Исследование и разработка технологий комплексного воздействия кремнийорганическими соединениями для повышения продуктивности обводненных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Кононенко, Алексей Аркадьевич

• Кононенко, Алексей Аркадьевич
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Кононенко, Алексей Аркадьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ.

1.1 Роль призабойной зоны пласта в интенсификации добычи нефти и нефтеотдачи пластов.

1.2 Основные факторы преждевременного обводнения продуктивных пластов и скважин.

1.3 Определение безводного периода эксплуатации скважины, дренирующей нефтяной пласт.

1.4 Физические основы применения методов ограничения движения вод.

1.5 Методы определения источника обводнения.

1.5.1 Предварительная идентификация источника обводнения.

1.5.2 Геофизические методы определения источников обводнения.

1.6 Виды водопритоков.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ.

2.1 Краткая характеристика растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах.

2.2 Методика лабораторных исследований.

2.3 Водоизолирующие составы на основе модификаторов, этилсиликатов и гидрофобной кремнийорганической жидкости.

2.4 Водоизоляционные композиции на основе этилсиликатов, синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция.

2.5 Водоизоляционный состав на основе этилсиликатов и гидразина (гидроксиламина) солянокислых.

2.6 Водоизолирующая композиция для временного ограничения» водопритоков на основе тяжелой смолы пиролиза.

2.7 Водоизоляционный состав на основе жидкого стекла.

2.8 Исследование свойств водорастворимых кремнийорганических тампонажных составов.

2.9 Лабораторные исследования гликолевых эфиров ортокремниевой кислоты (ГЭОК).

2.9.1 Реологические свойства полимерных гелей.

2.9.2 Изучение кинетики структурообразования гликолевого эфира ортокремневой кислоты.

2.9.3 Изучение свойств геля, полученного на основе гликолевого эфира ортокремневой кислоты.

2.10 Разработка технологии проведения изоляционных работ реагентом ВТОКС.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ КОМПЛЕКСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ОБВОДНЕННЫЕ СКВАЖИНЫ.

3.1 Сущность комплексной технологии воздействия на пласт.

3.2 Обоснование применения комплексных методов воздействия на обводненные скважины.

3.3 Требования, предъявляемые к объекту применения технологии.

3.4 Материалы и реагенты, используемые в технологии.

3.5 Технические средства, необходимые для осуществления технологического процесса.

3.6 Подготовка водоизолирующих кремнийорганических составов и буферных жидкостей.

3.7 Подготовка кислотных композиций.

3.8 Выбор комплекса воздействия в зависимости от геолого-физических условий скважины.

3.9 Технологии предварительной изоляции обводненных зон гликолевыми эфирами этилсиликатов.

3.10 Технология предварительной изоляции обводненных зон смесями этисиликатов с продуктом 119-204.

3.11 Технология последующей обработки призабойной зоны кислотными составами.

3.12 Возможные отклонения от нормальной работы технологического процесса. 150,

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3. 151-

4 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕХНОЛОГИЙ КОМПЛЕКСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБВОДНЕННЫЕ СКВАЖИНЫ.

4.1 Промысловые испытания комплексного воздействия на обводненные скважины Суторминского месторождения.'.

4.2 Исследования процессов изоляции заколонных перетоков кремнийорганическими соединениями с применением последовательной диагностической процедуры.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка технологий комплексного воздействия кремнийорганическими соединениями для повышения продуктивности обводненных скважин»

Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки, для которых характерно наличие значительных остаточных запасов нефти при высокой обводненности добываемой продукции.

При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 — 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или. другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам. По этой причине на поздней стадии разработки месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи.

Известные результаты применения методов ограничения притока вод в скважины свидетельствуют о возможности успешного выравнивания проводимости пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов. Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения многофазных систем привела к снижению эффективности указанных методов воздействия на обводненные пласты на поздней стадии их эксплуатации.

Цель работы

Интенсификация добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений применением комплексного воздействия водоизолирующими составами на основе кремнийорганических соединений и кислотного воздействия на призабойную зону пласта.

Основные задачи исследований

1. Анализ проблем обводнения нефтяных скважин и научное обоснование приоритетной технологии изоляции водопритоков с применением химических реагентов.

