Научно-методические основы применения полифункциональных кремнийорганических и полимерных соединений для эффективного ограничения водопритоков в нефтяных скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Земцов Юрий Васильевич

• Земцов Юрий Васильевич
• доктор наук
• 2020

Оглавление диссертации доктор наук Земцов Юрий Васильевич

Выводы по главе

Глава 2 Экспериментальные исследования повышения эффективности применением олигоорганоэтоксихлорсилоксанов и составов на их основе предварительной обработкой нефте- и водонасыщенных сред ацетоном

2.1 Получение и исследование физико-химических свойств олигомеров органоэтоксихлосилоксанов и составов на их

основе

2.2 Технология ликвидации заколонных перетоков воды в нефтедобывающих скважинах с применением Продукта

и составов на его основе

Выводы по главе

Глава 3 Экспериментальные исследования повышения эффективности комплексного воздействия по изоляции водопритока и интенсификации добычи нефти при введении в структуру кремнийорганического соединения многоатомных спиртов, целлозольвов или алкилфенолов

3.1 Получение и исследование физико-химических свойств гликолепроизводных КОС (состав ВТС)

3.2 Получение и исследование физико-химических свойств целлозольвопроизводных КОС (состав ЦВТС)

3.3 Получение и исследование физико-химически3.5х свойств неонолопроизводных КОС (состав НВТС)

3.4 Получение и исследование физико-химических свойств гликолевых эфиров ортокремневой кислоты и этилсиликатов (однокомпонентный реагент ВТОКС)

3.5 Технология изоляции водопритоков и интенсификации добычи нефти из обводненных скважин с применением гидрофильных

составов ВТС, НВТС, ВТОКС и кислотных композиций

Выводы по главе

Глава 4 Экспериментальные исследования изменения реологических характеристик и времени гелеобразования при порционных закачках большеобъемных оторочек гелеобразующих составов ГОС-ВТ

4.1 Лабораторные исследования и фильтрационные испытания ГОС-ВТ на основе полиакриламида, сшиваемого фенолоспиртами

4.2 Опытно-промышленные испытания комплексной технологии изоляции водопритоков составами ГОС-ВТ и фенолоспиртом

Выводы по главе

Глава 5 Выработка критериев эффективного применения разработанных методов изоляции водопритоков в различных геолого-физических условиях и промысловом состоянии скважин

5.1 Использованная методика многофакторного анализа эффективности разработанных методов изоляции водопритоков

в различных геолого-физических условиях

5.2 Критерии применимости разработанных методов изоляции

водопритоков

Выводы по главе

Заключение

Список сокращений

Список использованных источников

Документы о внедрении

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Наиболее значимые, закономерно изменяющиеся негативные тенденции разработки нефтегазовых месторождений Западно-Сибирского региона, на поздней и завершающей стадиях связаны с интенсивно нарастающей обводненностью добываемой продукции и снижением эффективности методов воздействия на залежи. Методы изоляции притока воды к забоям нефтяных скважин, межпластовых перетоков и промытых зон оказывают решающее влияние на эффективность извлечения запасов и добычи углеводородного сырья. Между тем, для месторождений Западно-Сибирского региона характерен высокий темп обводнения добывающих скважин, значительно превышающий темп выработки запасов. Скважины с обводненностью 95-98 % не вырабатывают имеющиеся в их зонах извлекаемые запасы углеводородного сырья. Работы же по ограничению водопритоков при изоляции отдельных обводненных интервалов продуктивных пластов имеют успешность 50-67%, при ликвидации заколонных перетоков воды - 60-75%. Доля работ, затраты на которые окупились продажей дополнительно добытой нефти и снижением затрат на извлечение сокращенного объёма добычи попутной воды, составляет не более 40-30%. Диссертационная работа направлена на разработку новых водоизолирующих реагентов с заранее заданными требуемыми свойствами, а также методических подходов и технологических приёмов их применения с высокой эффективностью. Таким образом, рассматриваемая в диссертации тема исследований является высоко актуальной.

Степень разработанности темы

Многие аспекты проблем ремонтно-изоляционных работ (РИР) по ограничению водопритоков (ОВП) рассмотрены в работах Аветисова А.Г., Блажевича В.А., Газизова А.Ш., Глыбина А.М., Горбунова А.Т., Кадырова Р.Р., Клещенко И.И., Комиссарова А.И., Кошелева А.Т., Куликова А.Н., Ку-рочкина Б.М., Маляренко А.В., Маслова И.И., Муслимова Р.Х., Поддубного

Ю.А., Полякова В.Н., Рогачева М.К., Ряброконя С.А., Сидорова И.А., Скоро-диевской Л.А., Строганова А.М., Строганова В.М., Телкова А.П., Уметбаева В.Г., Умрихиной Е.В., Усачева П.М., Шумилова В.А., Юсупова И.Г., Ягафа-рова А.К. и многих других исследователей. Из зарубежных ученых вопросы водоизоляции освещены работами T. Dolark, G.A.Einarsei, R.J. Engight, W.G. Martin, N.N. Nimerk, E.A. Richardson, K.T. Presli, C.N. Rankin, D.D. Sparline и другими. Обобщение и анализ накопленной к настоящему времени информации по ОВП в добывающих скважинах позволили определить, что весьма перспективными для условий Западной Сибири являются водоизолирующие реагенты на основе кремнийорганических соединений (КОС), а также составы из числа сшиваемых полиакриламидов (ПАА). Однако применяемые реагенты и составы отмеченных классов, а также технологии их использования, не дают желаемых результатов. Так, работы с применением кремнийоргани-ческого реагента Продукт 119-204 при изоляции обводненных интервалов имеют успешность не выше 69%, при ликвидации заколонных перетоков - до 75%. Кремнийорганический реагент АКОР при решении этих же задач имеет успешность 66 и 79%. Работы с применением различных вязкоупругих и ге-леобразующих составов (ВУС и ГОС) из сшитых полиакриламидов при изоляции отдельных пластов и обводнившихся интервалов успешны в 33-77% случаев, при ликвидации заколонных перетоков - в 57-75%.

Повышение успешности и эффективности ОВП реагентами указанных классов требует глубокого осмысления и формулирования научно-методических основ их применения в различных геолого-физических условиях скважин. Учитывая сложность свойств систем, требующих водоизоля-ции, необходима разработка элементов системного подхода к оценке эффективности применяемых водоизолирующих материалов и рецептур. Задачами, требующими при этом дальнейшей глубокой проработки, являются совершенствование эксплуатационных свойств водоизолирующих КОС и составов на основе ПАА, и создание высокоэффективных способов, приёмов и технологий водоизоляционных работ с их применением.

Цель и основные задачи исследований

Целью работы является создание научно-методических основ эффективного применения полифункциональных кремнийорганических и полимерных соединений для ограничения водопритоков в нефтедобывающих скважинах.

Для достижения поставленной цели в работе решены основные задачи:

1. Анализ и обобщение результатов теоретических и экспериментальных исследований технологий водоизоляционных работ. Формулирование специфических требований к физико-химическим свойствам материалов и реагентов, предназначенных для ОВП в Западной Сибири.

2. Теоретические исследования с целью обоснования структуры полифункциональных кремнийорганических соединений (КОС), применяемых в качестве водоизолирующих материалов.

3. Экспериментальные исследования изменения структуры водоизоли-рующих кремнийорганических соединений и научно-методическое обоснование технологических приёмов их применения.

4. Научно-методическое обоснование и экспериментальные исследования изменения реологических характеристик и времени гелеобразования составов на основе сшитых ПАА при их порционных закачках для ОВП.

5. Практическая апробация методов ОВП с использованием разработанных водоизолирующих реагентов и технологических приёмов их применения.

6. Создание системы критериев эффективного применения разработанных методов ОВП в различных геолого-физических условиях.

Научная новизна

1. Впервые в мировой практике теоретически обоснованы и экспериментально получены полифункциональные кремнийорганические соединения с новыми свойствами, обеспечивающими высокую эффективность их применения для изоляции водопритоков в нефтедобывающих скважинах.

Выполненные исследования представляют совокупность новых результатов и положений, нигде ранее не опубликованных в мировой литературе.

2. Научно обоснован механизм изоляция заколонных перетоков воды гидрофобными кремнийорганическими реагентами олигоорганоэтоксихлор-силоксанами с применением ацетона или ацетоновых растворов гликолей для предварительного диспергирования и высаждения из нефти битумов и ас-фальтенов, временно кольматирующих продуктивные интервалы и препятствующих последующей фильтрации в них водоизолирующего КОС. Вследствие этого кратно возрастает селективность изоляции водоносных пластов и пропластков.

3. Впервые теоретически обоснована возможность и целесообразность придания кремнийорганическим соединениям свойства водорастворимости при введении в их структуру полярных кислородосодержащих радикалов, в частности - многоатомных спиртов (гликолей). Впервые экспериментально получены гидролизующиеся гидрофильные КОС, которые преимущественно фильтруются именно в водонасыщенную зону, что значительно увеличивает селективность воздействия на нефте- и водонасыщенные интервалы пласта.

4. Выявлены зависимости времени гелеобразования (отверждения) полученных гидрофобных и гидрофильных кремнийорганических соединений от количественного содержания в реакционных смесях воды (отвердитель) в присутствии нефти (инертный растворитель). Установлены закономерности взаимодействия полученных КОС с водой в пластовых условиях, позволяющие осуществлять проектирование и реализацию образования водоизолиру-ющих полимеров требуемой прочности в водонасыщенных пористых средах.

5. Установлено, что полимеры, образующиеся из гидрофильных КОС, разлагаются минеральными кислотами, что позволило разработать комплексную технологию изоляции водопритоков и интенсификации добычи нефти из обводненных скважин последовательной обработкой пласта гликоле- или неонолопроизводными кремнийорганическими составами и кислотными композициями. При её применении восстанавливается проницаемость ча-

стично закольматированных полимером продуктивных интервалов при высокой текущей водонасыщенности (50^60%).

6. Выявлены закономерности и установлен механизм, определяющий перераспределение фильтрационных потоков водоизолирующего реагента с максимально возможным охватом изоляцией водонасыщенных зон продуктивного пласта по разрезу и латерали при последовательных закачках порций растворов полиакриламидов с различными реологическими характеристикам и различным временем гелеобразования. Это приводит к тому, что «языкообразный» характер фильтрации закачиваемого водоизолирующего раствора по наиболее проницаемым направлениям нивелируется периодическими отсечениями «языков» за счет тампонирования данных направлений быстро гелирующим составом.

7. Впервые научно-методически обоснована система критериев достижения высокой эффективности разработанных методов ОВП с использованием полифункциональных кремнийорганических и полимерных соединений, позволяющая повысить эффективность их применения.

Теоретическая и практическая ценность работы, реализация в промышленности

1. Теоретическая значимость работы заключается в научном обосновании требуемой структуры и свойств полифункциональных кремнийорганиче-ских и полимерных соединений, а также научно-методическом обосновании технологических приёмов применения данных реагентов, обеспечивающих увеличение эффективности изоляции водопритоков в нефтедобывающих скважинах.

2. Результаты теоретических и экспериментальных исследований, разработанные методические подходы и новые технологии прошли апробацию в промышленном масштабе на месторождениях с различными геолого-физическими условиями (Быстринское, Вать-Ёганское, Вачимско-Карьяунское, Восточно-Сургутское, Ефремовское, Западно-Сургутское, Ключевое, Ловинское, Лянторское, Мамонтовское, Нонг-Ёганское, Повхов-

ское, Покачевское, Самотлорское, Солкинское, Суторминское, Тевлинско-Русскинское, Тепловское, Федоровское, Южно-Покачевское, Южно-Ягунское, Яун-Лорское и др.).

