ГАЗОИЗОЛЯЦИЯ В ПЛАСТАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ\nМЕСТОРОЖДЕНИЙ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат наук СУСЛОВА АННА АНАТОЛЬЕВНА

• СУСЛОВА АННА АНАТОЛЬЕВНА
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук СУСЛОВА АННА АНАТОЛЬЕВНА

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Особенности разработки запасов нефти нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений

1.2 Применение экранов и барьеров при разработке нефтегазовых месторождений

1.3 Способы водо- и газоизоляции в пластах

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Методики исследования и моделирования экранов и барьеров в области ГНК пластов ПК

2.2 Методика исследования и моделирования составов для

газоизоляции в условиях высокотемпературного пласта

2.2.1 Подготовка пластовых флюидов и кернового материала

2.2.2 Измерение вязкости и исследование реологических свойств

2.2.3 Методики фильтрационного эксперимента

ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБОВ И СОСТАВОВ ДЛЯ СОЗДАНИЯ ГАЗОИЗОЛЯЦИОННЫХ ЭКРАНОВ И БАРЬЕРОВ В ОБЛАСТИ ГНК ПЛАСТОВ ПК

3.1 Исследование пенообразующих составов для газоизоляции в области ГНК применительно к условиям пластов ПК

3.2 Исследование полимерных и гелеобразующих составов для газоизолирующих экранов в области ГНК пластов ПК

3.3 Использование свойств породы пластов ПК для газоизоляции в области ГНК

ГЛАВА 4. ПОИСК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕШЕНИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ ПРОРЫВА ГАЗА ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

4.1 Оценка перспектив использования дегазированной нефти месторождения для борьбы с прорывами газа в условиях пластов ПК

4.2 Оценка перспектив использования высоковязкой углеводородной жидкости для борьбы с прорывами газа в условиях высокотемпературных пластов

4.2.1 Реологические исследования

4.2.2 Фильтрационное исследование газоизолирующего состава на основе мазута

М100

4.2.2.1 Подбор оптимальной концентрации газоизолирующего состава

4.2.2.2 Физическое моделирование газоизолирующего состава с использованием линейной модели пласта из сцементированного керна

4.2.3 Исследование влияния газоизолирующего состава на проницаемость пористых сред для нефти

4.2.4 Оценка селективности газоизолирующего состава на основе мазута М100

ВЫВОДЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «ГАЗОИЗОЛЯЦИЯ В ПЛАСТАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ\nМЕСТОРОЖДЕНИЙ»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. В России известно более 200 газонефтяных (нефтегазоконденсатных) месторождений с запасами более

-5

6 млрд. т нефти в нефтяных оторочках и более 7 трлн. м газа в газовых шапках, что составляет значительную часть запасов углеводородного сырья в стране.

Разрабатываются запасы нефти газонефтяных месторождений неэффективно, что в значительной степени связано с отрицательным влиянием прорыва газа из газовой шапки. Прорывы газа также приводят к потере части его запасов, а игнорирование разработки нефтяной оторочки приводит к ее расформированию. Из-за сложности разработки запасы нефти нефтегазовых месторождений относят к трудноизвлекаемым запасам (ТИЗ) нефти.

В настоящее время из газонефтяных месторождений извлечено менее 2 % запасов, что непозволительно мало. Неэффективная добыча нефти тормозит ввод в эксплуатацию запасов газа. Поэтому часто при разработке запасов газа газонефтяных месторождений добычей нефти пренебрегают, что противоречит требованию достижения максимального уровня углеводородоотдачи пластов.

В стране существует проблема эффективной добычи углеводородного сырья из нефтегазоконденсатных месторождений, не удается обеспечивать максимально полное извлечение из недр углеводородного сырья (газа, нефти и конденсата). Наиболее плохо решаются проблемы добычи нефти, а также потерь газа (и конденсата) при прорыве его в нефтяные скважины.

Настоящая работа направлена на увеличение углеводородоотдачи нефтегазовых месторождений за счет повышения эффективности добычи нефти и уменьшения потерь газа (и конденсата) при прорывах газа. В качестве основного инструмента достижения цели работы использовали методы газоизоляции в области газонефтяного контакта (ГНК) (борьба с образованием газового конуса).

В качестве перспективных объектов исследования выбраны газонефтяные месторождения, приуроченные к покурской свите (пласты ПК), содержащие более 2 млрд. т вязкой нефти, и высокотемпературные пласты неокомского

горизонта (месторождение им. Ю. Корчагина). В настоящее время данные нефтяные объекты вводятся в эксплуатацию, и проблемы прорыва газа из газовых шапок становятся все более острыми и актуальными.

Пористые среды нефтяных и газовых пластов относятся к связно-дисперсным микрогетерогенным системам. Флюиды, заполняющие поры пласта (особенно остаточные нефть и вода), существуют в виде слоев на поверхности пор и/или ганглий (капелек) коллоидных размеров. Большинство изоляционных материалов, применяемых в нефтяной и газовой промышленности (дисперсии глины, полимерные и гелевые составы, пены и т.п.), являются свободнодисперсными системами. Таким образом, работа посвящена практическому использованию взаимодействия различных по свойствам и составу связно- и свободнодисперсных систем, и их рассмотрение не может быть осуществлено без привлечения аппарата коллоидной химии.

Целью работы является разработка методов повышения углеводородоотдачи нефтегазовых месторождений путем разработки составов для борьбы с прорывами газа в области газонефтяного контакта нефтегазовых месторождений на примере низкотемпературных пластов ПК и высокотемпературных пластов неокомского горизонта.

Для достижения цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Экспериментально обосновать для условий месторождений вязкой нефти, приуроченных к пластам ПК, перспективные методы борьбы с газовым конусом за счет создания экранов и барьеров в области ГНК и метода восстановления работы скважин после прорыва газа.

2. Разработать новый селективный метод восстановления работы нефтяных скважин высокотемпературного неокомского пласта после прорыва газа из газовой шапки.

Научная новизна. Установлено, что высоковязкие гидрофобные жидкости (вязкая нефть, составы на основе мазута) могут быть использованы для борьбы с газовым конусом - прорывом газа из газовой шапки к забою нефтяных скважин.

Впервые показано, что в заглинизированных пластах ПК высокопрочные газоизолирующие экраны и барьеры могут быть образованы из пресной воды и низкоконцентрированного раствора полиакриламида (ПАА) в пресной воде за счет использования набухания и диспергирования глинистых компонентов породы.

