Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах

Диссертация: Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В настоящее время решение проблемы ограничения объемов попутно добываемой воды остается актуальной задачей как на длительно эксплуатируемых, так и вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождениях. Это обусловлено ухудшением структуры запасов, когда вновь открываемые месторождения характеризуются значительными водонефтяными зонами, небольшой толщиной пластов и перемычек между продуктивными… Читать ещё >

Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И РЕЗУЛЬТАТОВ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
    • 1. 1. Анализ технологий и результатов их применения на месторождениях Западной Сибири. ^
    • 1. 2. Анализ технологий и результатов их применения за рубежом
  • Выводы к разделу
  • 2. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ МОДЕЛИ ПЛАНИРОВАНИЯ И РЕАЛИЗАЦИИ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
    • 2. 1. Геологический блок моделирования
    • 2. 2. Технологический блок моделирования
    • 2. 3. Экономический блок моделирования
  • Выводы к разделу
  • 3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ И ТЕХНОЛОГИЙ РИР
    • 3. 1. Химический блок моделирования
    • 3. 2. Разработка рецептур тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖТ. ^^
    • 3. 3. Разработка рецептур тампонажных составов на основе стирола
    • 3. 4. Новые тампонажные составы и технологии для восстановления герметичности эксплуатационных колонн
    • 3. 5. Классификация тампонажных составов
  • Выводы к разделу
  • 4. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ И ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ РИР
    • 4. 1. Практические результаты внедрения технологий РИР на
  • Талинском месторождении
    • 4. 2. Анализ эффективности ремонтно-изоляционных работ, проведенных на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
    • 4. 3. Моделирование и реализации РИР в горизонтальных скважинах
    • 4. 4. Моделирование работ по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах Романовского месторождения.^ ^
  • Выводы к разделу

Актуальность темы

В настоящее время решение проблемы ограничения объемов попутно добываемой воды остается актуальной задачей как на длительно эксплуатируемых, так и вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождениях. Это обусловлено ухудшением структуры запасов, когда вновь открываемые месторождения характеризуются значительными водонефтяными зонами, небольшой толщиной пластов и перемычек между продуктивными и водоносными пластами, низкой проницаемостью и начальной нефтенасыщенностью, высокой слоистой и зональной неоднородностью. В перечисленных условиях наблюдается частичный прорыв подошвенной воды, поступление воды из продуктивного пласта или по дефектам в эксплуатационной колонне. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15−20% и более. В результате этого увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Среднегодовая обводненность добываемой в России нефти превысила 84%, многие скважины эксплуатируются с обводненностью 98−99%.

На поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений поддержание скважин в работоспособном состоянии и осуществление мероприятий по управлению разработкой нефтяных месторождений производится путем проведения комплекса работ по капитальному ремонту скважин. Проведение определенных видов этих работ обусловлено процессом разработки месторождений: отключением выработанных и обводнившихся пластов и отдельных их пропластков, ликвидацией скважин согласно проектных решений в связи с обводнением пласта. Отдельные виды работ направлены на устранение дефектов скважин: ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн и восстановление цементного кольца за ними, доподъем цементного кольца за эксплуатационной колонной и кондуктором, ликвидация скважин по техническим причинам. В 2010 г. на нефтяных месторождениях, расположенных на территории Российской Федерации, выполнено более 3 тыс. операций по ремонтно-изоляционным работам, а прогноз на 2015 г. предполагает рост количества работ на 35%.

В области разработки и совершенствования технологий ремонтно-изоляционных работ (РИР) имеются значительные достижения, в основном благодаря работам отечественных специалистов: В. А. Блажевича, А. Ш. Газизова, Ю. В. Земцова, И. И. Клещенко, И. И. Кравченко, С. А. Рябоконь, В. Г. Уметбаева, E.H. Умрихиной и др. В результате проведенных исследований разработано более сотни различных изоляционных составов и десятки технологических схем проведения работ. Несмотря на это статус РИР в процессах разработки и эксплуатации месторождений не определен — работы проводятся без должного обоснования и моделирования технологий, в условиях недостаточного изучения состояния фонда скважин, отсутствия перспективного планирования. Указанная неопределенность в отношении РИР отражается на качестве их проведения, технико-экономической эффективности мероприятия.

В указанных условиях актуальность вопроса повышения эффективности РИР в скважинах на основе комплексного моделирования их технологий и свойств изоляционных составов существенно возрастает для нефтегазодобывающей отрасли Российской Федерации. Решение этой проблемы непосредственно связано с изучением процессов движения сложных реологических систем по вертикальному трубопроводу, в трещинах и пористой среде, с разработкой методик, которые бы давали возможность управления физико-химическими свойствами изоляционных составов и осуществляли достоверный прогноз пространственного расположения и прочностных свойств изолирующего экрана в зависимости от геолого-физичеких условий разработки нефтяного месторождения.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и нагнетательных скважинах на основе комплексного моделирования параметров технологий и свойств изоляционных материалов.

Идея работы. Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить их эффективность в конкретных геолого-физических условиях разработки нефтяного месторождения.

Задачи исследований. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Проанализировать технологии и результаты РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений на территории РФ и за рубежом.

2. Разработать алгоритм комплексного моделирования технологий и прогноза результатов РИР для различных геолого-физических условий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

3. Получить зависимости для определения объема и длины зоны перемешивания водорастворимых и водонерастворимых изоляционных составов при их движении по вертикальному трубопроводу.

4. Разработать математическую модель движения сложных реологических систем изоляционных растворов в трещинах и пористой матрице для наклонно направленных и горизонтальных скважин.

5. Разработать методику моделирования технологий и прогноза эффективности РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделях.

6. Создать новые изоляционные составы и технологии РИР.

7. Разработать классификацию изоляционных составов, позволяющую проводить выбор изолирующего материала исходя из гидродинамической и термобарической характеристики объекта изоляции.

Научная новизна работы заключается в разработке комплексной модели планирования и реализации технологий РИР в добывающих и нагнетательных скважинах, обеспечивающей взаимосвязь между технологическими, геологическими и химическими параметрами процессов, влияющих на эффективность ремонтно-изоляционных работ в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений, на основе установления закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, образованного в конкретных условиях объекта изоляции.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения и свойств изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.

2. Управление кинетикой структурообразования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда достигается путем научно обоснованного подбора типа и концентрации «сшивателя», основанного на определении функциональных зависимостей времени структурирования изоляционных материалов в трещинах и поровом пространстве от кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции.

3. Тампонажные составы группируются исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.

4. Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить точность прогноза эффекта внедрения технологий и успешность проведения РИР в скважинах.

Методы исследования. Общей методологией проведенных исследований является системный подход к изучаемым процессам. При решении поставленных задач использовался комплексный метод исследований, включающий: анализ и обобщение данных технологий и результатов РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторожденийтеоретические расчеты с использованием фундаментальных уравнений гидравлики, подземной гидродинамики и тепломассопереносаматематическое моделирование с использованием ЭВМэкспериментальные исследования в лабораторных и промысловых условиях.

Научные результаты.

1. Разработана комплексная модель планирования и реализации РИР в скважинах, включающая в себя выбор скважин и расчет оптимального дизайна проведения РИР, основанная на использовании четырех блоков моделирования: технологического, геологического, химического и экономического.

2. Установлены закономерности совместного движения в насосно-компрессорных трубах изоляционных составов и технологических жидкостей при проведении РИР.

3. Разработаны математические и гидродинамические модели для обоснования технологий РИР и прогнозирования технологической эффективности РИР в нефтяных скважинах, характеризующиеся более высокой точностью расчета и возможностью их использования для вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.