3. По результатам исследований разработаны и внедрены отраслевые руководящие документы и стандарты предприятий: РД 39-0148070-014700986 «Технология ликвидации заколонных перетоков воды в нефтяных скважинах кремнийорганическим водоизолирующим реагентом Продукт 119204»; РД 39Р-0148463-0004-89 «Инструкция по технологии повышения производительности обводненных скважин с использованием кремнийорганиче-ских водоизолирующих составов и кислотных композиций»; СТП 5804465021-90 «Технология изоляции водопритоков в скважинах кремнийорганиче-скими соединениями» - г. Когалым, ПО «Когалымнефтегаз»; СТП 5753490022-91 «Технология изоляции водопритоков и прорыва газа в нефтяных скважинах» - г. Сургут, ПО «Сургутнефтегаз»; СТП 5804465-117-2000 «Технология изоляции водопритоков в скважинах кремнийорганическими реагентами» - г. Когалым, ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

4. Научно-методические основы применения полифункциональных кремнийорганических и полимерных соединений использованы в проектной и технологической документации по разрабатываемым месторождениям (СибНИИНП):

- Технологическая схема разработки Крайнего месторождения, 1988;

- Технологическая схема разработки нефтяных пластов с применением новых и усовершенствованных технологий нефтеизвлечения Суторминского месторождения (опытный участок), 1988;

- Технологическая схема разработки нефтяных пластов с применением новых и усовершенствованных технологий нефтеизвлечения Яхлинского месторож-дения,1988;

- Уточненная технологическая схема разработки Карамовского месторождения, 1989;

- Уточненный проект пробной эксплуатации Северо-Пямалияхского месторождения, 1990;

- Технологическая схема разработки Вынгаяхинского месторождения, 1990;

- Технологическая схема разработки Ловинского месторождения, 1990;

- Технологическая схема разработки Вачимского месторождения,

5. Эффективность реализации разработанных методов подтверждена следующими документами СибНИИНП:

- Авторский надзор за разработкой месторождений объединения Сургутнефтегаз (Лянторское, Нижне-Сортымское, Алёхинское месторождения), НГДУ Лянторнефть», 1988. Объем внедрения метода ликвидации заколонных перетоков воды в нефтяных скважинах кремнийорганическим водоизолирующим реагентом Продукт 119-204 - 48 скважин, успешность работ 81%; экономический эффект, полученный за счет сокращения продолжительности и стоимости РИР, составил 0,605 млн. руб. (в ценах 1987 г.). Объём внедрения метода изоляции притока пластовых вод и заколонной циркуляции воды в нефтяных скважинах водорастворимыми тампонажными составами ВТС -более 100 скважин, успешность работ более 70%;

- Авторский надзор за разработкой месторождений Юганскнефтегаз (Мамон-товское, Ефремовское, Тепловское, Курдинское месторождения), НГДУ Ма-монтовнефть, 1989. Объём внедрения метода комплексного воздействия на ПЗП обводненных скважин, включающего предварительную изоляцию водоносных зон кремнийорганическими тампонажными материалами Продукт 119-204, ВТС, НВТС и последующую кислотную обработку - более 50 скважин, успешность работ 71%, средняя продолжительность эффекта без учета переходящего на следующий год - 6,9 месяца, удельная дополнительная добыча нефти 1,35 тыс. т/скв.;

- Авторский надзор за разработкой месторождений объединения Сургутнефтегаз (Быстринское, Солкинское, Вачимско-Карьяунское месторождения), 1989. Объём внедрения метода селективной изоляции притока пластовых вод и ликвидации заколонных перетоков воды в нефтяных скважинах крем-

нийорганическим водоизолирующим реагентом Продукт 119-204 - более 50 скважин, успешность работ 78%, средняя продолжительность эффекта без учета переходящего на следующий год 4,5 месяца, удельная дополнительная добыча нефти 1,09 тыс.т/скв.;

- Авторский надзор за разработкой месторождений объединения Сургутнефтегаз (Восточно-Сургутское, Яун-Лорское месторождения), 1991. Объём внедрения метода селективной изоляции притока пластовых вод и ликвидации заколонных перетоков воды в нефтяных скважинах кремнийорганиче-скими водоизолирующими составами ВТС - более 200 скважин, успешность работ 75%, средняя продолжительность эффекта без учета переходящего на следующий год 6 месяцев (максимальная до 2 лет), удельная дополнительная добыча нефти 0,40^1,90тыс.т/скв.

Методология и методы исследования

Задачи, сформулированные посредством анализа и обобщения накопленного опыта работ ОВП на месторождениях Западной Сибири и других регионов, решались комплексом теоретических и экспериментальных лабораторных исследований, физическим моделированием физико-химических процессов взаимодействия разработанных водоизолирующих реагентов с породой и пластовыми флюидами в условиях, максимально приближенных к пластовым, а также прямыми экспериментами на скважинах. Полученные результаты подтверждены современными промыслово-геофизическими методами исследований скважин, применением методов математической статистики, вероятно-статистических методов распознавания образов.

Положения, выносимые на защиту

1. Теоретическое обоснование исходного размера олигомерных цепочек реагента; типа и минимально необходимого количества функциональных (реакционно способных) групп в исходных молекулах; типа нейтральных органических радикалов у атома кремния полифункциональных кремнийорга-нических соединений, обеспечивающих создание материалов для примене-

ния при селективной изоляции водопритоков в нефтедобывающих скважинах.

2. Методические основы повышения эффективности изоляции зако-лонных перетоков воды гидрофобными кремнийорганическими реагентами с предварительным диспергированием и высаждением из нефти битумов и ас-фальтенов ацетоном или ацетоновыми растворами гликолей.

3. Методические основы восстановления проницаемости частично за-кольматированных продуктивных интервалов при изоляции водопритоков и интенсификации добычи нефти из обводненных скважин последовательной обработкой пласта гидрофильными кремнийорганическими составами и кислотными композициями.

4. Методические основы максимально возможного охвата изоляцией водопритоков в пласте по латерали и разрезу последовательными закачками порций растворов ПАА с неньютоновскими, а затем ньютоновскими характеристиками и различным временем гелеобразования.

5. Система критериев эффективного применения разработанных полифункциональных кремнийорганических реагентов и полимерных составов для ограничения водопритоков в различных геолого-физических условиях и промысловом состоянии скважин.

Степень достоверности научных положений и

результатов исследований

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций диссертации обоснована использованием классических методов лабораторных физико-химических и стендовых исследований, физического моделирования процессов в условиях максимально приближенных к пластовым, многофакторного вероятностно-статистического анализа полученных экспериментальных и опытно-промысловых данных. Достоверность результатов работы обеспечена применением широко апробированных методик проведения и обработки результатов экспериментальных исследований, выполненных на сер-

тифицированном оборудовании и средствах измерений в аккредитованных на техническую компетентность лабораториях.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научно-методические основы применения полифункциональных кремнийорганических и полимерных соединений для эффективного ограничения водопритоков в нефтяных скважинах»

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на:

- V научно-практической конференции ОАО «Ойл Технолоджи Оверсис», "Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов", г. Самара, 2002;

- XII Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти», г. Казань, 2003;

- Международной научно-практической конференции, посвященной 40-летию ТГНГУ «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе», г. Тюмень, 2003;

- Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Геленджик, Краснодарский край, 2006;

- V Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Геленджик, Краснодарский край, 2010;

- VI Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Геленджик, Краснодарский край, 2011;

- VII Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Геленджик, Краснодарский край, 2012;

- X Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Геленджик, Краснодарский край, 2015;

- Юбилейной конференции, посвященной 40-летию деятельности ФГУП «ЗапСибНИИГГ», г. Тюмень, 2015;

- XI Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Сочи, Краснодарский край, 2016;

- Научном семинаре Федерального государственного бюджетного учреждения науки «Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН)», г. Томск, 2018 г.;

- Научно-техническом совете ООО «РН-УфаНИПИнефть», г. Уфа, 2018 г.;

- Научно-техническом совете ООО «ТННЦ», г. Тюмень, 2018 г.;

- Заседании кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет», г. Тюмень, 2018 г.

- Заседании кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-ных месторождений» ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина», г. Москва, 2019 г.

Публикации

Основные положения диссертационной работы отражены в 52 печатных работах, в том числе: одна монография, 16 публикаций в изданиях, входящих в перечень рекомендуемых ВАК РФ, включая 3 публикации в рецензируемых изданиях международных баз цитирования Web of Science и Scopus, 10 авторских свидетельств СССР и патентов РФ.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, содержащего основные выводы и рекомендации. Работа изложена на 221 странице, содержит 27 рисунков и 36 таблиц, список использованных источников содержит 227 наименований.

Соискатель выражает глубокую благодарность за всестороннюю помощь к.х.н. А.В. Маляренко, соавторам совместно выполненных работ в ГНИИХТЭОС к.х.н. А.С. Шапатину и к.т.н. О.Д. Грачевой.

Глава 1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СТРУКТУРЫ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОЛИФУНКЦИОНАЛЬНЫХ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В КАЧЕСТВЕ ВОДОИЗОЛИРУБЩИХ МАТЕРИАЛОВ

1.1 Анализ и обобщение современного состояния водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири

Для однозначного толкования основных видов обводнения скважин и соответствующих видов ремонтно-изоляционных работ (РИР) автором предлагается использовать действующий отраслевой руководящий документ РД 153-39.0-088-01 «Классификатор ремонтных работ в скважинах» [190]. Указанный классификатор действует в нефтедобывающей отрасли с 1979 года [184] и до настоящего времени претерпел достаточное количество дополнений и уточнений. Он в достаточной степени унифицирован и содержит практически весь перечень видов и подвидов работ, выполняемых при капитальном и текущем ремонтах скважин (КРС и ТРС), в том числе водоизоляцион-ных работ различных назначений. В таблице 1.1 приведена принятая в указанном РД классификация интересующих нас видов изоляционных работ. Классификация приведена для удобства и упрощения изложения при последующем анализе.

Таблица 1.1 - Классификация видов водоизоляционных работ

Виды работ Шифр по классификатору

Отключение (изоляция) отдельных интервалов и пропластков объекта эксплуатации, в том числе изоляция притока подошвенных вод КР 1-1

Восстановление герметичности цементного кольца (изоляция заколонных перетоков) КР 1-3

Ликвидация внутрипластовых заколонных перетоков из подошвенных вод частный случай КР 1-3

Отключение (изоляция) пластов при переходах на другие ниже- или вышележащие горизонты КР 4-1

Указанные водоизоляционные работы являются наиболее сложными видами РИР. Автором выполнен анализ тенденций их развития и совершенствования за последние 25-30 лет, а также научно-технического уровня реализованных методов (реагентов, технологий ОВП). Более подробно эта информация отражена в монографии соискателя [101], здесь остановимся лишь на наиболее значимых аспектах данного вопроса. Обобщение и анализ лите-ратуро-патентной и промысловой информации позволил определить следующее.