Показано, что в области ГНК пластов ПК невозможно создать значительные по размерам газоизолирующие экраны из пенообразующих растворов ПАВ или гелеобразующих полимерных составов, т.к. их закачивание сопровождается значительным ростом фильтрационного сопротивления.

Обнаружено, что наличие остаточной нефти в газонасыщенной пористой среде способствует росту газоизолирующей способности гелевого экрана в высокопроницаемых пористых средах.

Практическая ценность.

1. Разработан метод создания прочных газоизолирующих экранов и барьеров в области ГНК высокопроницаемых пластов ПК, основанный на использовании состава и свойств породы коллектора.

2. Предложен технологический прием восстановления работы нефтяных скважин после прорыва газа из газовой шапки для условий низкотемпературных нефтегазовых месторождений пластов ПК.

3. Разработан состав для борьбы с прорывом газа из газовой шапки для скважин, разрабатывающих запасы нефти высокотемпературного пласта неокомского горизонта месторождения им. Ю. Корчагина.

Апробация результатов. Результаты работы докладывались на Юбилейной Десятой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2013 г.), 1-ой Международной научно-практической конференции (9-ой Всероссийской научно-практической конференции) «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2014 г.) и Международной молодежной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса» (Уфа, 2014 г.).

Глава 1. Литературный обзор

Постоянно ухудшающаяся структура запасов нефти в стране потребовала обратить внимание на такой тип ТИЗ нефти, как запасы нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений. Добыча нефти из нефтегазоконденсатных месторождений производится с существенно меньшей эффективностью (коэффициент извлечения нефти (КИН) около 10 %) [1], чем из обычных нефтяных месторождений (КИН около 30 %) [2]. Во многих случаях добычей нефти вообще пренебрегают, а снижение давления в газовой шапке приводит к расформированию (размазыванию) нефтяной оторочки и потере запасов.

В России в нефтяных оторочках газонефтеконденсатных пластов

-5

содержится около 7 млрд. т нефти, а также около 7 трлн. м газа. Медленная и неэффективная добыча нефти из оторочек препятствует вводу в эксплуатацию запасов газа. Так на месторождениях ОАО «Газпром» из около 1,1 млрд. т извлекаемых запасов (геологические запасы - 4,9 млрд. т нефти) с 1970 по 2003 гг. добыто около 11 млн. т нефти, что составляет 1 % извлекаемых запасов [3].

Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений осложняется такими явлениями, как образование газовых и водяных конусов, «косой» неоднородностью пласта и опасностью размазывания (расформирования) нефтяных оторочек в результате применения значительных депрессий или репрессий на пласт. Особенно сложно добывать из подгазовых оторочек вязкую нефть и нефть из тонких пластов (10 и менее метров) с большой площадью ГНК.

1.1. Особенности разработки запасов нефти нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений

Газонефтяные (нефтегазовые) залежи относятся к сложным объектам разработки [1], достаточно распространенным в России. Согласно [4] в России к

настоящему времени открыто около 300 подобных месторождений, на которых выявлено более 400 газонефтяных залежей. Разработка запасов нефти газонефтяных месторождений осложняется рядом проблем.

Первая из основных проблем при разработке нефтегазоконденсатных залежей связана с трудностями извлечения нефти из нефтяной оторочки (проблема конусообразования). При реализации системы вертикальных скважин нефтяная оторочка обычно вскрывается в интервале несколько метров выше водонефтяного контакта (ВНК) и несколько метров ниже ГНК. При использовании горизонтальных скважин ее ствол располагается на наибольшем

Рисунок 1.1 - Формирование конусов газа и воды при дренировании нефтяной оторочки вертикальной (а) и горизонтальной (б) скважинами [1]

Отбор нефти из таких скважин обусловливается пониженным давлением вблизи интервалов дренирования. Поэтому газ газовой (точнее, газоконденсатной) шапки и подошвенная (или краевая) вода прорываются к интервалу дренирования, т.е. формируются конусы газа и воды. В результате продукция добывающих скважин загазовывается и обводняется в быстро прогрессирующих масштабах, дебит по нефти снижается до уровня, когда дальнейшая эксплуатация скважины становится нерентабельной. Следствием этого является снижение отборов нефти из залежи и достижение низкого значения коэффициента нефтеотдачи.

Вторая важная проблема разработки нефтегазовых месторождений связана с влиянием «косой» слоистости. Продуктивные пласты обычно характеризуются весьма малыми углами наклона (около 1-3°). Обычно таким малым параметром, как угол наклона пласта, можно пренебречь, особенно в случае процессов вытеснения нефти водой в слоистых, горизонтальных продуктивных пластах. Однако в случае нефтегазовых залежей этот малый параметр становится принципиально значимым [1, 5, 6]. В работе [1] рассматриваются две совершенно одинаковые воображаемые антиклинальные ловушки, изображенные на рисунке 1.2. Левая ловушка заполнена только нефтью (водоплавающая нефтяная залежь). Правая ловушка является вместилищем нефтегазовой залежи. Обе ловушки представляют собой совокупность пропластков, отделенных друг от друга глинистыми прослоями. Допускаем также, что каждая залежь вскрыта одной скважиной так, как показано на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 - Схемы водоплавающей нефтяной (а) и нефтегазовой (б) залежей в однотипных

ловушках [1]

Если не ограничивать себя ни дебитами, ни сроками, ни конечной нефтеотдачей, то можно полагать, что одна скважина в чисто нефтяной залежи за бесконечно долгое время задренирует все запасы нефти. Во втором случае скважина дренирует запасы нефти в пределах нефтяной оторочки, покрытой более густой штриховкой, т.е. до ближайшего глинистого раздела. Если слоистость пласта в пределах нефтяной оторочки была бы горизонтальной, то при указанных допущениях и здесь одна скважина дренировала бы все запасы нефти.

Из этих простых рассуждений можно понять роль рассматриваемого малого параметра (угла наклона пластов) при разработке нефтегазовых залежей.

