Создание и разработка технологии и новых материалов для ремонтно-изоляционных работ в газовых и нефтяных скважинах

Россия является мировым лидером по основным показателям газовой отрасли: геологические запасы составляют более трети мировых запасов природного газаежегодный объем добычи газа превышает четверть мировой добычиразведанные (доказанные) запасы природного газа составляют 46,9 трлн. м, т. е. более 20% от геологических. Часть объемов добычи нефти и газа экспортируется за рубеж. Экспорт газа и нефти обеспечивает 65% валютных поступлений России. На долю топливно-энергетического комплекса России приходится 30% валового внутреннего продукта (ВВП) страны.

Многие крупные газовые и нефтяные месторождения России значительно выработаны и находятся на заключительном этапе разработки, который характеризуется падением пластового давления, поднятием газоводяного и водонеф-тяного контакта (ГВК, ВНК), изменением напряженного состояния в приствольной зоне пласта (ПЗП), старением и износом внутрискважинного оборудования.

Уменьшение пластового давления приводит, как правило, к изменению границ ГВК или ВНК на конкретном месторождении. В результате возникает одна из основных проблем разработки месторождений углеводородов — происходит их обводнение.

На некоторых нефтяных месторождениях России скважины, работающие с обводненностью 90% и более, составляют половину действующего фонда.

Проблема обводнения является важной для всех месторождений в России и за рубежом.

Эффективность разработки залежей углеводородов во многом определяется не только качеством буровых работ и формированием долговременной герметичной крепи, не только следование проектам разработки и условиями эксплуатации месторождения в целом, но и проведением своевременных капитальных и текущих ремонтов скважин с применением современных материалов и технологий.

В настоящее время на практике недостаточное внимание уделяется вопросам выбора специально закачиваемых в пласт растворам химических реагентов с целью создания водоизолирующего экрана.

Проведение работ по созданию водоизолирующего экрана непосредственно в пласте, с указанием о применении определенных материалов и технологий для водоизоляции, с учетом геологических условий, должно быть научно обосновано и отражено в проектах разработки месторождения и строительства скважин.

Одним из путей решения проблемы предупреждения обводнения скважин, является разработка новых эффективных технологий по ограничению во-допритока в скважину для различных геологических и гидродинамических условий, которые позволили бы надежно блокировать каналы поступления воды, не снижая продуктивности скважин.

Текущее состояние газонефтедобывающей отрасли России характеризуется тем, что 70% нефтяных запасов находятся на грани рентабельности добычи, а доля запасов с выработанностью 80% и с обводненностью более 70% составляет более трети разрабатываемых месторождений.

Три крупных месторождения газовой промышленности: Медвежье, Уренгойское и Ямбургское обеспечивают около 80% добычи углеводородов.

Данные месторождения газовой отрасли эксплуатируются более 30 лет и находятся в завершающей стадии добычи, с ежегодным снижением объема газа на 20−25 млрд. м .

Среди основных проблем добычи газа и нефти — повышение отбора углеводородов за счет создания и совершенствования материалов и технологии капитального ремонта скважин (КРС) при ремонтно-изоляционных работах (РИР) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Для обеспечения проектных уровней добычи газа и жидких углеводородов из продуктивных залежей, а также безопасной эксплуатации скважин и в целом промысловых объектов, в ОАО «Газпром» ежегодно выполняется более 1500 различных видов ремонтов скважин.

Проблема обводнения газовых месторождений является более сложной, чем приток пластовой воды в нефтяные скважины.

Из-за повышенного содержания воды в продукции газовой скважины происходит ее самозадавливание и скважина перестает работать.

Обводнение ПЗП в газовых скважинах приводит к ее разрушению, выносу песка, размыву глинистой части пласта и, естественно, осложнению условий добычи газа.

В настоящее время около 80% всех запасов газа и нефти относятся к категории трудноизвлекаемых, требуют разработки новых технологий, материалов и оборудования для добычи, а также больших финансовых и трудовых затрат.

Увеличение простаивающего фонда скважин в основном связано со старением внутрискважинного оборудования и увеличением обводненности продукции скважин. Для решения задач, поставленных газонефтедобывающими компаниями в своих производственных программах, необходимо увеличить объемы работ по выводу скважин из бездействия и простоя.

Цель работы — разработать технологию и новые материалы для РИР в газовых и нефтяных скважин и провести широкое их внедрение, с целью повышений экономической эффективности эксплуатации месторождений, за счет уменьшения бездействующего фонда и повышения коэффициента углеводоро-доотдачи.

Основные задачи исследования.

Учитывая актуальность проблемы обводнения для газовых, газоконден-сатных и нефтяных месторождений России в настоящей диссертации исследовались следующие задачи.