4. Определен и научно обоснован механизм управления физико-химическими свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда.

5. Разработана новая классификация изоляционных составов для проведения РИР в нефтяных и нагнетательных скважинах, основанная на механизме изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристике объекта изоляции.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована и подтверждена: теоретическими исследованиями и выводами аналитических зависимостей с использованием теории подобиярезультатами лабораторных и опытно-промышленных экспериментовсопоставлением теоретических и экспериментальных исследований с результатами промышленного внедрения технологий на скважинахвлияние отдельных факторов на исследуемые параметры и теснота связей определялась с помощью корреляционного анализа.

Практическая значимость работы:

— разработан отечественный программно-промышленный комплекс «РИР-проект», позволяющий производить выбор скважин, планировать технологии с определением оптимального изоляционного состава для решения существующей проблемы и расчетом дизайна проведения операции, экономической оценкой и прогнозом эффективности мероприятия;

— разработаны новые изоляционные составы и технологии РИР (Патенты РФ №№ 2 272 905, 2 272 892, 2 167 267, 2 175 049, 2 359 002, 2 317 412, 2 317 399, 2 272 904, 2 266 312).

Реализация результатов исследований:

— разработанные изоляционные составы и технологии РИР внедрены на 250 скважинах нефтегазодобывающих предприятий: ОАО НК «Б зшнсфть»? ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Газпромнефть — Ноябрьскнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ООО «РН — Пурнефтегаз»;

— результаты исследований используются в учебном процессе при подготовке специалистов в РГУНГ им. И. М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Тюменского государственного нефтегазового университета, Санкт-Петербургского государственного горного университета, по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Личный вклад соискателя работы состоит: в создании комплексной модели и алгоритма проектирования РИРв разработке критериального метода построения карт применимости РИРв создании новой классификации изоляционных составовв разработке методики и проведении расчетов технологических параметров закачки, реологических характеристик композиций, прочностных свойств гелевых экранов, определении заблокированных слоев при моделирование технологий РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделяхв отработке методики выбора отвердителей для изоляционных составов в промысловых условиях при проведении РИР на месторождениях Западной Сибирив постановке и выполнении теоретических и экспериментальных исследований по разработке новых изоляционных составов и технологий РИР для высокотемпературных пластов, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, а также во внедрении результатов работ в промысловых условиях.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на 48-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 1997 г.) — XVIII творческой научной конф еренции ученых и специалистов АНК «Башнефть» (Уфа, 1999г) — IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию со дня рождения С. Ф. Люшина (Уфа, 2000 г.) — VI научно технической конференции молодых ученых и специалистов ДООО «Башнипинефть» (Уфа, 2001 г.) — научно-технической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти, «Роль отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли», (Уфа, 2002 г.) — Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений», (Казань, 2007 г.) — на VII международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышении нефтеотдачи (Москва, 2008 г.) — на втором.

Международном научного симпозиума ОАО «ВНИИнефть» (Москва, 2009г), X Научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», НК «Роснефть», (Геленджик 20 Юг).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 49 печатных работ, в том числе 36 научных статей (из перечня ВАК Минобрнауки РФ — 16), 11 патентов на изобретения, 2 монографии.

Автор выражает глубокую признательность и искреннюю благодарность:

Н.И. Акимову|, Л. Д. Емалетдиновой, Л. М. Козупице, И. Ю. Ломакиной, В. Н. Павлычеву, Е. Г. Прокшиной, Е. А. Румянцевой, В. Г. Уметбаеву.

Выводы к разделу 4.

1. Проведен анализ эффективности внедрения технологий РИР, начиная 1986 г., в скважинах Талинской площади Красноленинского месторождения и показано, что успешность РИР в среднем не превышает 5560%, а дополнительная добыча от мероприятия — 1 тыс. т на скважину. На примере внедрения разработанных технологий РИР по отключению нижнего обводненного пласта ЮК-11 и переходу на верхний пласт ЮК-10 в 50 скважинах Талинской площади, с использованием установленных закономерностей управления зоной смешения изоляционных составов с технологическими и промывочными жидкостями, показаны возможности увеличения успешности РИР до уровня 74%, что обеспечило достижение дополнительной добычи нефти в количестве 1,3 тыс. т на одну скважину.

2. Результаты внедрения технологий моделирования по устранению негерметичности скважин с низкой приемистостью и управления свойствами вязко-упругих составов для частичного и полного отключения обводненных интервалов пластов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», показали увеличение успешности РИР с 60 до 75%, при суммарной дополнительной добыче нефти на уровне 115 тыс. т по 114 обработанным скважинам.

3. Описан комплексный проект по разработке и моделированию технологий РИР в горизонтальных скважинах Ярайнерского и Еты-Пуровского месторождений. Показано, что в результате опытно-промышленных работ по селективной водоизоляции на горизонтальных скважинах 1019 Г и 101 Г достигнуто перераспределение фильтрационных потоков и создание сопротивлений на пути фильтрации основного потокаобводняющей скважины воды. Выявлено, что факт формирования полимерного геля в пласте является объективным, однако возможным также является его формирование не во всех водонасыщенных интервалах. Выработаны рекомендации по увеличению объема закачки ВУС, с возможной модификацией технологии в виде последующей закачки подкрепляющей полимерной оторочки со сшивателем быстрого действия, обеспечивающего формирование отдельных гелевых частиц и повышенный уровень сопротивлений при фильтрации, что позволит насытить один принимающий интервал и воздействовать на следующую менее проницаемую область горизонтального ствола скважины.

4. Представлен комплексный проект моделирования технологий выравнивания профиля приемистости (В1Ш) нагнетательных скважин Романовского месторождения с использованием установленных зависимостей и reo лого-гидродинамического моделирования. Сравнительный анализ результатов работ, проведенных в 2006 г., без моделирования процесса выравнивания профиля приемистости с результатами работ при моделировании процесса показали, что:

• в результате проведения выравнивания профиля приемистости прямой эффект интенсификации добычи нефти отмечается на 5 скв, в которых произошло увеличение дебита нефти по отношению к периоду до реализации технологий ВПП в среднем на 10% (дополнительная добыча нефти — 2557 т);

• в результате проведения ВПП эффект по снижению темпов падения базовой добычи нефти отмечается на 7 скв. где при сравнении результатов прогноза путем экстраполяции и фактических данных эксплуатации скважин видно, что падение добычи нефти сдержано в среднем на 42%(дополнительная добыча нефти — 17 762т), а в целом по участку процент падения базовой добычи нефти снижен с 26% до 8%.

5. Таким образом, комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить точность прогноза эффекта внедрения технологий и успешность проведения РИР в скважинах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Разработана комплексная модель планирования и реализации РИР в скважинах, включающая в себя выбор скважин и расчет оптимального дизайна проведения РИР, основанная на использовании четырех блоков моделирования: технологического, геологического, химического и экономического.

2. В результате проведенных теоретических, экспериментальных исследований и промысловых испытаний установлено, что математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения, изолирующей способности и прочности изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.

3. Управление кинетикой структурирования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда, достигается путем методически обоснованного подбора типа и концентрации «сшивателя», основанного на определении функциональных зависимостей кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции на время структурирования изоляционных материалов в трещинах и пористой среде.

4. В результате выполненных лабораторных исследований разработаны новые изоляционные составы и технологии РИР (Патенты РФ №№ 2 272 905, 2 272 892, 2 167 267, 2 175 049, 2 359 002, 2 317 412, 2 317 399, 2 272 904, 2 266 312).

