Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Обоснование технологии ограничения притока воды в горизонтальные скважины составами направленного действия

Диссертация: Обоснование технологии ограничения притока воды в горизонтальные скважины составами направленного действия
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Применительно к ГС разработана математическая модель фильтрации композиций с известными реологическими свойствами. Созданная компьютерная математическая программа позволяет планировать оптимальный дизайн разработанной комплексной технологии ограничения водопритока в горизонтальные скважины при достижении максимальной эффективности работ. На основании многовариантных расчетов установлены основные… Читать ещё >

Обоснование технологии ограничения притока воды в горизонтальные скважины составами направленного действия (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. ОБЗОР ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА
    • 1. 1. Теория и практика применения горизонтальных скважин
    • 1. 2. Проблемы, возникающие при эксплуатации нефтяных и газовых горизонтальных скважин
    • 1. 3. Существующие решения в области ограничения водопритока к горизонтальным скважинам

Актуальность темы

Ограничение попутно добываемой воды является одной из острых проблем нефтедобычи. Преждевременное обводнение скважин, не связанное с естественной выработкой пласта, когда темпы роста обводненности не соответствуют темпам извлечения запасов нефти, приводит к снижению рентабельности эксплуатации скважин, вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортирование и отделение попутной воды, борьбу с коррозией промыслового оборудования, при этом нерационально используется пластовая энергия залежей и системы заводнения, происходит уменьшение текущих дебитов нефти и конечной нефтеотдачи.

Несмотря на разнообразие применяемых составов и технологий при ежегодном увеличении объема проводимых водоизоляционных работ, число обводненных скважин в Западной Сибири растет в 1,5−2,0 раза быстрее. Существующие методы борьбы с преждевременным обводнением скважин часто оказываются малоэффективными, чю связано со сложностью решения поставленных задач и несоответствием выбора скважин и технологии водоизоляционных работ.

Еще большие сложности возникают при изоляции притока воды в горизонтальные скважины (ГС). При этом прямой перенос традиционных технологий ограничения водопритока, разработанных для вертикальных скважин, не только не дает положительного результата, но часто приводит к значительным осложнениям в работе горизонтальных скважин. Для получения эффекта требуется их кардинальная адаптация к условиям ГС на основе физико-химических исследований и регулирования свойств технологических составов, физического и математического моделирования процесса фильтрации технологических жидкостей во время проведения водоизоляционных работ и последующего притока пластовых флюидов.

Анализ зарубежных и отечественных публикаций и патентных материалов по данной проблематике свидетельствует о существенном дефиците эффективных технологий и технических решений в этой области. Таким образом, разработка технологии ограничения водопритока в горизонтальные скважины, с учетом особенностей фильтрации флюидов к ГС, конструкции, пространственной ориентации и, как правило, значительной протяженности горизонтального ствола является актуальной.

В своих исследованиях автор опирался на труды, посвященные решению проблемы обводнения горизонтальных скважин и проведению ремонтно-изоляционных работ, известных специалистов, таких как Басарыгин Ю. М., Блажевич В. А., Богомольный К. В.,.

Бурдин К.В., Волков Ю. А., Диниченко И. К., Курочкин Б. С., Муслимов Р. Х., Сохошко С. К., Уметбаев В. Г., Хисамов Р. С. и др.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации обводненных горизонтальных скважин путем совершенствования технологии ремонтно-изоляционных работ (РИР) за счет регулирования свойств технологических растворов и создания новой последовательности технологических операций.

Идея работы заключается в повышении избирательности проникновения полимерных гелеобразующих тампонажных растворов и формирования блокирующих экранов в интервалах водопритока ГС при сохранении фильтрационных характеристик нефтенасыщенных участков за счет комплексного применения полимерных систем с обратными эмульсиями в качестве «жидкого пакера» и химическими деструкторами полимерных гелей.

Задачи исследований:

1. Анализ современных технологий изоляции водопритока в вертикальные и горизонтальные скважины.

2. Исследование физико-химических и фильтрационных свойств водоизоляционных составов на основе полимерных структурообразующих систем и обратных эмульсий, математическое описание реологических свойств растворов, кинетики структурирования.

3. Изучение возможности и особенностей разрушения полимерных гелей химическим способом растворами деструкторов.

4. Разработка математической модели фильтрации полимерных систем, обладающих реологическими свойствами, и деструктора при их закачивании в призабойную зону (ПЗП) горизонтальных скважин, эксплуатирующих неоднородные по проницаемости пласты, а также последующего притока флюидов с возможностью выбора оптимальных составов и объемов полимерных структурообразующих композиций, объемов продавливающей жидкости и деструктора при проектировании технологии РИР в ГС.

5. Разработка композиций на основе обратных эмульсий, выполняющих роль «жидкого пакера», с высокими реологическими свойствами и регулируемым временем саморазрушения в температурных условиях пласта.

6. Выбор объектов применения разработанных составов, опытно-промышленные испытания технологии водоизоляции на ГС.

Методика исследований включала в себя комплекс лабораторных и промысловых экспериментов, физическое и математическое моделирование, статистическую оценку достоверности результатов исследований.

Научная новизна работы заключается в установлении зависимостей кинетики гелеобразования вязкоупругих составов (ВУС) на основе низкомолекулярных акриловых полимеров и ацетата хрома, закупоривающей способности ВУС, стабильности «жидкого пакера» от концентрационных характеристик растворов, минерализации растворителя и температурных условий, а также в получении зависимостей и возможности регулирования избирательности проникновения полимерных композиций и формирования гелей в неоднородном пласте с целью перераспределения притока нефти и воды к ГС изменением реологических свойств полимерных растворов и применением деструктора полимеров.

Защищаемые научные положения:

1. Разработанный «жидкий пакер» на основе обратных эмульсий обладает высокими структурно-реологическими свойствами, обеспечивающими надежную временную изоляцию участка горизонтального ствола, а регулирование «времени жизни» обратной эмульсии обеспечивает возможность закачивания полимерного тампонажного раствора, формирование и упрочнение полимерного геля, обработку деструктором при исключении дополнительной операции спуска промывочных труб и вымывания «жидкого пакера» из скважины.

2. Предлагаемые тампонажные составы на основе низкомолекулярных полимеров обладают регулируемыми физико-химическими свойствами, надежным тампонирующим эффектом, в большей степени в гранулярном коллекторе, и высокой термостабильностью в течение длительного времени. Кинетические закономерности разрушения полимерных гелей растворами сильных окислителей, мало зависящие от проницаемости пористой среды, увеличивают селективность установки блокирующих водоприток гелевых экранов в водонасыщенных интервалах.