Анализ существующих технологий и материалов, используемых для ликвидации и ограничения притока пластовых вод.

Исследование статистических и гидродинамических математических моделей прогнозирования добычи углеводородов и обводнения нефтяных и газовых месторождений, а также методик оценки технологической эффективности методов воздействия на ПЗП.

Разработка и создание составов новых материалов и технологии их применения для изоляции и ограничения притока пластовых вод к газовым скважинам.

Разработка методики расчета основных параметров технологии ремонтно-изоляционных работ.

Проведение экспериментальных исследований по оптимизации состава новых материалов типа НМН-200, НМН-400 (на основе нафтената натрия модифицированного) для изоляции и ограничения притока пластовых вод применительно к сеноманским скважинам Уренгойского газо-нефтеконденсатного месторождения (УГКНМ).

Проведение опытно-промышленных промысловых испытаний новых материалов типа НМН-200, НМН-400 и технологии изоляционных работ на газовых месторождениях.

Методы решения задач исследования.

В процессе работы над диссертацией использовались анализ и обобщение опубликованных научных работ, посвященных теме ограничения водопритока к газовым и нефтяным скважинам.

Лабораторными экспериментами установлена последовательность закачек технологических жидкостей при проведении РИР.

Лабораторными исследованиями определены оптимальные компоненты герметизирующего состава для конкретных условий.

Аналитическим методом получены приближенные расчетные зависимости для нахождения объема технологического раствора, времени закачки герметизирующего состава и радиуса кольматации водоизолирующего экрана.

Промысловыми экспериментами, с применением новых технологий КРС и материалов типа НМН-200, НМН-400 проведены ремонтно-изоляционные работы на более 200-х нефтяных и газовых скважинах.

Научная новизна.

На основе обобщения результатов производственного опыта по предупреждению обводнения газовых и нефтяных скважин, а также анализа опубликованных аналитических работ, посвященных разработке специальных изоляционных материалов, создан и разработан новый состав типа НМН-200, НМН-400 и технологии проведения РИР.

Разработаны «Герметизирующий состав» (Патент РФ № 2 270 227 от 20.02.2006 г.) избирательного действия для ликвидации водопритоков в пористых и пористо-трещиноватых пластах- «Состав для повышения нефтеотдачи» (Патент РФ № 2 270 229 от 20.02.2006 г.) — «Способ ликвидации негерметичности обсадной колонны» (Патент РФ № 2 366 801 от 10.10.2008 г.).

Проведены лабораторные исследования и установлен оптимальный состав компонентов нового материала типа НМЛ 200, НМЛ 400 и особенности технологии проведения РИР для конкретных термобарических условий сено-манских отложений УГКНМ.

На основе лабораторных исследований определена основная технологическая схема проведения РИР, новым в которой, является циклическая закачка изолирующего материала типа НМН 200, НМН 400 и электролита.

На основе общепринятых положений подземной гидрогазодинамики (И.А.Чарный, С.Д.Пирсон) впервые получены приближенные аналитические зависимости, позволяющие находить радиус зоны кольматации водоизолирую-щего экрана, объем технологического раствора и время закачки герметизирующего состава, с учетом вязкостей раствора и пластовой воды, длины (мощности) продуктивной) зоны пласта и интервала изоляции, проницаемости горной породы и др.

Практическая значимость работы.

Производство новых материалов типа НМН-200, НМН-400, НМН-500 организовано в Россиив Краснодарском крае, в г. Горячий ключ, при использовании отечественного оборудования.

Новые материалы НМН-200, НМН-400 и технологии ремонтно-изоляционных работ внедрены на месторождениях Крайнего Севера: на 187 газовых скважинах УГНКМна 16 скважинах Ямбургского газоконденсатного месторождения (ЯГКМ) — на 4 скважинах Комсомольского газового месторождения, с эффективностью 80−90% и длительностью эффекта более трех лет за период 2000 — 2008 гг.

Основные рекомендации и положения диссертационной работы могут быть использованы при составлении отраслевых руководящих документов для проведения РИР на различных месторождениях.

Экономический эффект за счет восстановления работы 129 газовых скважин УГНКМ составил более 2,3 млрд руб. (цены 2008 г.), при дополнительной добыче газа за период 2003 — 2008 гг.

Апробация работы.