На протяжении всего анализируемого промежутка времени для изоляции водопритоков практически всех видов применяются цементные растворы. Основные технологические приёмы проведения работ данным тампо-нажным материалом известны достаточно давно [50, 208], тем не менее, этот метод до настоящего времени считается традиционным и базовым. Наиболее успешно цементные суспензии применяются для отключения нижних пластов или нижних интервалов. Технологическая успешность таких работ близка к 100 % [56]. Менее эффективны работы по отключению верхних пластов и отдельных обводненных интервалов - 50-60 % [56], некоторые авторы считают эти данные завышенными и приводят успешность 30-35 % [111, 198]. Продолжительность эффекта изоляции цементом отдельных интервалов, как правило, невелика - 2-4 месяца и определяется в основном способностью созданного тампонажного экрана выдерживать перепады между пластовым и забойным давлениями. Низкая проникающая способность в пористые среды цементных суспензий не позволяет создать водонепроницаемый экран достаточной протяженности, способный длительное время противостоять напору воды в зоне наибольших депрессий вблизи ствола скважины, что является основной причиной низкой эффективности изоляционных работ и поиска новых тампонажных материалов. В последние годы производится «облагораживание» цементных суспензий введением добавок, повышающих проникающую способность, прочность, водо- и газонепроницаемость образующегося камня, его адсорбционные и адгезионные свойства [28, 35, 39, 54,

154]. К современным аналогам цемента можно отнести реагент «SqueezeCRETE», применяемый компанией Шлюмберже [48]. SqueezeCRETE обладает способностью проникать в трещины и каналы шириной ~160 мкм, высокой прочностью и устойчивостью к агрессивным средам, низкой проницаемостью образующегося тампонажного камня. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в последние годы находят применение модифицированные цементные растворы (МЦР), представляющие затворенный на воде цемент мелкого помола марки с введением специальных добавок - понизителей водоотдачи, замедлителей сроков схватывания, пластификаторов, пеногасителей и пр. [92]. Такие растворы внедряются совместными предприятиями СП «ПетроАльянс» и СП «КаткоНе-фть», технология заключается в закачке суспензий в зону изоляции под давлением с использованием пакера. В силу отсутствия селективности действия тампонажного материала продуктивные интервалы после изоляционных работ реперфорируются. МЦР используются в 15-23% работ КР 1-1. Технологическая успешность работ с их применением составляет 55,6-62,5%, приросты дебитов нефти 3,6-5,5 т/сут, накопленная дополнительная добыча нефти по успешным операциям 1,2-1,9 тыс.т/скв. Работы характеризуются высокой трудоёмкостью и, соответственно, стоимостью, в силу чего экономически эффективны (окупаемы) только от 6 до 22% выполненных ремонтов.

Для решения задач ограничения движения закачиваемых вод в промытых пропластках неоднородного пласта доктором технических наук А. Ш. Газизовым предложены водоизолирующие материалы на основе полимер-дисперсных систем (ПДС) [59, 62, 63]. Основными компонентами этих дисперсных изоляционных составов являются ионогенные полимеры с флоккулирующими свойствами (преимущественно - ПАА) и дисперсные частицы глины, подбором типа и концентраций которых создаются условия полного связывания (флоккуляции) полимером частиц глины с образованием устойчивых полимерно-глинистых глобул значительных размеров, движение которых в пористой среде затруднено или даже практически невозможно [74].

Технология РИР с применением ПДС, в том числе при проведении работ КР 1-1, отражена в РД 39-23-1187-84 [187]. Кроме ПАА в системах ПДС предложено применять полиоксиэтилен [157], КМЦ [30, 189], полимер ВПК-402 [163], простые эфиры целлюлозы [32], а также модифицировать составы добавками щелочных реагентов [62, 157].

В развитие «дисперсных изоляционных реагентов» авторами работ [46, 47] разработана технология ограничения притока закачиваемых вод в добывающих скважинах, основанная на создании протяженного водоизолирующе-го экрана из волокнисто-дисперсной системы (ВДС) с последующим его закреплением полимерной дисперсно-наполненной системой (ПДНС), включающей ПАА, хромовый сшиватель и наполнитель, в роли которого используется древесная мука. Технология РИР в добывающих скважинах с использованием ПДНС [105] была испытана на Дружном и Южно-Ягунском месторождениях Западной Сибири при изоляции прорывов нагнетаемой и подошвенной воды. В условиях залежей с подстилающей подошвенной водой эффект был непродолжителен: от 1 до 4-х месяцев. Эксплуатация скважин при этом была осложнена выносом сгустков полимера. В настоящее время при производстве РИР составы ВДС и ПДНС на основе древесной муки применяются в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» исключительно для снижения приёмистости зон интенсивных поглощений (приёмистость более 600-700

-5

м /сут при давлениях нагнетания до 10,0 МПа). Чаще всего их используют при ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн на глубинах се-номанского горизонта, и с последующим тампонажем зоны поглощения цементным раствором. Успешность таких работ составляет 66,7%, продолжительность эффекта в среднем 11,3 месяца [92].

Самостоятельным разделом развития технологий водоизоляционных работ являются разработки, основанные на применении эмульсий. Для ограничения водопритоков применяют в основном «обратные» (вода в масле) эмульсии [68]. В качестве основных компонентов приготовляемых эмульсий используются жидкие углеводороды: преимущественно - высокосмолистые и

асфальтеносодержащие нефти или тяжелые жидкие продукты её переработки. Для повышения устойчивости и изолирующего эффекта в эмульсии предложено вводить ПАВ [173], бентонит [150, 159], резиновую крошку [164], применять докрепление цементом или другими агентами [104]: гелеобразу-ющими составами на основе ПАА - ГОС, СПС; жидким стеклом - СПГ, другими реагентами - «ГАЛКА», «МЕТКА». Более вязкие эмульсии образует тяжелая смола пиролиза, предложенная в смеси с серной кислотой или хлоридом алюминия к использованию для селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах, в том числе при ремонтах КР 1-1 [40, 151, 174]. Разрабатываются технологии, основанные на закачке в обводненные пласты высоковязких углеводородов с добавление эмульгаторов в «чистом» виде, а не в виде приготовленных на поверхности эмульсий. Данный приём повышает селективность воздействия на обводненные и продуктивные интервалы пласта. Из числа реагентов данного направления предложены: вязкие нефти и нефтепродукты, составы на основе кислого гудрона и битума [1, 2, 9, 11, 13, 46, 117, 140, 221], тяжелой смолы пиролиза [26, 151, 199], синтетических жирных кислот (СЖК) или их солей [42, 169]. Наибольшее практическое применение из класса перечисленных реагентов получили нефтесернокислотные смеси (НСКС) [36, 67, 106], в том числе с раздельной закачкой нефти и серной кислоты [152], а также использованием различных добавок, например, целлюлозы [41], полиамида [152], резиновой крошки [155], отходов производства изопрена (пирановая фракция или пиран) [106]. На промыслах Татарии, в частности, на Ромашкинском месторождении [58], успешность изоляции НСКС подошвенной воды из монолитного пласта составила около 80%, обводненность снизилась с 80-99 до 60-85 %, дебит нефти увеличился с 2 до 4,5 т/сут при средней продолжительности эффекта 3,5 месяца. В работе [107] предложена технология изоляции подошвенных вод с применением НСКС без подъема эксплуатационного оборудования; приведены данные по успешности таких работ - 67 %, продолжительности эффекта - до 6 месяцев, дополнительной добыче нефти - 591 т/скв., ограничению отборов попутной

-5

воды - 852 м /скв. Промысловые испытания НСКС в условиях Западной Сибири [56, 182] показали низкую успешность работ - до 50 %, при продолжительности эффекта не более 2 месяцев. Поэтому распространения этот метод в данном регионе не получил.

Ещё одним классом водоизолирующих реагентов, на который следует обратить внимание, являются составы на основе силиката натрия - жидкого стекла (ЖС). Необходимо выделить две подгруппы технических решений применения жидкого стекла. К первой относятся методы, основанные на образовании нерастворимых осадков, например, при взаимодействии ЖС с растворами неорганических солей или щелочью [112, 179, 180, 181, 204, 213]. Во вторую следует отнести композиции, образующие гели. В роли инициаторов гелеобразования могут выступать соединения различной природы: кислоты, соли или эфиры органических кислот, неорганические соединения [72, 103, 126, 143, 166, 202, 203]. Найдено достаточно много публикаций, посвященных исследованию характеристик и совершенствованию свойств композиций на основе жидкого стекла как первой, так и второй из указанных групп, в том числе патентных документов [21, 31, 34, 145, 148, 153, 156, 158, 161, 165, 166, 167, 170, 171, 172, 175]. Ряд авторов [6, 108, 115, 118, 119, 212] считают жидкое стекло если не универсальным, то самым подходящим тампонажным материалом для решения самого широкого круга водоизоляционных задач. Исследователи проблем РИР в Западной Сибири также отмечают перспективность адаптации методов водоизоляции с применением ЖС к условиям месторождений данного региона [71, 112, 132, 226]. Достаточно высокая эффективность ЖС для ограничения притока и изоляции пластовых вод получена в ПО «Удмуртнефть» [109]. ОВП выполнено в 41 скважине, успешность работ составила 71 %. Обводненность скважин снизилась с 98 до 92 %, дебит нефти вырос с 0,5 до 2,1 т/сут. Дополнительно добыто свыше 20,2 тыс. т. нефти или в среднем около 500 т/скв., ограничен отбор попутно извлекаемой воды в

-5

объеме 1,14 тыс. м /скв. Продолжительность эффекта в среднем составила 6 месяцев. Авторами [116, 212] апробировано использование жидкого стекла

для селективной изоляции водопритока в глубокозалегающих высокотемпературных низкопроницаемых коллекторах. Технология апробирована на 29 скважинах, успешны 27 обработок - 93%. Обводненность продукции скважин в среднем снизилась с 55 до 26 %, дебит нефти вырос с 11,5 до 19,0 т/сут. Испытание технологии селективной изоляции обводненных интервалов пласта с применением жидкого стекла проводились и в Западной Сибири: на Ермаковском месторождении [71], Таллинской площади [51], Лазаревском, Северо- и Южно-Урьевском месторождениях [92]. Обводненность продукции скважин снижалась с 98-99 до 45-90 %, дебит нефти возрастал с 0,5-2,0 до 2,0-8,4 т/сут, дополнительная добыча нефти составляла от 370 до 760 т/скв. Оценивая рассмотренные выше результаты, можно считать технологии с применением ЖС потенциально эффективными для применения на нефтепромыслах Западной Сибири.

Следующее обширное направление разработок РИР - это технологии, основанные на использовании кремнийорганических соединений (КОС). Первые публикации об использовании водоизолирующих реагентов из числа кремнийорганических соединений, а именно: органохлорсиланов - появились в 1975-1976 гг. [135,136]. Однако данные реагенты не нашли последующего применения, в первую очередь из-за их высокой токсичности. Дальнейшее подавляющее большинство публикаций о практическом применении реагентов данного класса содержит сведения, по существу, о двух видах КОС: этоксипроизводных органохлорсиланов - Продукт 119-204, Модификатор 113-63, и составах на основе этилсиликатов - Продукт 119-296Т, АКО-Ры различных марок. Продукт 119-204 разрабатывался институтами СибНИ-ИНП (Тюмень) и ГНИИХТЭОС (Москва) при самом активном участии соискателя и автора настоящей работы [76]. Данному реагенту будет уделено большее внимание во второй главе диссертации. Впервые же аналоги этого реагента (олигоорганоэтоксихлорсилоксаны - ООЭХС) под торговыми наименованиями опытных партий «ТСМ» и «ТСЭ», также с активным участием соискателя, были испытаны на Самотлорском месторождении в 1978-

1979 гг. [130, 131]. Последующие опытно-промышленные испытания ООЭХС и Продукта 119-204 на месторождениях Западной Сибири показали возможность высокоэффективного применения этого полифункционального КОС [57, 75, 80, 81, 82, 85, 86, 183, 207]: успешность работ по изоляции нагнетаемых вод достигала 60-70%, при изоляции заколонных перетоков - до 75-80%. При этом работы характеризовались низкой трудоёмкостью 160-240 бригадо-часов и, соответственно, стоимостью. При продолжительности эффектов в среднем 5-7 месяцев рентабельными оказывались около 50% выполненных ремонтов, но при этом окупались затраты на все ремонты за счет дополнительной добычи нефти в успешных скважинах.