3. Полученные модификации известных зависимостей продуктивности горизонтальных скважин от параметров пласта, геометрии и расположения ствола, а также созданная компьютерная математическая модель позволяют учитывать основные особенности притока жидкости к ГС, фильтрацию полимерных композиций с учетом реологических свойств в процессе их закачивания в неоднородный по проницаемости пласт и рассчитывать оптимальные объемы технологических оторочек с целью достижения максимальной эффективности РИР.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного лабораторного оборудования и вычислительной техники, достаточной степенью сходимости расчетных и экспериментальных данных, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическая значимость работы:

1. Разработана новая технология селективной изоляции водопритоков в ГС, основанная на поинтервальной обработке ствола и предусматривающая: а) отсечение необрабатываемой области «жидким пакером» на основе саморазрушающпхся эмульсий обратного типа с заданным «временем жизни" — б) последующее закачивание гелеобразующей композиции и создание водоизоляционных барьеров в интервалах притока водыв) частичное разрушение геля деструкторами для снижения отрицательного влияния на нефтенасыщенные области и повышения селекгивности установки блокирующих воду экранов.

2. Разработана методика выбора ГС для проведения водоизоляционных работ, основанная на анализе геолого-физических характеристик эксплуатируемых пластов, геофизических исследований скважин и динамики их работы. Определена область эффективного применения технологии.

3. Разработана компьютерная математическая программа моделирования водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах с использованием полимерных композиций с известными физико-химическими свойствами и деструктора. Программа позволяет подбирать оптимальные объемы тампонирующей композиции, продавливающей жидкости и деструктора с целью достижения максимальных положительных результатов РИР.

4. Материалы диссертационной работы внедрены в учебный процесс и используются при чтении лекций по дисциплинам «Подземный и капитальный ремонт скважин», «Методы увеличения нефтеотдачи пластов», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», «Подземная гидромеханика» студентам специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Самарского государственного технического университета.

5. Разработанная технология ограничения водопритока в ГС реализована на двух скважинах Еты-Пуровского и Ярайнерского месторождений ОАО «Газпромнефть». Текущий технологический эффект составил 4080 т дополнительно добытой нефти (по состоянию на 31.07.2009 г. эффект продолжается).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 60-й юбилейной студенческой конференции СамГТУ (г. Самара, 2005 г.) — на Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса (г.

Санкт-Петербург 2006 г.) — на III, V Международных научно-практических конференциях «Ашировские чтения» (г. Самара, 2006, 2008 г. г.) — на IV Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии», (г. Самара, 2007 г.) — на научно-практической конференции «Новые методы и технологии в области ремонтно-изоляционных работ» ОАО «Белкамнефть» (г. Ижевск, 2008 г.) — на XII Международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачп пластов и интенсификация добычи нефти и газа» (г. Москва, 2008 г.) — на НТС ОАО «Ойл Технолоджи Оверсиз» (г. Самара, г. Москва, 2006, 2007 г. г.).

Личный вклад автора состоит в постановке задач исследований, создании математической модели для разработанной компьютерной программы, разработке и изготовлении физической модели горизонтальной скважины и конусной модели нелинейной фильтрации, проведении теоретических, математических, физико-химических и фильтрационных исследований, создании технологии ограничения водопритока в ГС.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе тезисы одного доклада. Две работы изданы в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России. Получен патент Российской Федерации № 2 363 841 по заявке № 2 008 110 677 от 19.03.2008 г.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка использованных источников. Содержит 157 страницы машинописного текста, 56 рисунков, 26 таблиц, 48 математических формул, 282 библиографические ссылки, 3 приложения.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Создана и смоделирована комплексная технология водоизоляции в горизонтальных скважинах, предусматривающая: а) последовательное блокирование части ГС «жидким пакером» на основе эмульсий обратного типаб) закачивание тампонажных составов на основе полимерных гелеобразующих композицийв) последующее разрушение гелевых экранов в небольшом радиусе в ближней прискважинной области деструкторами с целью повышения селективности установки блокирующих воду экранов при максимальном сохранении продуктивных свойств нефтенасыщенных интервалов.

2. Проведены лабораторные исследования физико-химических свойств эмульсий обратного типа и полимерных гелеобразующих композиций на основе низкомолекулярных полимеров акриламида и солей хрома.

3. Впервые применительно к ГС разработан «жидкий пакер» на основе обратных эмульсий с регулируемыми важнейшими технологическими характеристиками (плотностью, структурно-реологическими свойствами, «временем жизни»), что достигается изменением содержания водной и углеводородной фаз, концентрации солей в водной фазе, вида и концентрации эмульгатора. Возможность регулирования свойств позволяет подбирать оптимальный состав для конкретных геолого-физических условий с целью перекрытия и надежного блокирования нефтенасыщеннного интервала в ГС в течение определенного заданного периода, по прошествии которого происходит разрушение «жидкого пакера» и исключается необходимость применения колтюбинга для вымывания блокирующего состава и освоения скважины.

4. Предложено новое объяснение так называемому «клапанному эффекту», проявляющегося в значительной разнице гидродинамических сопротивлений в зависимости от направления фильтрации в системе «пласт-скважина» (коэффициентов продуктивности и приемистости) даже при идентичных изобарических условиях, основанное на проявлении реологических свойств жидкостей при нелинейной, фильтрации в призабойной зоне скважины с учетом неравновесности и неоднородности процесса. Одно из экспериментально обнаруженных частных проявлений «клапанного эффекта» при фильтрации эмульсий обратного типа дополнительно обеспечивает минимальное проникновение «жидкого пакера» в пласт.

5. Исследованы важнейшие технологические свойства гелеобразующих композиций на основе полиакриламидов (реологические свойства, кинетика гелеобразования, стабильность полимерных гелей в пористой среде), необходимые для проектирования технологии водоизоляции.

6. Подобраны деструкторы полимеров на основе сильных окислителей, исследована кинетика химического разрушения полимерных гелей, определена возможность использования деструкторов в комплексной технологии РИР с целью повышения избирательности установки гелевых экранов при максимальном сохранении проницаемости продуктивных интервалов.

7. Обобщены и модернизированы известные уравнения фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, с помощью метода отображения стоков и искусственного разделения призабойной зоны на концентрические области с использованием численных алгоритмов расчета подтверждена неравномерность распределения дебита по длине ГС с максимальной производительностью концевых участков ствола, выявлены гидродинамические особенности распределения давления по пласту и притока жидкости к ГС, определена степень влияния основных параметров пласта, горизонтальной скважины и ее расположения в продуктивной толще на эффективность эксплуатации, кислотных обработок и водоизоляции.