2. Теоретическое обоснование и экспериментальные исследования составов для комплексной химической- обработки призабойных зон пласта (ПЗП).

3; Разработка технологии комплексного воздействия; на ПЗП обводненных скважин водоизолируюгцими реагентами на- основе кремнийорганических соединений с последующим кислотным воздействием; с целью., вовлечения в разработку • низкопродуктивных нефтеносных интервалов. ;

4. Промысловая апробация технологий комплексного воздействия на

Научная новизна выполненной работы

1. Исследованиями во времени процесса гелеобразования и степени набухания- гелей- в присутствии гликолевого эфира ортокремневой кислоты (ГЭОК) при различных концентрациях катализаторов КОН, КаОН, КБ выявлено, что оптимальным "катализатором является, КБ с концентрацией 0,1 % от общего объема рекомендуемого состава водорастворимого тампонажного однокомпонентного состава. 1

2. Предложена методика оценки прогноза результатов изоляции заколонных перетоков воды кремнийорганическими соединениями с. учетом геолого-технологических факторов: эксплуатации скважин' с применением последовательной диагностической, процедуры.

Практическая ценность и реализация

1. Разработан водорастворимый тампонажный однокомпонентный кремнийорганический состав (ВТОКС), который в сравнении с аналогичными кремнийорганическими составами (КОС), в частности с водорастворимым тампонажным составом (ВТС), имеет следующие преимущества. Это однокомпонентность, и как следствие, снижение трудоемкости и стоимости обработки. Опытные партии ВТОКС были апробированы« и внедрены- в 29 скважинах Урьевского, Поточного, Южно-Ягу некого, Тевлинско-Русскинского, Вать-Ёганского, Дружного и Повховского месторождений Западной Сибири. При проведении работ по изоляции межпластовых заколонных перетоков воды успешность составила 83,3 %, а средний прирост дебита нефти - 12,7 т/сут. Обводненность скважин снизилась в среднем на 49,8 %. В результате дополнительно добыто 45,2 тыс. тонн нефти, что составило 7,5 тыс. тонн на 1 скважину. Высокую эффективность показали работы по изоляции отдельных обводненных интервалов пласта. При успешности 80 %, прирост дебита нефти в среднем составил 7,2 т/сут, а обводненность снизилась на 22,4 %. Дополнительная добыча составила 58,4 тыс. тонн, или 3,9 тыс. тонн на 1 скважину. При изоляции заколонных перетоков подошвенных вод успешность - 75 %, прирост дебита нефти в среднем 3,1 т/сут, дополнительная добыча нефти 7,7 тыс. тонн, или в среднем 960 тонн на 1 скважину.

2. Предложен комплекс геолого-физических и технологических параметров, позволяющий обоснованно проектировать и прогнозировать исход водоизоляционного процесса на конкретных объектах с применением последовательной диагностической процедуры. Указанные рекомендации были практически использованы на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», где была достигнута успешность работ 79 %.

3'. Результаты исследований, выводы, методические и практические рекомендации вошли в следующие руководящие документы: РД 39-01480700147009-86 «Технология ликвидации заколонных перетоков воды в нефтяных скважинах кремнийорганическим водоизолирущим реагентом продукт 119204» и РД 39-0147009-532-87 «Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ», РД 39-0148070-230-87Р "Инструкция по технологии воздействия на призабойную зону пласта в процессе его вторичного вскрытия", СТО 62-03-212-86 "Инструкция по приготовлению и применению для изоляционных работ в скважинах водорастворимых тампонажных составов ВТС-1, ВТС-2", РД 39-2-1050-84 "Инструкция по технологии обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин ацетоновыми растворами соляной кислоты", РД 39Р-0148463-0004-89 "Технология повышения производительности обводненных скважин с использованием кремнийорганических водоизолирующих составов и кислотных композиций".