Рассмотрим часть нефтяной оторочки в более крупном масштабе (рисунок 1.3). На данный элемент нефтяной оторочки пробурено две скважины, одна из которых эксплуатационная, а другая - нагнетательная. Из рассмотрения рисунка вытекает следующее. Добывающая скважина дренирует только зону оторочки с соответствующей вертикальной штриховкой. Закачиваемая в пласт вода не вытесняет нефть в сторону добывающей скважины. Закачка воды расформировывает запасы нефти нефтяной оторочки, оттесняя нефть в газовую шапку и в водонасыщенную зону пласта (показано стрелками). Запасы нефти, находящиеся в зоне оторочки с горизонтальной штриховкой, а также

незаштрихованные, не охвачены как дренированием, так и заводнением пласта.

Рисунок 1.3 - Фрагмент нефтяной оторочки с эксплуатационной и нагнетательной

скважинами [1]

Слоистая неоднородность продуктивных отложений по проницаемости может негативно сказываться на конечном коэффициенте нефтеотдачи. Приведем пример. Допустим, хотим найти такую величину расстояния между скважинами Ь, когда в пласте будут отсутствовать неохваченные процессами воздействия запасы нефти (зоны пласта с горизонтальной штриховкой на рисунке 1.3). Пусть толщина нефтяной оторочки И=10 м, а угол наклона

пластов составляет 2°. Нетрудно видеть, что искомое Ь=286 м [1]. На практике применяются сетки скважин с гораздо большими расстояниями между скважинами. Только при а=1° расстояние Ь=571 м приближается к расстояниям между скважинами в реальных системах разработки.

Третий важный фактор, затрудняющий разработку нефтегазовых месторождений, заключается в опасности чрезмерных депрессий и репрессий на пласт в добывающих и нагнетательных скважинах, соответственно. Повышенные депрессии кроме конусообразования приводят к истощению запасов газа в газоконденсатной шапке. Чрезмерные темпы закачки, например воды, вызывают смещение нефтяной оторочки в газонасыщенный коллектор, т.е. приводят к потере запасов нефти.

Все известные методы разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений делятся на два типа [3]: в режиме истощения пластовой энергии и разработка с поддержанием пластового давления.

Важным также является последовательность разработки запасов газа и нефти. Наиболее эффективным является первоочередная разработка запасов нефти или одновременный отбор нефти газа таким образом, чтобы не произошло смещения ГНК. В противном случае может произойти потеря запасов нефти.

В случае однородных высокопроницаемых пластов можно получить очень высокие КИН за счет использования запаса упругой энергии в газовой шапке, если осуществить опережающую разработку нефтяной оторочки (Анастасиевско-Троицкое месторождение [4, 5]). Однако в большинстве случаев после прорывов газа давление в газовой шапке быстро снижается, что приводит к смещению нефтяной оторочки в газовую область, ее размазыванию и расформированию. Снижение давления также приводит к выпадению в пласте ретроградного конденсата. Возникают проблемы и с запасами газа - при бесконтрольном отборе запасов газовой шапки значительная часть его сжигается в факелах.

Основным способом разработки газонефтяных месторождений в России является режим истощения пластовой энергии с опережающей разработкой

газовой или газоконденсатной шапки, т.е. разработка месторождения часто сводится только к добыче газа и конденсата, а запасы нефти игнорируются [5]. Отмечается, что подобная стратегия разработки нефтегазоконденсатных месторождений является самой неэффективной [3].

При разработке нефтегазовых пластов стремятся разделить газовую и нефтяную часть месторождения на два разных объекта и разрабатывать их независимо друг от друга. Для этого в области ГНК создается барьер из воды или раствора ПАА, т.е. осуществляется так называемое барьерное заводнение. Барьерное заводнение наиболее эффективно, если проводится с самого начала разработки месторождения или на начальной стадии разработки, пока давление в газовой шапке снизилось не более чем на 20-30 % [5]. Барьерное заводнение наиболее эффективно в условиях краевых нефтяных оторочек. В случае подошвенных нефтяных оторочек вода может «проваливаться» в нефтяную оторочку, вызывая ее расформирование [1, 7].

Разработку нефтегазоконденсатных месторождений возможно вести в режиме совместной или совместно-раздельной добычи (отбора) газа, нефти и воды [4, 5, 8, 9]. Этот подход позволяет избежать прогрессирующих загазованности и обводненности продукции скважин, хотя газ, вода и нефть добываются одновременно. В случае высокого содержания конденсата в газе данный процесс дополняется сайклинг-процессом, т.е. отбензиненный газ возвращается в газовую шапку для поддержания давления.

На месторождениях США и Канады широкое распространение получила закачка газа в сводовую часть залежи. Такой подход позволяет реализовать режим гравитационного вытеснения, когда газоконденсатная оторочка проталкивается вниз сухим газом, азотом или выхлопными газами. Применение различных вариантов сайклинг-процесса позволяет одновременно повышать конденсато- и нефтеотдачу залежи [4, 8].

В нефтегазовых месторождениях в газонасыщенных интервалах может иметься остаточная нефтенасыщенность до 20-40 %. Поэтому возможен следующий метод разработки такой залежи. Первоначально залежь вводится в

эксплуатацию в режиме истощения с отбором газа из газовой шапки. Снижение давления приводит к смещению нефтяной оторочки в газовую шапку, при этом нефтяная оторочка увеличивается за счет приобщения рассеянной и остаточной нефти. Смещение нефтяной оторочки вверх происходит до уровня забоев добывающих скважин, после чего начинается добыча нефти [4, 8].

Выводы по подразделу

1. Основные трудности, возникающие при разработке подгазовых нефтяных оторочек нефтегазовых залежей, заключаются:

- в образовании конусов газа и воды, приводящих к быстрому росту загазованности и обводнению добываемой нефти;

- в «косой» слоистости коллекторов;

- в опасности чрезмерных депрессий и репрессий на пласт, приводящих к расформированию нефтяной оторочки и истощению запасов газа в газовой шапке.

2. Разработка запасов нефти в подгазовых оторочках является значительно более сложным мероприятием, чем добыча нефти из обычных нефтяных месторождений, а методы разработки запасов нефти из подгазовых оторочек нефтегазовых месторождений развиты значительно в меньшей степени, чем методы разработки обычных нефтяных месторождений.

