Обоснование технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатных гелей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Старковский, Владислав Анатольевич

• Старковский, Владислав Анатольевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Старковский, Владислав Анатольевич

Содержание

Стр.

Введение

Глава 1 Методы и технологии изоляции притока воды в

добывающих скважинах

Выводы

Глава 2 Физико-химические и фильтрационные исследования

свойств композиций на основе щелочных силикатных гелей

2.1 Физико-химические исследования

2.1.1 Методика приготовления гелеобразующих составов

2.1.2 Исследование состава и свойств гелеобразующих

композиций

2.2 Фильтрационные исследования свойств композиций на основе

силикатных гелей в пористой среде

2.2.1 Методика проведения исследований и экспериментальное

оборудование для проведения испытаний

2.2.2 Результаты экспериментальных исследований по изучению

фильтрационных характеристик пористой среды, заполненной

композицией на основе щелочных силикатных гелей

Выводы

Глава 3 Обоснование параметров технологии селективной

изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями

на основе щелочных силикатных гелей

3.1 Влияние снижения проницаемости и величины кольцевой зоны

изоляции на распределение давления в пласте с гидродинамически

несвязанными прослоями

3.2 Влияние величины депрессии на распределение давления в

пласте

3.3 Расчет радиуса низкопроницаемой кольцевой зоны

Выводы

Глава 4 Анализ внедрения технологии селективной изоляции

притока воды в добывающих скважинах композициями на основе

щелочных силикатных гелей

4.1 Характеристика технологии селективной изоляции притока воды

в добывающих скважинах композициями на основе щелочных

силикатных гелей

4.2 Разработка технологии одновременного приготовления и

закачки композиции

4.3 Результаты промысловых испытаний технологии селективной

изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на

основе щелочных силикатных гелей

4.3.1 Изоляция притока воды в добывающих скважинах,

обводнившихся из-за прорыва нагнетаемых вод по

высокопроницаемому прослою

4.3.2 Изоляция притока воды в добывающих скважинах,

обводнившихся из-за выработки пласта при подъеме водо-

нефтяного контакта

4.3.3. Изоляция притока воды в добывающих скважинах,

обводнившихся из-за заколонной циркуляции жидкости

4.3.4. Изоляции притока воды в добывающих скважинах,

обводнившихся из-за негерметичности эксплуатационной

колонны

4.3.5 Повторное применение технологии изоляции притока воды в

добывающих скважинах, обводнившихся по причине прорыва

нагнетаемых вод по высокопроницаемому прослою

4.3.6 Применение технологии изоляции притока воды в

добывающих скважинах до и после гидравлического разрыва

пласта

Выводы

Заключение и выводы

Литература

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатных гелей»

Введение

В последнее десятилетие сырьевая база нефтедобывающей отрасли изменяется в сторону увеличения трудноизвлекаемых запасов. Высокие темпы добычи нефти из нефтяных залежей с неоднородными коллекторами приводят к быстрому прорыву закачиваемых вод и обводнению добываемой продукции скважин задолго до достижения проектного коэффициента извлечения нефти. При этом значительно ухудшаются технико-экономические показатели разработки нефтяных месторождений. В связи с этим возникает необходимость ускоренного вовлечения в доразработку трудноизвлекаемых запасов нефти, особенно на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений.

В настоящее время данную проблему решают с помощью различных технологий: эмульсионные составы, полимерные массы (вязко-упругие составы, сшитые полимерные системы), цементные растворы, гелеобразующие составы (включающие в себя щелочные силикатные гели) и т.п. Однако у многих технологий существует ряд недостатков таких, как многокомпонентность, многостадийность, токсичность, коррозионная активность композиции, невозможность управления процессом образования тампонирующего материала, непродолжительность воздействия, неселективность действия. Одни реагенты не могут использоваться при повышенных температурах, а для других наоборот нужна температура не ниже 90 °С.

В связи с вышеизложенным, проблема разработки технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах становится весьма актуальной.

Наиболее перспективными являются композиции на основе щелочных силикатных гелей. Образующийся в результате взаимодействия силиката

натрия (жидкого стекла) и кислого агента силикатный гель является хорошим тампонирующим материалом для изоляции притока воды.

В данной работе решение проблемы изоляции притока воды в добывающих скважинах рассматривается на примере нефтяного месторождения Узень, где автор в течение нескольких лет внедрял разработанную технологию селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей. На этом нефтяном месторождении проблема ускоренного вовлечения в доразработку трудноизвлекаемых запасов нефти стоит очень остро, особенно из-за того, что это многопластовое месторождение с высокой неоднородностью коллекторов, имеющее сложное геологическое строение.

Цель диссертационной работы - разработка и обоснование технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.

Основные задачи исследований:

1. Проведение экспериментальных исследований для уточнения влияния концентраций реагентов и модуля жидкого стекла на физико-химические и фильтрационные свойства силикатных гелей.

2. Проведение расчетов для обоснования минимального коэффициента изоляции и объема закачки композиции на основе щелочных силикатных гелей.

3. Обоснование схемы одновременного приготовления и закачки рабочих агентов в промысловых условиях.

4. Анализ результатов внедрения технологии увеличения добычи нефти за счет изоляции притока воды в добывающих скважинах с применением гелеобразующей композиции.

5. Обоснование основных критериев выбора добывающих скважин, определяющих эффективность, применения технологии изоляции притока воды силикатными гелями.

Методы решения поставленных задач:

Решение поставленных задач основано на проведении экспериментальных исследований для уточнения влияния концентрации реагентов и модуля жидкого стекла на физико-химические и фильтрационные свойства щелочных силикатных гелей, а также на внедрении технологии изоляции водопритоков в добывающих скважинах нефтяного месторождения и анализе полученных результатов с целью обоснования основных критериев выбора скважин для обработки.

Научная новизна:

1. Обоснован механизм селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей.

2. Разработана технология селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах.

3. Установлены критерии выбора добывающих скважин для технологии селективной изоляции притока воды на нефтяных месторождениях со слоисто-неоднородными пластами.

Основные защищаемые положения:

1. Технология селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композицией на основе щелочных силикатных гелей, в том числе для ликвидации заколонной циркуляции жидкости перед гидравлическим разрывом пласта (ГРП) и уменьшения негативных последствий неудачного проведения ГРП.