Основные научные положения и результаты диссертации доложены на: II Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности» (25−26 ноября 2004 года, Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) — 6-ой научно-технической конференции, посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина (26−27 января 2005 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) — научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Актуальные вопросы и научно-технические решения по технике и технологии добычи, извлечения и подготовки углеводородного сырья к транспорту на газоконденсатных месторождениях», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (22−25 ноября 2005 г., Анапа, ЛОК «Витязь») — научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Современное состояние и пути совершенствования технологии эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (15−18 мая 2007 г., Астрахань, ООО «Астраханьгаз-пром») — научно-техническом семинаре «Теория и практика применения особо тонкодисперсных минеральных вяжущих в нефтегазовой отрасли промышленности» (3 марта 2010 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работах, в том числе 5 Патентов Российской Федерации, 7 статей и одна брошюра (из которых семь статей в журналах, включенных в «Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученых степеней доктора и кандидата наук» по решению ВАК Минобразования РФ).

1. Зарипов В. З., Козловский Е. А., Литвиненко B.C. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. — М.: МГГУ, 2003. — 150 с.

2. Корценштейн В. Н. Нарушение равновесия природных флюидальных систем при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1980.-224 с.

3. Губкин И. М. Боевые задачи на нефтяном фронте. — Нефтяное и Сланцевое хозяйство, 1920, № 9−12, с. 3−7.

4. Хроника. 1-ый Всероссийский Съезд Нефтеработников. — Нефтяное и Сланцевое хозяйство, 1921, № 9−12, с. 203−218.

5. Губкин И. М. Об обводнении нефтяных месторождений Бакинского и Грозненского района. Нефтяное и Сланцевое хозяйство. 1922, № 7−8, с. 362 366.

6. Глушков И. Н. Эксплуатация буровых скважин. Добыча жидких ископаемых: нефти и рассолов. СПб.: Двигатель, 1913.

7. Григулецкий В. Г. Обводнение месторождений коренной вопрос современности Российской нефтегазовой отрасли. — НТЖ «Технологии ТЭК», 2007, № 2(33), апрель, с. 35−40.

8. Tough F.B. Methods of Shutting of Water in Oil and Gas Wells. Washington, 1918.

9. Thorns C.C. Use of quick-setting cements in California fields. Nat. Petrol News, 1926,3.

10. Подюк В. Г. Задачи повышения эффективности разработки газовых месторождений на современном этапе. — НТС «Наука и техника в газовой промышленности», 2007, № 2, с. 4−7.

11. Салманов Ф. К., Золотов А. Н. Топливно-энергетический комплекс России в период реформ (итоги и прогнозы). НТС «Геология нефти и газа», 1996, № 1, с. 4−13.

12. Ананенков А. Г. ОАО «Газпром» и перспективы развития газовой промышленности на Востоке Росси. Газовая промышленность, 2007, № 10, с. 56−59.

13. Габриэлянц М. Г. Анализ продвижения воды на Уренгойском газовом месторождении. М.: Газовая промышленность. Серия: Разработка и экслуа-тация газовых и морских нефтяных месторождений, РНТС, № 7, 1983.

14. Ланчаков Г. А., Маслов В. Н., Кучеров Г. Г. Оценка влияния пластовой воды на величину депрессии. М.: ИРЦ Газпром. Научно-технический сборник. Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконден-сатных месторождений. № 9−10, 1995.

15. Кустышев A.B., Чижова Т. И., Кононов В. И. и др. Анализ состояния и эффективности применяемых на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин. М.:ИРЦ «Газпром», 2002.-28с.

16. Мамаев В. А., Одишария Г. Э., Семенов Н. И. и др. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. — И.: Недра, 1969.-208с.

17. Алиев З. С, Андреев С. А., Власенко А. П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. — 219 с.

18. Ахметов A.A. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. Уфа: УГНТУ, 2000. — 219 с.

19. Левинзон И. Л. Ямало-Ненецкий округ газовая кладовая Россия. — НТЖ «Наука и техника в газовой промышленности», 2003, № 3, с. 3−9.

20. Абрамович М. В. Об обводнении промысловых площадей Бакинского района и о мерах борьбы с ним. Нефтяное и Сланцевое Хозяйство. 1922, № 78, с. 323−327.

21. Линдтроп Н. Т. Обводненность скважин Ново-Грозненского района. Нефтяное и Сланцевое Хозяйство. 1925, т. 9, № 7, с. 42−103.

22. Маевский И. С. Неудачи при закрытии воды в скважинах вращательного бурения. Нефтяное и Сланцевое Хозяйство. 1930, № 8−9, с. 232−241.

23. Байбаков Н. К. Борьба с обводнением скважин в тресте Лениннефть. -Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1938, 5, с. 18−24.

24. Кравченко И. И., Иманаев Н. Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиадат, 1960. 188 с.

25. Сургучев М. Л. О методах изоляции пластовых вод в эксплуатационных скважинах. Нефтяное хозяйство. 1962, № 11, с. 36−40.