5. Установлено, что для оптимизации процесса выбора изоляционных составов последние должны быть сгруппированы исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.

6. Разработанная комплексная модель выбора скважин и расчета оптимального дизайна позволила повысить точность прогноза технологической эффективности на 30% и обеспечить успешность РИР на уровне 75%, что подтверждается результатами внедрения в 50 скважинах Талинской площади Красноленинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань» и 114 скважинах месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

7. Проведенные научно-исследовательские работы по секторному моделированию технологий выравнивания профиля приемистости на Романовском месторождении позволили разработать научно-методические подходы к моделированию аналогичных технологий на полномасштабной геолого-гидродинамической модели и обеспечили повышение эффективности работ на 15%.

8. Результаты исследований внедрены в 250 сважинах нефтегазодобывающих предприятий: ОАО «Башнефть», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Газпромнефть — Ноябрьскнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», ТПП «Когалымнефтегаз», Т1111 «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ООО «РН — Пурнефтегаз» и используются в учебном процессе при подготовке специалистов в РГУНГ им. И. М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Тюменского государственного нефтегазового университета, Санкт-Петербургского государственного горного университета, по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Показать весь текст

Список литературы

  1. A.c. 1 170 119 Россия, Е 21 В 21/06. Тампонажный состав «ГИКОС 1"/Б.С. Лядов, А. Т. Кошелев, C.B. Усов, В. И. Мартынюк, B.C. Свиридов и Ю. Н. Вершинин.-З662 690/22−03- Заявлено 27.09.83- Опубл. 30.07.85. Бюл. № 28.
  2. A.c. 1 317 099 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в скважине / О. В. Поздеев, Э. Д. Пасхина и др.
  3. A.c. 1 588 860 СССР, МКИ Е 21 В 33/138−4 439 925/24−03(64 636) Тампонажный состав. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г., Легостаева И. В., Стрижнев В.А.- Заявлено 25.04.88. Опубл. 90, Бюл.№ 32// Открытия и изобретения.-1990.-№ 32.-С. 126.
  4. A.c. 1 602 975 Россия, Е 21 В /138. Тампонажный состав для изоляции пластовых вод/Н.И. Крысин, М. Р. Мавлютов, Т. А. Скороходова, Ю. М. Сухих, P.M. Минаева, С. А. Гершенев.-4 450 915/24−03- Заявлено 28.06.88- Опубл. 30.10.90. Бюл. № 40.
  5. A.c. 1 620 610 Россия. Е 21 В 33/138. Полимерный тампонажный состав для изоляции зон поглощения/Н.А. Абдурахимов, А. Т. Джалилов, Ш. Г. Файзиев, H.A. Самигов, A.C. Эркинов и E.H. Лыков.-4 477 552/03- Заявлено 29.08.88- 15.01.91. Бюл. № 2.-С.
  6. A.c. 1 629 483 Россия, 5 Е21 В 33/138. Состав для изоляционных работ в скважине/В.А. Блажевич, В. Г. Уметбаев, И. В. Легостаева, М. Е. Алексеева, В. А. Стрижнев.-4 498 430/-03- Заявлено 20.09.88- Опубл. 23.02.91. Бюл. № 7//Изобретения.-1991 .-№ 7.-С. 112.
  7. A.c. 1 629 483 СССР, МКИ Е21 В 33/138 4 498 430/24 — 03(136 764). Состав для изоляционных работ в скважине. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г., Хисаева Д.А.- Заявлено 20.09.88.Опубл. 91, Бюл.№ 7//Открытия и изобретения.-1991.-№ 7.
  8. A.c. 1 668 633 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г., Хисаева Д.А.- По заявке № 4 702 710/2403/78 320 от 06.06.89.
  9. A.c. 1 668 634 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г., Хисаева Д.А.- По заявке № 4 731 633/2403/112 906 от 28.08.89.
  10. A.c. 1 730 434 Россия, Е 21 В 33/138. Полимерный состав для проведения изоляционных работ в скважинах/Б.С. Лядов.-4 691 260/03- Заявлено 16.05.89- Опубл. 30.04.92. Бюл. № 16/1 //Изобретения.
  11. A.c. 1 763 638 Россия, Е 21 В 33/138. Полимерный тампонажный состав/Д.А. Хисаева, В. Г. Уметбаев, В. А. Блажевич, И. В. Легостаева.-4 866 917/03- Заявлено 14.09.90- Опубл. 23.09.92. Бюл. № 35, — С. 36.
  12. A.c.1 739 005 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г., Хисаева Д.А.- По заявке № 4 752 033/03(130 910) от 24.10.89.0публ. 07.06.92, Бюл.№ 21// Открытия и изобретения.- 1992.-№ 21.-С.
  13. A.c.1 763 638 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г., Хисаева Д. А., Легостаева И.В.- По заявке № 4 866 917/03(95 222) от 14.09.90. Опубл. 23.09.92, Бюл.№ 35// Открытия и изобретения.- 1992.-№ 35.-С.
  14. A.c. 1 776 762 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г., Хисаева Д.А.- По Приоритет 24.10.89. Опубл. 23.11.92, Бюл. № 43// Открытия и изобретения, — 1992.-№ 43.-С.
  15. Р.Д., Баймухаметов К. С., Викторин В. Д. и др. Геология и разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений России.-М.:ВНИИОЭНГ, 1996.-Т.2.-352 с.
  16. Н.И., Стрижнев К. В., Чернов A.B., Павлов И. В. Влияние параметров пласта на продуктивность горизонтальных скважин. // Интервал. 2006.-№ 4.-С. 38−43.
  17. Асан-Заде А. Т. Результаты экспериментальных работ по изоляции водопритоков в глубоких нефтяных скважинах // Азерб. нефт. хоз-во.-1984.-№ б, — С. 34−36.
  18. К.С. и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана (Баймухаметов К.С., Викторов П. Ф., Гайнуллин К. Х., Сыртланов А.Ш.)-Уфа:РИЦ АНК Башнефть, 1997.-424с.
  19. Ю.В., Маликов М. А., Нигматуллин И. Г., Чугунов C.B. О некоторых аспектах повышения эффективности водоизоляционных работ// Нефтяное хозяйство. 2000. -№ 11. — С.34−35.
  20. Басниев К.С., H.H. Кочина, В. М. Масимов Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1993. — 416 с.
  21. JI.M., Позин М. Е. Математические методы в химической технике. -Д.: «Химия».-1968.-824 с.
  22. М.Д., Подольский Ю. В. Нефтегазовый потенциал России и возможности его реализации (оценки и прогнозы на основе имитационных технологий).- СПб.: Недра, 2006.-376 с.
  23. В.А., Уметбаев В. Г. Состояние и задачи проблемы ремонтных работ в скважинах.-Тр/Башнипинефть.-1977, — Вып. 50.- С.97−104.
  24. В.А., Уметбаев В. Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.-М.: Недра, 1985.-208 с.
  25. В.А., Уметбаев В. Г., Асмоловский B.C. Оценка технологической эффективности селективной изоляции обводненных интервалов пласта.-Тр./Башнипинефть.-1989.-Вып.80.- С.52−58.
  26. В.А., Уметбаев В. Г., Стрижнев В. А. Тампонажные (изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах.-Уфа, РИО Госкомиздата БАССР, 1992.-88 с.
  27. В.А., Умрихина E.H. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины.-М.: Недра, 1974.-212 с.
  28. В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В. Г. Применение синтетических смол на основе сланцевых фенолов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах.-Нефт. хозяйство,-1976.-№ 8.-С.52−56.