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Кононенко, Алексей Аркадьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ;. причин обводнения добывающих скважин, которые определяется геолого-физическими особенностями продуктивных пластов, свойствами насыщающих пласт жидкостей, условиями разработки и состояние призабойной зоны скважин. Обосновано применение технологий изоляции водопритоков на основе кремнийорганических соединений

2. Исследованиями: процесса времени гелеобразования и степени набухания: гелей в присутствии гликолевого эфира ортокремневой кислоты? (ГЭОК) при: различных концентрациях катализаторов КОН, ИаОН, КБ' выявлено, что оптимальным; катализатором: является КР с концентрацией: 0,1 % от общего объема рекомендуемого состава водорастворимого там1 юнажного од но компонентного состава

3. Рассмотрены основные геолого-физические и технологические -параметры, позволяющие обоснованно / прогнозировать исход водоизоляционного процесса на конкретных.объектах. Предложена методика оценки прогноза результатов изоляции закол онных перетоков воды кремнийорганическими соединениями с учетом геолого-технологических факторов эксплуатации скважин с применением, последовательной диагностической процедуры.

4;. Разработан1 водорастворимый; тампонажный однокомпонентный; кремнийорганический состав (ВТОКС), который в сравнении с аналогичными кремнийорганическими составами (КОС), в частности с водорастворимым тампонажным составом (ВТС), имеет преимущества. Это однокомпонентность,. и как следствие, снижение трудоемкости и: стоимости обработки. Опытные партии ВТОКС были апробированы и внедрены в 29 скважинах Урьевского, Поточного, Южно-Ягунского, Тевлинско-Русскинского, Вать-Ёганского, Дружного и Повховского месторождений Западной Сибири. При проведении работ по изоляции межпластовых заколонных перетоков воды успешность составила 83,3 %, средний прирост дебита нефти 12,7 т/сут. Обводненность скважин снизилась в среднем на 49,8 %.

5. Результаты исследований, выводы, методические и практические рекомендации вошли в руководящие документы и были практически использованы на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», успешность работ составила 79 %.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Кононенко, Алексей Аркадьевич, 2008 год

1. Кононенко A.A., Овчинников B.C. Донов A.A. и др. Прогноз продуктивности скважин. Материалы международной академической конференции "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири". Тюмень, 11-13.10.2006 г. с. 194-197.

2. Блажевич В.А., Умрухина E.H. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1874. - 210 с.

3. Блажевич В.А., Умрухина E.H., Умбетаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981.-232 с.

4. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтеводонасыщенных пластов. М.: Гостоптехиздат, 1963. -216 с.

5. Азаматов В.И. Результаты изучения неоднородности пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения с целью оценки-нефтеотдачи. // Тр. ТатНИИ. 1967. - Вып. X. - С. 37-45.

6. Боксерман A.A., Губанов Б.Ф. О циклическом воздействии на пласты, разделенные непроницаемыми перемычками. // Нефтяное хозяйство. 1969. - № 7. -С. 34-38.

7. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов-на разработку нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. - 232 с.

8. Владимров В.Г., Мухарский Э.А. Исследование эффективности избирательного* заводнения на примере участка Ново Елховского месторождения. // Тр. ТатНИПИнефть. - Куйбышев, 1979. - Вып. 24. - С. 112-119.

9. Губанов Б.Ф. Исследование и разработка методов и технических средств увеличения нефтеотдачи путем повышения охвата пластов воздействием. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени д-ра техн. наук. М.:ВНИИнефть. - 1982. - 36 с.

10. Ю.Желтов Ю.П. Исследования в области гидродинамикитрещиноватых и литологически неоднородных пластов. // Теория и практика добычи нефти. М.: Недра, 1968. - G. 32-38.

11. П.Желтов Ю.В., Кузнецов Д.В. Виды неоднородности и вопросы методики ее изучения. // Физико геологические факторы при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1969. - С. 12-35.

12. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань: КГУ,1979.-212 с.

13. Рябинина З.К., Воинов" В.В. Анализ методов определения коэффициента охвата пласта процессом вытеснения. // Тр. ВНИИнефть. М.,1980.-Вып. 72.-С. 120-125.

14. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М.: Недра, 1974.-233 с.

15. Физико геологические факторы при разработке нефтяных и газовых конденсатных месторождений. - М.: Недра, 1969. - 267 с:

16. Абызаев- Ф.С. О раскрытии трещины продуктивного пласта в процессе закачки воды в пласт. // ТНТО. Опыт освоения и эксплуатации нагнетательных скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - 95 с.