8. Применительно к ГС разработана математическая модель фильтрации композиций с известными реологическими свойствами. Созданная компьютерная математическая программа позволяет планировать оптимальный дизайн разработанной комплексной технологии ограничения водопритока в горизонтальные скважины при достижении максимальной эффективности работ. На основании многовариантных расчетов установлены основные факторы, влияющие на эффективность технологии изоляции притока воды в ГС тампонажными структурообразующими составами: неоднородность обрабатываемого интервала по проницаемости и нефтенасыщенности, реологические свойства закачиваемых композиций и вязкость нефти, объем тампонажного состава и прочностные характеристики образующихся структур, глубина установки гелевых экранов, объем деструктора и его интенсифицирующая способность.

9. Вариант разработанной технологии ограничения водопритока в горизонтальные скважины адаптирован к условиям ГС № 1019 Еты-Пуровского месторождения и № 101 Ярайнерского месторождения компании ОАО «Газпромнефть-ННГ» Западной Сибири. Анализ геолого-физических характеристик месторождений, показателей динамики эксплуатации и особенностей обводнения добываемой продукции ГС всего действующего фонда показал, что наиболее перспективными объектами внедрения разработанной технологии являются скважины с потенциально высокими дебитами по жидкости, характеризующиеся высокими темпами обводнения продукции и большими остаточными запасами нефти в зоне дренирования ГС. В условиях отсутствия исследований по определению профиля притока в ГС предпочтение для проведения водоизоляционных работ имеют скважины, отдельными участками ствола приближенные к возможным источникам обводнения — к подошвенным водам и внешнему контуру нефтеносности, к ближайшим нагнетательным скважинам, пересекающие отдельные разуплотненные зоны или области повышенной проводимости, участки с различным типом начального насыщения, выявленные при проводке скважин.

10. По результатам проведения опытно-промышленных работ по селективной изоляции водопритока достигнутый суммарный технологический эффект в виде накопленной дополнительной добычи нефти на дату анализа (31.07.2009 г.) оценивается в 4080 т. Проведение водоизоляционных работ позволило снизить обводненность продукции горизонтальной скважины № 1019 на 5%, ГС № 101 — на 7%, в настоящее время эффект от проведения РИР продолжается.