26. Умрихина E.H., Блажевич В. А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: Недра. 1966. — 215 с.

27. Блажевич В. А., Умрихина Б. Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974. — 167 с.

28. Юмадилов А. Ю. Некоторые вопросы изоляции путей притоков воды в эксплуатационные скважины. Нефтяное хозяйство, 1973, № 7.

29. Иванова М. М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра. 1976.

30. Маслов И. И., Бикчевский А. Д., Левченко И. А. и др. Селективная изоляция силами притока пластовых вод. Нефтяное хозяйство, 1976, № 5, с. 38−41.

31. Ковардаков В. А., Духненко Е. М., Комаров Н. В. и др. Элементоорганиче-ские полимеры для изоляции притока пластовых вод. Нефтяное хозяйство, 1978, № 1.

32. Глумов И. Ф., Газизов А. Ш., Кочетков В. Д. и др. Применение нефтесерно-кислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985.

33. РФ 39−147 009−505−87 Р. Технология изоляции пропластковых, подошвенных и заколонных водопритоков в нефтедобывающих скважинах Западной Сибири. Краснодар: ВНИИКР — нефть, 1986.

34. Блажевич В. А., Умрихина E.H. Применение синтетических смол при проведении изоляционных работ в нефтяных скважинах. — ТНТО «Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных и нагнетательных скважинах». М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

35. Блажевич В. А., Умрихина Е. Н., Махмутов М. Р. Использование суспензий на основе синтетических смол в качестве тампонажного материала. — НТС «Бурение», 1970, № 10, с. 23−26.

36. Комисаров А. И., Газиев К. Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов. Нефтяное хозяйство, 1992, № 8.

37. Курочкин Б. М., Федоров В. А., Сафиуллин А. А. и др. Применение каучуковой крошки в цементных растворах при ремонтно-изоляционных работах. РНТС «Нефтепромысловое дело», 1995, № 11−12, с. 34−35.

38. Курочкин Б. М., Ханнанов С. Н., Саитгареев Р. З. и др. Пути эффективного применения каучуковой крошки при изоляционных работах в обсаженных скважинах. РНТС «Нефтепромысловое дело», 1996, № 12, с. 19−21.

39. Курочкин Б. М., Ханнанов С. Н., Саитгареев Р. З. и др. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой. Нефтяное хозяйство, 1997, № 1, с. 18−20.

40. Панченков Г. М. Химические методы борьбы с конусами обводнения. Сборник «Вопросы техники добычи нефти и бурения на промыслах Второго Баку». М.: Гостоптехиздат. 1943, с. 108−112.

41. Панченков Г. М. Химический способ изоляции пластовых вод. — Авторское свидетельство СССР № 373 257 от 14 января 1948 г.

42. Бадалов А. А., Хасаев А. М. Об изоляции притоков вод пенообразующими реагентами. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1965, № 10, с. 29−30.

43. Спарлин Д. Д., Хаген Р. У. Контроль и регулирование добчи воды при разработке месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 7, 1984, с. 17−22.

44. Пат. 4 276 935 (США). Treatment of subsurface gas-bearing formation for water production therefrom / Hessert James E., Johuston Cheter С. Опубл. 07.07.81.

45. Палий A.О., Молчан И.A. О возможности использования псевдопластиков для ограничения водопритоков в нефтедобывающие скважины. — Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993, № 1, с 36−39.

46. Каушанский Д. А. Технология «Темпоскрин» путь снижения обводненности нефтяных месторождений. — Нефтегаз, 2003, № 2, с 93−94.

47. Горбунов А. Т. Стратегия добычи нефти. Нефтепромысловое дело, 1999, № 6, с. 19−22.

48. Кан В. А., Поддубный Ю. А., Сидоров H.A., Чекалина Г. А. Гидрогели из растворов силиката натрия. — Нефтяное хозяйство, № 10, 1984.

49. Алтунина JI.K., Кувшинов В. А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой. — Нефтяное хозяйство, 1995, № 4, с. 36−38.

50. Грайфер В. И., Смирнов A.B., Иванов В. В., Котельников В. А. Новые технологии АО РИТЭК повышают эффективность нефтедобывающего комплекса. Нефтепромысловое дело, 1998, № 9−10, с. 7−14.

51. Колесников К. Э., Строганов В. М., Строганов A.M. и др. Эффективность использования тампонажных составов АКОР. Нефтяное хозяйство, 1991, № 4, с. 44−45.

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

53. Антониади Д. Г., Гилаев ГГ., Кошелев А. Т. и др. Разработка и внедрение технологии изоляции водоносных горизонтов при строительстве скважин. НТС «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», 2000, № 4, с. 9−11.