1.2. Применение экранов и барьеров при разработке нефтегазовых

месторождений

Прорывы газа и, в меньшей степени, воды являются теми факторами, которые определяют низкие КИН и экономику при разработке газонефтеконденсатных месторождений. Теория разработки нефтяных месторождений показывает, что возможен такой дебит по нефти, при котором прорыв газа происходит через длительный период эксплуатации скважины, т.е. разработку запасов нефти можно вести в безгазовом режиме (или при

небольшом газовом факторе). Однако обычно дебит скважин при безгазовом режиме настолько мал, что это экономически неоправданно (даже в случае использования горизонтальных скважин).

Замедлить прорыв газа и/или увеличить безгазовые дебиты скважин можно с помощью водяных барьеров и гелевых экранов в области ГНК. Данные, представленные на рисунке 1.4, хорошо иллюстрируют физический смысл экранов и барьеров в области ГНК (на рисунке 1.4 представлен метод одновременного создания гелевого экрана и водяного барьера в области ГНК [1]). Создание экранов на уровне ГНК не всегда оправдывает себя, т.к. если неподвижный экран (барьер) не проницаем для газа, то газ рано или поздно прорывается к забою эксплуатационной скважины, обойдя экран.

В работе [1] предложен следующий подход к разработке нефтегазовых месторождений, который объединяет достоинства плотного экрана и водяного барьера, т.е. создается прочный экран на уровне ГНК и, затем, значительный по размерам водяной барьер.

В случае вертикальной скважины технология реализуется следующим образом (рисунок 1.4). До начала эксплуатации добывающей скважины в межтрубном пространстве на уровне ГНК устанавливается пакер. По затрубному пространству в область газоносности нагнетается, например, раствор геля. Раствор геля растекается вдоль ГНК, загеливается, и в результате образуется непроницаемый (слабопроницаемый) экран заданного размера.

Затем начинается закачка воды по затрубному пространству в область газоносности с целью формирования жидкостного барьера. Спустя некоторое время с момента закачки воды приступают к добыче нефти из нефтяной оторочки. При этом закачка воды продолжается. Жидкостной барьер оттесняет газ все дальше от забоя скважины, предотвращая прорыв его к скважине.

Рисунок 1.4 - Схема технологического решения в случае использования вертикальных скважин

В случае применения горизонтальных скважин из одной вертикальной скважины бурится два горизонтальных ствола (рисунок 1.5). Один ствол располагается в области газоносности над ГНК, а другой - в зоне нефтеносности, на оптимальном расстоянии от ВНК. Через верхний ствол осуществляется закачка агента с целью создания экрана на уровне ГНК (рисунок 1.6). Затем через этот же ствол производится нагнетание воды для образования жидкостного барьера. Нижний ствол предназначается для добычи нефти, которая начинается спустя

некоторое время с момента формирования жидкостного барьера.

Рисунок 1.5 - Расположение нагнетательного и добывающего стволов в случае использования

горизонтальных скважин

Рисунок 1.6 - Схема технологического решения в случае применения горизонтальных скважин

Согласно [1], процесс создания гелевого экрана представляет собой самостоятельную проблему. Моделирование процесса создания гелевого экрана показало, что при закачке гелевого раствора с определенным временем загеливания через верхний горизонтальный ствол происходило неконтролируемое «намерзание» гелевого экрана вблизи нагнетательного ствола. Гелевый экран нарастал во времени с весьма причудливой конфигурацией без какого-либо стремления расположиться на уровне ГНК. В качестве примера на рисунке 1.7 даются изолинии насыщенности порового пространства неподвижным гелем после 22 сут. с момента начала создания экрана. Существует необходимость разработки методов регулирования процесса формирования гелевого экрана за счет изменения времени гелеобразования раствора и скорости его закачивания. Для создания гелевых экранов могут быть использованы различные химические системы и реагенты, подробно описанные в работах [10-12]. Наиболее подходящими являются гелеобразующие составы, образующие гели «in situ», т.е. в результате реакций, протекающих в растворе, а именно, сшитые полимерные системы (СПС) (раствор полиакриламида с концентрацией около 0,2 % + сшиватель).

о 5 /О 15 20 25 ЗО х. м

Рисунок 1.7 - Изолинии насыщенности перового пространства неподвижным гелем на момент Т = 22 сут. при темпе закачки гелевого раствора 8 м3/сут., времени загеливания - 6 сут.

Необходимо также рассмотреть проблему борьбы с прорывом газа при добыче нефти из нефтегазовых месторождений. На многих месторождениях наблюдается рост газовых факторов из-за прорыва газа из газовых шапок. Для снижения газового фактора согласно [13] можно использовать периодическую закачку нефти выше интервала отбора нефти. Механизм действия данного технологического приема заключается в снижении фазовой проницаемости для газа. В работе [7] для борьбы с прорывным газом предполагается использовать закачку гелеобразующего состава в призабойной зоне пласта (ПЗП) добывающих скважин. Следует отметить, что проблема восстановления работы нефтяных скважин после прорыва газа является очень актуальной, однако малоизученной.

Рассмотрим также проблему борьбы с водяным конусом. Если нефтяная оторочка нефтегазового месторождения подстилается активной водой, то быстрое обводнение нефти также отрицательно влияет на извлечение нефти. Подобная проблема возникает при разработке водоплавающих запасов нефти и водонефтяных зон. Краткий обзор работ в области разработки водонефтяных зон

и подгазовых оторочек с активными подстилающими водами приведен в работе [7].

В работе [14] показано, что наличие подвижной пластовой воды приводит к быстрому росту обводненности добываемой продукции (вплоть до 100 %), особенно в случае месторождений вязкой и высоковязкой нефти. При этом в ПЗП возникает небольшая (около 10 м диаметром) область повышенной водонасыщенности, отсекающая нефть от забоя. В высокопроницаемых пластах и при значительном различии вязкостей нефти и воды обводнение скважины происходит быстрее. Причина данного явления заключается в том, что в случае значительного различия между вязкостью воды и нефти нефть на некотором расстоянии от забоя является практически неподвижной и компенсация отбора жидкости идет в основном за счет воды. Для борьбы с этим явлением рекомендуется регулярно проводить обработки с целью гидрофобизации коллектора ПЗП.

Интерес представляют собой результаты численных экспериментов по оптимизации системы заводнения водонефтяных зон [15,16]. Моделирование различных схем перфорации пласта в добывающих и нагнетательных скважинах показало, что максимальный КИН и темпы отбора достигаются в случае «перекрестной» перфорации, т.е. когда в добывающих скважинах перфорируется нефтенасыщенный интервал, а в нагнетательных - водонасыщенный интервал. Данные работы [16] показывают, что с точки зрения технологического эффекта наилучшим является расположение горизонтальной нагнетательной скважины в водоносной части водонефтяной зоны, причем имеется преимущество у горизонтальной скважины по сравнению с галерей вертикальных

нагнетательных скважин.