Показать весь текст

Список литературы

  1. С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна, 1998. — 628 с.
  2. М.Ю., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Заканчивание скважин. -М.: Недра, 2000. 670 с.
  3. С.Н., Закиров Э. С., Закиров И.С, Баганова М. Н., Спиридонов А. В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.: Институт проблем нефти и газа РАН, 2004. — 520 с.
  4. В.А. Разработка технологий реконструкции малодебитных скважин сооружением боковых стволов // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень 2004.
  5. Алиев З. С, Бондаренко В. В. Исследование горизонтальных скважин. М.: Нефть и газ, 2004. — 300 с.
  6. А., Поволихин А. Перспективные технологии бурения скважин // Нефтегазовая вертикаль. 2001. — № 16. — С. 34 — 37.
  7. С.С. Опыт и перспективы зарезки боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтегазовая вертикаль. 2006. — № 2. — С. 60 -62.
  8. И.А., Устинов С. К. О развитии горизонтального бурения. Проблемы и перспективы // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2002. — С. 5 — 9.
  9. Р.Х., Хисамов Р. С., Тахаутдинов Ш. Ф., Сулейманов Э. И., Юсупов И. Г., Рамазанов Р. Г., Фазлыев Р. Т. Применение горизонтальной технологии для разработки нефтяных месторождений в Татарстане // Там же: С. 218 227.
  10. Р.И., Коротаев Ю. П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. М.: Недра, 1999. — 412 с.
  11. Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Мониторинг, 1996. — С.288.
  12. Joshi S.D. Horizontal well technology // Перевод с английского и редакция: Будников В. Ф., Проселков Е. Ю, Проселков Ю. М. Краснодар: Советская Кубань, 2003. -424 с.
  13. Первые на Сахалине первые в мире // Вестник компании «Роснефть». -2007. — № 58 — 59 август — сентябрь. — С. 36 — 39.
  14. В.В., Ахметшин М. А. Проектирование строительства горизонтальных скважин в Западной Сибири // Бурение и нефть. 2004. — № 4. — С. 10 — 14.
  15. И.Р. Об эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Нефтепромысловое дело. 1998. — № 5. — С. 29 — 32.
  16. Bagci S., Hodaie Н. An investigation of polymer flooding in limestone reservoirs with bottom water zone // Energy Sources. 2003. — № 25. — P. 253 — 264.
  17. Gumrah F., Bagci S. Steam-C02 drive experiments using horizontal and vertical wells //J. Pet. Sci. Eng. 1997. — № 18. — P. 113 — 129.
  18. Erdal Т., Bagci S. Scaled 3-D model studies of immiscible C02 flooding using horizontal wells // J. Pet. Sci. Eng. 2000. — № 26. — P. 67 — 81.
  19. Guanghul Z., Zhang R., Shen D., Pu H. Horizontal well application in a high viscous oil reservoirs // Paper SPE 30 281. International Heavy Oil Symposium-held in Calgary, Alberta, Canada. — 1995, June 19−21.
  20. Bagci S., Gumrah F. An examination of steam injection process in horizontal and vertical wells for heavy oil recovery // J. Pet. Sci. Eng. 1992. — № 8. — P. — 59 — 72.
  21. Joshi S.D. A laboratory study of thermal oil recovery using horizontal wells // Paper SPE/DOE 14 916. 5th Symposium on EOR of SPE and DOE held in Tulsa, OK. — 1986, April 20−23.
  22. Патент № 4 682 652. US. Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells // Wann-Sheng H., Margaret A. 1987.
  23. Патент № 5 211 230. US. Method for enhanced oil recovery through a horizontal production well in a subsurface formation by in-situ combustion // Eugene O., Farrokh N. 1993.
  24. Янгуразова 3.A., Абдулхаиров P.M., Зыкова С. Ю. Перспективные технологии извлечения природного битума // НефтьГазПромышленность. 2006. — № 6 (26). — С. 26 — 29.
  25. Дон К., Фарук-Али С. М., Джордж А. Э. Критерии масштабирования и эксперименты на модели горизонтальных скважин // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1992. — Vol. 57. — № 4. — P. 37 — 46.
  26. В.Д., Грайфер В. И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. — 562 с.
  27. Р.Г., Мак-Киббен М. Д., Шук К. А. Экспериментальное изучение движения нефти, воды и песка на модели горизонтальной скважины // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1995. — Vol. 34. — N 11. — P. 56−63
  28. Ю.П., Пилатовский В. П., Табаков В. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. — 152 с.
  29. Г. Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1961. — 386 с.
  30. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // ПММ, т.20 АН ССР, 1956.
  31. A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку: Азнефтеиздат, 1956.-332 с.
  32. B.C. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. М.: Недра, 1986. — 278 с.
  33. Claridge E.L. Sweep Efficiency Comparisons of Horizontal and Vertical Wells // Journal of Canadian Petroleum Technology. -1991. August, Vol. 30 (4). — P. 52 — 57.
  34. Dietrich J.K. Predicting Horizontal Well Productivity // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1996. — June, Vol. 35 (6). — P. 42 — 48.
  35. Gilman J.R. Evaluating Horizontal vs. Vertical Well Performance // World Oil. -1992. April, Vol. 213 (4). — P. 67 — 72.
  36. Gilman J.R. Evaluating Horizontal vs. Vertical Well Performance // World Oil. -1992. June, Vol. 213 (6). — P. 55 — 60.
  37. Lichtenberger G.J. Data Acquisition and Interpretation of Horizontal Well Pressure Transient Tests // Journal of Petroleum Technology. 1994. — February, Vol. 46 (2). -P. 129 — 132.
  38. Mukherjee H.A. A Parametric Comparison of Horizontal and Vertical Well Performance // SPE Formation Evaluation. 1991. — June, Vol. 6 (2). — P. 209 — 246.
  39. Giger R.M. Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Drilling // Paper SPE 13 024. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, September 1984.
  40. Giger R.M. Horizontal Wells Production Technique in Heterogeneous Reservoirs // Paper SPE 13 710. SPE Middle East Oil Technical Conference and Exhibition, Bahrain, March 1985.
  41. Giger R.M. Some Practical Formulas to Predict Horizontal Well Behaviour // Paper SPE 15 430. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, October 1986.
  42. Giger R.M. Analytic Two-Dimensional Models of Water Cresting Before Breakthrough for Horizontal Wells // SPE Reservoir Engineering. 1989. — November, Vol. 4 (4).-P. 409−416.
  43. Reiss L.H. Production From Horizontal Wells After Five Years // Journal of Petroleum Technology. 1987. -November, Vol.39 (11). — P. 1411 — 1416.
  44. Joshi S.D. Augmentation of Well Productivity with Slant and Horizontal Wells // Journal of Petroleum Technology. 1988. — June, Vol. 40 (6). — P. 729 — 739.
  45. Babu D.K. Flow Capabilities of Horizontal Wells // Journal of Petroleum Technology. 1989. — September, Vol. 41(9). — P. 914 — 915.
  46. Babu D.K. Productivity of a Horizontal Well // SPE Reservoir Engineering. -1989. November, Vol. 4 (4). — P. 417 — 421.
  47. Anklam E.G., Wiggins M.L. A Review of Horizontal Wellbore Pressure Equations // Paper SPE 94 314. SPE Production and Operation Symposium, Oklahoma, U.S.A., April 17−19, 2005.
  48. Clonts M.D., Ramey H J. Pressure Transient Analysis for Wells With Horizontal Drainholes // SPE paper 15 116. California Regional Meeting held in Oakland, CA, April 2−4, 1986.