54. Комаров B.C., Бодрягин A.B., Никитин А. Ю. и др. Результаты проведения РИР с применением кремнийорганических соединений на месторождениях Широкого Приобья. — Интервал, 2002, № 1(36), с. 8−13.

55. Рябоконь С. А., Скородневская JI.A. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР-МГ. — Нефтяное хозяйство, 2002, № 7, с. 20−24.

56. Richardson Е.А. (USA). Патент США № 3 732 927, МКИ Е 21 Б 33/138. Plugging solution precipitation time control by charge neutralisation. Заявлено 29.07.1971. Опубликовано 15.05.1973.

57. Nimerik N.N. (USA). Патент США № 3 766 984, МКИ E 21 Б 38/138. Metod for temporarily sealing a permeable formation. Заявлено 31.01.1972. Опубликовано 23.10.1973.

58. Knapp R.H. (USA). Патент США № 3 901 316, МКИ Е 21 Б 33/138. Asphalt plug emplacement process. Заявлено 13.08.1974. Опубликовано 26.08.1975.

59. Martin W.G. (USA). Патент США № 3 811 508, МКИ Е 21 Б 33/13. Selective plugging process. Заявлено 15.05.1974. Опубликовано 04.03.1975.

60. Рамазанов Д. Ш., Абатуров C.B., Скачков В. Г. и др. Технология ограничения водопритоков в скважинах с применением гелеобразующих составов и нового тампонажного продукта «БУСТИРАН». Известия ВУЗов, Нефть и газ, 2002, № 3.

61. Нурмухаметов P.C., Кандаурова Г. Ф., Юнусов Ш. М. и др. Селективная изоляция водопритока в добывающих скважинах в трещиновато-поровыхкарбонатных коллекторах с использованием реагента ДИСИН. НТС «Нефтепромысловое дело», 2004, № 12, с. 33−36.

62. Снарский А. Н., Говдун В. В., Туголуков В. А. Ликвидация притоков пластовой воды в газовых скважинах. Газовая промышленность, 1980, № 10, с. 22−24.

63. Дубина Н. И., Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоляции во-допритоков на Уренгойском месторождении. М.: ИРЦ Газпром, 1999, с. 8−9.

64. Ланчаков Г. А., Кучеров Г. Г., Бердин Т. Г. и др. Способ изоляции водопри-тока в газовой скважине. Патент РФ № 2 204 710 от 17.12.2001 г.

65. Ланчаков Г. А., Кучеров Г. Г., Бердин Т. Г. и др. Способ селективной обработки пласта. Патент РФ № 2 236 559 от 07.02.2003 г.

66. Гриценко А. И., Алиев З. С., Ермилов О. М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. — 523 с.

67. Закиров С. Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. — 334 с.

68. Лейбензон Л. С. О режиме нефтяных скважин и подсчете запасов нефтяных месторождений. Нефтяное и сланцевое хозяйство, 1923, № 3, с. 413−422.

69. Лейбензон Л. С. О режиме нефтяных скважин и подсчете запасов нефтяных месторождений. — Нефтяное и сланцевое хозяйство, 1923, № 4−5, с. 626−632.

70. Лейбензон Л. С. Подземная гидродинамика. Собрание трудов. М.: АН СССР, 1953, том 2, с. 9−33.

71. Фейгенбаум М. Универсальность в поведении нелинейных систем. Успехи физических наук, 1983, т. 141, вып. 2, с. 343−374.

72. Демьянов В. Ф. Математическая модель динамического процесса. Доклады АН СССР, 2004, т. 395, № 2, 178−182.

73. Пригожин И. От существующего к возникающему. — М.: Едиториал УРСС, 2002,-327 с.

74. Николис Г., Пригожин И. Познание сложного. М.: Едиториал УРСС, 2003, 342 с.

75. Неймарк Ю. И. Динамические системы и управляемые процессы. М.: Наука, 1978.-336 с.

76. Эбелинг В., Файстель Р. Хаос и космос: сиэнергетика эволюции. Москва-Ижевск.: ИКИ, 2005. — 336 с.

77. Романовский Ю. М., Степанова Н. В., Чернавский Д. С. Математическое моделирование в биофизике. Москва-Ижевск.: ИКИ, 2004. — 472 с.

78. Марчук Г. И. Математическое моделирование в проблеме окружающей среды. М.: Наука, 1982. — 320 с.

79. Мирзаджанзаде А. Х., Хасанов М. М., Бахтизин Р. Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва-Ижевск.: ИКИ, 2004. — 368 с.