При разработке водонефтяных зон возможно использовать образование обратного нефтяного конуса [8]. При данной технологии скважина имеет двойное заканчивание - в нефтяной и водной зонах. Наличие пакера между зонами перфорации позволяет осуществлять отбор воды с целью формирования обратного конуса [17].

Для образования обратного нефтяного конуса можно последовательно проводить перфорацию водо- и нефтенасыщенных интервалов. В патенте [18] предложен способ, согласно которому первоначально перфорируется водонасыщенная зона (ниже ВНК) и ведется форсированная откачка воды до появления нефти (создается обратный конус). Затем перфорируется нефтенасыщенный интервал, и добычу нефти ведут при минимальных депрессиях. В работе [19] предлагается равномерно перфорировать весь интервал в добывающих и нагнетательных скважинах, при этом добыча нефти ведется без образования водного конуса. Развитием метода, предложенного в работе [19], является способ разработки водонефтяных зон, описанный в работе [20]. Для предотвращения образования конуса воды и отсечения от процесса дренированной части подвижных запасов предлагается следующая схема перфорации скважины: водонефтяная зона вскрывается в прикровельной части и в подошвенном водонасыщенном интервале. При этом перфорацию водонасыщенного интервала осуществляют с меньшей плотностью отверстий, чем нефтенасыщенного интервала. Соотношение плотностей перфорации интервалов определяют путем математического моделирования с использованием геолого-промысловых данных рассматриваемой залежи. Физическая сущность технологии состоит в том, что выравниваются удельные продуктивности отдельных пропластков продуктивного горизонта с различным насыщением. Данный подход может быть использован и для формирования обратного нефтяного конуса [21]. Предложенный метод разработки водонефтяных зон успешно опробован на Муслюмовском месторождении Республики Татарстан.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук СУСЛОВА АННА АНАТОЛЬЕВНА, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: «Струна», - 1998. - 628 с.

2. Боксерман А.А. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи - обязательное условие преодоления падения нефтедобычи в стране // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 10. - С. 34-38.

3. Косачку Г.П., Сагитова Д.З., Титова Т.Н. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений с нефтяными залежами и оторочками // Газовая промышленность. - 2006. - № 2. - С. 27-30.

4. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К. и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 346 с.

5. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.

6. Закиров И.С. Влияние сетки скважин на эффективность дренирования оторочек газонефтяных залежей // Труды МИНХ и ГП, 1985, вып.192, С. 49-62.

7. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа / Под. ред. Закирова С.Н. - М.: «Грааль», 2000. - 643 с.

8. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

9. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. / Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - 52 с.

10. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов в нефтедобыче. - Уфа: изд. Башнипинефть. - 2003. - 236 с.

11. Силин М.А., Елисеев Д.Ю., Куликов А.Н. Оптимизация применения технологий ограничения водопритоков и повышения нефтеотдачи пластов на залежах трудноизвлекаемых запасов нефти Западной Сибири. - М: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. - 139 с.

12. Хлебникова М.Э., Сингизова В.Х., Чукашов В.Н., Тазиев М.М., Фахретдинов Р.Н., Телин А.Г. Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - 2003. - № 9 (56) . - С. 4-22.

13. Patel R.S., Batycky J.P., Tang J.S., Lai S.Y., Nibold M.H. The application of fluid injection to mitigate coning // Препринт SRE 28570, copyright 1994, р. 33-40.

14. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело. - 2004. - №6. - С. 73-77.

15. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело, 2005. - № 1. - С.30-37.

16. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Тазиев М.М., Муртазина Т.М. Оптимизация заводнения коллекторов водонефтяных зон месторождений нефти с применением горизонтальных скважин // Нефтепромысловое дело. - 2006. -№ 12, С. 32-35.

17. Shirman E.I., Wojtanowicz A.K. Water coning reversal using downhole water sink. Theory and experimental study // Препринт SRE 38792, copyright 1997, р. 425-432.

18. Патент РФ № 2178517 МКИ Е21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии / Гайнуллин К.Х., Разгоняев Н.Ф., Габдрахманов Н.Х. и др.

19. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. -Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. - 152 с.

20. Владимиров И.В., Тазиев М.М. Новые схемы перфорации добывающих скважин, разрабатываемых залежи нефти контактной водонефтяной зоны // Интервал, 2007, № 2 (97), С. 35-45.

21. Владимиров И.В. Новые схемы перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны месторождений. - Устное

сообщение на 5 пленуме областного правления НТО нефтяников и газовиков им. И.М. Губкина, г. Самара, январь 2007 г.

22. Пресняков А.Ю., Ломакина И.Ю., Нигматуллин Т.Э., Разяпов Р.К., Сорокин А.С. Комплексный подход к выбору технологии ограничения водо- и газопритока в условиях Юрубчено-Тохомкого месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2014.- № 6. - С. 94-98.

23. Швецов И.А., Мамырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Ш Самара: Российское представительство Акционерной Компании «Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн Лимитед», 2000. - 336 с.

24. Швецов И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения. -М.: - ВНИИОЭНГ. - 1989. - Вып. 21. - 41 с.

25. Телин А.Г. Повышение эффективности воздействия на пласт сшитыми полимерными системами за счет оптимизации их фильтрационных и реологических параметров // Интервал. - 2002, № 12 (47). - с. 8-49

26. Гилязов Р.М., Рахимкулов Р.Ш., Гилязов А.Р. Геолого-физические и промысловые факторы, определяющие эффективность создания водоизолирующих экранов при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2011. - № 7. - С. 43-45.

27. Захаров В.П., Исмагилов Т.А., Антонов А.М., Федоров А.И., Чекушин В.Ф. Водоизоляция трещин со стороны нагнетательных скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 12. - С. 102-105

28. Магзянов И.Р., Исмагилов Т.А., Захаров В.П., Вежнин С.А., Захаров С.В. Реализация нового подхода к размещению гелевых составов в обводненных высокопроницаемых изолированных пластах // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 6. - С. 25-29.