  49. Ozkan E., Raghavan R., Joshi S.D. Horizontal Well Pressure Analysis // SPE paper 16 378. California Regional Meeting, Ventura, CA, April 8- 10, 1987.
  50. Gringarten A.C., Ramey H J. The Use of Source and Green’s Functions in Solving Unsteady-Flow Problems in Reservoirs // SPEJ Trans. AIME. 1973. — October, Vol. 255. — P. 285 — 296.
  51. Lu J. New productivity formulae of horizontal wells // JCPT. 2001. — October, Vol.40 (10).-P. 55−67.
  52. Басниев К. С, Кочина И. Н, Максимов В. М. Подземная гидромеханика.- М.: Недра, 1993. 416 с.
  53. Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. — 199 с.
  54. .А., Басниев К. С., Алиев З. С., Грон В. Г., Карагаев Ж. Г. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ Газпром, 1997. — 30 с.
  55. .А., Басниев К. С., Алиев З. С. Грон В.Г., Карагаев Ж. Г. Методика определения забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважине с учетом наличия в потоке газа жидкостию М.: ИРЦ Газпром, 1998. — 32с.
  56. В.И. Усовершенствование электрической модели при решении гидродинамических задач // Фонды ВНИИ. Отчет по теме № 43, 1952.
  57. T.JI. Золотарев. Гидроэнергетика. Основы использования гидравлической энергии (ч.1). Москва-Ленинград: Энергетическое издательство, 1950. — 196 с.
  58. В.Г. Основные допущения и точность формул для расчета дебита горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1992. — № 12. — С. 5 — 6.
  59. В.А. Анализ корректности методов расчета дебитов горизонтальных газовых скважин // Газовая промышленность. 2007. — № 5. — С. 55 — 58.
  60. Алиев З. С, Шеремет В. В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. — 131 с.
  61. Л.В., Волков С. Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России // Нефтяное хозяйство. 1995. — № 7. — С. 23 — 26.
  62. Zakirov S.N., Zakirov E.S. Pseudo-Horizontal Well: Alternative to Horizontal and Vertical Wells // SPE 37 085. Intl. Conference on Horizontal Well Technology held in Calgary, Canada, 18−20 November 1996.
  63. JI.M. Системные подходы и решения проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья // Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Тюмень 2005.
  64. P.M., Роженас Я. В., Величкова Л. А. Обобщение опыта разработки горизонтальными скважинами залежей нефти месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2002. — № 2. — С. 19 — 26.
  65. Yeten В., Durlofsky L., Aziz К. Optimization of nonconventional well type, location, and trajectory // Paper SPE 86 880. SPE Journal. — 2003. — № 8. — P.200−210.
  66. В.Ю. Расчет пространственной траектории горизонтальной скважины // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2000. — № 1 — 2. — С. 24 — 26.
  67. А.Г., Куликов В. В., Мартынов В. П. Совершенствование проектирования трасс горизонтальных нефтяных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2006. — № 3. — С. 2 — 6.
  68. Т.В. Прогнозирование продуктивности бокового ствола с использованием количественных значений геологической неоднородности // Там же. С. 221 -224.
  69. В.Д. О специальном применении горизонтальных скважин // Интервал. 2002. — № 3 (38). — С. 81 — 82.
  70. В.Г., Козеев С. И., Петрова А. А., Антонов К.В, Щадрин В. Ф. Аэрогеофизика при прогнозе нефтегазоносности древних толщ // Интервал. 2002. — № 3 (38).-С. 64−69.
  71. Р.Г., Рамазанов Р. Г., Фазлыев Р. Т., Сулейманов Э. И. О профиле горизонтальных скважин // Там же. С. 112 — 114.
  72. И.II., Фазлыев Р. Т., Розенберг И. Б. К проектированию профиля горизонтальной скважины // Интервал. 2002. — № 9 (50). — С. 74 — 78.
  73. Д.А., Савельев В. А., Волков А.Я, Мирсаетов О. М. Об оптимальном расположении горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефть и бурение. 2003. — № 12. — С. 15 — 22.
  74. Б.Е. Сомов. Коэффициенты извлечения нефти из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах горизонтальными скважинами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1997. — № 2. — С. 26 — 32.
  75. Р.Х., Сулейманов Э. И., Волков Ю. А., Карпова Л. Г., Фазлыев Р. Т., Тюрин В. В. Опыт применения горизонтальной технологии при разработке нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. 1996. — № 12. — С. 31 — 36.
  76. З.С., Ребриков А. А. Анализ зон, дренируемых горизонтальной скважиной // Oil@Gaz Eurasia. 2005. — № 10. — С. 32 — 36.
  77. И.Н., Фазлыев Р. Т., Нуреева Н. С. О влиянии анизотропии и положения ГС в пласте на ее продуктивность. // Труды «ТатНИПИнефть». Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана. Бугульма, 1996. — С. 81 -89.
  78. Р.А., Попов А. Н., Валитов Р. А. Обоснование прочностных расчетов стенок наклонной скважины // Нефтегазовое дело. 2003. — № 1. — С. 105 — 109.
  79. Е.А., Трошева Т. В. Прогнозирование состояния ствола горизонтальной сукважины // Тезисы докладов VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 26−29 мая 2009 г. Уфа: НПФ Геофизика, 2009. — С. 207 — 210
  80. О’Конор П. Стабильность основа успешности. Геомеханика в пректировании скважин // Нефтегазовая Вертикаль. — 2006. — № 2. — С. 82 — 84.
  81. А.Н., Попов М. А., Головкина Н. Н. Расчет давления бурового раствора в горизонтальной скважине из условия предупреждения ее гидроразрыва // Научно-технические достижения газовой промышленности. Сборник научных трудов. -Уфа: УГНТУ, 2001. С. 43 -48.
  82. К.Н., Коваленко Ю. Ф., Карев В. И., Усачев Е. А. О необходимости учета прочностных характеристик горных пород при определении оптимального пространственного положения скважины // Бурение и нефть. 2008. — № 10. — С. 18−21.
  83. Т. Н. Проектирование схем разбуривания месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами // Нефтегазовая Вертикаль. 2006. — № 2. — С. 66 — 67.
  84. Э. X. Опыт использования ультратонких управляемых роторных систем на давно разрабатываемых месторождениях // Нефтегазовая Вертикаль. 2006. — № 2.-С. 30−31.
  85. Д. Динамический подход к оптимизации траектории ствола скважины // Там же. С. 36 — 37.
  86. К., Эксет Р., Руиз Э. Моделирование погрешности пространственного положения скважины и контроль геонавигации // Там же. С. 43.
  87. Joshi S.D. Horisontal wells: successes and failures // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1994. — Vol. 33. — № 3.
  88. B.M., Попов B.A., Бастриков C.H. Проблемы разработки и эксплуатации месторождений Западной Сибири в публикациях журнала «Нефтяное хозяйство» // Нефтяное хозяйство. 2005. — № 9. — С. 106 — 112.
  89. Л. А., Хисматов Р. Г., Маслов Ю. Н. Обводнение горизонтальных скважин Федоровского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2000. — № 8. — С. 54 — 58.
  90. B.IT., Мешков В. М. Оценка работающей длины горизонтального участка скважины гидродинамическими методами исследования // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2002. — С. 147 — 152.
  91. И., Бравичева Т., Пятибратов П. Оценка добывных возможностей низкопроницаемых коллекторов // Бурение и нефть. 2004. — № 11. — С. 24 — 25.
  92. М.В., Михайлов Н. Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство. 2004. — № 1. — С. 64 — 66.
  93. ЭЛ., Бученков Л. Н., Ходорова Н. П., Москвичев В. В., Смирнов Ю. Л. Некоторые особенности разработки залежей нефти с повышенным водонасыщением коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1999. — № 6. — С. 26 — 29.