80. Мирзаджанзаде А. Х., Аметов И. М., Ковалев А. Г. Физика нефтяного и газового пласта. Москва-Ижевск.: ИКИ, 2005. — 280 с.

81. Лейбензон Л. С. О кривых эксплуатации нефтяных скважин в связи с подземными условиями нефтяных месторождений. Нефтяное и сланцевое хозяйство, 1924, № 1, с. 40−64.

82. Pirson S.J. Production Decline Curve of Oil Well May Be Extrapolated By Loss Ratio. Oil & Gas Journal, 1935, #14, pp.94−96.

83. Arps J.J. Analysis of Decline Curves. Trans. AIME, 1945, vol. 160, pp. 228 247.

84. Cutting Edge Deckine Analysis/ Rate Transient Analisis (RTA). Canada, Fekete, Software.: Ed Ferquson, 2002. — 64 p.

85. Lefkovits H.C., Matthews C.S. Application of Decline Curves to Gravity-Drainage Reservoirs in the Stripper Stage. Petroleum Transaction Reprint, 1958, vol. 213, pp. 275−279.

86. Matthews C.S., Lefkovits H.C. Gravity-Drainage Perfomance of Depletion-Type Reservoirs. Petroleum Transaction Reprint AIME, 1956, vol. 207, pp. 265−278.

87. Копытов A.B. Определение извлекаемых запасов и коэффициента нефтеотдачи по данным разработки залежей с карбонатными коллекторами. -НТС «Нефтепромысловое дело», 1970, № 2, с. 3−5.

88. Аганов Г. А., Вагцуркин А. И., Ревенко В. М. К вопросу прогнозирования разработки нефтяных месторождений по промысловым данным. НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени», 1973, вып.17, с.35−37.

89. Смотрицкий Ш. М., Гаврун Н. С., Искандеров Г. М. Прогнозирование обводненности по данным разработки объекта. НТС «Нефтепромысловое дело», 1975, № 12, с. 9−10.

90. Казаков A.A. Совершенствование методов прогноза обводнения неоднородных пластовю Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. — М.: МИНХ и ГП имени И. М. Губкина, 1976, 219 с.

91. Казаков A.A., Орлов B.C. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. Обзорная информация. — М.: ВНИИОЭНГ, 1977, 50 с.

92. Казаков A.A. Методы характеристик вытеснения. — НТС «Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности», 1991, вып. 1, с. 4−10.

93. Мирзаджанзаде А. Х., Шахвердиев А. Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче. Системный анализ, диагноз, прогноз. М.: Наука, 1997. -427с.

94. Шахвердиев А. Х. Способ определения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Патент РФ № 2 149 256 от 20.05.2000 г.

95. Шахвердиев А. Х. Унифицированная методика расчета эффективности геолого-технических мероприятий. Нефтяное хозяйство, 2001, № 5, с. 44−50.

96. Абасов М. Т., Эфендиев Г. М., Стреков A.C. и др. Оценка сравнительной эффективности геолого-технических мероприятий по комплексной информации. Нефтяное хозяйство, 2003, № 10, с. 70−73.

97. Шагиев Р. Г., Шагиев P.P. Значение скин-фактора при выборе скважин для обработок. Нефтяное хозяйство, 2002, № 5, с. 60−63.

98. Федоров В. Н., Мешков В. М. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий на основе скин-фактора. — Нефтяное хозяйство, 2003, № 12, с. 50−51.

99. Торощин A.A., Жариков М. Г., Яхудина Н. Х. и др. Методика определения очередности ремонта эксплуатационных скважин. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», 1999, с. 29−35.

100. Leo A. Schrider, Rishard Е. Cerullo. A Decline Curve Pitfall Using Least-Squares Solution. Jornal Petroleum Technolodgy, 1970, Arp., p.441−442.

101. Fetkovich M.J. Decline Curve Analysis Using Type Curves. Jornal Petroleum Technolodgy, 1980, vol. 32, p. 1065−1077.

102. Rowland D.A., Chung Lin. New liner method gives constants of hyperbolic decline/ Oil & Gas Journal, 1985, Jan., 14, pp. 86−90.

103. Кусаков M.M., Ребиндер П. А., Зинченко K.E. Поверхностные явления в процессах фильтрации нефти. Доклады АН СССР, 1940, t. XXVIII, № 5, с.432−436.И5.Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963, 363 с.

104. Ширковский А. И. Анализ существующих решений задачи о продвижении воды при разработке газовых месторождений. Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1958, № 3, с.63−71.

105. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972.

106. Ентов В. М., Полищук A.M. О роли сорбционных процессов при движении полимерных растворов в пористой среде. — известия АН СССР. Механика жидкости и газа, 1975, № 3, с. 68−76.