  29. В. А., Умрихина E.H., Уметбаев В. Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1981.-232 с.
  30. В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В. Г., Большаков J1.A. Ограничение водопритоков в скважинах при заводнении.-М.:ВНИИОЭНГ,-1977.-56 с.
  31. В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В. Г., Стрижнев В. А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах с помощью фенолоформальдегидного материала.-РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, — 1976.-№ 7, — С.28−32
  32. С.С., Бродский A.JL, Иоффе О. П. и др. Физико-геологические особенности разработки Талинского месторождения // Нефт. хоз-во.-1990.-№ 4.-С. 46−50.
  33. B.C., Савинков Г. Д., Дорошенко В. Н. Технологические основы и опыт применения внутрипластовых термохимических обработок // Нефтяная и газовая промышленность.-1982.-№ 2.-С. 35−38.
  34. С. Свойства газов и жидкостей (инженерные методы расчета): Пер. с польского / Под ред. П. Г. Романкова.-Jl.: «Химия».-1966.-536 с.
  35. Дж. П., X. Мукерджи Многофазный поток в скважинах. Пер. с англ. Ю. В. Русских. Москва-Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2006. — 384 с.
  36. A.C. Технологический комплекс для геофизических исследований обсаженных скважин. Каротажник, 1998, № 43, с.31−39.
  37. А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин.-М.: Недра.-1991.-336 с.
  38. А.И., Обабко Г. А., Рутберг Э. Л. Смешение тампонажного и глинистого растворов в процессе цементирования скважин при турбулентном режиме течения // Нефтяное хозяйство .-1969.-№ 2.-С. 2629.
  39. Р.Т., Газизов А. Ш., Габдуллин Р. Г. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины.-М.: Недра, 1976.-174 с.
  40. А.И. О нецелесообразности гидрофобизации призабойных зон эксплуатационных скважин // Нефть и газ Тюмени.-1971.-№ 10.-С. 3841.
  41. А.Ш. Результаты исследований физико-химических свойств некоторых кремнийорганических соединений применительно к изоляции закачиваемых вод // Труды ТатНИПИнефть.-1983.-№ 4.-С. 89−93.
  42. А.Ш., А.И. Никифоров, A.A. Газизов Математическая модель вытеснения нефти водой с применением полимердисперсных систем. Инженерно-физический журнал. 2002. — Т. 75. — Вып. 1. — С. 91−94.
  43. А.Ш., Баранов Ю. В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающих скважинах // Обзор, информ. Сер. Нефтепрмысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1982, — 47 с.
  44. Ш. А. Физика нефтяного пласта (типовые расчеты).-Уфа: УГНТУ,-1998.-141 с.
  45. Ш. К. Физика нефтяного пласта.-М.: Гостоптехиздат.-1963.-274 с.
  46. В.М., Стрижевский Л. И. Основные достижения при применении полимеров в нефтедобыче // Обзор зарубежной информации. Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-С.53.
  47. И.Ф. Применение нефте-сернокислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1985.
  48. В.А., М.М. Иванова, В. Д. Лысенко, В. Ф. Чарыков Сложности разработки Талинского месторождения // Нефт. хоз-во.-1995,-№ 5/6.-С. 36−38.
  49. Т.И., Казаринов В. П., Литология и палеонтология Западно Сибирской низменности в связи с нефтегазоносностью. -М.: Гостоптехиздат, 1962.
  50. Долгосрочная государственная программа изучения недр и воспроизводства МСБ России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья. М.: МПР РФ, 2005, 144 с.
  51. А. Чем богаты?- «Нефть России», № 10, 2006, с. 12−15.
  52. Ю.В., Белогуров В. В., Ротакова O.A. Исследование свойств тампонажного материала на основе полифенилэтоксисилоксана // Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири.-Тюмень: СибНИИНП.-1982.-С. 53−55.
  53. И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям.-М.: Госэнергоиздат.-1960.-464 с.
  54. Измерение дебита скважин по флуктуациям давления. Браго E.H., Царев A.B., Ермолкин О. В. Нефтяное хозяйство, 1983, № 10, с.45−49.
  55. Инструкция по селективной изоляции обводненных интервалов пласта в скважинах месторождений АНК «Башнефть». -Уфа: Башнипинефть, 2000.-11с.
  56. Инструкция по устранению негерметичности эксплуатационных колонн и селективной изоляции обводненных интервалов пласта в скважинах Хохряковского и Пермяковского месторождений.-У фа: Башнипинефть, 2000,-14с.
  57. В.И., Блажевич В. А., Умрихина E.H., Уметбаев В. Г. Об отключении обводненных интервалов монолитного пласта. -Тр./Башнипинефть.-1978.-Вып.52, — С.77−80.
  58. В.В., Л.Г. Кульпин, P.P. Мурзин, Ю. А. Симонов Шельф России: прогноз добычи углеводородов до 2030 г. и инфраструктура технико-технологического обеспечения. Н/Х. № 6 2006г. С.-76−78.
  59. П.Г. Справочник по гидравлическим расчетам.-М.: Госэнергоиздат.-1957.-352 с.
  60. И.И. Лабораторные исследования по применению кремнийорганичеких жидкостей для водоизоляционных работ //
  61. Совершенствование строительства глубоких разведочных скважин на новом этапе развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса.-Тюмень, 1987.- С. 44−46.
  62. И.И., Григорьев A.B., Телков А. П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин.-М.: ОАО «Издательство Недра», 1998.-267 с.
  63. JI.M., Стрижнев К. В., Румянцева Е. А., Назметдинов P.M. Совершенствование технологий устранения негерметичности колонн в условиях отсутствия непрерывной приемистости // Интервал. 2005.-№ 4−5.-С. 44−53.
  64. В.И., Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов.-М.: Недра, 1965.-262 с.
  65. В.В. и др. Реакции в полимерных системах (Коноваленко В.В., Иванчев С. С., Хайблайн Г., Павлюченко В. Н., Куганов С. И., Рэтг М., Арнольд М., Дьячковский Ф. С., Дмитренко A.B., Рот Х. К., Вюнше Р., Таплик Т.).-Л.?Химия, 1987.-304с.
  66. В.М., Кузнецов Ю. С., Мавлютов М. Р., Агзамов Ф. А. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных сред ах.-М.: Недра, — 1987.- 190 с.
  67. И.И., Иманаев Н. Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах.-М.:Гостоптехиздат, 1960.-186 с.
  68. С.Р., Б.Н. Рыженко, В. М. Швец Геохимия подземных вод. Теоретические, прикладные и экологические аспекты. М.: Наука 2004 г.
  69. В.В. Развитие нефтегазового сервиса России. Н/Х. № 6 2006г. С.-71−75.
  70. И.Ю., А.В.Корнилов, А.М.Ильясов, Ю.А. Поддубный, В.А. Стрижнев Построение математической модели селективной изоляции водопритока // ОАО НПФ «Геофизика». Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. Вып. 5. Уфа: Новый стиль, 2008. -308 с.
  71. И.Ю., Корнилов A.B., Стрижнев К. В. Особенности моделирования водоизоляционных работ. Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти, экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. Вып. № 6. Уфа 2009 С.71−79.
  72. Ю.Ю. Справочник по аналитической химии, 5-е изд., перераб.-М.:Химия, 1979.-480с.
  73. A.B. Экономические вопросы проектирования и разработки нефтяных месторождений. СПб.: «Недра», 2009. — 196 с.