  94. М. X. Разработка комплекса технологий сохранения и увеличения продуктивности при вскрытии и эксплуатации нефтяных пластов // Автореферат на диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. -Бугульма 2007.
  95. В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. — 256 с.
  96. Р.Г. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов совершенствованием технологии заканчивания скважин на депрессии // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа 2004.
  97. В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. — 638 с.
  98. X. Методы и применение технологии радиального бурения в странах СНГ и Южной Америки // Нефтегазовая Вертикаль. 2006. — № 2. — С. 95 — 96.
  99. П., Рамальо Д. Анализ проектов бурения скважин с динамическим контролем давления в затрубном пространстве // Там же. С. 26 — 28.
  100. B.C. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990. — 427 с.
  101. И. Д., Андриасов Р. С., Гиматудинов Ш. К., Коротаев Ю. П., Левыкин Е. В., Лутошкин Г. С. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1978. — 356 с.
  102. В.А., Уметбаев В. Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М.: Недра, 1985. — 208 с.
  103. Д., Ним Э., Элиг-Экономайдес К., Лэнд Ш., Молинедо М. Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям // Нефтегазовое обозрение. Осень 1997. — С. 22 — 37.
  104. В.А., Крецул В. В. Особенности очистки стволов горизонтальных скважин от шлама // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2001.-С.102- 119.
  105. Ю.Н., Эпов М. И., К.Н. Каюров. Теоретическое моделирование ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми растворами // Каротажник. Тверь: АИС, 2007. — № 1 (154). — С. 36 — 51.
  106. Т.О., Хабибуллин И. А. К вопросу о выборе расхода промывочной жидкости при проходке горизонтальных скважин // Интервал. 2006. — № 10 (93). — С. 48 -49.
  107. Т.О., Левинсон Л. М., Хомяков А. С. Мухаметшин М.М. К моделированию процесса транспортировки шлама в наклонных и горизонтальныхскважинах // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». Нефть и газ, 2005. — С. 271 -274.
  108. Р., Каннингхем Э., Мунк Т., Бьелланд Б., Чаквук В., Ферри А., Гаррисон Г., Холлиз Д., Лабат К., Мусса О.Решения для долговременного разобщения зон // Нефтегазовое обозрение. Весна 2003. — С. 29 — 43.
  109. P.M., Рахимкулов Р. Ш., Гилязов А. Р. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений. Уфа: Башнефть-Геопроект, 2008. — 440 с.
  110. Г. Упрощение строительства скважин за счет исключения цементирования и перфорации // Нефтегазовая Вертикаль. 2006. — № 2. — С.89.
  111. Л.М., Мавлютов М. Р., Степанов Р. В. Результаты применения ЦОК при изоляции пластов в боковых пластах малого диаметра // Сборник научных трудов «Прогрессивные технологии в добыче нефти». Уфа: УГНТУ, 2000. — С. 142 — 144.
  112. Carlson J. Gurley D, King G., Price-Smith C., Walters F. Sand Control: Why and How? // Oilfield Review. 1992. — October № 4. — P. 41 — 53.
  113. А.Х., Кузнецов О. Л., Басниев К. С., Алиев З. С. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 2003. — 880 с.
  114. Н.Р. Техника и технология вскрытия газоносных пластов на Расшеватском месторождении Ставропольского края // Бурение. 1963. — № 8. — С. 24 — 29.
  115. А., Брайант Я., Верма В., Денвер Л., Саеди Д., Мид Ф., Морган Ч., Росси Д., Шалма С. От пласта до трубопровода // Нефтегазовое обозрение. Осень 1999. -С. 24−41.
  116. О.С., Мосиенко В. Г., Нерсесов С. В., Климанов А. В. Предупреждение разрушения призабойной зоны пласта // Нефть и газ. 2005 г. — № 3 — С. 100- 104.
  117. Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах // Перевод с английского и редакция: М. А. Цайгер. М.: Недра, 1986.- 176 с.
  118. Г. Г., Вартумян Г. Т., Кошелев А. Т. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозаборных скважинах. -Краснодар: Советская Кубань, 2004. 234 с.
  119. В.В., Белоусов Ю. И. Химический способ укрепления горных пород. М.: Недра, 1977. — 226 с.
  120. А. А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения // Уфа: УГНТУ, 2000. 219 с.
  121. Д., Волл Б., Раттерман Д. Система регулирования однородного профиля притока// Oil@Gaz Eurasia. 2005. — № 10. — С. 26 — 31.
  122. Д. А. Регулирование эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтально-направленными скважинами // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ижевск 2004.
  123. Р.Т., Газизов А. Ш., Габдуллин А. Г., Юсупов И. Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяныые скважины. М.: Недра, 1976. — 175 с.
  124. А.И. Разработка и исследование технологий и технических средств по повышению эффективности ограничения водопритоков в добывающих скважинах // Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Тюмень 2005.
  125. ., Крабтри М., Тайри Д., Кучук Ф., Романо К., Рудхарт JL, Элфик Д. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение. Весна 2001. — Том 6, № 1.-С. 44−67.
  126. Е.А., Аносов Э. В. Предупреждение раннего обводнения скважин // Нефтяное хозяйство. 2004. — № 1. — С. 61 — 63.
  127. А.В., Гейхман М. Г., Матиешин И. С. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. — 124 с.
  128. B.C., Нуретдинов Я. К., Корженевский А. Г., Юсупов Р. И., Бадуртдинов P.P., Савунова О. П. Опробование новых методов ГИС в горизонтальных скважинах РТ // Интервал. 2002. — № 3 (38). — С. 73 — 76.
  129. Р.Г., Никашев О. А., Галимуллин И. И., Полушин В. И. Определение места водопритока в ствол горизонтальной скважины // Там же. С.83−85.
  130. Ю.Н., Эпов М. И., Каюров К. Н. Практика ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми биополимерными растворами // Каротажник. Тверь: АИС, 2006. -№ 9(150).-С. 3−21.
  131. Р.И., Корженевский А. Г., Дубровский B.C. Использование ИПТ для исследования ГС // Сборник «Строительство горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2002. — С. 159 — 166.
  132. B.C., Корженевский А. Г., Юсупов Р. И., Савунова О. П. Некоторые результаты исследования ГС расширенным комплексом ГИС // Сборник «Строительство Горизонтальных скважин». М.: Нефть и газ, 2002. — С. 168 — 175.
  133. Н.А. Технологии глубинных исследований скважин со сложной архитектурой профиля ствола // Нефтепромысловое дело. 2007. — № 3. — С. 38 — 40.
  134. B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990.-433 с.
  135. В.А., Умрихина Е. Н., Уметбаев В. Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. — 237 с.
  136. Г. З., Хисамутдинов Н. И., Муравленко С. В., Артемьев В. Н., Телин А. Г., Латыпов А. Р., Исмагилов Т. А. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 т. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. — Т. II. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. — 272 с.
  137. А.Г., Кошелев А. Т., Крылов В. И. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1981. — 215 с.
  138. И. А., Сидоров Н. А., Кошелев А. Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. — 263 с.
  139. М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Репринтное издание. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004 г. — 628 с. // Оригинальное издание. — M. JL: Гостоптехиздат, 1949.
