Ю.В. НИР по адаптации технологий изоляции водоприто-ков кремнийорганическими реагентами в скважинах Т1111 «Когалымнефте-газ». // г. Когалым 1998 г. - 62 с.

126. Земцов Ю.В. СТП 5804465-117-2000 «Технология изоляции водо-притоков в скважинах кремнийорганическими реагентами» // г. Когалым -2000 -40 с.