29. Мориков И.П., Сахань А.В., Щербаков Д.П., Шайдуллин В.А., Пресняков А.Ю., Нигматуллин Т.Э. Опыт планирования и проведения ремонтно-

изоляционных работ по ограничению водопритока // Нефтяное хозяйство. -2014. - № 11. - С. 62-64.

30. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Ибатуллин Р.Р., Кадыров Р.Р., Юсупов И.Г. Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 7. - С. 54-57.

31. Швецов И.А., Бакаев Г.Н. и др. Состояние и перспективы полимерного воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. -1994. - №4. - С. 37-41.

32. Швецов И.А., Кабо В.Я. и др. Новые технологии применения полимерных реагентов в добыче нефти // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов: Сб. док. II научно-производственной конференции. - Самара: АО «ПО «Лукойл-Волга». - 1998. - С. 44-47.

33. Пат 2127359 РФ, МКИ Е 21 В 43/22 Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде / Д.А. Каушанский, В.Б. Демьяновский // Бюл. И -1999. - № 7. - С. 280.

34. Пат. 2175383 РФ, МКИ Е 21 В 43/22 Способ заводнения нефтяного пласта / Грайфер В.И., Захаренко Л.Т., Лисовский С.Н. и др. // Бюл. И - 2000. -№ 30. - С. 345.

35. Шувалов С.А. Разработка реагента для селективной водоизоляции нефтяных пластов на основе наноструктурированного полиакриламида. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Москва. - РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2013.

36. Кадыров Р.Р., Патлай Д.А., Хасанова Д.К., Байбурдов Т.А., Ступенькова Л.Л. Ограничение водопритока в трещиновато-пористых карбонатных коллекторах с использованием водонабухающих эластомеров // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 4. - С. 70-72.

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

38. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Гель-технологии для увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких нефтей // Интервал. - 2000. - №6(17). - С. 3-7.

39. Насибулин И.М., Мисолина Н.А., Баймашев Б.А., Минебаев Р.Р., Мартынчук Р.Р. Ограничение водопритока на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти с помощью новых изоляционных составов // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 4. - С. 38-41.

40. Гилязов Р.М., Рахимкулов Р.Ш., Гибадуллин Н.З. Рахматуллин М.Р., Никитенко Ю.Н., Фатхутдинов И.Х. Научно-технические основы и технология разобщения нефтеводоносных пластов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 6. -С. 45-49.

41. Дияров И.Н., Башкирцева Н.Ю., Аглиуллин Р.Р. Гидроизоляционный состав для ограничения водопритока и повышения дебита добывающих нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12. - С. 84-86.

42. Харисов Р.Я., Булгакова, Шарифуллин А.Р., Макатров А.К., Телин А.Г., Пестриков А.В. Физическое моделирование технологии водоизоляции трещин для последующей кислотной стимуляции скважин в карбонатных коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 7. - С. 44-50.

43. Сулейманов Б.А., Исмайлов Ф.С., Велиев Э.С. О влиянии наночастиц металла на прочность полимерных гелей на основе КМЦ, применяемых при добыче нефти // Нефтяное хозяйство. - 2014.- № 1. - С. 86-88.

44. Рогачев М.К., Ленченков Н.С., Петров Д.А., Ленченкова Л.Е., Акчурин Х.И. Обоснование применения в карбонатных коллекторах потокоотклоняющих технологий на основе кислотных гелеобразующих составов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 8. - С. 129-131.

45. Стрижнев В.А., Вежнин С.А., Мусин О.Т., Нигматуллин Т.Э. Посторение технологии по отключению обводненных интервалов продуктивного пласта // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 1. - С. 8-11.

46. Шагалин Р.Р., Антипин Ю.В., Якубов Р.Н., Лысенков А.В., Чеботарев А.В. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах с применением полимеркислотного воздействия на карбонатный коллектор // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 1. - С. 34-39.

47. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. - М.: Интерконтакт Наука, 2008. 725 с.: ил.

48. Шихалиев И.Ю., Шихалиева И.С., Седлярова В.Д., Шихалиева И.И. Эффективность применения облегченных эмульсий для глушения скважин при ремонтно-восстановительных работах в продуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - № 6. - С. 34-38.

49. Силин М.А., Рудь М.И., Давлетшина Л.Ф., Губанов В.Б., Магадов В.Р., Федорова Л.А., Фам Х.К. Разработка битумной эмульсии для применения в технологии селективной изоляции водопритоков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 11. - С. 11-13

50. Насибулин И.М., Баймашев Б.А., Ахметзянов Р.Р., Ягудин Ш.Г., Харитонов Р.Р., Кондратюк Н.А. Технология селективного ограничения водопритоков в скважинах с применением битумсодержащих эмульсионных составов // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 9. - С. 29-32.

51. Силин М.А., Рудь М.И., Давлетшина Л.Ф., Губанов В.Б., Магадов В.Р., Федорова Л.А., Фам Х.К. Новый эмульгатор для получения битумных эмульсий, применяемых в технологии для селективной изоляции водопритоков // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 9. - С. 20-22.

52. Собанова О.Б., Федорова И.Л., Файзуллин И.Н., Ахметшина А.С., Фархутдинов Г.Н. Применение реагента СНПХ-9633 для ограничения водопритоков в добывающих скважинах залежи № 9 Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 9. - С. 40-42.

53. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Ибатуллин Р.Р., Кадыров Р.Р., Юсупов И.Г. Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 7. - С. 54-57.

54. Котенев Ю.А., Хлебников В.Н., Вафин Р.И. Исследование гидрофобных эмульсий. Сообщение I. Эмульсии для высокотемпературных нефтяных пластов // Башкирский химический журнал. - 2004, Т. 11. - № 2. -С. 30-34.

55. Котенев Ю.А., Хлебников В.Н. Исследование гидрофобных эмульсий. Сообщение II. Гидрофобная водо-нефтяная эмульсия на основе природного эмульгатора // Башкирский химический журнал. - 2004, Т.11. - №2. - С. 35-38.

56. Ю.А. Котенев, В.Н. Хлебников, В.Е. Андреев, П.М. Зобов. Сообщение III. Исследование реологических и фильтрационных характеристик эмульсий на основе нефти девонских пластов // Башкирский химический журнал. - 2004. - Т.11. - №3. - С. 54-58.