  140. А. Ю. Изоляция пластовых вод. М.: Недра, 1976. — 111 с.
  141. В.И., Сургучев M.JL, Сазонов Б. Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Недра, 1965. — 164 с.
  142. И.И., Григорьев А. В., Телков А. П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998. — 217 с.
  143. JI.X., Мищенко И. Т., Челоянц Д. К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. — 414 с.
  144. В.Г., Мерзляков В. Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин. Уфа: Башнипинефть, 1995. — 251 с.
  145. В.Г. Разработка научных основ и технологий оздоровления осложненного фонда скважин: Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа: Башнипинефть, 1997. — 264 с.
  146. B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986. — 272 с.
  147. В.Н., Поддубный Ю. А., Сидоров И. А., Чекалина Г. А. Гидрогели из растворов силиката натрия // Нефтяное хозяйство. 1984. — № 10. — С. 17 — 23.
  148. Ю.Д., Мусаев JI.A., Халилов Э. Г. О возможности применения щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Известия АзССР. Серия Наука о Земле. — 1987. — № 6. — С. 39 — 45.
  149. P.M., Комиссаров А. И., Соколов А. А. Ограничение водопритоков из глубокозалежных пластов // Нефтяное хозяйство. 1988. — № 9. — С. 36 — 43.
  150. А.И., Моллаев Р. Х. Технология селективной внутрипластовой изоляции водопромытых пластов и прослоев // Нефтяное хозяйство. 1988. — № 6. — С. 41 -45.
  151. А.И., Соколов А. А. Селективное ограничение водопритоков из низкопроницаемых глубокозалегающих пластов // Сев.Кавк.НИПИнефть, ВНИИОЭНГ. -Грозный. 1989. — № 1766. — 23 с.
  152. А.И., Газиев К. Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефтяное хозяйство. 1992. -№ 8. — С. 8 — 12.
  153. А.Н., Соркин А. Е., Каримов В. Г. Результаты применения силиката натрия для ограничения водопритоков на месторождении Удмуртии // Сборник научных трудов. 1988. — № 102. — С. 59 — 61.
  154. A.M., Кириллов В. Г., Канн В. А. Применение силиката натрия для водоизоляционных работ в скважинах ПО «Удмуртнефть» // Сборник научных трудов. -1991. -№ 108. С. 27−29.
  155. К.Т., Мусаев Р. А. Применение щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Тезисы докладов научно-техниченского совещания, Бугульма, 25−26 ноября 1989 г. Бугульма. — 1989. — С. 30 — 31.
  156. Патент 2 065 442 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. 1996.
  157. Патент 2 160 832. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ ограничения водопритока в скважину // Доброскок Б. Е., Кубарева Н. Н., Мусабиров Р. Х., Каюмов М. Ш., Кандаурова Г. Ф., Танеева З. М., Абросимова Н.Н.- 2000.
  158. Патент 2 158 352. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока // Замаев И. А., Замаев X.А. 2000.
  159. Патент 2 147 333. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритоков // Гильденберг Е. З., Левковский А. Е. 2000.
  160. Патент РФ 2 102 593. МКИ. Е 21 В 43/38. Состав для блокировки водоносного пласта // Айдуганов В. М., Старшов М. И. 1998.
  161. Патент РФ 2 133 818. МКИ. Е 21 В 33/138. Гелеобразующий тампонажный состав // Минин А. В. 1999.
  162. А.В., Амиян В. А. Ограничение водопритока и изоляция вод с применением пенных систем // Обз. информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. — 54 с.
  163. В.А., Амиян А. В., Казакевич Л. В, Бекиш Е. Н. Применение пенных ' систем в нефтегазодобыче. М.: Недра, 1987. — 229 с.
  164. B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986. — 272 с.
  165. А.У., Каситанов Е. П., Симонов В. А. Применение тампонажных составов на основе полиуретанов для изоляционных работ в скважинах // Обзорнаяинформация ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое дело». Выпуск № 21 (128) М.: ВНИИОЭНГ, 1986. — 39 с.
  166. А.Ш., Баранов Ю. В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины // Обз. информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. -32 с.
  167. А.Ш. Результаты исследований физико-химических свойств некоторых кремнийорганических соединений применительно к изоляции закачиваемых вод // Труды ТатНИПИнефть. 1983. — № 4. — С. 89 — 93.
  168. А.В., Земцов Ю. В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-34 с.
  169. И.И., Янковский Ю. Н., Словодневская Л. А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений // Азерб. Нефт. хоз-во. 1983. — № 9. — С. 22 — 25.
  170. РД 39−147 009−532−87. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987. — 88 с.
  171. С.А., Скородиевская Л. А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ // Нефтяное хозяйствово. 2002. — № 7. — С. 120 — 125.
  172. И.Ф. Применение нефте-сернокислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1985.
  173. Патент РФ 2 177 539. 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., Досов А. Н., Манырин В. Н., Савельев А. Г. 2001.
  174. Патент РФ 2 164 595. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ повышения нефтеотдачи пласта // Позднышев Г. Н., Манырин В. Н., Досов А. Н., Манырин В. Н., Савельев А. Г. -2001.
  175. 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 пласгов» г. Самара, 14−16 июня 1998. -Самара, 1998. С. 19−22.
  176. И.И., Иманаев А. Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1960. — 187 с.
  177. В.А., Духненко В. М., Комаров Г. В. Элементорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод // Нефтяное хозяйство. 1978. — № 1. — С. 41−43.
  178. М.Н., Рахимкулов Р. Ш. Повышение эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 1978. — 207 с.
  179. А.И. О нецелесообразности гидрофобизации призабойных зон эксплуатационных скважин // Нефть и газ Тюмени. 1971. — № 10. — С. 38 — 41.
  180. РД 03−147 275−077−2002 Технология обработки призабойной зоны пласта гидрофобизатором. Уфа: Башнипинефть, 2002. — 11 с.
  181. P.P. Химия и технология элементоорганических соединений и полимеров. Казань, 1987. — С. 124−128.
  182. И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения // Нефтяная промышленность. 1989. — № 21 (41). — С. 38 — 41.
  183. Т.И., Телин А. Г., Шишлова JI.M. Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. 1997. — № 2. — С. 29 — 31.
  184. Патент 2 133 337. РФ. МКИ. Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину // Южанинов П. М., Чабина Т. В., Кагин В. А. 1999.
  185. Патент 2 138 629. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ добычи нефти // Тахаутдинов Ш. Ф., Гатиятуллин Н. С., Бареев И. А., Головко С. Н., Захарченко Т. А., Залалиев М. И., Войтович С. Е. 1999.
  186. И.А., Бакаев Г. А., Кабо В. Я., Перунов В., Соляков Ю. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. -1994. -№ 4. -С. 37−41.
  187. Патент РФ 2 127 359. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде // Каушанский Д. А., Демьяновский В. Б. 1999.
  188. А.Г., Свирский Д. С., Халилов JI.M. Структурные особенности радиационного сшивания сополимера «акриламид-акрилат натрия» // Башкирский химический журнал. 2001. — Т.8, № 3. — С. 63 — 67.
  189. И. А., Палий А. О. Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. — № 8. — С. 45 — 58.
  190. А.Г. Сделать правильный выбор. О приоритетах при выборе химических методов увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений // Вестник инженерингового центра ЮКОС. 2001. — № 1 — С. 5 — 8.