Практически параллельно с ООЭХС производилась апробация, в том числе и на Западно-Сибирских месторождениях, кремнийорганических водо-изолирующих составов, разрабатываемых институтом «ВНИИКРнефть» -реагентов серии «АКОР». Первые публикации о промышленном внедрении данных КОС в Западной Сибири касаются состава АКОР-4. Его начали применять в 1986 году на месторождениях «Юганскнефтегаза». По данным [215], с использованием этого реагента здесь были проведены РИР в 41 скважине. Наибольшая эффективность получена в послойно неоднородных коллекторах при наличии в пласте непроницаемых перемычек. В таких геологических условиях успешность работ превысила 70%, обводненность продукции в среднем снизилась с 95 до 68 %, дебит нефти вырос в пределах от 1,2 до 13,5 т/сут, продолжительность эффекта - до 10 месяцев. При изоляции обводненных интервалов в монолитных нерасчленённых глинистыми перемычками пластах эффективность значительно ниже: успешность только 50 %, обводненность в среднем снизилась с 97 до 86 %, дебит нефти вырос в пределах 1,1 ^ 8,7 т/сут, продолжительность эффекта до 3 месяцев. В период 1987-1989 годов внедрение реагента было продолжено. Работы произведены в 52-х добывающих и 16-ти нагнетательных скважинах, причем 75 % обработок выполнено с докреплением зоны изоляции цементными растворами [114]. Обводненность продукции снизилась в среднем с 98 до 70 %, дебит нефти вы-

рос в пределах 0,7 ^ 6,6 т/сут. В осложненных геологических условиях успешность работ составила только 43%, в том числе при докреплении изолируемой зоны цементным раствором - 66,7%. Приведенные результаты показывают перспективность использования в Западной Сибири КОС в роли водоизолирующих реагентов.

Следующее направление разработок РИР - это методы и технологии, основанные на использовании водорастворимых полимеров. На сегодня это наиболее обширное направление, на котором базируются многие разработки почти всех ведущих институтов России: ВНИИнефть, ТатНИПИнефть, ВНИИКРнефть (НПО «Бурение»), СибНИИНП, ПермНИПИнефть и др. Два-дцать-пятнадцать лет назад предлагались разработки с применением, в основном, высокомолекулярного полиакриламида (ПАА) без его сшивки в пласте [195, 196], «Гипана» [58, 106], «Гивпана» [144, 160]. Примерно в то же время или несколько позднее были разработаны составы на основе мономеров акрилового ряда [52, 59, 205], композиций на основе метакриловой кислоты [124,125], сополимеры метакриловой кислоты и метакриламида («Ме-тас») или частично гидролизованной полиметакриловой кислоты («Комета») [61, 142, 209], сополимеры метакриловой кислоты с её диэтиламмониевой солью [61, 106, 224], гипано-формалиновые смеси (ГФС) [49, 191, 192], КМЦ [30, 189]. В настоящее время всё чаще и активнее предлагаются селективные водоизолирующие композиции на основе сшивающихся полиакриламидов -ВУСы, ГОСы различных составов [3, 66, 87, 176, 177, 218, 219, 220 и др.]. Найдено много охранных документов, посвященных совершенствованию свойств водоизолирующих композиций на основе ПАА с различными добавками [23, 27, 29, 33, 37, 38, 42, 44, 45, 149, 162]. В обзоре [56] приведены сведения о практическом применении ГОС на основе ПАА и БХК с добавлением КССБ на нефтепромыслах Западной Сибири. Работы по изоляции обводненных пластов и пропластков были проведены на 16 добывающих скважинах месторождений «Урайнефтегаза». Успешностью РИР составила 81,2%. Получены приросты дебитов нефти в среднем 2,2 т/сут, в целом дополни-

тельно добыто 3,0 тыс. т нефти и ограничен отбор 36,9 тыс. м3 попутно извлекаемой воды. В публикации отмечено, что эффективность работ повышается при докреплении закачанной композиции её концентрированным гелем или цементным раствором. В работе [210] рассмотрены результаты апробации в Западной Сибири гелеобразующего состава на основе полиакриламида ГОС-2. Технология РИР заключалась в создании экрана из гелеобразующего состава ГОС-2 путем его закачки под давлением в зону изоляции с последующим докреплением водо- или углеводородоцементным раствором. Работы проводились в ПО «Нижневартовскнефтегаз» в 1989 году на Самотлорском месторождении. Обработано 36 скважин, обводненность снизилась с 92,6 до 84,5 %, дебит нефти увеличился с 25,5 до 39,0 т/сут, в среднем на 1 скважину дополнительно добыто 925 т нефти. На Мыхпайском месторождении изоляция притока пластовых вод выполнена на 5 скважинах, обводненность снизилась с 92,7 до 59,3 %, дебит по нефти увеличился от 5,4 до 49,7 т/сут, в среднем на 1 скважину дополнительно добыто 1,18 тыс. т нефти. В работе [134] приведены данные о применении на месторождениях Западной Сибири технологии ограничения водопритоков полимерными гидрогелями из числа сшивающихся ПАА с докреплением их кремнийорганическими тампонаж-ными составами. Отмечено, что технология применима для ограничения обводнения практически всех видов, может использоваться при пластовых температурах до 120оС, характеризуется регулированием реологических характеристик используемых реагентов и высокой селективностью, докрепление позволяет противостоять перепаду давления до 200 атм. Водоизоляционные работы были выполнены в 50 добывающих скважинах «Сургутнефтегаза». Дополнительная добыча нефти составила от 0,7 до 3,6 тыс. т/скв. Таким образом, методы ОВП, основанные на применении сшитых ПАА, особенно с докреплением водоизолирующего экрана со стороны ствола скважины более прочным тампонажным материалом, обладают достаточно высоким потенциалом технологической эффективности, и их применение на месторождениях Западной Сибири представляется перспективным.

Наряду с приведенными выше литературно-патентными исследованиями соискателем произведен также анализ промыслового материала по ОВП в Западно-Сибирском регионе. Анализ выполнен по отдельным промежуткам времени, а именно: в периоды 1980-1985 годы - все ремонты КР 1-1, КР 1-3 и КР 4-1 на всех месторождениях Главтюменнефтегаза; 1999-2002 и 2009-2011 годы - ремонты тех же видов, выполненные на месторождениях Лангепас-ского, Урайского, Когалымского, Покачевского и Нижневартовского регионов. То есть выборки весьма представительные и позволяют достаточно полно и объективно осветить рассматриваемый вопрос. При анализе использована классификация механизмов создания водоизолирующего экрана, предложенная авторами работы [214]. Тенденции развития и показатели анализируемых работ приведены в таблицах 1.2 - 1.4. Данные таблиц свидетельствуют о следующем.

В рассмотренный период времени наблюдается тенденция снижения доли применения традиционного метода водоизоляционных работ - использование цементных растворов, и замена его применения на новые водоизоля-ционные материалы. Цементные тампонажные составы модифицируются, но их применение остается актуальным при решении лишь отдельного круга задач ОВП. В частности, цементы высокоэффективны при ликвидации межпластовых заколонных перетоков. Наиболее вероятно, что технологии ремонтов этого вида в ближайшем будущем будут и дальше развиваться с позиции модификации цементов и растворов на их основе и применения нового механического внутрискважинного оборудования для осуществления закачек: специальных пакеров, отсекателей, гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) и т.д. Дальнейшее развитие этого классического направления РИР не требует кардинальных научных исследований.

Методы, основанные на ограничении движения воды по промытым участкам пласта благодаря высокой вязкости закачиваемых реагентов («реляционные реагенты»), таких как: латекс, нефтесернокислотная смесь, углеводородные эмульсии, в том числе с добавлением полимеров, например,

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Земцов Юрий Васильевич, 2020 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Абасов М.Т. [и др.] Исследования в области ограничения водоприто-ков к скважинам // Изв. АН Азерб.ССР, Сер. наук о земле., 1980.

- № 5. - С. 3-6.

2 Абасов М.Т. [и др.] Новый материал для селективной гидроизоляции

- кислый гудрон // Нефтяник. - 1981. - № 6. - С. 15-16.

3 Абдрашитов Д.А. [и др.] Совершенствование изоляции вод в добывающих скважинах месторождений Западной Сибири // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности : материалы 1-й науч.-практ. конф., Когалым. - 2001.

- С. 448-451.

4 Абдрашитов Д.А. [и др.] Проблемы водоизоляционных работ в условиях водоплавающих залежей нефти // Интервал. - 2001. - № 6.

- С. 3-5.

5 Аветисов, А. Г. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин / А. Г. Аветисов, А. Т. Кошелев, В. И. Крылов. - М. : Недра, 1981. - 215 с.

6 Асад-Заде А.И. Результаты экспериментальных работ по изоляции водопритоков в глубоких нефтяных скважинах // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1984. - № 6. - С. 34-36.

7 Андрианов, К. А. Полимеры с неорганическими главными цепями молекул - М. : Изд-во АН ССР, 1962. - 328 с.

8 Андрианов, К. А. Методы элементо-органической химии - М. : Наука, 1968. - 700 с.

9 А.с. СССР № 661102, Е 21 В 33/13. Способ изоляции притока вод в нефтяную скважину / Опубл. 1979.

10 А.с. СССР № 663819, Е 21 В 33/13. Состав для изоляции пластовых вод в скважине / Опубл. 1979.

11 А.с. СССР № 755995, Е 21 В 33/138. Материал для селективной гидроизоляции / Опубл. 1980.

12 А.с. СССР № 763580, Е 21 В 33/13. Тампонажный раствор для изоляции водонасыщенных пластов / Опубл. 1980.

13 А.с. СССР № 926248, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока воды в высокотемпературной нефтяной скважине / Опубл. 1982.

14 А.с. СССР № 1049654, Е 21 В 33/13; 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах / Опубл. 1983.

15 А.с. СССР № 1078036, Е 21 В 43/22. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / Опубл. 1984.

16 А.с. СССР № 1102892, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Опубл. 1984.

17 А.с. СССР № 1104245, Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны неоднородного по проницаемости пласта нагнетательной скважины / Опубл. 1984.

18 А.с. СССР № 1184307, Е 21 В 43/27. Способ ограничения приемистости сильнопоглощающих интервалов пласта в нагнетательных скважинах / Опубл. 1985.

19 А.с. СССР № 1207223, Е 21 В 33/13; 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Опубл. 1985.

20 А.с. СССР № 1207224, Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод / Опубл. 1985.

21 А.с. СССР № 1298347, Е 21 В 33/138. Состав для ограничения притока пластовых вод в скважину / Опубл. 1987.