57. Кадыров Р.Р., Жиркеев А.С., Хасанова Д.К., Кандаурова Г.Ф., Файзуллин И.Н. О применении высоковязкой нефти для водоизоляционных работ в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1. - С. 86-87.

58. Старковский А.В., Старковский В.А. Изоляция притока воды в нефтяных скважинах щелочными силикатными гелями // Нефтяное хозяйство. -2008. - № 9. - С. 34-36.

59. Айлер Р. Химия кремнезема. Часть 1. - М.: Мир. - 1982. - 416с.

60. Корнеев В.И., Данилов В.В. Растворимое и жидкое стекло. - СПб.: Стройиздат. - 1996. - 216с.

61. Кувшинов В.А., Манжай В.Н., Алтунина Л.К. Реологическое исследование системы соль алюминия-карбамид-вода // Физико-химические свойства растворов и дисперсий: поверхностные явления и фазовые переходы в жидких и твердых системах / РАН СО. Институт химии нефти. - Новосибирск. -1992. - С. 24-30.

62. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Боксерман И.А., Полковников В.В. Повышение нефтеотдачи системами, генерирующими в пласте гель и СО2 при тепловом воздействии // Нефтяное хозяйство. - 1994. - №4. - С. 45.

63. Куликов А.Н., Магадова Л.А., Елисеев Д.Ю. К вопросу оптимального сочетания и последовательности применения технологий ограничения

водопритоков и повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти различного типа // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 1. - С. 25-34 .

64. Хлебников В.Н. Коллоидно-химические процессы в технологиях повышения нефтеотдачи. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. - Казань. - Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов Академии наук Республики Башкортостан. - 2005.

65. Фахретдинов Р.Н., Мухаметзянова Р.С., Берг А.А. и др. Гелеобразующие технологии на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство. - 1995. - №3. - С. 41-43.

66. Фахретдинов Р.Н., Еникеев Р.М., Мухаметзянова Р.С. и др. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. - 1994. - №5. - С. 12-13.

67. Патент 2089723 РФ, МКИ Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяных месторождений / Мухаметзянова Р.С., Еникеев Р.М., Фахретдинов Р.Н. // Бюл. И. - 1997. - №15. - С. 257.

68. Храмов Р.А., Персиянцев М.Н., Ленченкова Л.Е., Ганиев Р.Р. Применение гелеобразующих составов на основе алюмосиликатов на Красноярском месторождении // Нефтяное хозяйство. - 1998. - №11. - С. 44-46.

69. Овсюков А.В., Гафиуллин М.Г., Максимова Т.Н. Возможность применения гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента // Нефтепромысловое дело. - 1997. - №1. - С. 28-31.

70. Максимова Т.Н., Кононова Т.Г., Фахретдинов Р.Н., Овсюков А.В., Блинов С.А., Гафиуллин М.Г. Гелеобразующие композиции на основе цеолитного компонента. - Уфа: «Гилем». - 1998. - 238с.

71. Патент 2138629 РФ, МКИ Е 21 В 43/22. Способ добычи нефти / Тахаутдинов Ш.Ф. и др. // Бюл. И. - 1999. - № 27. - С. 303.

72. Фаттахов И.Г., Кадыров Р.Р. Результаты применения технологии на основе водных растворов алюмохлорида при проведении водоизоляционных работ // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 1. - С. 44-46.

73. Дмитрук В.В., Сингуров А.А., Кононов А.В., Маслаков П.С. Технологии водоизоляционных работ, проводимых на месторождениях ООО «Газпром добыча Ноябрьск», и пути повышения их эффективности // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 10. - С. 32-35.

74. Старковский А.В., Старковский В. А., Минаков И.И., Жуков Р.Ю. Промысловый опыт применения силикатного геля на нефтяных месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 2. -С. 20-22.

75. Дингес В.Ю., Магадова Л.А. Исследование составов для ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах на основе высокомодульного жидкого стекла и неорганических солей / Материалы I Международной научно-практической конференции (IX Всероссийской научно-практической конференции) «Нефтепромысловая химия», 26 июня 2014 г. - Москва: 2014. -С. 12-13.

76. Алмаев Р.Х. Научные основы и практика применения водоизолирующих нефтевытесняющих химреагентов на обводненных месторождениях: Дис. докт. техн. наук. - Москва, ВНИИ «Нефть и газ» им. ак. А.П.Крылова. - 1994. - 56с.

77. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть». - 1997. - 247с.

78. Девятов В.В., Алмаев Р.Х., Пастух П.И., Санкин В.М. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1995. - 100с.

79. Алдакимов Ф.Ю., Гусев С.В., Огорельцев В.Ю., Гребенкина Е.О. Результаты и перспективы применения осадкогелеобразующих составов для увеличения нефтеотдачи пласта АС4-8 Федоровского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2014.- № 5. - С. 87-89.

80. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Применение водоизолирующих химических реагентов // Нефтяное хозяйство. - 1996. - №2. - С. 44-46.

81. Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф. и др. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 1992. -№9. - С. 22-26

82. Лозин Е.И., Алмаев Р.Х. и др. Масштабное внедрение МУН на месторождениях Башкортостана // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов: III научно-производственная конференция. Сборник докладов. - Самара. - 2000. - С. 36-41.

83. РД 39-5794688-260-88р. Руководство по технологии регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта с применением силикатно-щелочных (осадкообразующих) реагентов. - Уфа: НПО «Союзнефтеотдача». -1988. - 55с. // Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф.

84. СТП 38-035-92. Силикатно-щелочные растворы. Технология применения на рифогенных месторождениях. - Уфа: НИИнефтеотдача. - 1992. -22с. // Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф.

85. Макаревич А.В. Пысенков В.Г., Лымарь И.В. Пирожков В.В., Паркалова Е.И., Мельгуй А.В. Данишевский, Рязанцева А.А., Сенчук Н.В. Реагент «ОВП-1» - применение в технологиях ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 2. - С. 26-29.

86. Рогачев М.К., Кодрашев А.О., Кодрашев О.Ф. Водоизоляционный полимерный состав для низкопроницаемых коллекторов нефти // Нефтяное хозяйство. - 2014.- № 4. - С. 63-65.

87. Мехтиев У.Ш., Кязымов Ш.П., Эфендиев И.Ю., Эфендиев Т.И., Бабаев М.Б. Новый технологический процесс изоляции воды в нефтяных скважинах // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 6. - С. 71-73.