17. Афанасьев A.B., Горбунов А.Т., Шустеф И. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1974. -213 с.

18. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра, 1976.-246 с.

19. Сазонов Б.Ф. Некоторые закономерности обводнения нефтяных пластов. // Тр. Гипровостокнефть. М.: ГосНТИ химической литературы, 1960.-С. 155-161.

20. Саттаров М.М., Сабиров И.Х. К вопросу интенсификации добычи нефти и установления оптимальных темпов разработки отбельных площадей крупного метсорождения. // Тр. УфНИИ. Уфа, 1968. - Вып. 24. - 150 с.

21. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 305 с.

22. Газизов А.Ш. Исследование и применение полимерцементных растворов для разобщения продуктивных пластов нефтяных скважин. // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1971.- 165 с.

23. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, ^ 1976.-176 с.

24. Пискунов Н.С., Тислюк Е.В. О скорости образования водяного конуса при различном характере вскрытия водонефтяного пласта. // Тр. ВНИИнефть. -М., 1959,-Вып. 19.-С. 35-40.

25. Сафронов B.C., Иванова М.М. Особенности эксплуатации водонефтяных зон месторождений платформенного типа. // Тр. ВНИИнефтегаз.-М., 1957.-Вып. 10. С. 131-140.

26. Телков А. П. Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1956. - 164 с.

27. Телков А.П., Габдуллин Р.Г. Особенности эксплуатации нефтяных залежей с подошвенной водой. Нефтепромысловое дело. - 1972. - 134 с.

28. Харьков В.А., Сурков В.Т., Емельянова Е.Е. О предотвращении обводнения скважин подошвенной водой. // Татарская нефть. 1962. - №9. -С. 5-10.

29. Телков А.П., Грачев С.И., Дубков И.Б., Краснова Т.Д., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Тюмень. ООО НИПИКБС-Т, 2001. 482 с.

30. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа: Башиздат, 1974.224 с.

31. Гидрогазодинамические методы расчета, связанные с совместным притоком двух и трех жидкостей к несовершенны скважинам, применительно к нефтегазовой залежи пласта АС Лянторского месторождения. / Отчет по НИР. Часть 1.-1990.- 141 с.

32. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973. -358 с.

33. Меркулова Л.И., Гинзбург A.A. Графические методы анализа при добыче нефти. М.: Недра, 1986. - 125 с.

34. Газизов А.Ш., Газизов А.А Повышение эффективности^ разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 1999 285 с.

35. Чарный И. А. Основы подземной гидравлики М.: Гостоптехиздат, 1956.-250 с.40.А. С. СССР №107803641. А. С. СССР №1391215

36. Маляренко A.B., Земцов Ю.В., Шапатин A.C. Опытно -промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений. Нефтяное хозяйство, 1981, № 1. -С. 35-38.

37. A.C. СССР № 3763825. Способ изоляции притока пластовых вод / Маляренко A.B., Земцов Ю.В. и др.

38. A.C. СССР № 3979182. Способ изоляции притока пластовых вод вскважине / Маляренко A.B., Земцов Ю.В.

39. Роговина Л.З., Слонимский Г.Л. Природа студнеобразования, структура и свойства студней полимер. Успехи химии, 1974, т. 43, №6, с. 1102-1135.

40. Попков С.П. Студнеобразное состояние полимер. -М.: Химия, 1974, с. 256.

41. Каргин В.А., Сломинский Г.Л. Краткие очерки по физико химии полимеров. -М.: Химия, 1967, с. 232.

42. Виноградов В.Г., Малкин А.Я. Реология полимеров. М\: Химия, 1977, с. 438.

43. Роговина Л.З. Закономерности формирования и регулирования структуры реологических свойств гелей и полученных из них полимеров. Докт. дисс. М., ИНЭОС АН СССР, 1983.

44. Тагер A.A. Физикохимия полимеров. -М.: Химия, 1978, с. 544.

45. Малкин А.Я., Чалых А.Е. Диффузия и вязкость полимеров. Методы исследования. М.: Химия, 1979, с. 304. i

46. Блажевич В.А., Умрихин Е,Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974.