  74. Маковей Н. Гидравлика бурения. Пер. с румынского. М.: Недра, 1986. -536 с.
  75. С.П. Нефтяные и газовые месторождения СССР.-М.: Недра, 1987.-Т.2.-303 с.
  76. A.B., Земцов Ю. В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // Обзор. информ. Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-34 с.
  77. М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. 628 с.
  78. И.И., Янковский Ю. Н., Словодневская Л. А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основекремнийорганических соединений // Азерб. Нефт. хоз-во.-1983.-№ 9.-С. 22−25.
  79. Методические указания по планированию технологии РИР для ликвидации заколонной циркуляции жидкости в скважинах. Москва 2007.
  80. И. Т., Кондратюк А. Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Под редакцией И. Т. Мищенко.-М.: Нефть и газ.-1996.- 190 с.
  81. А., Шумаков Я. Применение современных технологий для гидродинамических исследований скважин. В кн. «Труды международного форума исследователей скважин, 1618.12.2003». М., с.251−256.
  82. Р.Н., Фахретдинов Р. Н., Стрижнев К. В., Ковалева A.A. Аспекты применения геолого-гидродинамического моделирования для проектирования и мониторинга геолого-технических мероприятий. // Нефтяное хозяйство. 2006.-№ 9.-С. 108−111.
  83. P.M., Стрижнев К. В. Состояние и проблемы РИР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах Западной Сибири. Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып.100.- С.143−147.
  84. P.M., Стрижнев К. В., Сайфутдинов Ф. Х. Результаты опытно-промышленных работ по повышению нефтеотдачи пластов на Коттынском нефтяном месторождении // Интервал. 2005.-№ 4−5.-С. 8492.
  85. Недропользование в Ханты-Мансийском АО в 2004 году. Гос. предприятие ХМАО «Научно-аналитический центр рациональногонедропользования им. В.И.Шпильмана», Тюмень-Ханты-Мансийск, 2005,116 с.
  86. А.И. и др. О моделировании потокоотклоняющих технологий воздействия на нефтяные пласты Изв. РАЕН. Серия МММИУ. 2003 -Т. 7.-Вып. 3−4.-С. 25−43.
  87. Оказание услуг по испытанию технологий РИР в скважинах месторождений АНК Башнефть и Западной Сибири: Книга 2. Отчет/Башнипинефть- рук. темы В. Г. Уметбаев.-Уфа.-1999.-94с.
  88. Патент 1 804 548 МКИ Е 21 В 33/13. Способ изоляции проницаемых пластов, сложенных терригенными породами. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г., Стрижнев В.А.- Приоритет 22.02.91.Опубл. 23.03.93, Бюл.№ 11//Открытия и изобретения.- 1993.-№ 11.-С.
  89. Патент 1 838 583 МКИ Е 21 В 33/13. Тампонажная смесь. Блажевич В. А., Уметбаев В. Г., Хисаева Д.А.- Приоритет 24.07.91. Опубл. 30.08.92, Бюл.№ 32//Открытия и изобретения.- 1992.-№ 32.-С.
  90. Патент 2 017 936 Россия, Е 21 В 33/138. Изолирующий состав/Валеева Т.Г., Вердеревская Ю. Л., Попова В. Л., Михеева И. В., Кобяков Н. И., Арефьев Ю. Н., Галимов Р.Р.-4 922 373/03- Заявлено 28.03.91- Опубл. 15.08.94. Бюл. № 15.
  91. Патент 2 106 478 Россия, МПК6 Е21 В 33/138. Способ изоляции зон поглощения/Н.И. Кошторев.-№ 95 117 365/03−95- Заявлено 06.10.95- Опубл. 10.03.98, Бюл. № 7//Изобр. Открытия.-1998.-№ 7.-С.258.
  92. Патент 2 167 267 Россия, Е 21 В 33/138. Полимерный тампонажный состав/Павлычев В.И., Уметбаев В. Г., Емалетдинова Л. Д., Прокшина
  93. Н.В., Стрижнев К. В., Камалетдинова P.M., Стрижнев В. А., Назметдинов P.M., Мерзляков В. Ф., Волочков Н.С.-2 000 121 311/03- Заявлено 08.08.2000- Опубл. 20.05.2001. Бюл. № 14.-С. 33.
  94. Патент № 2 139 411. Тампонажный состав. Павлычев В. Н., Уметбаев.В.Г., Прокшина Н. В., Емалетдинова Л.Д.- Опубликовано 10.10.99, БИ № 28, 1999.
  95. Патент № 2 143 543. Способ изоляции неоднородного по проницаемости пласта. Прокшина Н. В., Уметбаев.В.Г., Павлычев В. Н., Емалетдинова Л.Д.- Опубликовано 27.12.99, БИ № 36, 1999.
  96. Патент № 2 149 255. Способ селективной изоляции обводненных интервалов пласта в скважинах. Уметбаев.В.Г., Павлычев В. Н., Прокшина Н.В.- Опубликовано 20.05.2000, БИ № 14, 2000.
  97. Патент № 2 154 728. Тампонажный состав. Прокшина Н. В., Уметбаев.В.Г., Павлычев В. Н., Емалетдинова Л. Д.- Опубликовано 20.08.2000, БИ № 23, 2000.
  98. Патент № 2 167 267. Полимерный тампонажный состав. Павлычев В. Н., Уметбаев В. Г., Прокшина Н. В., Назметдинов P.M., Емалетдинова Л. Д., Стрижнев К. В., Прокшина Е. Г., Стрижнев В. А., Камалетдинова P.M., Габдрахманов Н.Х.- Опубликовано 20.05.01, БИ № 14, 2001.
  99. Патент № 2 272 904 Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин. Румянцева Е. А., Стрижнев К. В., Лапшина М.В.
  100. Патент № 2 272 905 Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины. Румянцева Е. А., Козупица Л. М., Стрижнев К.В.
  101. Патент № Состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин. Позднышев Г. Н., Шелепов В. В., Стрижнев К. В., Румянцева Е. А., Лысенко Т.М.
  102. Патент № Способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине. Румянцева Е. А., Стрижнев К. В., Козупица Л.М.
  103. Патент № Способ изоляции пласта. Румянцева Е. А., Козупица Л. М., Стрижнев К.В.
  104. Патент (заявка № 2 272 892 от 04.07.2005 г.) Способ разработки неоднородных пластов. Румянцева Е. А., Стрижнев К. В., Козупица Л.М.
  105. Патент № Способ удаления жидкости из скважины. Румянцева Е. А., Стрижнев К. В., Акимов Н. И., Лысенко Т. М., Волков В.А.
  106. М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.-653 с.
  107. Н.Л. Методика определения потерь тепла в нагнетательных скважинах при закачке в пласт теплоносителей Тр. ВНИИ, вып. 15, М.: Недра, 1970, с. 82−93.
  108. Е.А. «Оптимизация параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующих композиций», Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, Уфа, 2004г.
  109. РД 03−147 275−077−2002 Технология обработки призабойной зоны пласта гидрофобизатором.-Уфа: Башнипинефть, 2002.-11с.
  110. РД 39−147 009−532−87 Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ.-Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987.-88 с.
  111. М.К., Зейгман Ю. В., Гарифуллин Ф. С., Волочков Н. С., Хусаинов Н. Р., Стрижнев К. В. Разработка и выбор гидрофобизирующих составов для глушения скважин при текущем ремонте. // Н/Х. 2006.-№ 4.-С. 116−118.
  112. М.К., Стрижнев К. В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2006.-295с.
  113. Руководство к программе расчета объемов закачки гелеобразующих реагентов для водоизоляционных работ (изоляция обводненных интервалов и ликвидация заколонных перетоков) / E.H. Кожевников. Самара, 2002. — 9 с.
  114. С.А., Скородиевская JI.A. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. // Нефт. хоз-во.-2002.-№ 7.-С. 120−125.
  115. С.А., Усов С. А., Уметбаев В. Г. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении PHP в скважинах.-Нефт. хоз-во, — 1989,-№ 4, — С.44−47.