88. Скородиевский В.Г., Шурыгин М.Н., Яковенко В.И., Скородиевская Л.А. Решение проблем ограничения водопритоков в скважинах с подошвенным залеганием воды // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 3. - C. 82-85.

89. Кондаков А.П., Гусев С.В., Сурнова Т.М., Байрамов В.Р. Результаты применения технологий ограничения водопритока в добывающие скважины в

условиях низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. - 2014.- № 10, C. 100-101.

90. Харланов С.А., Силин М.А., Магадова Л.А., Потешкина К.А., Губанов В.Б., Лебедев В.А. Разработка осадкогелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов в низкопроницаемых и неоднородных пластах // Нефтяное хозяйство. - 2015.- № 6. - C. 20-24.

91. Долгушин В.А., Голофаст С.Л., Зозуля Г.П. Разработка жидкости-носителя проппанта с селективными водоизоляционными свойствами // Нефтяное хозяйство. - 2014.- № 1 - с. 80-82.

92. Долгушин В.А., Сызранцев В.Н., Кустышев А.В., Голофаст С.Л., Зозуля Г.П. Ограничение водопритока с использованием модификаторов фазовой проницаемости после гидравлического разрыва пласта // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - № 1. - C. 43-47.

93. Земцов Ю.В., Тимчук А.С., Акинин Д.В., Крайнов М.В. Ретроспективный анализ методов ограничения водопритоков, перспективы дальнейшего развития в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. - 2014. -№ 4. - C. 17-22.

94. M.H. Alqam, H.A. Nasr-El-Din and J.D. Lynn. Saudi Aramco. Treatment of Super-K Zones Using Gelling Polymers // SPE 64989.

95. Nasr-El-Din H.A., Bitar G.E., Bou-Khamsin F.1., A1-Mulhim A.K., Hsu J. Field Application of Gelling Polymers in Saudi Arabia // SPE 39615.

96. R.S. Seright, W. Brent Lindquist. Pore-Level Examination of Gel Destruction During Oil Flow // SPE 112976.

97. Хлебников В.Н. Влияние неорганического геля на проницаемость гидрофильных пористых сред по нефти и воде // Вестник Казанского технологического университета. - 2004. - №1. - с. 286-295.

98. R.S. Seright. Disproportionate Permeability Reduction With Pore-Filling Gels // SPE 99443.

99. R.S. Seright Cleanup of Oil Zones After a Gel Treatment // SPE 92772.

100. Liang J., Seright R.S. Wall-effect / Gel-droplet model of disproportionate permeability reduction / SPEJ.- September 2001. - P.268-272.

101. Nilson S., Stavland A., Jonsbraten H.C. Mechanistic study of disproportionate permeability reduction / SPE 39635 present. at the SPE/D.

102. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Механизм селективного регулирования проницаемости неоднородных продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. -2003. - №6. - С.46-47.

103. Ленчевский А.В., Крашенинников Ю.Н. Оценка влияния применения физико-химических и микробиологических методов на конечную нефтеотдачу продуктивных пластов Арланского нефтяного месторождения // Труды Башнипинефть. - Уфа. - 1999. - Вып. 96. - С. 42-51.

104. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2007. -591 с.

105. Хлебников В.Н., Мишин А.С., Антонов С.В., Суслова А.А. Влияние остаточной нефтенасыщенности на эффективность пенных экранов в области газонефтяного контакта месторождения вязкой нефти // Технология нефти и газа. - 2013. - № 6 (89). - С. 47-50.

106. Суслова А.А., Антонов С.В. / Тестирование методов газоизоляции в области ГНК нефтегазовых месторождений пластов ПК // Материалы X Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)». Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2013. - С. 32.

107. Хлебников В.Н., Мишин А.С., Антонов С.В., Зобов П.М., Бакулин Д.А., Суслова А.А. Использование свойств породы пластов покуровской свиты для газоизоляции в области газонефтяного контакта нефтегазовых месторождений // Башкирский химический журнал. - 2014. - Т. 21. - № 4. - С. 7.

108. Хлебников В.Н., Мишин А.С., Зобов П.М., Антонов С.В., Бакулин Д.А. Физическое моделирование термического воздействия на вязкую нефть и породу пластов ПК сеноманского горизонта. Часть 1. Паротепловое

воздействие на нефть и породу заглинизированного пласта ПК1 // Вестник ЦКР Роснедра. - 2012. - № 2. - С. 40-45.

109. Хлебников В.Н., Мишин А.С., Зобов П.М., Антонов С.В., Бакулин Д.А. Физическое моделирование термического воздействия на вязкую нефть и породу пластов ПК сеноманского горизонта. Часть 2. Паротепловое воздействие и влияние температуры на эффективность вытеснения вязкой нефти минерализованной водой // Вестник ЦКР Роснедра. - №3.- 2012.- с.22-30.

110. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А. и др. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 1998. - №2. - С.12-14.

111. Хлебников В.Н., Мишин А.С., Антонов С.В., Гущина Ю.Ф., Бардин М.Е., Суслова А.А., Винокуров В.А. Поиск технологического решения восстановления работы нефтяных скважин после прорыва газа при разработке нефтегазовых месторождений вязкой нефти // Башкирский химический журнал. -2013. - Т. 20. - № 3. - С. 95.

112. Голенкин М.Ю., Бяков А.П., Веремко Н.А., Шаймарданов М.М., Фатхуллин А.А., Хлебников В.Н., Зобов П.М., Суслова А.А. / Гидрофобный состав для селективной газоизоляции в нефтяном высокотемпературном пласте // Материалы I Международной научно-практической конференции (IX Всероссийской научно-практической конференции) «Нефтепромысловая химия». - Москва. - 2014. - С. 10-11.

113. А.М. Полищук, В.Н. Хлебников, А.С. Мишин, С.В. Антонов, В.И. Кокорев, В.И. Дарищев, И.А. Ахмадейшин, К.А. Бугаев и О.В.Чубанов. Экспериментальное исследование механизма фильтрации водогазовых смесей // Вестник ЦКР Роснедра. - № 6. - 2012. - С. 8-14.

114. Суслова А.А., Зобов П.М., Хлебников В.Н. / Физическое моделирование газоизолирующего состава для условий высокотемпературного пласта морского месторождения // Материалы международной молодежной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса». - Уфа. - 2014. - С. 162-163.