47. Клейкосов Ю, Слаин В., Аронсон В. Новый материал для селективной гидроизоляции. Нефтяник, 1981, № 6, с. 15-16.

48. Умрихин E.H., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. -М.: Недра, 1966.

49. Глазова В,М., Стрижевский Л.М. Основные достижения при применении полимеров в нефтедобыче. М.: ВНИИОЭНГ. Обзор зарубежной литературы. Сер. нефтепромысловое дело,Д 976.

50. Сидоров И. А. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины. М.: ВНИИОЭНГ. Обзор зарубежной литературы. Сер. нефтепромысловое дело, 1976.

51. Норманн Д. Обработка полимерами скважин при добыче нефти. Petrolint, 1976, 34 №4, р. 44-46.

52. Sparlin D. Исследования полиакриламидов для ограничения-водопритокво в нефтяных скважинах. G.P.T., 1978, №8, р. 906-914.

53. Юсупов И.Г. и др. Условия и особенности взаимодействия гидролизованного полиакрилнитрила с пластовыми электролитами при изоляции обводненных пластов в нефтяных скважинах. — Тр. ТатНИПИнефть, 1975, вып. 28, с. 87-92.

54. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. нефтепромысловое дело,' 1982.

55. Порядин A.B. и др. Увеличение эффективности гидроизоляции скважин с учетом фильтрационных свойств растворов. Нефтяное хозяйство, 1983, №4, с. 49-50.

56. Булгаков Р.Т. и др. Об особенности использования растворов на основе мономеров акриламида для ограничения водопритоков. М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело, 1971, №12.

57. Юмадилов А.Ю. Некоторые вопросы изоляции путей притока воды в эксплутационные скважины. Нефтяное хозяйство, 1973, № 7, с. 53-58.

58. Газизов А.Ш. и др. Технологические особенности изоляционных работ в нефтяных скважинах. Тр. ТатНИПИнефть, 1975, вып. 32, с. 189-204.- 178

59. Кузнецов E.B: Разработка и исследование реагентов для селективной изоляции пластовых вод в нефтяные скважины. Казань: КХТИ, отчет, 1977 с. 34

60. Кузнецов Е.В. Разработка и исследование реагентов, для селективной изоляции, пластовых вод на основе сополимеров акриловых кислот и-полимеробразующх композиций; Казань: КХТИ, отчет, 1978, с. 39.

61. Юсупов И.Г. и др: Новые реагенты метас и комета для ограничения водопритока в скважины. Нефтяное хозяйство, 1977, №4j.c. 63-64.

62. Юсуповi И.Г. и др. Разарбогка и■> испытание, технологии? изоляции притока-пластовых вод в'добывающие скважины с применением сополимера метакриловой кислоты с: диэтиламмониевой солью. М.: ВНИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловые.дело, 1981, №9, с. 27-30.

63. Тосунов Э.М., Комиссаров А.И. Применение полимера- для изоляции пластовых вод в скважинах. Нефтяное хозяйство;, 1974, № 12, с. 6769. ■ ■ • ' •. . ' , ■ ■ ■■ .•' :

64. Тосунов ЭМ!. Разработка: способов селективной изоляции притоков пластовой воды и регулирование притоков нефти в, скважинах месторождений Северного Кавказа и Грузии. Грозный: СевКавНИПИнефть, отчет, 1976. - 130 с.

65. A.C.755995 (СССР). Материал, для селективной- гидроизоляции. (Абасов М.Т., Везиров Р.К., Таиров Н.Д. и др.)- Опубл. Б.И., 1980 № 20:

66. Абасов М.Т. и др; Исследования в области ограничения водопритоков к скважинам. Изв. АН АзербССР, Серия наук о земле, 1980.; №

67. Абасов М.Т. и др. Новый реагент для создания гидроизоляционного экрана в обводненных нефтяных скважинах. Азерб. нефт. хозяйство, 1981, с. 3-6.

68. Абасов М.Т. и др. Новый материал для селективной гидроизоляции -кислый гудрон. Нефтяник, 1981, №6, с. 15-16.