  116. В.А., Шаламов М. А., Стрижнев К. В. Роль современных методов повышения нефтеотдачи в освоении нефтяных месторождений ОАО «Газпром нефть». Материалы II Международного научного симпозиума ОАО «ВНИИнефть» М.2009г С. 15−24 (том 1).
  117. В.А., Мохов М. А. Определение вязкости водонефтяных эмульсий //Нефтепром. дело, 1972. № 8 — с. 16−19.
  118. Л.И. Методы подобия и размерности в механике.-М.: Наука.-1965.-388 с.
  119. Современные методы поточного измерения расхода и количества жидкости и газа в трубопроводе. Браго E.H., Коротков М. К., Царев A.B.
  120. М.ВНИИОЭНГ, Обзорная информация, 1987, 36с.
  121. Справочник по добыче нефти / K.P. Уразаков, A.B. Дашевский, С. Е. Здольник и др.- под ред. K.P. Уразакова. СПб: ООО «Недра», 2006. -448 с.
  122. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова М.: Недра, 1983, 455 с.
  123. В. А., А.В.Корнилов, В. И. Никишов, В. Г. Уметбаев Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах Нефтепромысловое дело. 2008. — № 4. — С. 28−34.
  124. В.А. Исследования и ликвидация перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах: Дис. канд. техн. наук: 05.15.06.-Уфа: Башнипинефть.-1980.-135 с.
  125. К.В. К возможности селективной изоляции обводненных пластов в аномальных термобарических условиях Талинского месторождения.- Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 105.- С.93−98.
  126. К.В. Повышение эффективности ликвидации гидрато-парафиновых отложений в скважинах Талинского месторождения. Сборник докладов молодых ученых и специалистов на XVIII творческой конференции Башнефть, 2000 г.-С. 93−98.
  127. К.В. Прогресс с затянутым поясом. // Нефть России -2005. -С. 6−7
  128. K.B. Тампонажные составы для восстановления герметичности эксплуатационных колонн. // Нефтяное хозяйство. 2007.-№ 12.-С. 49−52.
  129. К.В. Теоретическое обоснование параметров технологии закачивания полимеризующегося тампонажного состава в обводненные пласты с температурой 100−120 °С.- Тр./Башнипинефть.-2001.-Вып. 107.-С.56−62.
  130. К.В. Уточненная методика расчета параметров зоны смешения взаиморастворяющихся жидкостей в вертикальном трубопроводе.- Тр./Башнипинефть.-2002.-Вып.110, — С.38−48.
  131. К.В., Акимов Н. И., Чернов A.B., Павлов И. В. Влияние фильтрата бурового раствора на продуктивность горизонтальных скважин. // Бурение и нефть. 2006.-№ З.-С. 15−17.
  132. К.В., Ипатов А. И., Хасаншин Р. Н. и др. К вопросу ограничения водопритока в горизонтальных скважинах. // Нефтяное хозяйство. 2009.-№ 12.-С. …
  133. К.В., Румянцева Е. А., Акимов H.H., Лапшина М. В. Новые технологии ОАО «ОТО» в области интенсификации добычи нефти // Интервал. 2005.-№ 4−5.-С. 58−64.
  134. К.В., Румянцева Е. А., Лапшина М. В. Сухая кислотная смесь для обработки труднодоступных скважин // Интервал. 2005.-№ 4−5.-С. 53−58.
  135. К.В., Румянцева Е. А., Лысенко Т. Н. Селективное воздействие на призабойную зону пласта // Интервал. 2005.-№ 4−5.-С. 64−71.
  136. К.В., Стрижнев В. А. Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтно-изоляционных работ. // Нефтяное хозяйство. 2006.-№ 9.-С. 108−111.
  137. А.Б., Асан-Заде А.И. Ограничение водопритоков в скважинах месторождения Сангачалы море — Дуванный — море — о. Булла // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: 1984.-№ 5, — С. 18−20.
  138. А.Б., Карапетов К. А., Яшин A.C. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин.-М.: Недра.- 1984.- 224 с.
  139. Сургучев. M. JL, Желтов Ю. В., Симкин Э. М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах.-М.: Недра.-1984.-216 с.
  140. .З., Орекешев С. С. Вопросы выноса песка в процессе эксплуатации нефтяных скважин. Нефтегазовое дело, № 7,2005.
  141. O.A., А.Г. Михайлов, A.B. Корнилов, O.A. Лознюк, В. И. Никишов, В.А. Стрижнев Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ // Бурение и нефть. № 9. — 2008 г. — С. 44−47.
  142. Уметбаев В.Г., B.H. Павлычев, Л. Д. Емалетдинова, K.B. Стрижнев Исследования каталитического отверждения карбамидоформальдегидной смолы при температурах 20−100°С. Тр. Башнипинефть. — 2001. — Вып. 106.-С. 33−40.
  143. В.Г., Емалетдинова Л. Д., Стрижнев К. В. Методика поиска отвердителей смолы КФЖТ для условий пластовой температуры 60−100 °С.- Тр./Башнипинефть.-2002.-Вып. 110.- С.5−12.
  144. В.Г., Мерзляков В. Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин.-Уфа: Башнипинефть, 1995.-251 с.
  145. В.Г., Назметдинов P.M., Стрижнев К. В. Испытание, анализ технологий отключения обводненного нижнего пласта и их эффективности в скважинах Талинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань» .- Тр./Башнипинефть.-2001.-Вып. 106.- С.40−47.
  146. В.Г., Павлычев В. Н., Емалетдинова Л. Д., Стрижнев К. В. Исследования каталитического отверждения карбамидоформальдегидной смолы при температурах 20−100 °С.- Тр./Башнипинефть.-2001.-Вып.106.-С.33−40.
  147. В.Г., Плотников И. Г., Сафонов E.H. Отключение обводненных интервалов продуктивных пластов отверждающимися тампонажными материалами.-М.:НТЖ «Нефтепромысловое дело».-1995.-№ 6,-С. 18−21.
  148. В.Г., Прокшина Н. В., Павлычев В. Н., Стрижнев К. В. и др. Исследование синтетических латексов как основы изоляционного материала.-Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 100.- С. 136−143.
  149. В.Г., Прокшина Н. В., Павлычев В. Н., Стрижнев К. В. и др. Новый тампонажный состав для РИР в условиях пластовой температуры 60−100 °С .-Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 100. часть 2, — С.50−53.
  150. В.Г., Прокшина Н. В., Павлычев В. Н., Стрижнев К. В. и др. Новый тампонажный состав для РИР в условиях пластовой температуры 60−100°С .-Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 100. часть 2, — С.50−53.
  151. В.Г., Прокшина Н. В., Павлычев В. Н., Стрижнев К. В. и др. Исследование синтетических латексов как основы изоляционного материала.-Тр./Башнипинефть.-2000.-Вып. 100.- С.-136−143.
  152. В.Г., Прокшина Н. В., Шувалов A.B., Стрижнев К. В., Камалетдинова P.M., Прокшина Е. Г. Технология и предварительныерезультаты обработки призабойной зоны высокообводненных скважин гидрофобизатором.- Тр./Башнипинефть.-2001.-Вып.106.- С.-79−88.
  153. В.Г., Стрижнев В. А., Павлычев В. Н. Проблемы в области технологий РИР, направления и некоторые результаты их исследования.-НХ, № 11, 2001.-С.32−34.
  154. E.H., Блажевич В. А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах.-М.: Недра, 1966.-164 с.
  155. K.M. Аналитические исследования процесса гелеобразования в призабойной зоне скважин. Изв. РАН, сер. МЖГ. -№ 4.- 1997.-С. 80−87.
  156. Р., Ставерман А. Химия и технология полимеров.-JI.: Химия, 1965, — Т.2.-512 с.