  191. Патент 2 142 043. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для изоляции водопритока в скважину // Абатуров С. В., Старкова Н. Р., Шпуров И. В., Рамазанов Д. Ш., Чернавских С. Ф. 1999.
  192. Патент 2 124 622. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для блокирования водоносных пластов // Старшов М. И., Айдуганов В. М. 1999.
  193. Патент 2 101 484. 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., Ефремов В. Ф., Малюгин В. М., Просвирин А. А. 1998.
  194. Патент 2 176 309. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ блокирования высокопроницаемых пластов // Старшов М. И., Кандаурова Г. Ф., Ситников Н. Н., Хасанов Я. З., Нурмухаметов Р. С., Галимов Р. Х., Салихов И. М., Кандауров С. В., Малыхин В.И.-1999.-№ 11.
  195. Патент 2 136 870. РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ изоляции промытых зон продуктивного пласта // Позднышев Г. Н., Манырин В. Н., Манырин В. Н., Досов А. Н., Савельев А. Г., Пузенко В. И. 1999.
  196. С. А., Краснопевцева Н. В., Коган Я. М., Фомин А. Ф., Рязанов А. П. Новые перспективы полимерного заводнения в России // Нефтяное хозяйство. 1998. — № 5. — С. 46 — 49.
  197. А.Ю. Исследование и разработка технологий ограничения водопритоков в добывающих скважинах, вызванных прямым сообщением с нагнетательными скважинами // Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень 2005.
  198. В.И., Сливка П. И., Габдулов P.P. Одновременно-раздельная эксплуатация многопластовых скважин. Создание «интеллектуальной» скважины // Интервал. 2008. — № 6 (113). — С. 50 — 55.
  199. В.В. Интеллектуальные скважинные системы управления разработкой месторождений углеводородов // Интервал. 2002. — № 3 (38). — С. 77 — 80.
  200. Интеллектуальные скважины открывают новые горизонты. New Horizons -Smart Wells // ROGTEC. Российские нефтегазовые технологии. 2006. — № 6. — С. 44 — 46.
  201. К.В. Разработка и исследование технологий изоляции заколонных перетоков в горизонтальных скважинах с применением гибких труб // Автореферат на соискание ученой-степени кандидата технических наук. Тюмень 2003
  202. Патент № 2 235 873. РФ. МПК. Е21В43/32, E21B33/13. Способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальной нефтяной или газовой скважине // Сохошко С. К., Романов В. К., Клещенко И. И. 2004.
  203. Патент № 2 232 265. РФ. МПК. Е21В43/32. Способ изоляции притока пластовых вод скважину // Сохошко С. К., Романов В. К., Клещенко И. И., Гейхман М. Г. -2004.
  204. Патент № 2 101 484. РФ. МПК. Е21В43/27. Способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин // Е.И. Богомольный- A.M. Насыров- Гуляев Б. К., Ефремов В. Ф., Малюгин В. М., Просвирин А. А. 1998.
  205. Патент № 2 247 825. РФ. МПК. E21B33/138. Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин // Орлов Г. А., Мусабиров М. Х., Кадыров P.P. -2005.
  206. Патент № 2 114 990. РФ. МПК. Е21В43/32, E21B33/13. Способ изоляции водопритоков нефтедобывающей скважине // Орлов Г. А., Абдрахманов Г. С., Мусабиров М. Х., Сулейманов Э. И. 1998.
  207. Патент № 2 206 711. РФ. МПК. E21B33/13. Способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин // Просвирин А. А. 2003.
  208. И.К., Подшивалов Н. Ф., Шангареев И. Р. Технология изоляции притока воды в горизонтальных стволах скважин // Нефтяное хозяйство. 2003. — № 2.1. C. 48−49.
  209. Патент № 2 249 094. РФ. МПК. Е21ВЗЗ/12. Устройство для изоляционных работ в скважинах // Цыбин С. А., Цыбин А. А. 2005.
  210. Патент № 2 010 947. РФ. МПК. Е21ВЗЗ/12. Пакер // Цыбин А. А., Торопынин В. В., Антипов В. Н., Яковлев О. Н. 1994.
  211. Патент № 2 145 665. РФ. МПК. Е21В43/32. Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах // Грачев С. И., Сохошко С. К., Гаврилов Е. И., Веслополов П. А. -2000.
  212. Патент № 2 182 965. РФ. МПК. Е21В43/32, E21B33/13. Способ изоляции пластовых вод в горизонтальных-нефтяных скважинах // Медведский Р. И., Сохошко С. К., Грачев С. И. 2002.
  213. Патент № 2 286 448. РФ. МПК. Е21В43/27. Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин // Курочкин Б. С., Хисамов Р. С., Кандаурова Г. Ф., Андронов С. Н., Маркелов A.JT. 2006.
  214. Патент № 2 286 447. РФ. МПК. Е21В43/27. Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин // Курочкин Б. С., Хисамов Р. С., Кандаурова Г. Ф., Андронов С. Н., Маркелов A.JI. 2006.
  215. Патент № 2 273 722. РФ. МПК. E21B33/13 Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины // Хисамов Р. С., Катеев И. С., Катеев Р. И., Салихов М. М., Кандаурова Г. Ф. 2006.
  216. Н.А. Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Бугульма 2007.
  217. Д.Г. Исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине с целью интенсификации добычи нефти // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа 2008.
  218. Басниев К. С, Власов A.M., Кочина И. Н, Максимов В. М. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986. — 303 с.
  219. В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. — 215 с.
  220. Р.С., Газизов А. А., Газизов А. Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. 568 с.
  221. Пыхачев Г. Б, Исаев Р. Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1972. — 360 с.
  222. Р.А., Персиянцев М. Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. — 527 с.
  223. И.М., Байдиков Ю. Н., Рузин Л. М., Спиридонов Ю. А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. М.:-Недра, 1985. — 205 с.
  224. И.В., Акимов Н. И., Зацепин Н. Н., Ильин И. А., Ольховская В. А. Эффект обратного клапана как следствие проявления реологических свойств при фильтрации жидкости в прискважинной зоне // Интервал. 2007. — № 5 (100). — С. 62 — 66.
  225. Патент № 2 363 841. МПК. Е21В43/32. Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины // Павлов И. В., Акимов Н. И., Казанбаева О. В. 2009.
  226. УТВЕРЖДАЮ" Директор по науке™ первый заместитель генерального дирскюра000 «ДГашромнеф i ь 1 ГПI"1. ЧЁ Хафизовf * х1. V ^ < 42 009 г.1 i ч, А ' 91. Н'-4**Г!
  227. Павлову Ивану Владимировичу1. АКТприема-сдачи технологического эффекта o r проведения опьп но-промышленных работ по селективной изоляции водопритоков в горизонтальные скважины
  228. Месторождение Номера скважин Дата окончания работ Дата анализа эффективности работ Дополнительная добыча нефти :"а период анализа Продолжительноегь i эффекта, мес. ¦
  229. Еты-Пуровское 1019 Г 20.04.2009 31.07.2009 2810 иродолжаеюя !
  230. Ярайнерекое 101 Г 12.05.2009 31.07.2009 1270 продолжается jу
  231. Начальник отдела новых. ^х' —•технологий нефтсизвлечсния Л.Ф. Федосеев
  232. УТВЕРЖДАЮ» Директор филиала г. Самара ООО «ОТО Рекавери'>1. СПРАВКА О ВНЕДРЕНИИ
  233. Зав. лаб. физического моделирования С-П- Чегуров
  234. Зав. лаб. ПНП На' А.К.Назарова
  235. Зав. лаб. РИР (> «««««* Л.М. Козупица1. СПРАВКАоб использовании материала в учебном процессе
  236. Методы повышения нефтеотдачи и обработки призабойных зон пласта»,
  237. Подземная гидромеханика» по специальности 130 503.1. Ректор
  238. Самарского государстве университета, академик РАРта техническогот С ffШ1. Э JV -V * Л*'1'» *'"1. Рр! 'л1. V'-vxv1. Заведующий кафедро!1. В.В.Калашников1. С.Н.Кантария
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!