2. Способ одновременного приготовления и закачки малых объемов рабочих агентов.

3. Критерии выбора добывающих скважин для технологии селективной изоляции притока воды гелеобразующими композициями на нефтяных месторождениях со слоисто-неоднородными пластами.

Практическая ценность работы:

1. Разработан способ одновременного приготовления и закачки малых объемов гелеобразующего состава в добывающую скважину.

2. Обоснован удельный объем закачки композиции на основе щелочных силикатных гелей в добывающую скважину.

3. По технологии селективной изоляции притока пластовой воды в добывающих скважинах обработано 187 скважин нефтяного месторождения Узень. Дополнительно добыто более 150 тыс. т. нефти при сокращении отбора воды более чем на 170 тыс. м , что отражено в акте внедрения.

4. Повторные обработки добывающих скважин по технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей позволяют последовательно вырабатывать слоисто-неоднородные пласты.

5. Применение технологии изоляции притока воды позволяет проводить ликвидацию заколонной циркуляции жидкости перед проведением на скважине ГРП, а также снижать негативные последствия после неудачного проведения ГРП.

6. Результаты, внедрения технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах на месторождении Узень дают основание рекомендовать данную технологию для нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета ПФ «УзенМунайГаз, 2-ом международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». (Россия, Москва, ОАО «ВНИИнефть» им. А.П.Крылова 15-16 сентября 2009, г.), научных семинарах лаборатории и секции Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть».

Научные публикации и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано 6 работ, в том числе 5 статей в научно-технических журналах и сборниках трудов, 1 тезисы доклада. 3 работы опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК. Все работы выполнены в соавторстве.

Автору принадлежат разработка способа одновременного приготовления и закачки малых объемов композиции на основе щелочного силикатного геля; непосредственное участие в разработке технологии селективной изоляции притока пластовой воды в нефтяных добывающих скважинах, физико-химических исследованиях композиций на основе щелочных силикатных гелей, фильтрационных экспериментах, опытно-промышленных работах; анализ и обобщение результатов экспериментальных и промысловых работ.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Жданову С. А., д.т.н. Кряневу Д. Ю., д.т.н. Петракову А. М., к.х.н. Старковскому А. В., к.т.н. Роговой Т. С., Дзюбенко Е. М., к.т.н. Ненартович Т.Л., к.т.н. Егорову Ю.А., Лебедеву И.А. за большое внимание к работе и оказанное содействие, а также коллективу Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» за помощь в подготовке диссертации.

Глава 1 Методы и технологии изоляции притока воды в добывающих скважинах

В настоящее время решению проблемы снижения обводненности добываемой продукции скважин уделяется повышенное внимание. Это обусловлено тем, что большинство разрабатываемых месторождений вступили в завершающую стадию разработки, которая характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции скважин. В то же время в пласте находится еще достаточное количество нефти, которое может быть извлечено на поверхность с использованием новых методов увеличения нефтеотдачи. Значительная доля этих методов приходится на разработку и совершенствование технологий ремонтно-изоляционных работ.

Важный вклад в развитие и изучение различных аспектов этой проблемы внесли: Алмаев Р. X., Алтунина Л. К., Амиян В. А., Баишев А. Б., Блажевич В. А., Боксерман А. А., Газизов А. Ш., Глущенко В. Н., Горбунов А. Т., Девятое В. В., Жданов С. А., Желтов Ю. В., Ибрагимов Л. X., Кадыров Р. Р., Крянев Д. Ю., Комисаров А. И., Курочкин Б. М., Маляренко А. В., Мищенко И. Т, Михайлов Н. Н., Поддубный Ю. А., Сидоров И. А., Стрижнев К. В., Сургучев М. Л., Умрихина Е. Н., Хлебников В. Н. и многие другие.

На данный момент используется большой ассортимент водоизоляционных материалов на основе органических и минеральных вяжущих веществ. Условно их можно разделить на несколько направлений как по механизму образования тампонирующей массы, так и по основному веществу, из которой образуется тампонирующая масса. Ниже приведены сведения по различным материалам и технологиям, применяемым в нефтяной промышленности для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, с указанием их достоинств и недостатков.

Тампонажные композиции на основе цемента

Наиболее широко в нефтяной промышленности находят применение композиции на основе цемента с добавками полимеров [1-3]. Однако использование в качестве добавок полимеров акрилового ряда, в частности гидролизованного полиакриламида, из-за резкого увеличения вязкости раствора, требует увеличения содержания воды в суспензии [4]. Вместе с тем ПАА характеризуется высокой адгезией к цементной матрице и поровой структуре коллектора, обеспечивающей их непроницаемость.

ООО «ВНИИГАЗ» совместно с УИРС ООО «Уренгойгазпром» разработана полимерцементная композиция, отвечающая требованиям ГОСТ-1581-96 и не требующая увеличения водоцементного фактора [5]. Полимерная композиция включает портландцемент для пониженных температур ПТЦ I - 50, хлорид натрия, ПАА торговой марки «Праестол-М-2530» и нитрилотриметилфосфорную кислоту с массовой долей 0,01 %. Роль хлорида натрия обоснована, с одной стороны, разжижением раствора на начальной стадии гидратации (дормант-период) и получением расширяющегося цементного камня; с другой - повышением водостойкости и долговечности изоляции за счет реакции замещения амидных групп в полиакрил амиде на натрий.

Для ликвидации нарушений в обсадных колоннах с высокой приемистостью через нарушение предлагается использовать глиноцементный раствор или нефтецементный раствор с добавками флокулянта Праестол и водонабухающего полимера [6].

Для водоизоляционных работ применяют нефтецементные композиции. Технология основана на закачке суспензии тампонажного портландцемента в предварительно разогретой смеси высоковязких нефтей [7]. При попадании суспензии в обводненный пласт происходит тампонирование каналов притока воды за счет отверждения цемента. В

нефтенасыщенных интервалах суспензия разбавляется нефтью и вымывается из коллектора, что свидетельствует о селективности технологии.