69. Малаев Р.Х. Повышение эффективности селективного ограничения водопритоков в скважинах. М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело, 191, №4, с. 28-31.

70. A.C. 926248 (СССР). Состав для изоляции' притока воды в высокотемпературной нефтяной скважине. (Комиссаров А.И., Малаев'Р.Х.) -Опубл. Б.И., 1982, № 17.

71. Пат США 2859820. Method of Regular Water Production in oil Wells. / Donald E. Trott. 11.10.58 166-22

72. Пат. Великоб. 1521093. A Process for Plugging an Earth Formation and an Emulsion Therefor. / Rondolph Herbert Knapp. H.K.N. E If 45G. 9.0878/

73. Блажевич B.A., Умрихина E.H. Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин. М.: ВНИИОЭНГ. Обзор иностранных патентов, сет. добыча, 1972. ,

74. A.C. 1040121 (СССР). Полимерный состав для изоляции водопритока и зон поглощения в скважине. (Сидоров И.А., Бородкина Н.И., Гусев В.И., Сазонова В.М., Серенко И.А., Усачев П.М., Юсупов И.Г.). -Опубл. вБ.И., 1983, №33.

75. А.С. 1051230 (СССР). Полимерный состав для. изоляции пластов в скважине. (Назаренко B.JL, Бережной А.И., Езлова JI.A.). Опубл: в Б.И., 1982, №40.

76. Пат США 3181611 Selective Prevention of Water and Brine Intrusion into Oil and Gas Producing Strata. / E. Francis. C.A., 1965, v. 63, p. 19636 c.

77. A.C, (СССР). Способ изоляции водопритоков в нефтяных скважинах. (Казьмин A.B., Григорьев П.Н., Белов В.И., Кувандиков И.Ш., Башков Г.Г., Логинов Ю.Ф.). Опубл. в Б.И., 1978, № 17.

78. Пат. США 2156219 Chemical Plugging of Brinebearing Strata in Oil and Gas Wells./T.H. Dunn. C.A., 1933 v.33, p. 6039.

79. A.C. 905440 (СССР). Способ селективной обработки пласта (Комиссаров А.И., Хачатуров P.M.). Опубл. В Б.И., 1982, № 6.

80. Пат. США 2146480 Process Off Water or Other Extrneous Fluid in Oil Wells./ Harvey T. Kennedy. НКИ 166-32, 1939.

81. Пат. США 220423 Method of Treating Oil and Gas Wells. / Howard C. Lawton, Albert G. Loomis. -НКИ 166-30, 1940.

82. Пат. США 225800 Treatment of Wells Producing Mineral Fluid./ Leonard C. Chamberlain. НКИ 166-30, 1941.

83. Пат. США 2267955 Transformer / W. Robert. -НКИЗ66-40, 1941.

84. Бойков B.C., Савинков Т.Д., Дорошенко B.M. Технологические основы и опыт применения внутрипластовых термохимических обработок. Нефтяная и газовая промышленность, 1982 № 2 с: 35-38.

85. Маслов И.И., Бичкевский А.Д. и др. Селективная изоляциясиланами притока пластовых вод. Нефтяное хозяйство, 1976, № 5, с. 38-41.

86. Маслов И.И. Образование полиорганосилоксанов в пористойхреде при изоляции пластовых вод. Тр. ВНИИКРнефть, 1975, вып. 10, с. 124-131.

87. Ковардиков В.А. и др. Элементоорганические полимеры для изоляции притока Платовых вод. Нефтяное хозяйство, 1978, № 1, с. 40-43.

88. A.C. 765380 (СССР). Тампонажный раствор для изоляции водонасыщенных пластов. (Духненко Е.М. и др.) Опубл. в Б.И., 1980, № 34.

89. Пат. США 229177 Water Shutoff in Oil and Gas Wells./Harvey T. Kennedy.-НКИТ 66-32,1941.

90. A.C. 859612 (СССР). Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах. ( Маляренко A.B., Земцов Ю.В., Шпонько C.B. и др.) — Опубл. в Б.И., 1981, №32.

91. Газизов А.Ш. и др. Результаты исследования физико химических свойств некоторых кремнийорганических соединений- применительно к изоляции закачиваемых вод. Тр. ТатНИПИнефть, 1980, вып. 43, с. 83-89.