22 А.с. СССР № 1362122, Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине/ Опубл. 1987.

23 А.с. СССР № 1596090, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции водоприто-ка в скважину / В. П. Городнов. - № 4472963/24-03 ; заявл. 06.07.88 ; опубл. 30.09.90, Бюл. № 36. - 3 с.

24 А.с. СССР № 1603879, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для селективной изоляции притока пластовых вод / Опубл. 1990.

25 А.с. СССР № 1645477, Е 21 В 43/32. Способ изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах / Опубл. 1991.

26 А.с. СССР № 1652520, Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / Опубл. 1991.

27 А.с. СССР № 1677260, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопри-токов в скважину / Опубл. 1991.

28 А.с. СССР № 1700205, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции зон поглощения и водопритока в скважинах / Опубл. 1991.

29 А.с. СССР № 1716091, Е 21 В 33/138. Состав для селективной изоляции обводнившихся пропластков / Опубл. 1992.

30 А.С. СССР № 1739695, Е 21 В 43/32. Способ обработки нефтяной залежи / Опубл. 1992.

31 А.с. СССР № 1754889, Е 21 В 43/32. Способ селективного ограничения водопритока из неоднородного по проницаемости пласта / Опубл. 1992.

32 А.с. СССР № 1758217, Е 21 В 43/22. Способ регулирования фронта заводнения неоднородного по проницаемости нефтяного пласта / Опубл. 1992.

33 А.с. СССР № 1763637, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину / Опубл. 1992.

34 А.с. СССР № 1774689, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока и зоны поглощения / Опубл. 1992.

35 А.с. СССР № 1776763, Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для изоляции зон поглощения / Опубл. 1992.

36 А.с. СССР № 1782273, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Опубл. 1992.

37 А.с. СССР № 1788212, Е 21 В 33/138. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину / Опубл. 1993.

38 А.с. СССР № 1793044, Е 21 В 43/32. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину / Опубл. 1993.

39 А.с. СССР № 1803530, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции зон поглощений в скважинах / Опубл. 1993.

40 А.с. СССР № 1805210, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции притока пластовых вод / Опубл. 1993.

41 А.с. СССР № 1808997, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции обводненных неоднородных пластов / Опубл. 1993.

42 А.с. СССР № 1808999, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод / Опубл. 1993.

43 А.с. СССР № 1809000, Е 21 В 33/138; 43/32. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений / Опубл. 1993.

44 А.с. СССР № 1828491, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину / Опубл. 1993.

45 А.с. СССР № 1838584, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопроявля-ющих пластов / Опубл. 1993.

46 Баранов Ю. В. [и др.] Технология применения волокнисто-дисперсной системы - новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 3. - С. 38-41.

47 Баранов Ю. В. [и др.] Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 2. - С. 24-28.

48 Бейли Б. [и др.] Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение. - 2001. - Т. 6, № 1. - С. 44-68.

49 Бикбулатов А.У., Рахимкулов Р.Ш. Технология приготовления и закачки гипано-формалиновых смесей // Нефтяное хозяйство. - 1982. -№ 2. - С. 60-63.

50 Блажевич В. А. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений / В. А. Блажевич, Е. Н. Умрихина, В. Г. Уметбаев. - М. : Недра, 1981. - 237 с.

51 Боровец О.И. [и др.] Испытание технологии селективной изоляции обводненных зон пласта на Талинском месторождении // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендации для внедрения в нефтяную промышленность. - 1991. - № 7. - С. 21-23.

52 Булгаков Р.Т. [и др.] Об особенности использования растворов на основе мономеров акриламида для ограничения водопритоков // Нефтепромысловое дело. -1971. - № 12. - С. 8-10.

53 Булыгин Д.В. Трехмерная информационно-аналитическая система (ТРИАС), основные функции и решаемые задачи // Интервал. - 2001. - № 2. - С. 36-41.

54 Вагнер Г.Р. Физико-химия процессов активации цементных дисперсий. - Киев : Наукова думка, 1980. - 200 с.

55 Вальд А. Последовательный анализ. - М. : Физматгиз, 1960. - 328 с.

56 Вершинин Ю.Н. [и др.] Состояние и пути совершенствования водо-изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. - М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - 65 с. - (Нефтяная и газовая промышленность : обзорн. информ. сер. Нефтепромысловое дело).

57 Вершинин Ю.Н. [и др.] Некоторые аспекты изоляции водопритоков в Главтюменнефтегазе // Научно-технический прогресс в бурении нефтяных скважин в Западной Сибири : сб. науч. тр. / СибНИИНП. -Тюмень, 1987. - С. 12-18.

58 Габдуллин Р.Г. [и др.] Избирательные способы водоизоляционных работ // Нефтяное хозяйство. - 1985. - № 6. - С. 41-44.

59 Газизов А.Ш. [и др.] Технологические особенности изоляционных работ в нефтяных скважинах // Труды ТатНИПИнефть. - Казань, 1975. - Вып. 32. - С. 189-204.

60 Газизов А.Ш. [и др.] Результаты исследования физико-химических свойств некоторых кремнийорганических соединений применительно к изоляции закачиваемых вод // Тр. ТатНИПИнефть. - Казань, 1980. -Вып. 43. - С. 89-93.

61 Газизов А. Ш. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины / А. Ш. Газизов, Ю. В. Баранов. - М. : ВНИИОЭНГ, 1982. - 34 с. - (Нефтяная и газовая промышленность : обзорн. информ, Сер. Нефтепромысловое дело).

62 Газизов А.Ш. [и др.] Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперс-ных систем и других химреагентов // Нефтепромысловое дело. -1995. - № 2-3. - С. 29-34.

63 Газизов А.Ш. [и др.] Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. -1998. - № 2. - С. 12-14.

64 Галямов М.Н. [и др.] Промысловый эксперимент по закупорке обводненного пласта гелеобразующей жидкостью на основе растворов полимеров // Нефтяное хозяйство. - 1972. - № 3. - С. 67-70.

65 Галлямов, М. Н. Применение ЭВМ в добыче нефти / М. Н. Галлямов, С. Л. Олифер, Л. Г. Султанова. - М. : Недра, 1982. - 118 с.

66 Гилаев Г.Г. [и др.] Об эффективности ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 11. - С. 48-50.

67 Глумов И.Ф. [и др.] Применение нефтесернокислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 32 с. - (Обзорн. информ., Сер. «Нефтепромысловое дело»).

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

69 Гольдштейн В.В. Теоретические основы разработки рецептур полимерных тампонажных материалов // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 3. - С. 22-24.

70 Грачева О. Д. Синтез и гидролиз полифункциональных кремнийорга-нических соединений : дис. канд. техн. наук / ГНИИХТЭОС. - М., 1989. - 146 с.

71 Демичев С.С. [и др.] Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов : информ. листок. - Тюмень : Геотерм, 1999.- 10 с.

72 Европейский патент № 02608888, МКИ Е 21 B 33/138. Colloidal silica-based fluid diversion // Опубл. 1988.

73 Желтухин Ю.Д. [и др.] Использование эффекта гидрофобизации пород силанами для ограничения обводнения скважин. // Нефтепромысловое дело. - 1975. - № 4. - С. 3-5.

74 Зайнетдинов Т.И. [и др.] Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 2. - С. 29-31.

75 Земцов Ю.В. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии изоляции водопритоков в нефтяных скважинах ПО «Сургутнефтегаз» с применением кремнийорганических соединений // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири : сб. науч. тр. / СибНИИНП. - Тюмень, 1985.

76 Земцов Ю. В. Метод изоляции водопритоков в нефтяных скважинах с применением полифункциональных кремнийорганических соединений (для условий месторождений Западной Сибири) : дис. канд. техн. наук / Ю. В. Земцов ; Тюмен. индустриал. ин-т. - Тюмень, 1987. - 194 с.

77 Земцов Ю.В. [и др.] Исследование свойств тампонажного материала на основе полифенилэтоксисилоксана // Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири : сб. науч. тр. - Тюмень : СибНИИНП, 1982. - С. 53-55.

78 Земцов. Ю. В. Совершенствование селективных водоизолирующих реагентов на основе полифункциональных кремнийорганических соединений / Ю. В. Земцов, О. А. Ротанова // Интенсификация добычи нефти на новом этапе освоения месторождений Западной Сибири : сб. науч. тр. - Тюмень : СибНИИНП, 1984.

79 Земцов Ю.В. [и др.] Изучение возможности применения алкилсили-конатов натрия для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин // Совершенствование технологии строительства скважин в Западной Сибири : сб. науч. тр. - Тюмень, СибНИИНП, 1985.

80 Земцов Ю. В. Состояние и перспективы развития работ по изоляции водопритоков в нефтяных скважинах производственного объединения «Сургутнефтегаз» / Ю. В. Земцов, А. В. Маляренко, Н. Е. Ульянов // Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири : сб. науч. тр. - Тюмень, Сиб-НИИНП, 1986.

81 Земцов Ю.В. [и др.] Эффективность изоляционных работ кремнийор-ганическим реагентом «Продукт 119-204». - М. : ВНИИОЭНГ, 1988. - Вып. 2. - (Экспресс инф., Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений).

82 Земцов Ю.В. [и др.] Технология водоизоляционных работ крем-нийорганическими водоизолирующими реагентами // Исследования в области повышения нефтеотдачи и интенсификации разработки пластов в Западной Сибири : сб. науч. тр. - Тюмень : СибНИИНП, 1989.

83 Земцов Ю.В. [и др.] Разработка и исследование свойств водорастворимых кремнийорганических тампонажных составов // Исследования в области повышения нефтеотдачи и интенсификации разработки пластов в Западной Сибири : сб. науч. тр. - Тюмень : СибНИИНП, 1989.

84 Земцов Ю.В. [и др.] Технология ликвидации заколонных перетоков вод в нефтяных скважинах реагентом «Продукт 119-204» // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 1.

85 Земцов Ю.В. Кремнийорганические водоизолирующие реагенты. Преимущества, недостатки и области применения // Состояние, перспективы внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири : сб. науч. тр. - Тюмень, СибНИИНП, 1990.

86 Земцов Ю.В. [и др.] Пути повышения эффективности обработок обводненных скважин // Состояние, перспективы внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири : сб. науч. тр. - Тюмень, СибНИИНП, 1990. - С. 85-89.

87 Земцов Ю.В. [и др.] Комплексное воздействие на обводненные скважины // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 4.

88 Земцов Ю.В. Адаптации технологий изоляции водопритоков крем-нийорганическими реагентами в скважинах ТПП «Когалымнефтегаз» // Отчет по договору № 98.201.07.03.98/99 - г. Когалым, КФ «Пермь-НИПИнефть». - 1998. - 62 с.

89 Земцов Ю.В. [и др.] Научно-исследовательские работы по адаптации технологий изоляции водопритоков кремнийорганическими реагентами в скважинах ТПП «Когалымнефтегаз» : отчет о НИР по договору № 30.9.170/336. - Когалым : КогалымНИПИнефть, 2000.

90 Земцов Ю.В. [и др.] Научно-исследовательские работы по совершенствованию технологий ремонтно-изоляционных работ в скважинах месторождений ТПП «Покачёвнефтегаз» // Отчет о НИР по договору № 66.00.174 - г. Когалым, ООО «КогалымНИПИнефть», 2001.