Для ремонтных работ в нефтяных скважинах по ликвидации заколонных перетоков, изоляции подошвенных и межпластовых вод, докреплению изолирующих составов и восстановлению крепи за обсадной колонной, изоляции водоносных горизонтов при бурении скважин растворами на водной и углеводородной основах, а также ликвидации поглощения в процессе бурения скважин авторы [8] разработали рецептуру безводного тампонажного раствора на углеводородной основе. Раствор представляет собой суспензию цемента в углеводородной среде (дизельное топливо или керосин) с комплексом поверхностно-активных веществ, который регулирует вязкость, фильтрационные потери, седиментационную устойчивость, скорость образования цементного камня.

При нагнетании композиционного раствора в обводненный коллектор углеводородная составляющая замещается пластовой водой, и раствор превращается в высокопрочный и малопроницаемый камень. В нефтенасыщенных зонах коллектора без контакта с водой композиционный раствор не схватывается, легко вымывается при освоении скважины, что обеспечивает селективную изоляцию водонасыщенных пластов.

Одним из недостатков данного композиционного раствора является его низкая технологическая эффективность и авторы предлагают для повышения эффективности водоизоляционных работ докрепление его тампонажным раствором на углеводородной основе.

Основным недостатком цементных растворов является неселективность их действия, невысокая седиментационная устойчивость и высокая вязкость.

Полимерные тампонажные материалы

О применении растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины известно давно. Однако работы в этом направлении продолжаются и в настоящее время. Полимеры на основе кислот акрилового ряда обладают комплексом свойств, присущих перспективным водоизолирующим материалам. Наличие карбоксильных ионогенных групп обуславливает растворение полимеров в наиболее доступном растворителе - воде, взаимодействие с электролитами, содержащимися в пластовых водах, и образование при этом прочной тампонирующей массы [9].

Изоляцию водопритока Коваленко П. В. и другие авторы [10] производили путем последовательной закачки: вязко-упругого состава (полиакриламид АК-642 со сшивателем ацетатом хрома), водометанольной смеси, кислотного поверхностно-активного состава. Проведенные работы показали низкую эффективность обработок.

Технология применения водоизолирующей композициями на основе гипано-кислотного состава представлена в работе [11]. Суть технологии заключается в следующем: в призабойную зону пласта в определенной последовательности закачиваются коагулятор (хлористый кальций), полимер (гидролизованный полиактилонитрил - гипан) и соляная кислота. Коагулятор насыщает проводящие каналы обводненной толщи пласта, полимер при контакте с пластовой водой образует гелеобразную массу, препятствующую поступлению воды в скважину, а кислота открывает новые каналы в нефтяной толще пласта.

Парасюк и другие авторы [12] предлагают использовать для селективной изоляции водопритока композицию, состоящую из поликатионита ВПК-402 и силиката натрия (жидкого стекла). При реализации технологии в пластовых условиях реагенты подаются поочередно

с разделением подоторочек компонентов гелеобразующих составов буферным объемом пресной воды.

В ОАО «НИИнефтепромхим» разработан водоизоляционный состав СНПХ-9800. Полимерная гелеобразующая композиция представляет собой двухкомпонентную систему, состоящую из смеси синтетических водорастворимых полимеров и инициатора полимеризации - сшивателя, а также модифицирующих функциональных добавок [13]. В результате медленной химической реакции в пласте образуется гибкий полимерный гель с улучшенными структурно-механическими свойствами, который надежно тампонирует высокопроницаемые обводненные участки и препятствует дальнейшему поступлению воды.

Гелеобразующий состав, приготовленный на основе порошкообразных полиакриламидов марок ОК8011РР401\ГГ и Ассо1:го1 8-622 и представляющий собой в отвержденном состоянии гель, способен герметизировать поровое пространство обводненных интервалов пластов при градиентах давления до 7 МПа/м [14]. В добывающих скважинах источник обводнения изолировали гелеобразующим составом объемом 20-И 00 м с последующим восстановлением цементного камня в заколонном пространстве. После ожидания времени гелеобразования и затвердевания цементного раствора скважину пускали в эксплуатацию.

Гилаев Г.Г. и другие авторы [15] проводили ремонтно-изоляционные работы на Тевлинско-Русскинском месторождении с использованием гелеобразующего состава на основе полимеров с фенолоспиртом в качестве гелеобразователя. Для ускорения процесс гелеобразования в композицию добавляли бихромат калия. В качестве докрепляющего материала использовали цемент или фенолоспирт. Данный высокотемпературный состав получил наименование ГОС-ВТ [16].

Технология ремонтно-изоляционных работ с применением водонабухающего полимера основывается на его способности многократно

увеличивать объем в пресной воде, не переходя в жидкое состояние. Каждая частица водонабухающего полимера набирает определенное количество воды, оставаясь гелевой частицей, но увеличивается при этом в 60-80 раз. Максимальная способность к набуханию у водонабухающего полимера проявляется в дистиллированной воде.

При изоляционных работах в скважинах нефтяных районов Татарстана распространение получил водонабухающий полимер АК-639, представляющий собой порошок белого цвета с размером частиц не более 2 мм. Плотность полимера составляет 1150-1200 кг/м . Молекулярное строение водонабухающего полимера условно представляется единой макромолекулой, «сшитой» из молекулярных цепочек, которые образуют упругую скрученную плотно упакованную сетку. При взаимодействии с водой цепочки и связи макромолекулы раскручиваются и расправляются, гель начинает набухать до тех пор, пока молекулярные цепочки не потеряют упругость [17-21]. Возможно, его применение в сочетании с Унифлок (гипан в порошке) [22].

При водоизоляционных работах также используются следующие марки водонабухающего полимера: В-415, В-615, реже В-820 [23]. Цифра в маркировке указывает на потенциал по водопоглощению в дистиллированной воде (г/г). Полимеры выпускаются и в виде геля или тонкого порошка.

Кинетика набухания водонабухающего полимера характеризуется интенсивностью поглощения в первый 0,5-1 ч после контакта с водой, затем процесс замедляется в течение 1-2 часов. Медленное набухание продолжается до 24 ч. При набухании водонабухающего полимера в тесном пространстве, где контакт полимера с пресной водой ограничен, процесс еще более замедляется.