  157. И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах.-М.: Недра, 1975.-296 с.
  158. И.А. Подземная гидрогазодинамика.-М.: Гостоптехиздат,-1963.-396 с.
  159. Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965.238 с.
  160. A.C. Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности // Новые области применения металлорганических соединений.- М.: ГНИИХТ ЗОС, 1983.-С. 83−84.
  161. В.В., Назметдинов P.M., Стрижнев К. В., Булыгин Д. В. Использование модели для обоснования геолого-технических мероприятий на Урьевском месторождении // Интервал. 2005.-№ 4−5.-С. 21−29.
  162. В.В., Позднышев Г. Н., Стрижнев К. В., Румянцева Е. А. Способ повышения нефтеотдачи пластов методом заводнения // Интервал. -2005.-№ 4−5.-С. 33−39.
  163. Ф. Эмульсии.: Пер. с английского / Под ред. A.A. Абрамзона.-JI.: «Химия».-1972.-448 с.
  164. В.А. О задачах и возможностях селективной изоляции вод // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело.-М., 1973, — № 10, — С. 36−39.
  165. В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография: в 2 ч М.: Нефть и газ, 1995. — Ч. 1 — 586 с. Ч. 2. — 493 с.
  166. В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для ВУЗов. М.: Альфа-Пресс, 2005. 510 с.
  167. А.Ю. Изоляция пластовых вод.-М.: Недра, 1976.-111 с.
  168. A.M., Истомин А. З. Расчеты в добыче нефти.-М.: Недра.-1979.-272 с.
  169. B.C. О турбулентной диффузии в трубах, — ИФЖ, 1960.-№ 3.
  170. B.C., Юфин В. А., Бударов Н. П. Последовательная перекачка нефтепродуктов и нефтей по магистральным трубопроводам. Гостоптехиздат.-1959.-346 с.
  171. Bai, B.- Han, M. et al.: «Selective Water Shutoff Technology Study and Application of W/O Emulsions». Paper SPE 59 320 presented at the 2000 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 3−5 April 2000.
  172. Barree R.D. A New Look at Fracture-Tip Screenout Behavior. JPT (Feb. 1991) 138- Trans., AIME. P. 291.
  173. Barree R.D. A Practical Numerical Simulator for Three Dimensional Fracture Propagation in Heterogeneous Media. Paper SPE 12 273 presented at the 1983 SPE Reservoir Simulation Symposium, San Francisco, Nov. 15−18.
  174. Bhide, V.- Hirasaki, G. et al.: «Foams For Controlling Water Production». Paper SPE 93 273 presented at the 2005 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry held in Houston, USA, 2−4 February 2005.
  175. Sif RnrflHin Th VdHirr>llcllP>(Th pt q! ¦ «A r>r"1ii^C"tir"nO rf T? ill Qtil/?"1l7
  176. W. i v VI VWlllj «—<. V J. , T U1L111 UUOllV «J 1. I J. v L U1.. i 1J./J/1 HyliLlUlliI V / A 1 VV lull V W j
  177. Permeability Modifiers To Control Water Cut Following Hydraulic Fracturing in Western Siberia Oilfields». Paper SPE 102 679 presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, USA, 24−27 September 2006.
  178. Bosma M., K. Ravi et al. Design Approach to Sealant Selection for the Life of the Well. Paper SPE 56 536 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, Oct. 3−6.
  179. Boukheifa L., N. Moroni et al. Evaluation of Cement Systems for Oil and Gas Well Zonal Isolation in a Full-Scale Annular Geometry. Paper SPE 87 195 presented at the 2004IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Mar. 2−4.
  180. Buraffato, G.- Pitoni, E. et al.: «Water Control in Fissured Reservoirs -Diagnosis and Implementation of Solutions: Cases from North Italy». Paper SPE 96 569 presented at Offshore Europe 2005 held in Aberdeen, Scotland, UK, 6−9 September 2005.
  181. Chang, H.L.- Sul, X. et al.: «Successful Field Pilot of In-Depth Colloidal Dispersion Gel Technology on Daqing Oilfield». Paper SPE 89 460 presented at the 2004 SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, 17−21 April 2004.
  182. Creel P., I. Bahamon, and R. Abdulkadir Investigations on Treatment Controls for Placement of Chemical and/or Cement Squeezes. IPTC 10 157, presented at the International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, 21−23 November 2005.
  183. Der Sarkissian, J.- Prado, M. and Rauseo, O.: «Lessons Learned from Four Selective Water Shutoff Treatments in Mature Reservoirs in Maracaibo Lake». Paper SPE 96 528 presented at Offshore Europe 2005 held in Aberdeen, Scotland, UK, 6−9 September 2005.
  184. Dolan D.M., L.J. Thiele, G.P. Willhite Effects of pH and Shear on the Gelation of a Xanthan-Cr (III) System. Paper SPE 25 454 presented at the 1993 SPE Production Operations Symposium held in Oklahoma City, Oklahoma, Mar. 21−23.
  185. Economides M.J., A.D.Hill, C. Ehlig-Economides. Petroleum Production Systems. PTR Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ, 1994. 611 p.
  186. Eijen V., F. Arkesteijn, I. Akil, J. Vliet, D. Batenburg, P. McGinn Development and first Field Application of a Gel/Cement Water-Shutoff System. SPE PO 2006. -V. 21. No 2. p. 230−236.
  187. Farkas, R.F.- England, K.W. et al.: «New Cementing Technology Cures 40-Years Old Squeeze Problems». Paper SPE 56 537 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 3−6 October 1999.
  188. Fredd C.N. and M.J. Miller Validation of Carbonate Matrix Stimulation Models. Paper SPE 58 713, presented at the 2000 SPE International Symposium on Formation Damage Control held in Lafayette, Louisiana, Feb.1. T! 1/1 —?.-r.
  189. Geertsma J and R. Haafkens A Comparison of the Theories for Predicting Width and Extent of Vertical Hydraulically Induced Fractures. ASME J. Energy Res. Tech. (March 1979) 101, 8.
  190. Gidlye J.L. et. al. (eds.) Recent Advances in Hydraulic Fracturing. Monograph Series, SPE, Richardson TX 12. June 1989.
  191. Glasbergen G., M. Buijse Improved Acid Diversion Design Using a Placement Simulator. Paper SPE 2 412, presented at the 2006 SPE Russian oil & gas technical conference and exhibition, Moscow, Oct. 3−6.
  192. Herbos J., S. Kumar, R. Moreno, M.F. Romero, H. Avendano Reservoir Simulations of Gel Treatments to Control Water Production in Eastern Venezuelan HPHT Fractured Reservoir. Proceedings of International Petroleum Conference, Mexico 2004 (SPE 92 003).
  193. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. The Petroleum Engineer. V. XXV. — No 11.- 1953. -P.B6-B16.
  194. Kosztin, B.- Palashty, G. et al.: «Field Evaluation of Iron Hydroxide Gel Treatments». Paper SPE 78 351 presented at the SPE 13th European Petroleum Conference held in Aberdeen, Scotland, UK, 29−31 October 2002.
  195. Lakatos, I.- Lakatos-Szabo, J. et al.: «Application of Silicate-Based Well Treatment Techniques at the Hungarian Oilfields». SPE 56 739 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Houston, USA, 3−6 October 1999.