91 Земцов Ю.В. [и др.] Проблемы водоизоляции в условиях водоплавающих залежей нефти // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов : сб. докл. V науч.-производств. конф. -Самара : Ойл Технолоджи Оверсис, 2002.

92 Земцов Ю.В. Анализ эффективности технологий РИР подрядных организаций ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» : заключительный отчет о НИР по договору № 41.02.140-4/172 / Ю. В. Земцов, Д. А. Абдрашитов [и др.] - Когалым : КогалымНИПИнефть, 2002.

93 Земцов Ю.В. НИР по разработке и адаптации технологии селективной изоляции нагнетаемых вод в добывающих скважинах в условиях пласта БС102+3 Тевлинско-Русскинского месторождения: заключительный отчет о НИР по договору № 05.01.140-4/375 / Ю. В. Земцов, Д. А. Абдрашитов [и др.] - Когалым : КогалымНИПИнефть, 2002.

94 Земцов Ю.В. Опыт блочного проведения изоляции воды в добывающих скважинах на истощенных участках залежи нефти // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти: труды 12-го Европейского симпозиума. - Казань, 2003.

95 Земцов Ю.В. [и др.] Регулирование выработки запасов применением РИР в добывающих скважинах // Проблемы развития Топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе : труды междунар.науч.-техн. конф.- Тюмень, ТГНГУ, 2003.- С. 201206.

96 Земцов Ю.В. РИР в системном воздействии на обводненные участки сложнопостроенных залежей нефти // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития : сб. докл. Междунар. науч.-практ. конф. - Геленджик, 2006.

97 Земцов Ю.В. Промысловые испытания комплексного воздействия на участок пласта БС102+3 Тевлинско-Русскинского месторождения с применением методов ПНП в нагнетательных и РИР в добывающих скважинах участка: заключительный отчет о НИР по договору № 15,03,140-4/874 / Ю. В. Земцов, Д. А. Абдрашитов [и др.] - Когалым : КогалымНИПИнефть, 2003.

98 Земцов Ю.В. Применение РИР в концепции системного воздействия на обводненные участки сложно-построенных залежей нефти // Интервал. - 2006. - № 6. - С. 43-46.

99 Земцов Ю.В. [и др.] Обоснование применения полифункциональных кремнийорганических соединений для селективной изоляции водо-притоков // Наука и ТЭК. - 2012. - № 2. - С. 49-54.

100 Земцов Ю.В. Современный научно-технический уровень методов изоляции заколонных перетоков воды. Перспективы применения в Западной Сибири // VII Международная научно-практическая конференция «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», г. Геленджик, Краснодарский край: сб. докладов. - г. Краснодар. - НПФ «НИТПО». - 2012. - С. 53-67.

101 Земцов Ю.В. Развитие и совершенствование ремонтно-изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири // СПб.: ООО «Недра», 2014. - 320 с.

102 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. - С. 17-22.

103 Земцов Ю.В., Лыткина Т.А. Некоторые аспекты процесса гелеобразо-вания жидкого стекла при его применении для изоляции водоприто-ков // Нефтепромысловое дело. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. - № 2. - С. 23-26.

104 Инструкция по применению технологии регулирования заводнения неоднородных пластов-коллекторов залежей месторождений АООТ «ЛУКойл-Когалымнефтегаз» с помощью композиций эмульсионных систем (ЭС).- Когалым: ЛУКойл-Когалымнефтегаз :ЛУКойл-Волга,1996.- 11 с.

105 Инструкция по применению полимерной дисперсно-наполненной системы (ПДНС) для изоляции притока закачиваемых вод в добывающих скважинах // Корпоративный сборник инструкций и регламентов по технологиям повышения нефтеотдачи пластов, применяемых на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ». - Уфа : Монография, 2004. - Т. 1. - С. 201-212.

106 Кадыров Р.Р. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов // Казань : Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. - 424 с.

107 Калашников Б.М. [и др.] Ограничение притока вод с использованием селективных изолирующих материалов без подъема эксплуатационного оборудования // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. -1985. - № 12. - С. 20-22.

108 Кан В. А. Получение гелей из раствора силиката натрия / В. А. Кан, Г. Чекалина, Т. Н. Самуйленко // Сборник научных трудов ВНИИ. -М., 1983. - Вып. 84. - С. 96-101.

109 Кан В.А. Применение силиката натрия для водоизоляционных работ в скважинах ПО «Удмуртнефть» / В. А. Кан, А. М. Галыбин, В. Г. Каримов //Сборник научных трудов ВНИИ.- М.,1991.- Вып. 108.-С.101-105.

110 Клещенко И.И., Ягафаров А.К. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах : информ. листок № 85-6; Тюмен. межотрасл. территориал. центр науч.-техн. информ. -Тюмень, 1985. - 4 с.

111 Клещенко И.И. [и др.] Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. - М. : ВНИИОЭНГ, 1994. - 59 с.

112 Клещенко И.И. Гелеобразующие составы на основе силиката щелочного металла // Нефтепромысловое дело. - 1997. - № 8-9. - С. 15-16.

113 Ковардаков В.А. [и др.] Элементоорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод // Нефтяное хозяйство. - 1978. - № 1. - С. 40-43.

114 Колесников К.Э. [и др.] Эффективность использования тампонажных составов АКОР // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 4. - С. 44-45.

115 Комисаров А.И., Хачатуров Р.М. О применении состава на силикатной основе для селективного ограничения водопритоков в глубоких скважинах // Труды СевКавНИПИнефть. - 1982. - Вып. 36. - С. 3-7.

116 Комисаров А.И. [и др.] Селективное ограничение водопритоков в глубокозалегающих низкопроницаемых коллекторах // Повышение эффективности в добыче нефти : сб. науч. тр. СевКавНИПИнефть. -Грозный, 1984. - С. 3-7.

117 Комисаров А.И. [и др.] Технология селективной изоляции водопри-токов с использованием полимербитумных материалов // Нефтяное хозяйство. - 1985. - № 6. - С. 55.

118 Комисаров А.И., Соколов А.А. Повышение эффективности ограничения водопритоков из высокотемпературных пластов // Интенсификация добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов сб. трудов / СевКавНИПИнефть. - Грозный, 1989. - Вып. № 52. - С. 27-33.

119 Комисаров А.И. Повышение эффективности изоляции водопритоков в глубокозалегающих пластах // Интенсификация добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов : сб. трудов / СевКавНИПИнефть. -Грозный, 1989. - Вып. № 52. С. 34-39.

120 Кононенко А. А. Исследование и разработка технологий комплексного воздействия для повышения продуктивности обводненных скважин : дис. ... канд. техн. наук / А. А. Кононенко ; науч. рук. Земцов Ю. В. ; Тюмен. гос. нефтегаз. ун-т. - Тюмень, 2008. - 190 с.

121 Крылов В. И. Борьба с поглощением при бурении скважин / В. И. Крылов, Н.И. Сухенко. - М. : Недра, 1968. - 131 с.

122 Крылов В.И. [и др.] Совершенствование технологии изоляции зон поглощения при бурении скважин. - М. : ВНИИОЭНГ, 1978. - (Обзорная информ. Сер. Бурение).

123 Крылов, В. И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах - М. : Недра, 1980. - 304 с.

124 Кузнецов Е.В. Разработка сополимеров кислот акрилового ряда для изоляции притока пластовых вод в нефтяные скважины : отчет / Е. В. Кузнецов [и др.] - Казань : КХТИ, 1977. - 34 с.

125 Кузнецов Е.В. Разработка и исследование реагентов селективной изоляции пластовых вод на основе сополимеров акриловых кислот и полимеробразующих композиций : отчет / Е. В. Кузнецов [и др.]. -Казань : КХТИ, 1978. - 39 с.

126 Лозин Е.В. [и др.] Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 2. - С. 39-40.

127 Маляренко А.В. [и др.] Разработка и усовершенствование свойств и технологии ограничения притока вод в нефтяные скважины месторождений Западной Сибири» // Заключительный отчет о НИР по теме № 42.78/03.22. - Тюмень : СибНИИНП, 1980. - 123 с.

128 Маляренко А.В. [и др.] Разработка технологии селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах с помощью этокси-производных кремнийорганических соединений: отчет о НИР по заказ-наряду № 4769 / А. В. Маляренко [и др.]. - Тюмень : СибНИИНП, 1983. - 46 с.

129 Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Состояние и перспективы применения кремнийорганических соединений для селективной изоляции притока пластовых вод // Химия - народному хозяйству Тюменской области : доклады зональной науч.-практ. конф. - Тюмень, 1980.

130 Маляренко А.В., Земцов Ю.В. [и др.] Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе крем-нийорганических соединений // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 1. -С. 35-38.

131 Маляренко А. В. Состояние и перспективы применения полифункциональных кремнийорганических соединений для селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах / А. В. Маляренко, Ю. В. Земцов, А. С. Шапатин // XII Менделеевский съезд по общей и прикладной химии. - М. : Наука, 1981.

132 Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водо-притоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // - М. : ВНИИОЭНГ, 1987. -(Обзорная инфор. Сер.Нефтепромысловое дело ; вып. № 1).

133 Мариампольский Н.А. [и др.] Комбинированное использование вяз-коупругого состава и полимерцемента для ликвидации водопритока в эксплуатационной скважине // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1996. - № 4. - С. 22-23.

134 Маричев Ф.Н. Технология ограничения водопритоков в скважинах с применением полимерных гидрогелей и кремнийорганических там-понажных составов : информ. листок / Ф. Н. Маричев, А. В. Маляренко. - Сургут : СургутНИПИнефть, 1990.

135 Маслов И.И. Образование полиорганосилоксанов в пористой среде при изоляции пластовых вод // Труды ВНИИКРнефть. - Краснодар, 1975. - Вып. № 10. - С. 124-131.

136 Маслов И.И. [и др.] Селективная изоляция силанами притока пластовых вод // Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 5. - С. 38-41.

137 Маслов И. И. Разработка и промышленное испытание способов изоляции пластовых вод кремнийорганическими соединениями и синтетическими смолами в глубоких скважинах : отчет о НИР / И. И. Мас-лов, В. Н. Воронов ; КраснодарНИПИнефть. - Краснодар, 1977.- 46 с.

138 Маслов И.И. [и др.] Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1983. - № 9. - С. 22-25.

139 Мирзаджанзаде А.Х , Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти. - М.: Недра, 1977. - 232 с.

140 Молаев Р.Х. Повышение эффективности селективного ограничения водопритоков в скважинах // Нефтепромысловое дело. - 1981. - № 4. - С. 28-31.

141 Молоканов, Ю. К. Разделение смесей кремнийорганических соединений. - М. : Химия, 1974. - 82 с.

142 Новые реагенты Метас и Комета для ограничения водопритока в скважины. // Нефтяное хозяйство. - 1977. - № 4. - С. 63-64.

143 Неклеса Р.С., Кочетов А.В., Земцов Ю.В. Фильтрационные исследования водоизолирующих и селективных свойств гелеобразующих составов на основе жидкого стекла // Нефтепромысловое дело. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2016. - № 4. - С. 16-19.

144 Парасюк А.В. [и др.] Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приёмистости и селективной изоляции водопритока // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. - С. 64-68.

145 Патент БИ № 1329240, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции вод в скважинах / Опубл. 1993.

146 Патент SU № 1607481, Е 21 В 43/27; 33/138. Способ обработки неоднородного пласта / Опубл. 1993.

147 Патент SU № 1614560, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод в скважину / Опубл. 1993.