При производстве ремонтно-изоляционных работ используются следующие свойства водонабухающего полимера как изоляционного материала:

- низкая плотность дисперсии водонабухающего полимера в пресной воде - около 1,01 г/см . При продавливании в пласт водонабухающего полимера занимает пространство в приствольной части скважины, близкое к кровле водоносного пласта. В скважинах с подошвенной водой он может располагаться между нефтью и пластовой водой, образуя экран;

- увеличение объема водонабухающего полимера после продавливания в пласт. За время доставки полимера в пласт он не успевает потерять всю свою поглотительную способность. Увеличение его объема в пласте может достигать 20-30 % максимального потенциала;

высокие гидравлические сопротивления при продавливании водонабухающего полимера в мелкие каналы проницаемого пласта, позволяющие проводить селективную изоляцию крупных промытых каналов в нефтяном пласте с ограничением объема попадания водонабухающего полимера в мелкие, непромытые водой каналы;

- высокое начальное сопротивление сдвигу набухшего полимера после 24 ч «реакции» ограничивает проникновение цементного раствора в мелкие каналы пласта;

- разрушение водонабухающего полимера под действием кислоты и при перемешивании с пластовыми водами.

Возможность разрушения водонабухающего полимера под действием кислоты с одной стороны хорошо, можно восстановить дебит скважины, но с другой стороны плохо. Кислотную обработку после закачки водонабухающего полимера проводить нельзя. Плохо также и то, что пластовая вода разрушает водонабухающий полимер, так как контакта с пластовой водой избежать очень трудно.

Технология закачки полимерно-гелевых систем достаточно простая, что позволяет использовать эти системы в широком объеме на промыслах.

Механизм снижения водопритоков в добывающих скважинах состоит в закупоривании обводнившихся прослоев вследствие разбухания гель-фракции полимерно-гелевой системы во времени с учетом характеристик пластовой воды. Важным является то обстоятельство, что полимерно-гелевая система химически инертны по отношению к породам коллектора и пластовым флюидам (нефть, вода), и их физическое состояние в пластовых условиях не меняется.

Селективное ограничение поступления пластовых и закачиваемых вод в добывающие скважины с помощью полимерно-гелевых систем обусловливается гидродинамическим фактором селективности [24].

К технологии полимерно-гелевых систем можно отнести и технологию «Темпоскрин». Основное отличие Темпоскрина от сшитых полимерных систем является другая природа сшивок, вызванных гамма облучением полиакриламида в твердой фазе. Темпоскрин ограниченно набухает в воде, его растворы имеют вязко-пластичные свойства и практически не деструктируют в пластовых условиях [25].

Для изоляции водоносных пластов и ликвидации перетоков воды по затрубному пространству, как утверждает Курочкин Б.М. и другие авторы [26-28], лучше применять гидрофобный полимерный тампонажный состав. Гидрофобный полимерный тампонажный состав представляет собой раствор в углеводородном растворителе с плотностью 0,85-^0,87 г/см3, не растворим в воде, имеет низкую температуру застывания -40 °С. Отверждение состава происходит при контакте с водой. Для скважин с большой приемистостью в гидрофобный полимерный тампонажный состав может быть добавлена твердая фаза: цемент, глинопорошок и т.д. Состав инертен к нефти.

Отвердителем для гидрофобного полимерного тампонажного состава является вода. Время отверждения 8^-16 ч с переходом сначала в гель, а затем в резиноподобное состояние.

Гидрофобный полимерный тампонажный состав можно применять как с пакером, так и без него. Закачку гидрофобного полимерного тампонажного состава через открытый конец НКТ рекомендуется производить в том случае, когда вслед за составом сразу же закачивается цементный раствор. Гидрофобный полимерный тампонажный состав полностью продавливается за колонну, а цементным раствором восстанавливается крепь в затрубном пространстве и закупориваются наиболее крупные каналы и трещины в цементном камне.

В качестве водоизоляционного материала Дияров И.Н. и другие авторы [29] предлагают гидроизоляционный состав: коллоидный раствор высокомолекулярного полимера — сополимер этилена с винилацетатом в органическом растворителе и синтетическое компрессорное масло, представляющее собой блоксополимер оксидов этилена и пропилена. При взаимодействии высокомолекулярного полимера и синтетического компрессорного масла образуется органический гель не растворимый в воде. Как утверждают авторы, при попадании органического геля в нефтенасыщенный прослой последний разбавляется нефтью и разрушается.

Основным недостатком применения растворов полимеров является их нестабильность из-за деградации полимерных цепочек под воздействием механических напряжений и химически активных включений [30,31].

Эмульсионные композиции

Для температуры окружающего воздуха (до минус 60 °С), низкой пластовой температуры (15-50 °С) и различной минерализации вод, обводняющих добывающую скважину (15-300 г/л) разработаны инвертные

водонефтяные эмульсии. Метод основан на блокировании водонасыщенных

ч

зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимися при закачке реагента в пласт.

Для ограничения водопритока в добывающих скважинах применяются композиции на основе углеводородных растворов поверхностно-активных ч веществ (СНПХ-9630). При контакте этих композиций с водой в пористой

среде образуются гелеобразные эмульсионные системы с внешней углеводородной фазой. Образующиеся эмульсии стабильны в течение длительного времени (более 1 года), имеют хорошие реологические характеристики (вязкость более 20 Пахе при скоростях сдвига ~ 3 с"1 и менее), устойчивы к размыванию водой и легко разрушаются под действием нефти. Кроме того, эти углеводородные композиции обладают гидрофобизирующим действием, высокой растворяющей способностью по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям. Технология может применяться как в карбонатных, так и терригенных коллекторах с пластовой температурой до 40 °С и различной минерализацией попутно добываемых вод при высокой степени обводненности извлекаемой нефти [32].

Для образования эмульсий также используют как ЭС-2 с гексановой фракцией, так и ГКЖ-11 (гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость) с талловым маслом [33] или тонкодисперсный эмульгатор «Полисил-ДФ» [34].

Известно применение битумсодержащих эмульсионных составов для селективного ограничения водопритоков в скважинах [35,36]. Битумсодержащий эмульсионный состав представляет собой жидкость, получаемую путем дробления битумсодержащих углеводородов в воде в рационально подобранном соотношении, т.е. состав представляет собой ч систему «масло в воде», в которой битумсодержащие компоненты

ч

представлены в водной фазе как отдельные частицы.