107. Брагинская Г. С., Ентов В. М. О неизотермическом вытеснении нефти раствором активной примеси. Предпринт Института прикладной механики АН СССР, № 112, М, 1978, с. 60.

108. Брусиловский А. И. Многокомпонентная фильтрация газоконденсатных систем в глубокопогруженных залежах. НТС «Геология нефти и газа», 1997, № 7, с. 31−38.

109. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. -Москва-Ижевск.: Институт компьютерных исследований, 2003, 128с.

110. Усачев П. М., Галыбин A.M., Кац P.M. и др. Оценка эффективности изоляционных работ в продуктивных пластах без глинистых прослоев. Нефтяное хозяйство, 1975, № 4, с. 50−52.

111. Малиновская Г. Н. Оценка технологической эффективности методов воздействия на призабойную зону скважин при наличии аномальных свойств пластовой нефти. НТС «Наука и технологии углеводородов», 1999, № 3, с. 18−21.

112. Дубина Н. И. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей. -М.: Недра, 2007, 109 с.

113. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. М.: ВНИИнефть, 1987. -52 с.

114. Методическое руководство по определению влияния геолого-технологических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов. М.: ВНИИнефть, 1990. -101 с.

115. Методическое руководство по оценке промысловой эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки заводнением. Уфа, ТатНИПИнефть, 1992.

116. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: ВНИИнефть, 1993. -87 с.

117. РД. Методика определения базовой добычи нефти и газа при разработке нефтяных и газовых месторождений для предприятий с иностранными инвестициями, М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 1993. — 87 с.

118. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Минтопэнерго РФ, РМНТК «Нефтеотдача», ВНИИнефть, 1993.-130с.

119. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Уфа-Юганск: ВНИИ «Нефтегазтехнология», 1997. — 120 с.

120. Методика оценки эффективности применения технологий увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений республики Татарстан. — ТатНИПИнефть, Альметьевск, 1999. 64 с.

121. Анализ и оценка технологической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов. — Уфа «БашНИПИнефть», 2001. — 80 с.

122. Методическое руководство по адаптивному планированию воздействия на призабойную зону скважин и системной оценки эффективности. М.: Нижневартовск, 1988. — 73 с.

123. Мирзаджанзаде А. Х., Филиппов В. П., Аметов И. М. Разработка нефтяных месторождений: наследственность, самоорганизация, шумы. Нефтяное хозяйство, 1994, № 3, с. 42−44.

124. Мирзаджанзаде А. Х., Султанов Ч. А. Диаоптика процессов нефтеотдачи пластов. — Баку.: Азербайджан, 1995. 366 с.

125. Мирзаджанзаде А. Х., Аметов И. М., Ковалев А. Г. Физика нефтяного и газового пласта. Москва-Ижевск, ИКИ, 2005. -280 с.

126. Казаков A.A. Некоторые замечания по поводу методов оценки технологической эффективности различных геолого-технических мероприятий. -Нефтяное хозяйство, 1999, № 5, с. 39−43.

127. Казаков A.A. Методика оценки эффективности геолого-технических мероприятий по кривым падения дебита нефти. Нефтяное хозяйство, 1999, № 12, с. 31−34.

128. Методические указания «Оценка технологической эффективности проведения геолого-технических мероприятий. Уфа: ЮганскНИПИнефть, 2001.-33с.

129. Методическое руководство «Методика технологической эффективности г методов повышения нефтеотдачи пластов». — М.: Министерство энергетики Российской Федерации, 2003. 79 с.

130. СТО «Газпром» 2−3.1−079−2006. Технология анализа данных об эффективности режимно-технических воздействий на скважинный фонд как система методик принятия решений при выборе эффективности ГТМ в СТОИРС. М.:ИРЦ «Газпром», 2006.-30с.

131. СТО «Газпром» 2.-3.3−077−2006. Правила создания и функционирования информационного обеспечения системы технического обслуживания и ремонта скважин (СТОИРС). М.: ИРЦ «Газпром», 2006.-28с.

132. Гейхман М. Г., Котельникова Е. М., Казаков A.A., Методическое руководство. «Оценка технологической эффективности ремонтных работ на скважинном фонде газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ИРЦ «Газпром», 2004.-117с.

133. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Госгортехиздат, 1961.

134. Инструкция по проектированию технологии гидравлического разрыва карбонатных коллекторов в газовых скважинах. М.: ВНИИГАЗ, 1997. — 63 с.

135. Ведомственный РД 39−1.8−028−2001. Методика проектирования гидроразрыва пласта для терригенных коллекторов. — М.: ВНИИГАЗ, 2001.