148 Патент БИ № 1804548, Е 21 В 33/13. Способ изоляции проницаемого пласта, сложенного терригенными породами / Опубл. 1993.

149 Патент БИ № 2001253, Е 21 В 33/138; 43/22. Способ получения сшивающего агента для образования полимерных гелей / Опубл. 1993.

150 Патент Би № 2004771, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод / Опубл. 1993.

151 Патент Би № 2004773, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяную скважину / Опубл. 1993.

152 Патент Би № 2014444, Е 21 В 33/138; 43/32. Способ изоляции водо-притоков в скважинах / Опубл. 1994.

153 Патент Би № 2015305, Е 21 В 33/138. Состав для селективной изоляции пластовых вод / Опубл. 1994.

154 Патент Би № 2019682, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластов, ликвидации поглощений и цементирования скважин / Опубл. 1994.

155 Патент Би № 2019683, Е 21 В 33/138; 43/32. Состав для изоляции притока воды в скважину / Опубл. 1994.

156 Патент Яи № 2026487, Е 21 В 33/138. Способ ограничения водопри-тока в нефтяной скважине / Опубл. 1995.

157 Патент Яи № 2039225, Е 21 В 33/138. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта / Опубл. 1995.

158 Патент Яи № 2042783, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водоприто-ков в скважину / Опубл. 1995.

159 Патент Яи № 2058475, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод / Опубл. 1996.

160 Патент Яи № 2058479, Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов / Опубл. 1996.

161 Патент Яи № 2059065, Е 21 В 43/32. Способ изоляции водоносных пластов / Опубл. 1996.

162 Патент Яи № 2061171 Е 21 В 33/138; 43/32; 43/00. Вязкоупругая композиция для технологической обработки эксплуатационных скважин / Опубл. 1996.

163 Патент Яи № 2061855, Е 21 В 33/138; 43/22. Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти / Опубл. 1996.

164

165

166

167

168

169

170

171

172

173

174

175

176

177

Патент ЯИ № 2064569, Е 21 В 33/138; 43/32. Состав для изоляции притока вод / Опубл. 1996.

Патент ЯИ № 2064571, Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти / Опубл. 1996. Патент ЯИ № 2065442, С 07 Б 7/04, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритоков с помощью гелирования растворов производных кремниевой кислоты / Опубл. 1996.

Патент ЯИ № 2067157, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод / Опубл. 1996.

Патент ЯИ № 2068075, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопри-тока в нефтяных скважинах / Опубл. 1996.

Патент ЯИ № 2069738, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции притока минерализованной пластовой воды в скважинах / Опубл. 1996.

Патент ЯИ № 2096584, Е 21 В 33/138, 43/32. Способ обработки при-забойной зоны пласта / Опубл. 1997.

Патент ЯИ № 2097539, Е 21 В 43/22, 43/32. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков / Опубл. 1997. Патент ЯИ № 2099520, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции водоприто-ка в скважину / Опубл. 1997.

Патент ЯИ № 2099521, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в нефтяные скважины / Опубл. 1997.

Патент ЯИ № 2107158, Е 21 В 33/138; 43/32. Способ изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину / Опубл. 1998. Патент ЯИ № 2128768, Е 21 В 43/22; 33/13. Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений / Опубл. 1999. Патент ЯИ № 2219327, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водогазопри-токов / Опубл. 2003.

Патент ЯИ № 2219328, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водогазопри-токов в скважинах / Опубл. 2003.

178 Патент USA № 2229177, НКИ 166-21. Water shutoff in oil and gas wells.

179 Патент USA № 4037659, МКИ Е 21 B 43/22. Process for recovering oil from petroleum reservoirs.

180 Патент USA № 4081029, МКИ Е 21 B 43/22, 33/138. Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions.

181 Патент USA № 4141416, МКИ Е 21 B 43/22. Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions.

182 Петров Н.А. [и др.] Ограничение водопритока в нефтяные скважины : обзорн. информ. - М. : ВНИИОЭНГ, 1995. - 65 с.

183 Праведников Н.К. [и др.] Ограничение притока и изоляция вод на месторождениях Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. - 1981. -№ 8. - С. 21-22.

184 РД 39-1-149-79 «Классификатор ремонтных работ в скважинах и процессов повышения нефтеотдачи пластов».- Москва: Миннефтепром, 1979.

185 РД 39-0148070-0147009-86 «Технология ликвидации заколонных перетоков воды в нефтяных скважинах кремнийорганическим водоизо-лирующим реагентом Продукт 119-204» : утв. зам. министра нефтяной промышленности В.И. Грайфером 08.12.1986. - Тюмень, Сиб-НИИНП, 1986. - 48 с.

186 РД 39Р-0148463-0004-89 «Инструкция по технологии повышения производительности обводненных скважин с использованием крем-нийорганических водоизолирующих составов и кислотных композиций». - Тюмень: СибНИИНП, 1989. - 67 с .

187 РД 39-23-1187-84. Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды. - Казань : Союзнефте-промхим, 1984. - 20 с.

188 РД 39-0147035-254-88Р. Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтю-меннефтегаза. - Москва ; Тюмень ; Нижневартовск, 1988. - 236 с.

189 РД 39-02691126-002-95 «Инструкция по применению технологии ограничения водопритоков и повышения нефтеотдачи с применением структурированных систем».

190 РД 153-39.0-088-01. Классификатор ремонтных работ в скважинах: утв. Приказом Минэнерго РФ от 22.10.2001 № 297

191 Рахимкулов Р.Ш., Галлямов М.Н. Ограничение притока пластовых вод полимерной тампонажной жидкостью ГФС. // Нефтяное хозяйство. - 1974. - № 8. - С. 69-74.

192 Рахимкулов Р.Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования при-забойной зоны скважин // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 2. - С. 4145.

193 Сахаров Д.В., Земцов Ю.В. Анализ методов ограничения водоприто-ков кремнийорганическими составами на месторождениях ТПП «Ко-галымнефтегаз» // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности : материалы 1-й науч.-практ. конф. / КогалымНИПИнефть. - Когалым, 2001. - С. 14-16.

194 Сергиенко В.Н. Технологии воздействия на призабойную зону пластов юрских отложений Западной Сибири.- СПб.: ООО«Недра», 2005.-207 с.

195 Сидоров И.А. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины. - М. : ВНИИОЭНГ, 1976. - 60 с. - (Обзорная информация. Нефтяная промышленность. Нефтепром. дело).

196 Сидоров И.А. Некоторые направления совершенствования изоляционных работ в скважинах // Нефтяное хозяйство. - 1977.- № 12.-С.41-43.

197 Скородиевская Л.А. [и др.] Ограничение притока вод составами АКОР // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 6. - С. 32-34.

198 Скородиевская Л.А. [и др.] Повышение эффективности водоизоляци-онных работ путем использования материала АКОР-Б100 // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 2. - С. 16-19.

199 Сохошко С.К., Некозырева Т.Н. Изоляция подошвенной воды при разработке переходных зон вода-нефть и тонких нефтяных пластах // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. - 1999. - № 2. - С. 62-65.

200 СТП 5804465-021-90 «Технология изоляции водопритоков в скважинах кремнийорганическими соединениями» - г. Когалым, ПО «Кога-лымнефтегаз», 1990.

201 СТП 5804465-117-2000 «Технология изоляции водопритоков в скважинах кремнийорганическими реагентами» - г. Когалым, ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», 2000.

202 Сулейманов Э.И. [и др.] Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения // Материалы семинара-дискуссии (Бугульма, 27-28 мая 1996 г.) - Казань : Новое издание, 1997 - С. 192-211.

203 Сулейманов Э.И. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий / Э. И. Сулейманов [и др.] - Казань : Новое издание, 1998. - 360 с.

204 Таиров Н.Д. [и др.] О возможности применения щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Изв. АН АзССР, Сер. Науки о земле. - 1987. - № 6. - С. 3-8.

205 Телков А. П. Образование конусов подошвенной воды при добыче нефти и газа / А. П. Телков. Ю. И. Стеклянин. - М. : Недра, 1965.183 с.

206 Тюрин, Ю. Н. Статистический анализ данных на компьютере / Ю. Н. Тюрин, А. А. Марков. - М. : ИНФРА-М, 1998. - 528 с.

207 Ульянов Н.Е., Земцов Ю.В. Некоторые результаты водоизоляцион-ных работ на Западно-Сургутском месторождении // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 5. - С. 68-70.

208 Умрихина. Е. Н. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах / Е. Н. Умрихина, В. А. Блажевич. - М. : Недра, 1966. - 215 с.

209 Усачев П.М. [и др.] Ограничение притока вод в нефтяные скважины (состояние и перспективные методы) // // Материалы выездной сессии научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и ЦКР нефтяных месторождений МНП (Краснодар, 1974 г.). - М. : Наука, 1976. - С. 176-186.

210 Усов С.В. [и др.] Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах ге-леобразующими составами // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 7. - С. 41-43.

211 Хананашвили, Л. М. Технология элементоорганических мономеров и полимеров / Л. М. Хананашвили, К. А. Андрианов.- М.: Химия, 1973.-400 с.

212 Хачатуров Р.М., Комиссаров А.И. Ограничение водопритоков из глубоко залегающих пластов // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 9. - С. 43-45.

213 Хлебников В.Н., Ленченкова Л.Е. Новая гелеобразующая композиция для Арланского месторождения // Баш. хим. журнал. - 1998. - Т. 5, № 2. - С. 72-74.

214 Хлебникова М.Э. [и др.] Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации зако-лонных перетоков // Интервал. - 2003. - № 9. - С. 4-22.

215 Хосроев Д.В. [и др.] Ограничение водопритоков составами АКОР // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 9. - С. 71-72.

216 Чаплыкина Е.К. [и др.] Состав высококипящей фракции продуктов направленного синтеза этилдихлорсилана // Химическая промышленность. - 1971. - № 11. - С. 21-24.

217 Шапатин А.С. [и др.] Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности//Новые области применения ме-таллоорганических соединений: сб. трудов.- М.: ГНИ-ИХТЭОС,1983.- С. 83-94.

218 Швецов И.А. [и др.] Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 4. - С. 37-41.

219 Швецов И.А. [и др.] Новые технологии применения полимерных реагентов в добыче нефти // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов : сб. докл. II науч.-практ. конф. - Самара, 1998. - С. 44-47.

220 Швецов, И. А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование / И. А. Швецов, В. Н. Манырин. -Самара : Ойл Технолоджи Оверсис, 2000. - 336 с.

221 Штырлин В.Ф. [и др.] Обработка призабойной зоны скважин физико-химическим методом для регулирования притока пластовых вод // Нефтепромысловое дело. - 1967. - № 8. - С. 15-17.

222 Энгельс А.А. [и др.] Применение АКОР-БН 102 в ремонтно-изоляционных работах на месторождениях Казахстана // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития : сб. докл. II Междунар. науч.-практ. конф. - Геленджик, 2007. - С. 56-59.

223 Юсупов И.Г. Исследование физико-химических свойств реагента К-4 // Труды ТатНИПИнефть. - Бугульма, 1978. - Вып. 39. - С. 43-46.

224 Юсупов И.Г. [и др.] разработка и испытание технологии изоляции притока пластовых вод в добывающие скважины с применением сополимера метакриловой кислоты с диэтиламмониевой солью // Нефтепромысловое дело. - 1981. - № 9. - С. 27-30.