К эмульсионным системам относится и изолирующий состав ДН11Х-8700 [37], на основе тяжелого дистиллята Шугуровского нефтебитумного завода, водо-маслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества и минерализованной воды 270 г/л. Технология осуществляется в виде дробных закачек состава ДНПХ-8700 и минерализованной воды.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Старковский, Владислав Анатольевич, 2013 год

Литература

1. Аветисов А. Г. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин / А. Г. Аветисов, А. Т. Кошелев, В. И. Крылов -М.: Недра, 1981.-181 с.

2. Клещенко И. И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И. И. Клещенко, А. В. Григорьев, А. П. Телков - М.: Недра, 1998. - 267 с.

3. Ашрафьян М. О. Проведение ремонтно-изоляционных работ с применением комплексных реагентов-компаундов. / М. О. Ашрафьян, JL И. Рябова, Ю. В. Гринько и др. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 2 - С.52-53.

4. Курбанов Я. М. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин / Я. М. Курбанов, Б. Н. Хахаев, Р. М. Алиев, В. С. Данюшевский -М.: Недра, 1996.-240 с.

5. Ахметов А. А. Полимерцементные композиции для установки водоизоляционных мостов в сеноманских скважинах./ A.A. Ахметов, Г.А. Киряков, И.А. Клюсов, В.П. Юзвицкий// - Нефтяное хозяйство. - 2003. - №3 - С.68-69.

6. Бикбулатов Р. Р. Ликвидация нарушений в обсадных колоннах, расположенных напротив высокопроницаемых пластов. / Р. Р. Бикбулатов, Е. Л. Михайлов, Ф. С. Габдрахимов и др. // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 9. - С.43-45.

7. Кадыров Р. Р. О применении высоковязкой нефти для водоизоляционных работ в карбонатных коллекторах./ Р. Р. Кадыров, А. С. Жиркеев, Д. К. Хасанова и др. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1 - С.86-87.

8. Хисметов Т. В. Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных скважинах с использованием тампонажных растворов на углеводородной основе./ Т. В. Хисметов, А. М. Бернштейн, М. А. Силин и др. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 6 - С.50-53.

9. Кадыров Р. Р. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов / Р. Р. Кадыров // Казань: Изд-во «Фэн». - 2007. - 424 с.

10. Коваленко П. В. Эффективность мероприятий по ограничению водопритоков в скважины Оренбургского НГКМ. / П. В. Коваленко, А. И. Коршунов, В. Н. Николаев и др. // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 7 -С.66-72.

11. Фаттахов И. Г. Исследование результатов воздействия на ПЗП добывающих скважин водоизолирующими композициями на основе гипано-кислотного состава. / И. Г. Фаттахов //Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 6 - С.43-45.

12. Парасюк А. В. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока. / А. В. Парасюк, И. Н. Галанцев, В. Н. Суханов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1994. -№ 2 - С.64-68.

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

14. Усов С. В. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами. / С. В. Усов, О. П. Гень, С. А. Рябоонь и др. // Нефтяное хозяйство. - 1991 - № 7 - С.41-43.

15. Гилаев Г. Г. Об эффективности ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах./ Г. Г. Гилаев, А. Т. Кошелев, Б. С. Лядов и др. // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 11. - С.48-50.

16. A.c. 1770547 СССР. Гелеобразующий изолирующий состав. - 1992.

17. Черепанова Н. А. Проведение изоляционных работ с применением водонабухающего полимера (ВНП) на месторождениях Когалымского

125

региона./ Н. А. Черепанова, И. М. Галимов, О. А. Залевский и др. // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 2 - С.41-45.

18. Курочкин Б. М. Применение водонабухающего полимера (ВНП) при изоляционных работах./ Б. М. Курочкин, Ш. Я. Гилязов, Р. X. Ахметзянов и др.// Нефтепромысловое дело. - 1997. - № 10-11 - С.21-24.

19. Курочкин Б. М. Опыт применения водонабухающего полимера (ВНП) типа АК-639 для ликвидации водопритоков в скважину./ Б. М. Курочкин, А. Я. Вакула, И. Н. Гимазов и др.// Нефтепромысловое дело. -2000.-№7-С.31-33.

20. Курочкин Б. М. Применение водонабухающего полимера (ВНП) при ремонтно-изоляционных работах в НГДУ Лениногорскнефть АО «Татнефть»./ Б. М. Курочкин, Р. X. Галимов, Г. Ф. Кандаурова и др.// Нефтепромысловое дело. - 1999. - № 9 - С.33-36.

21. Курочкин Б. М. Применение водонабухающего полимера АК-639 при очаговом зоводнении на Нурлатской площади. / Б. М. Курочкин, Р. С. Хисамов, Н. 3. Ахметов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 1 - С.68-70.

22. Курочкин Б. М. Применение водонабухающего полимера (ВНП) в Азнакаевском УБР ООО «Татнефть-бурение» при ликвидации осложнений, возникающих при освоении скважин после окончания бурением./ Б. М. Курочкин, С. Н. Ханнанов, В. А. Старов и др. // Нефтепромысловое дело. -2002. -№ 11 - С.33-36.

23. Курочкин Б. М. Технология проведения изоляционных работ с использованием водонабухающего полимера./ Б. М. Курочкин, Р. С. Хисамов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 1 - С.48-53.

24. Палий А. О. К вопросу об ограничении водопритоков на поздней стадии разработки нефтяных месторождений с помощью псевдопластиков./ А. О. Палий, И. А. Молчан // Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 1 - С.6-9.

25. Телин А. Г. Реология и фильтрация сшитых полимерных составов./ А. Г. Телин// Нефтепромысловое дело. - 1999. - № 10 - С. 16-22.

26. Курочкин Б. М. Ликвидация нарушений в обсадных колоннах тампонажным раствором с высокой водоотдачей (ТРВВ)./ Б. М. Курочкин// Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 11 - С.29-32.

27. Курочкин Б. М. Изоляционные работы в низкопродуктивных скважинах с применением ГПТС и ВНП. / Б. М. Курочкин, С. С. Яковлев, Р. В. Давлетшин и др. // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 7 - С.37-41.

28. Черепанова Н. А. Исследование реологии гидрофобного полимерного тампонажного состава (ГПТС) для применения в нефтяных районах Сибири. /Н. А. Черепанова, Б. М. Курочкин, О. А. Залевский // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 4 - С.35-38.