  196. Mackay E.J., I.R. Collins, M.M. Jordan and N. Feasey PWRI: Scale Formation Risk Assessment and Management. SPE 80 385, presented at the 5th International Symposium on Oilfield Scale, Aberdeen, 29−30 January 2003.
  197. Mackay E.J. Modeling In-Situ Scale Deposition: The Impact of Reservoir and Well Geometries and Kinetic Reaction Rates. SPE 81 830 February 2003 SPE Production & Facilities, p. 45−56.
  198. Mahajan, M.- Rauf, N. et al.: «Water Control and Fracturing: A Reality». Paper SPE 101 019 presented at the SPE 2006 Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Adelaide, Australia, 11−13 September 2006.
  199. Marin, A.- Seright, R. et al.: «Connecting Laboratory and Field Resultsfr"r rrflcmt Trp>ntmp"ntc ir> XTdtiirolK/ T? rantnrf"H PrnHiir-tiriri X/f*11o» Panpr QPTh
  200. V 1 V J W 1^.1 AAA 1 1 UVUA L. 1 I J 1 A LiW l> V-. 1 VV* 1 1 V.' UWV 11 11 TT ViAkJ. A VI 1/ A J/77 411 presented at the SPE Annual Technological Conference held in San Antonio, Texas, 29 Sep 2 Oct 2002.
  201. Mata, F. and Ali, S.: «Water Shutoff Using an Internally Catalyzed System In Boscan Field: Case Histories». Paper SPE 102 219 presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 24−27 September 2006.
  202. Mackay E.J. and G.M. Graham How is Scale Prevention Affected by the Late Field Depressurisation of Waterflooded Reservoirs. Presented at the SPE Oilfield Scale Symposium, Aberdeen, 30−31 January 2002.
  203. McDiarmid, A.- Alexander, I. et al.: «Experience of a Reservoir Waterflood Failure and Remediation Treatment in the Stag Reservoir,
  204. Australia». Paper SPE 72 117 presented at the SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference held in Kuala Lumpur, Malaysia, 8−9 October 2001.
  205. Meyer B.R., G.D.Cooper and S.G.Nelson Real-Time 3D Hydraulic Fracturing Simulator: Theory and Field Case Studies. Paper SPE 20 658 presented at the 1990 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Sept. 23−26
  206. Paulo J. and E.J. Mackay Modeling of In-Situ Scale Deposition. SPE presented at the 12th International Oil Field Chemical Symposium, Gelio, Norway, 1−4 April 2001.
  207. Peck L.B., R.C. Axtmann A Theoretical Model of Silica Polymerization in Porous Media. Paper SPE 7887 presented at the 1979 SPE of
  208. AIME International Symposium on Oilfield and Geothermal Chemistry held in Houston, Texas, Jan. 22−24.
  209. Poulsen D.K. and W.S. Lee Fracture Design With Time- and Temperature-Dependent Fluid Properties. Paper SPE 12 483 presented at the 1984 SPE Formation Damage Control Symposium, Bakersfield, Feb. 13−14.
  210. Roden, C.: «A Novel Approach for Tubing Repair in a HPHT Well». Paper SPE 68 417 presented at the SPE/ICoTA Coiled Tubing Roundtable held in Houston, Texas, 7−8 March 2001.
  211. Romo, G.A.F.- Leyva, H.H. et al.: «Advanced Technology to Reduce Water Cut: Case Studies From the Pemex Southern Region». Paper SPE 103 638 presented at the First International Oil Conference and Exhibition held in Cancun, Mexico, 31 Aug 2 Sep 2006.
  212. Rusch, D.W.- Sabins, F. and Aslakson, J.: «Microannulus Leaks Repaired with Pressure-Activated Sealant». Paper SPE 91 399 presented at the 2004 SPE Eastern Regional Meeting held in Charleston, West Virginia, U.S.A., 15−17 September 2004.
  213. Seright R.S., J. Liang and M. Seldal Sizing Gelant Treatments in Hydraulically Fractured Production Wells. Paper SPE 52 398 presented at the1997 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, Oct. 5−8.
  214. Seright R.S., R.H. Lane, R.D. Sydansk A Strategy for Attacking Excess Water Production. Paper SPE 84 966 presented at the 2001 SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, May 15−16.
  215. Spaling D.D. Water invasion control in producing wells. Application Polyacrylamide // World Oil. -1984.№ l.-P. 137−142.
  216. SPE 88 559. Identifying Reservoir by Wavelet Transform of Well Logs. Wenzheng Y., Zhengwu L. JPT, may 2005, p.53−54.
  217. Stavland A., B.A. Kvanvik, A. Lohne Simulation Model to Predict Placement of Gels. Paper SPE 28 600 presented at the SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, USA., 25−28 September, 1994.
  218. Styler, J.W., Al-Suwailem, S.S. et al.: «A Unique Rigless Casing Leak Repair, Ghawar Field, Saudi Arabia». Paper SPE 68 129 presented at the 2001 SPE Middle East Oil show held in Bahrain, 17−20 March 2001.
  219. Taylor G. The dispersion of matter in turbulent flow through a pipe. Proceedings of Riyal Society, vol. 229, pp. 446−468, 1954.
  220. Todd B.J., G.P. Willhite Radial Modeling of ln-Situ Gelation in Porous Media. Paper SPE 21 650 presented at the SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, 7 9 April 1991.
  221. Van A.F., Everdingen The skin effect and its influence on the productive capacity of a well. Petroleum Transactions, AIME. V. 198. -1953.-P. 171−176.
  222. Van Eijden, J.- Arkesteijn, F. et al.: «Gel-cement, a Water Shut Off
  223. System: Qualification in a Syrian Field». Paper SPE 88 765 presented at the th
  224. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference held in Abu Dhabi, U.A.E., 10−13 October 2004.
  225. Van J.E. der Hoek, W. Botermans, P.L.J. Zita Full Blocking Mechanisms of Polymer Gels for Water Control. Paper SPE 68 982 presented at the SPE Formation Damage Conference held in The Hague, The Netherlands, 21−22 May, 2001.
  226. Vasquez, J.- Jurado, I. et al.: «Organically Crosslinked Polymer System for Water Reduction Treatments in Mexico». Paper SPE 104 134 presented at the First International Oil Conference and Exhibition held in Cancun, Mexico, 31 August 2 September 2006.
  227. Wang Y., R.S. Seright Correlating The Gel Rheology With Behavior During Extrusion Through Fractures. Paper SPE 99 462 presented at the 2006 SPE/DOE Symposium, USA, Apr. 22−26.
  228. Warpinski N.R., Z.A. Moschovidis, C.D. Parker, I.S. Abu-Sayed Comparison Study of Hydraulic Fracturing Models: Test Case GRI Staged Field Experiment. SPE 25 890. No. 3. — 1994. — p. 7−16.
  229. Wasnik A., S. Mete, M. Ghosh Application of Resin system for Sand consolidation, Mud loss control & Channel repairing. Paper SPE 97 771 presented at the 2005 SPE Thermal Operations and Heavy Oil Symposium held in Calgary, Canada, Nov. 1−3.
  230. Yeh N., A.C. Reynolds Computation of Pseudoskin Factor Caused by a Restricted-Entry Well Completed in a Multilayer Reservoir. SPE Formation Evaluation. June 1989. — P. 253−263.
  231. Zhang H. and K.S. Sorbie SQUEEZE V: A Program to Model Inhibitor Squeeze Treatments in Radial and Linear Systems User’s Manual. Department of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University, Edinburgh, December 1997.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!