225 Ягафаров А.К. [и др.] Восстановление герметичности эксплуатационных колонн в поисково-разведочных скважинах // Техника и технология строительства скважин на суше и на море. - 1989. - № 7. - С. 1012.

226 Ягафаров, А. К. Интенсификация притока нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири / А. К. Ягафаров, Р. М. Курамшин, С. С. Демичев. - Тюмень : Слово, 2000. - 224 с.

227 Янковский Ю.Н. [и др.] Свойства и перспективы применения водо-изолирующих реагентов // Нефтяное хозяйство. - 1984. - № 8. - С. 52-55.

ПРИЛОЖЕНИЯ - документы о внедрении

СПРАВ КА

УТВЕРЖДАЮ: ный директор

нбНВДНШ,

, профессор Бастриков 2017 г

ой объемах промышленного внедрения и эффективности научных разработок соискателя ученой степени докторе технических наук

Земцова Юрия Васильевича

В период работы в СибНИИНП <1978-1992 г.) Ю.В. Немцовым в составе группы авторов разработан и внедрен в промышленное производство рад крем-нииорганических реагентов (Продукт 119-204, составы ВТС, НВТС) и технологий их применения дц селективной изоляции зодопритоков в нефтедобывающих скважинах. Разработанные реагенты и технологии приняты к промышленному внедрению на многих месторождениях Западной Сибири, что нашло отражение * ряде прое ктн ы х доку mci ггов :

1. «Составить проекты и технологические схемы разработки нефтяных месторождений Главтючспнефтегаза». Технологическая ехема разработки Крайнего месторождения, Договор № 87.0062,89, Этап 8 // Отчет о НИР, Сиб! ШИНП 1988

2. «Составить технологические схемы разработки нефтяных пластов с применение ем новых и усовершенствованных технологий нвфпжииечення». Суторминское месторождение (опытный участок). Договор № 88.0173.88 // Отчет о НИР Сий НИИНГЦ 1988.

3. «Составить технологические схемы разработки нефтяных пластов с применена ем новых и усовершенствованных технологий нефгенэвлечеиия». Яхлинское месторождение, Договор № 88,88.4702.00 U Отчет о НИР, СибНИИШ I J 9 88

4. Уточненная технологическая схема разработки Карамовского месторождения Договор J4 89.89.14.11.00 // СибНИШ 1П, 1988.

5. Уточненный проект пробной эксплуатации Ссверо-Шмалияхексго месторождения, Договор № H 90,90.48,25.00 // СнбНИИНИ, 1990,

6. Технологическая схема разработки Вынгаяхинского месторождения Договор M

Н.9090Л4.21.00//СибНИИНП, 1990. ^ Р

7. Технологическая схема разработки Ловинского месторождения Договор № Н. 8 9.90.13.20.00//СибНИИШ I, 1990,

8. Технологическая схема разработки Вачимского месторождения. Договор № Н.90.90.28.16,00//СибНИИПП, 1991. Ашовор п_

9. Авторский надзор за разработкой месторождений объединения Сургутнефтегаз Лниторскос, Ннже-Сортымское, Алёхинское месторождения). Договор №

H,87.88.2S,0l.Cl//СибНИИНП, 1988.

J0, Авторский надзор за рпработкой месторождений объединения Юганскнефтегаз

Договор № Н.88,89.21.03.00 // СибНИИНГ J, 1989. 11. Авторский надзор за разработкой месторождений объединения Сургутнефтегаз

?™?1,НСК<№' СолКИНСК0^ ^йчимско-Карьяунекое месторождения). Договор № И. 88.8 9.02,00 // СибНИШ 1П, 19 8 9. V ~

12. Авторский надзор за разработкой месторождений объединения Сургутнефтегаз С Вое гочно-Сургутскос, Яуц-Лорское месторождения). Договор № Н,90.91.28.17,00 // СнбНИИНП, 1991. Р

Основной объем работ по изоляции закаленных перетоков воды в нефтедобывающих скважинах с использованием Продукта 119-204 выполнен на промыслах Сургутнефтегаза, Юганскнефтегаза и Ноябрьскнефтегаза: месторождения Западно-Сургутское, Солкинекое, Яун Лорское, Быстрицское, Федоровское, Лянторское Мамонтове кое, Тепловское, Суторми некое - всего более 200 скважин При про' ми тленном внедрении метода достигнуты следующие технико-экономические показатели: успешность работ 75-86%, снижение обводненности добываемой про дукцин е 90-100% до 0-50%, средняя продолжительность эффекта 8,941 0 месяцев (максимальная до 3 лет), дополнительная добыча нефти 900-2200 т/скв -обраб со кращение трудоемкости и продолжительности ремонтных работ на скважине » 1 63,4 раза, средний уд^ьный экономический эффект, полученный только за счет со^

7^т9?)а<ЛКШКТИ ^^ " 12,6 ТЫС РУб ™ ' СКВаЖШ> (Е рубля

Метод селективной изоляции притока пластовых вод с применением компо-зжщйнаоснове Продута 119-204 изтшкшшгам, кремнийорганичееких составов

ВТС'2 на Бысфинском, Солкинском, Лянторском, Лун-Лорском

Суторминском, Южно-Ягунском, Повховском месторождениях - всего более 300 с к нажин. Работы характеризуются следующими показателями: успешность 70-78% снижение обводненности добываемой продукции с ВО-100% до 30-80% средняя продолжительность эффекта 6,0-9,4 месяца (максимальная до 2 лет), дополнительная лобыча нефти 400-1900 т/скв,-обраб, средний удельный экономический эффект, полученный за счет сокращения трудоемкости работ - 18 5 тмс х^б на 1 скважину (в стоимости рубля 1987-19Я9 г.).

Результаты исследований и промышленное внедрения разработанных изоляционных составов и технологий их применения явились основой создания петого ряда основополагающих отраслевых руководящих документов, стандартов предприятий и методик, часть из которых, а также роль автора < ответственный испол-питель, руководитель разработки) приведены в таблице ( приложение )

Ученый секретарь ДО «СнбНИИНП», к.э.н.

А.С, Лебедев

Научная разработка Охранный документ Организация выполнения работ Соавторы

Вэдонэолнрую-щнй |каге!гг Продукт 119-104 К композиции Hfl его основс: Cocía» A.c,№8596í2, Е 21 В 43/32, tOS 1 г.; СибНИИНП, гниихтэос А,В- Малиренко, . А,С, Шапатнн ндр.

CoíTSB А, с,Л»] 049654, Е 21 В 33/13, Е21 В 43/32. 1-983 г. СибНИИНП, гниихтэос А.В. Маляре н ко, А,С. Шапатин и др.

С'писоб применений А.с_№ 1207224, Е 21 В 43/32, 1985 г. СнбНШНП A.B. Малфснко, A.C. Шаттаткн

Способ примененнн A.c. Л»1362122, £21 В 43/32, 1987 г. СнбНИИНП, НГДУ Ллнторнсфть» A.B. Маляренко

Водонзолнрую-щий состав вте Состав A.cJfc 1207223, 0 21 D 43/32, Eli В 33/138, 19S5r, СибНИИНП, гниихтэос A.B. Маляренко, A.C. Шагтатнн, О.Д. Грачева

Приложение к Справке

об объемах промышленного внедрения и эффективности научных разработок

соискателя ученой степени доктора технических наук

Земцова Юрия Васильевича

Таблица

Роль соискателя Инструкции (РД.СТП) по применению Место внедрения Объемы внедрения Эффективность

Ответственный исполнитель работ 0147009-86 «Технология ликвидации мко-лонных перетоков воды в нефтяных скважинах хрекнийор-гд-нлчссним волоюо-лнрующнм реагентом Продукт 119-204.1», Миннефтепром, 1986; СТП 5804465-021-90 «Технология изоляции ввдолритоков в скважинах кремннйорга-нннесшнн соединениями», Копишмкефте-пи, 1990; Месторождения Сургутского, Юганского, Н нижневартовского, Ноябрьского, Когллымского регионов Ьолее 200 с кв. Успешность работ 69-93%, снижение обводненности добываемой продукции С 90-100% до 0-50*4 дополнительна* добыча нефти 0,9-2,2 тыс. т/скв., средняя продолжительность эффекта 8,9-11,0 месяца (максимальная до 3 лет)

СТП 5504465-021-90 «Технология нэоляцнн водопритоков в скважинах кремиийоргв-ническими соединениями», Ксиалымиефте-газ, 1990; СТП 5753490-022-9! «Технология юоляиик вндоиритоков и про-рка-а та в нефтяных сгаажннах». Сургутнефтегаз, 1991 Месторождения Сургутского, Когалымскот регионов Боле« 250 си, Усггсшность работ 70-78%, снижение йбййД!КННОСтн добываемой продукции с 80-100% лоЭ0-Я0%, дополнительная добыча нефти 0,4-1,9 тыс. т/скв,, средняя продолжительность эффекта 6,0-9,4 месяца (максимальная до 2 лет)

УТВЕРЖДАЮ: Зам генерального директора по »луке ООО «Тюменский нефтяной гчный центр», к г и , Т.А. Поспелова ¿/¿¿{имиг- 201К г.

СПРАВКА

об испольК1ваинн результатов научных разработок соискателя ученой степени доктора технических наук 'Земцова Юрия Васильевича

Настоящим документом подтверждается, что результаты научных разработок Юрня Васильевича Земпова н об дает и о1раничсния водопршоков. интенсификации добычи неф г и и увеличения нефтеотдачи рекомендованы к применения» и внедрены на ряде нефтяных месторождений Западной и Восточной Сибири. В часIноетн, ниже перечислены договоры и последние 3 года, при выполнении которых, научшае рапработки Ю.В Зсмиовл были приняты к применению добывающими предприятиями: • IННЦ-7828/15 «Мониторинг месторождений Восточного неигра освоении. Момихо-рииг месторождений Центральною центра освоения Мониторинг Катьчинското место-

• ТНИЦ 8654/16 -Мониюрннт текущего состояния разработки Самотлорского места рождения»,

• ТННЦ-8330/16 «Комплексные лабораторные иоследовпиия керна скважин Кумжинсжо-го месторождения, в том числе для приведения ОВП/ОПЗ/ГРП»,

• ТННЦ-8383/16 «Мониторинг разработки Верхнечонского неф|е

участков

флюидов по реатен-

Резулктаты исследований ЮТ». Земпова используются в текущей деятельности предприятия. а также в курируемых ООО «ТТГНЦ» добывающих дочерних обществах ПАО «НК ""Роснефть**». Ключевыми моментами практического применения разработок соисмле.гя яв.инттся использование сто методических рекомендаций при обосновании и выборе участков, конкретных скважин и технолотий ограничения водопритоков. интенсификации добычи нефти и. в целом, увеличения нефтеотдачи пластов Рекомендации Ю Н Зсмиова включаются в проскгио-техяологические документы, приапически реализуются при выполнении пренрамм |еи.кн о-технических мероприятий в процессе мониторинга разработки месторождений.

ГННЦ-8577/17 «Мониторинг разработки Крвсноленинского месторождения в пределах Ем-Еговского и Пальяновского I ТННЦ-8659/17 «Комплексное лабораторное исследование керна и скважин месторождений АО "РН-Н*пшыгефтега.з; рх>рабогка ; там ГОП/ОПЗ».

Тт.м.

//// эд С____

Ученый секретарь

/ сдх>«тнн11"

Д-Г. Афонин

V. 'к».. Г/