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

30. Сидоров И. А. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины / И. А. Сидоров - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 60 с. (Обзор заруб, лит. / ВНИИОЭНГ. Сер.: Нефтепромысловое дело.)

31. Булгаков Р. Т. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р. Т. Булгаков, А. Ш. Газизов, Р. Г. Габдуллин, И. Г Юсупов // М.: Недра - 1976.- 175 с.

32. Собанова О. Б. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин/ О. Б. Собанова, Г. Б. Фридман, Ю. Н. Арефьев, Г. Ф. Кандаурова, Ш. М. Юнусов// Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 2-3 - С.34-37.

33. Мухаметзянов Р. Н. Разработка составов, увеличивающих гидродинамическое сопротивление в пласте./ Р. Н. Мухаметзянов, Л. X. Каюмов, С. Г. Сафин и др.// Нефтепромысловое дело. - 1994. - № 3-4 - С.20-21.

34. Захаренко Л. Т. Селективное ограничение водопритоков обратными водонефтяными эмульсиями на основе материала «Полисил-ДФ». / Л. Т. Захаренко, В. А. Котельников, В. В. Иванов и др. // Нефтяное хозяйство. -

2001 - № 5 - С.68-70.

35. Насибулин И. М. Технология селективного ограничения водопритоков в скважинах с применением битумсодержащих эмульсионных составов. / И. М. Насибулин, Б. А. Баймашев, Г. И. Васясин и др. // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 9 - С.29-32.

36. Силин М. А. Новый эмульгатор для получения битумных эмульсий, применяемых в технологии селективной изоляции водопритоков. / М. А. Силин, М. И. Рудь, Л. Ф. Давлетшина и др. // Нефтепромысловое дело. -2010.-№9-С.20-22.

37. Вердеревский Ю. Л. Разработка и испытания селективного изолирующего состава и технология его применения. / Ю. Л. Вердеревский, С. Н. Головко, Н. X. Борисова и др.// Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 2 -С.29-30.

38. Глущенко В. Н. Латекснефтяные эмульсии с использованием бентонитовой глины./ В. Н. Глущенко, О. В. Поздеев// Нефтепромысловое дело. - 1994. -№9-С.17-19.

39. Глущенко В. Н. Обратные латексуглеводородные эмульсии с использованием бентонитовой глины./ В. Н. Глущенко, О. В. Поздеев// Нефтепромысловое дело. - 1994. - № 6 - С. 17-18.

40. Поздеев О. В. Применение звукового воздействия при водоизоляционных работах./ О. В. Поздеев, В. Г. Неволин// Нефтепромысловое дело. - 1992. - № 2 - С.21-25.

41. Вахитов Т. М. Совершенствование технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием синтетических смол./ Т. М. Вахитов, Р. М. Камалетдинова, Л. Д. Емалетдинова и др. / Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 2 - С.84-86.

42. Абдрахманов Г. С. Изоляция зон водопритоков в наклонно направленных и горизонтальных скважинах. / Г. С. Абдрахманов, И. Г. Юсупов, Г. А. Орлов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 2 - С.44-46.

43. Нурмухаметов Р. С. Селективная изоляция водопритока в добывающих скважинах в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах с использованием реагента дисин./ Р. С. Нурмухаметов, Г. Ф. Кандаурова, Ш. М. Юнусов и др.// Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 12. - С.33-36.

44. Рафиков Р. Б. Процесс селективной изоляции водопритока в добывающих высокообводненных скважинах с терригенными коллектороми с применением технологии на основе инвертной дисперсии дисин./ Р. Б. Рафиков, Р. М. Шайхутдинов, Р. А. Табашников и др. // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 8. - С.42-44.

45. Сафин С. Г. Технология регулирования и ограничения водопритоков с использованием нового состава./ С. Г. Сафин, С. В. Калашнев, Л. X. Каюмов и др. // Нефтепромысловое дело. - 1994. - № 1 -С.40-42.

46. Гафуров О. Г. Технология снижения обводненности добываемой продукции на основе жидкого стекла и глинистой суспензии./ О. Г. Гафуров, Г. X. Якименко, Я. Г. Мухтаров и др.// Нефтепромысловое дело. - 1998. - № 3 -С. 18-20.

47. Ланчаков Г. А. Проблемы ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн в скважинах Уренгойского месторождения. / Г. А. Ланчаков, А. Н. Дудов, В. И. Маринин и др. // Нефтяное хозяйство. - 2005. -№ 1 -С.68-71.

48. Салаватов Т.Ш. Селективная изоляция притока жестких пластовых вод в добывающих скважинах. / Т. Ш. Салаватов, Б. А. Слейманов, А. С. Нуряев // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 12 - С.81-83.

49. Девятое В. В. Водоизолирующие составы на основе лигнина для воздействия на пласт./ В. В. Девятов, Р. X. Алмаев// Нефтепромысловое дело. - 1995.-№ 11-12-С.21-23.

50. Макаревич А. В. Реагент «ОВП-1» - применение в технологиях ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи пластов./ А. В. Макаревич, В. Г. Пысенков, И. В. Лымарь и др. //Нефтепромысловое дело. -2008. - № 2 - С.26-29.

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

52. Гусейнов Ф. А. Водоизоляция и ликвидация межколонных перетоков в скважинах Оренбургского месторождения. / Ф. А. Гусейнов, Р. А. Ивакин, Г. М. Гаджибеков и др. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 6 — С.120-121.

53. Фефелов Ю. В. Опыт проведения изоляционных работ с использованием ГМС на месторождениях Пермского Прикамья, Удмуртии, Коми, Западной Сибири. / Ю. В. Фефелов, Ю. М. Сухих, Г. В. Окромелидзе // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 5 - С.24-25.

54. Мехтиев У.Ш. Новый технологический процесс изоляции воды в нефтяных скважинах. / У. Ш. Мехтиев, Ш. П. Кязымов, И .Ю. Эфендиев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 6 - С.71-73.

55. Рябоконь С. А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ / С. А. Рябоконь, Л. А. Скородиевская // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 7. - С. 120-124.

56. Колесников К. Э. Пути интенсификации добычи нефти с применением изоляционных работ в скважинах с подошвенной водой./ К. Э. Колесников, Л. А. Скородиевская, С. А. Рябоконь, В. В. Гусев и др.// Нефтепромысловое дело. - 1992. - № 1 - С. 1-4.