92. Маслов И.И., Янковский Ю.Н. Технология изоляции водопротоков в нефтедобывающих скважинах кремнийорганическими реагентами. Краснодар, ВНИПИТермнефть, отчет, 1982. 69 с.

93. Маслов И.И., Янковский Ю.Н. Технология изоляции водопротоков в нефтедобывающих скважинах кремнийорганическими реагентами. Краснодар, ВНИПИТермнефть, отчет, 1983. 67 с.

94. Маслов И.И., Янковский Ю.Н., Скордиевская JI.A. повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений. Азерю. нефтяное хозяйство, 1983, № 9, с. 22-25.

95. A.C. 861554 (СССР). Способ изоляции притока пластовых вод (Маляренко A.B. и др.) Опубл. в Б.И., 1981, 3 33.

96. Александров В.Б. и др. Перспективы использования кремнийорганических тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ. М.: ВНИИОЭНГ, РНТС, Нефтепромысловое дело, 1981, № 7, с. 2244.

97. A.C. 767152 (СССР). Состав на основе олигоорганосилоксана и хлорсилана для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. (Ковардиков В.А. и др.) Опубл. в Б.И., 1980, № 36.

98. A.C. 859612 (СССР). Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах. (Маляренко A.B., Земцов Ю.В., Шпонько C.B. и др.) Опубл. в Б.И., 1981, №32.

99. Земцов Ю.В. Белогуров В.В., Ротанова O.A. Исследования свойств темпонажного материала на основе полифенилэтоксисилоксана. Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири. Тюмень, СибНИИНП, 1982 с. 53-55.

100. A.C. 1078036 (СССР). Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах (Клещенко И.И. и др.) Опубл. в Б.И., 1984, № 9.

101. Шапатин A.C., Маляренко A.B. и др. Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности. В сб. Новые области применения металлорганических соединений. - М.: ГНИИХТЭОС,1983, с. 83-94.

102. A.C. 1016486 (СССР). Способ селективной; изоляции пластовых вод. (Комаров Н.В., Духненково Е.М., Лисович E.F. и др) Опубл. в Б.И., 1983, № 17.

103. Stober W., Fink.F., Bohn Е. Controlled Growth of Monidisperse Silica Spherse in the Micron Size Range. J. Colloid and Interface Sei., 1968, v. 26, № 1, p. 62-69.

104. Von Hellen F.K., Jansen J.W., Vrij A. Preparation and Characterization of Spherical Monodisperse Silica;Dispersion in Nonagues Solvents. J. Cooloid and Interface Sei. 1981, v. 81, № 2, p. 354-368.

105. Галкин; А.Ф;, Лебедев E.H:, Клещевникова С.И., Румянцева Е.И; Получение фенилдиэтоксисилана. Химическая промышленность, 1971, № 3. с. 15-17. . .

106. Слоним И .Я. Определение размера частиц по светорассеянию, оптика и спектроскопия^ 1960, т. 8; вып. I.

107. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. -М;: ИЛ, 1955, т. I, с. 552.

108. Алгоритмы определения подсчетных параметров продуктивныхпластов нефтяных месторождения Среднего Приобья. Тюмень, СибНИИНП, 1982.

109. Маляренко A.B., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1987, вып. I (130).

110. A.C. 12072223 (СССР), 1985.125. A.C. 1184307 (СССР), 1985

111. Инструкция по технологии воздействия на призабойную зону пласта в процессе его вторичного вскрытия. РД 39-0148463-0004-89. -Тюмень, СибНИИНП, 1987

112. Земцов Ю.В. Кремнийорганические водоизолируещие реагенты. Преимущества, недостатки и области применения. В сб.: «Состояние, перспективы методов повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири», Тюмень, СибНИИНП, 1990.

113. A.C. 1284295 (СССР). Состав для обработки призабойной зоны нефтегазвого пласта (Шерстяной M.JI. и др.), 1984.

114. Способ обработки неоднородного пласта / Земцов Ю.В. и др. -Заявка № 4441415/03. A.C. от 27.10.89.