136. РД 39−1.4−060−2002. Рекомендации по интенсификации притока газа в скважинах, вскрывающих терригенные и карбонатные коллектора. — М.: ВНИИГАЗ, 2002.

137. Чарный И. А. Приближенный метод расчета перемещения поверхности во-до-нефтяного контакта в нефтяном пласте, вскрытом рядом скважин. — Инженерный сборник, 1950, т. VII, с. 35−48.

138. Чарный И. А. Методы расчета перемещения границы раздела нефти и воды в пластах. Известия АН СССР. Отделение технических наук, 1954, № 4, с. 107−120.

139. Чарный И. А. Движение границы раздела двух жидкостей в пористой среде. Известия АН СССР. Отделение технических наук, 1959, № 3.

140. Химия. Большой энциклопедический словарь. М.: Большая Российская энциклопедия, 1998, с. 363, 367.

141. Химическая энциклопедия. Том 3. М.: Химия, 1990, с. 193.

142. Гурвич JL, Ползик И., Черножуков Н. О получении нафтеновых кислот из соляровых дестиллатов. Нефтяное и сланцевое хозяйство, 1925, т. VIII, № 3, с. 456−459.

143. Тютюнников Б. К вопросу о происхождении нафтеновых кислот. — Нефтяное хозяйство, 1926, т. X, № 5, с. 797−806.

144. Гаджибеков Г. М., Радин С. А., Хасаев P.A. Химическая добавка для мероприятий при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Патент РФ № 2 174 179. Заявлено 23.11.2000. Выдан 27.09.2001.

145. Григулецкий В. Г., Гаджибеков Г. М., Ивакин P.A. и др. Герметизирующий состав. Патент РФ № 2 270 227. Заявлено 24.08.2004. Выдан 20.02.2006.

146. Гаджибеков Г. М., Бурмистров П. В., Хасаев P.A. и др. Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах. -Патент РФ № 2 172 825. Заявлено 23.11.2000. Выдан 27.08.2001.

147. Григулецкий В. Г., Григулецкая Е. В., Ивакин P.A. Способ ликвидации негерметичности обсадной колонны. Патент РФ № 2 366 801. Заявлено0304.2007. Выдан 10.10.2008.

148. Григулецкий В. Г., Гаджибеков Г. М., Григулецкая Е. В. и др. Состав для повышения нефтеотдачи. Патент РФ № 2 270 229. Заявлено 24.08.2004. Выдан 20.02.2006.

149. Григулецкий В. Г., Петреску В. И., Григулецкая Е. В. и др. Аэрированный тампонажный раствор. Патент РФ № 2 320 694. Заявлено 31.08.2006. Выдан2703.2008.

150. Григулецкий В. Г., Григулецкая Е. В., Ивакин P.A. Способ цементирования скважин с аномально низким пластовым давлением. — Патент РФ № 2 320 848. Заявлено 31.08.2006. Выдан 27.03.2008.

151. Гусейнов Ф. А., Ивакин P.A., Гаджибеков Г. М. и др. Водоизоляция и ликвидация межколонных перетоков воды на скважинах Оренбургского месторождения. Нефтяное хозяйство, 2005, № 6, с. 120−121.

152. Ланчаков Г. А., Дудов А. Н., Маринин В. И. и др. Проблемы ликвидации не-герметичностей эксплуатационных колонн в скважинах Уренгойского месторождения. -Нефтяное хозяйство, 2005, № 1, с. 68−71.

153. Ланчаков Г. А., Дудов А. Н., Маринин В. И. и др. Опытно-промышленные ремонтно-изоляционные работы в сеноманских скважинах Уренгойского месторождения. Нефтяное хозяйство, 2005, № 11, с. 73−77.

154. Ланчаков Г. А., Дудов А. Н., Маринин В. И. и* др. Опытно-промышленные ремонтно-изоляционные работы на сеноманских скважинах Уренгойского ГНКМ. Газовая промышленность, 2006, № 3.

155. Ланчаков Г. А., Дудов А. Н., Маринин В. И. и др. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах Уренгойского месторождения. -М.: ВНИИОЭНГ, 2005. 104 с.

156. Ланчаков Г. А., Дудов А. Н., Маринин В. И. и др. Ремонтно-изоляционные работы в газовых скважинах сеноманской залежи Уренгойского месторождения. НТЖ «Нефть, газ и бизнес», 2008, № 5−6, с. 77−89.

157. Ланчаков Г. А., Сулейманов P.C., Дудов А. Н. и др. Ремонтно-изоляционные работы в газовых скважинах сеноманской залежи Уренгойского месторождения. НТЖ «Нефть, газ и бизнес», 2008, № 11, с.