57. Маляренко А. В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. / А. В. Маляренко, Ю. В. Земцов - М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. - 1987. - вып.1. - 33 с.

58. Скородиевский В. Г. Технология водоизоляционных работ составам АКОР МГ в различных геолого-технических условиях./ В. Г. Скородиевский // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 4 - С.42-43.

59. Скородиевская JI. А. Ограничение притока вод составами АКОР / J1. А. Скородиевская, Д. В. Хосроев, А. М. Строганов, и др.// Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 6 - С.32-34.

60. Скородиевская JI. А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-Б100 / Л. А. Скородиевская, А. М. Строганов, С. А. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. -1999. - № 2-С. 16-19.

61. Самсонов Н. А. Использование кремнийорганических тампонажных составов для водоизоляционных работ в скважинах Песчано-Озерного месторождения / Н. А. Самсонов, А. М. Строганов, В. М. Строганов, А. В. Сахань // Нефтяное хозяйство. - 2002 - № 12 - С.70-72.

62. Клещенко И. И. Водоизолирующая композиция на основе полимера./ И. И. Клещенко// Нефтепромысловое дело. - 1997. - № 8-9 - С.17-18.

63. Жиркеев А. С. Разработка тампонажных составов на основе кремнийорганических соединений и исследование их свойств. /А. С. Жиркеев, Р. Р. Кадыров, Д. К. Хасанова // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 8 - С.132-134.

64. Латыпов Р.Ф. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот для ограничения водопритоков в скважинах / Р. Ф. Латыпов, Ф. Н. Маннанов, Р. Р. Кадыров, Б. М. Калашников, М. X. Салимов // Нефтяное хозяйство. - 2000 - № 12 - С.84-86.

65. Кадыров Р. Р. Эффективность обработки скважин кремнийорганическим продуктом 119-296Т / Р. Р. Кадыров, Б. М. Калашников, Р. С. Хисамов, Р. Г. Фархутдинов, Р. Ф. Лытыпов // Нефтяное хозяйство. - 2001 - № 4 - С.63-65.

66. Баранов Ю. В. Технология применения волокнисто-дисперсной системы - новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефтей./ Ю. В. Баранов, И. Г. Нигматуллина, Р. С. Ганиятуллин и др.// Нефтепромысловое дело. - 1995.-№2-3-С.З8-41.

67. Баранов Ю. В. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды / Ю. В. Баранов, И. Г. Нигматуллин, Р. X. Низамов, И. В. Шпуров и др. // Нефтяное хозяйство. -1998.-№2-С.24-28.

68. Баранов Ю. В. О некоторых аспектах повышения эффективности водоизоляционных работ. / Ю. В. Баранов, М. А. Маликов, И. Г. Нигматуллин и др. // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 11 - С.34-35.

69. Кадыров Р. Р. Новые технологии изоляции зон поглощений при ремонте скважин. / Р. Р. Кадыров, А. С. Жиркеев, А. К. Сахапова и др. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 12 - С.113-115.

70. Сагидуллин И. А. Модифицированные дисперсных кремнеземы в технологиях изоляции / И. А. Сагидуллин, И. К. Султанов, С. А. Блинов // Нефть. Газ. Новации. - 2010. - № 6 - С.67-70.

71. Кадыров Р. Р. Применение синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ. / Р. Р. Кадыров, А. К. Сахапова, В. П. Архиреев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 11 - С.70-72.

72. Мухаметзянов Р. Н. Исследования по разработке темпонирующих композиций/ Р. Н. Мухаметзянов, Л. X. Каюмов, С. Г. Сафин и др.// Нефтепромысловое дело. - 1994. - № 7-8 - С. 19-21.

73. A.c. 675168 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Н. М. Макеев, Е. Н. Ильясов и др.

74. A.c. 1317099 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в скважине / О. В. Поздеев, Э. Д. Пасхина и др.

75. Вахитов Т. М. Разработка и внедрение новых тампонажных составов и технологий ремонтных работ на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть». / Т. М. Вахитов, Р. М. Камалетдинова, JI. Д. Емалетдинова и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 4 - С.61-63.

76. Вахитов Т. М. Улучшение изолирующих свойств смолы КФ-Ж./ Т. М. Вахитов, Р. М. Камалетдинова, J1. Д. Емалетдинова и др. / Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 12 - С.90-93.

77. Уметбаев В. Г. Отключение обводнения интервала продуктивных пластов отверждающимися тампонажными материалами./ В. Г. Уметбаев, И. Г. Плотников// Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 6 - С. 18-21.

78. Исмагилов Т. А. Кинетика полимеризации термореактивного полимера КФ-К, используемого для изоляции обводненных пластов./ Т. А. Исмагилов, К. М. Федоров, О. Н. Пичугин, М. 3. Игдавлетова // Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 8-10 - С.45-47.

79. Мустафаев С.Д. Гидродинамический способ периодической изоляции пластовых вод в обводнившихся нефтяных скважинах./ С. Д. Мустафаев, Н. С. Мустафаев, Н. С. Садигова // Нефтепромысловое дело. -2006. -№9-С.51-56.

80. Стрижнев К. В. Выбор тампонирующего материала для обоснования технологии ремонтно-изоляционных работ. / К. В. Стрижнев, В. А. Стрижнев // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 9 - С. 108-111.

81. Стрижнев К. В. Тампонажные составы для восстановления герметичности эксплуатационных колонн. / К. В. Стрижнев // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12 - С.49-52.

82. Котенев Ю. А. Технология ограничения водопритоков на основе алюмосиликата и математическое моделирование ее применения в продуктивных пластах./ Ю. А. Котенев, В. Е. Андреев, С. А. Блинов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4 - С.60-63.

83. Якименко Г. X. Применение гелеобразующей технологии на основе кислотных растворов алюмосиликатов./ Г. X. Якименко, А. А. Альвард, Ю. Н. Ягафаров, Ю. Н. Стеничкин// Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 1 - С.64-66.

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

85. Овсюков А. В. Исследование водоизолирующих свойств гелеобразующимися композициями на основе цеолитсодержащего компонента./ А. В. Овсюков, Т. Н. Максимова, С. А. Блинов и др.// Нефтепромысловое дело. - 1997. - № 2 - С.5-7.

86. Фахретдинов Р. Н. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов. / Р. Н. Фахретдинов, Р. С. Мухаметзянова, А. А. Берг и др. // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 3 - С.45-46.

87. Горбунов А. Т. Гелеобразующие составы на основе нефелинового концентрата для изоляции водопритока и водопоглощения в скважинах нефтяных месторождений. / А. Т. Горбунов, Т. С. Рогова, А. В. Старковский и др. // Сб. науч. Тр./ ОАО «ВНИИнефть». - 2003. - Вып. 129. - С.35-41.

88. Котенев Ю. А. Создание и результаты применения гелеобразующей композиции избирательного действия на месторождениях У рало-Поволжья./ Ю. А. Котенев, Ф. А. Селимов, С. А. Блинов и др. // Нефтяное хозяйство. -2004. -№6-С.81-83.

89. Фаттахов И. Г. Результаты применения технологии на основе водных растворов алюмохлорида при проведении водоизоляционных работ./

И. Г. Фаттахов, Р. Р. Кадыров // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 1 -С.44-46.

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

91. A.c. 1445293 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Способ гидроизоляции пласта в скважине и состав для его осуществления / С. В. Крупин, М. Е. Крысин и др.

92. Комиссаров А. И. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов / А. И. Комиссаров, К. Ю. Газиев // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 8. - С. 13-15.

93. Комисаров А. И. Технология селективного ограничения притока вод. / А. И. Комисаров, А. А. Соколов // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 8 -С.29.

94. Каширин В. С. Способы изоляции воды в нефтяных и газовых скважинах / В. С. Каширин - М.: ВНИИОЭНГ, 1968. -46 с. - (Обзор отеч. и иностр. изобретений / ВНИИОЭНГ).

95. Кадыров Р. Р. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину. / Р. Р. Кадыров, Д. К. Хасанова // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3 - С.62-63.

96. Vinot В. Formation of Water-Soluble Silicate Gels by the Hydrolysis of Diester of Dicarboxylic Acid Solubilized as Microemulsions. / B. Vinot, R. S. Schechter, Larry W. Lake // SPE Res. Eng. 1989. - № 8 - P.391-397.

97. Бриллиант JI. С. Применение технологий изоляционных работ в скважинах Аганского месторождения./ Л. С. Бриллиант, А. А. Заров, О. Г. Малышев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 9. - С.69-71.

98. ГОСТ 13078-81. Стекло натриевое жидкое, технические условия.

99. Рогова Т. С. Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях

композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17/ Т. С. Рогова. - М.: ВНИИнефть, 2007. - 154 с.

100. Старковский А. В. Эффективность применения силикатного геля для повышения нефтеотдачи пластов / А. В. Старковский, Т. С. Рогова //Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4. - С.42-44.

101. Горбунов А. Т. Изоляция водопритоков в нефтяных и газовых скважинах силикатно-полимерными гелями / А. Т. Горбунов, А. В. Старковский, Т. С. Рогова / Сб. трудов I международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы использования новых методов увеличения нефтеотдачи в Казахстане». Алматы, 2002, с. 156.

102. Старковский А. В. Влияние различных добавок на физико-химические свойства силикатного геля / А. В. Старковский, Т. С. Рогова // Сб. науч. тр. ОАО «ВНИИнефть». - 1993. - Вып. 116. - С.49-58.

103. Горбунов А. Т. Исследование физико-химических и изолирующих свойств силикатно-полимерных гелей и их применение для изменения фильтрационных потоков флюидов в нагнетательных и добывающих скважинах / А. Т. Горбунов, Т. С. Рогова, А. В. Старковский / Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИнефть». - 2001. - Вып. 125. - С.33-45.

104. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром. -Москва.: Миннефтепром, 1986.

105. Басниев К. С. Подземная гидромеханика / К. С. Басниев, И. Н. Кочина, В. М. Максимов // М., «Недра», 1993, - 416 с.

106. Старковский А. В. Технологии перераспределения фильтрационных потоков на нефтяных месторождениях гелеобразующими составами на основе силиката натрия / А. В. Старковский, В. А. Старковский // Бурение и нефть. - 2009. - № 1. - С. 34-37.

107. Бадалянц Г. А. Исследование возможности и эффективности использования силикатно-полимерных гелей для изоляции пластов / Г. А.

Бадалянц, JT. Н. Бученков, Т. С. Рогова, А. В. Старковский // Сб. науч. тр. ОАО «ВНИИнефть». - 1993. - Вып. 116. - С.24-34.

108. Старковский А. В. Гелеобразующие составы на основе силиката натрия и их применение для повышения нефтеотдачи пластов / А. В. Старковский, Т. С. Рогова // Сб. науч.тр. ОАО «ВНИИнефть». - 2004. - Вып. 130.-С.94-103.

109. Батманов К. Б. Высокопарафинистые нефти Мангышлака / К. Б. Батманов, А. Н. Утесинов // Алматы, Кенже-Пресс-Медиа, - 2006 - 256 с.

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

111. Старковский А. В. Изоляция водопритоков в нефтяных скважинах силикатными гелями / А. В. Старковский, В. А. Старковский // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИнефть». - 2009. - Вып. 140. - С. 99-111.

112. Старковский А. В. Селективная изоляция притока воды в добывающих скважинах / А. В. Старковский, В. А. Старковский // 2-ой международный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Тезисы докладов. 15-16 сентября 2009, г. Москва, с.70.

113. РД 153-39Н-020-97. Инструкция по применению силикатно-полимерных гелей (СПГ) для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах / ОАО «ВНИИнефть»; А. Т. Горбунов, А. В. Старковский, Т. С. Рогова, А. М. Петраков. - М.: ВНИИнефть, 1997. - 12 с.

114. Старковский А. В. Последовательная обработка скважин щелочными силикатными гелями как способ повышения нефтеотдачи / А. В. Старковский, В. А. Старковский // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 7,- С. 105-107.

115. Старковский А. В. Возможность проведения ГРП после ликвидации заколонной циркуляции в добывающих скважинах гелеобразующими составами на основе жидкого стекла / А. В. Старковский,

B. А. Старковский // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИнефть». - 2006. - Вып. 135 -

C. 101-104.