Системное применение методов интенсификации добычи нефти: На примере месторождений Юганского региона тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Пасынков, Андрей Героевич

• Пасынков, Андрей Героевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Пасынков, Андрей Героевич

Список сокращений.

Введение.

1. ОБЗОР МИРОВОГО ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

1.1. Гидравлический разрыв пласта.

1.1.1. Зарубежный опыт применения ГРП.

1.1.2. Опыт применения ГРП на месторождениях Западной Сибири.

1.1.3. Направления совершенствования технологии ГРП.

1.2. Форсированный отбор жидкости.

1.2.1. Возможные негативные процессы при форсированном отборе жидкости.

1.2.2. Влияние давления насыщения на процесс форсированного отбора жидкости.

1.2.3. Рекомендации по применению форсированного отбора жидкости на скважинах

1.3. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи.

1.3.1. Классификация методов селективной изоляции воды.

Выводы.

2. ВЛИЯНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ТЕКУЩУЮ И КОНЕЧНУЮ НЕФТЕОТДАЧУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГАНСКОГО РЕГИОНА.

2.1. Методики расчёта прироста КИН в результате мероприятий ГРП.

2.1.1. Увеличение КИН при подключении трещиной гидродинамически изолированных нефтенасыщенных пропластков и линз.

2.1.1.1. Методика расчета коэффициента охвата сеткой скважин с использованием трёхрехмерной геологической модели.

2.1.1.2. Методика расчета коэффициента охвата сеткой скважин с использованием геолого-стохастических моделей.

2.1.2. Увеличение КИН при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах Юганского региона месторождений.

2.1.3. Оценка прироста извлекаемых запасов и КИН при проведении ГРП на объектах разработки Юганского региона.

2.2. Основные закономерности мероприятий ГРП на месторождениях Юганского региона.

2.2.1. Влияние геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность ГРП.

2.2.2. Анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность.

2.3. Анализ эффективности применения ГРП на месторождениях Юганского региона.

2.3.1. Эффективность применения ГРП на Приобском месторождении.

2.3.2. Эффективность применения ГРП на Приразломном месторождении.

2.3.3. Эффективность применения ГРП на Омбинском месторождении.

Выводы.

3. ВЛИЯНИЕ ФОРСИРОВАННОГО ОТБОРА ЖИДКОСТИ НА ТЕКУЩУЮ

И КОНЕЧНУЮ НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ.

3.1. Основные показатели интенсификации добычи нефти путём ФОЖ на месторождениях Юганского региона.

3.2. Некоторые закономерности процесса интенсификации добычи нефти путём ФОЖ. 104 Выводы.

4. ВЛИЯНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОГОГИИ (ФОЖ И ПОТОКООКЛОНЯЮ-ЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ) НА НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГАНСКОГО РЕГИОНА.

4.1. Применение комплексной технологии интенсификации добычи нефти для повышения эффективности разработки Ефремовского месторождения.

4.2. Комплексное применение ФОЖ и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Южно-Сургутском месторождении.

4.3.Анализ внедрения комплексной технологии интенсификации добычи нефти на месторождениях Юганского региона.

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Системное применение методов интенсификации добычи нефти: На примере месторождений Юганского региона»

В настоящее время в процессе разработки месторождений нефти Западной Сибири находится большое количество пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами разной проницаемости. Месторождения в своём большинстве характеризуются значительной и к тому же растущей обводнённостью продукции пластов, неоднородностью продуктивных пластов по проницаемости, повышенной гидрофильно-стью пород и относительно низкой нефтенасыщенностью. При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасьиценности продуктивных горизонтов происходит опере-жаюшее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное отключение из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев. Вероятность отключения прослоев тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами по площади залежи, выше разница в проницаемости слагающих разрез пластов, меньше песчанистость разреза, а также эффективная толщина низкопроницаемых прослоев/81 /.

Снижение продуктивности добывающих скважин Юганского региона месторождений нефти и газа, наряду с другими причинами, связано с геолого-физическими особенностями продуктивных пластов и пластовых флюидов. В частности, снижение продуктивности скважин, эксплуатирующих один из основных пластов - БСю, в первую очередь вызвано снижением фазовой проницаемости для нефти по мере роста обводнённости добываемой продукции. Следствием проявления этих факторов является то, что при водона-сыщенности выше 0,7 объёмных долей нефть таких месторождений как Мамонтовское, Усть-Балыкское, Южно-Балыкское, Южно-Сургутское, практически не фильтруется, остаточная же нефтенасыщенность представлена в основном капиллярно защемлённой нефтью / 11 /.

На залежах с такими продуктивными горизонтами необходимо применять методы воздействия на ПЗП с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых прослоев, а также выравнивания профиля приёмистости и интенсификации приёмистости нагнетательных скважин. В настоящее время для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов используется широкий ряд методов — повышение давления на линии нагнетания, своевременный перенос фронта нагнетания, очаговое заводнение, эффективная изоляция пластовых вод, переход на форсированный отбор жидкости увеличение скоростей фильтрации), гидропескоструйную перфорацию, солянокислотные обработки и их разновидности и т.д.

Анализ воздействия на пласт показывает, что наиболее значимыми критериями выбора метода увеличения нефтеотдачи пластов являются геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщина нефтенасыщенного пласта, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, условия залегания) и технологические критерии (размещение скважин, давление нагнетания, свойства применяемых для воздействия агентов) /30, 103 /.

Практика разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показывает, что для обеспечения высоких коэффициентов нефтеотдачи необходимо использование комплекса физических и физико-химических методов воздействия на газонефтеносные пласты и призабойные зоны скважин / 4,86,102 /. Для обоснования наиболее рационального варианта испытаний и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов необходимо технико-экономическое обоснование.

Одним из наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты с целью повышения производительности скважин и увеличения нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. Сущность метода заключается в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит расширение естественных, либо образование искусственных трещин в продуктивном пласте. При дальнейшей закачке песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора происходит расклинивание образовавшихся трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления / 141 /. В настоящее время ежегодно на месторождениях нефти Ханты - Мансийского автономного округа проводится более тысячи операций по гидроразрыву пласта, при этом добыча жидкости из обработанных скважин увеличилась более чем в 3 раза.

Другим действенным методом интенсификации добычи нефти является форсирование отбора жидкости из добывающих, преимущественно, обводнённых скважин. При ФОЖ увеличивается депрессия на пласт, при этом в более проницаемых пропластках давление снижается с более высокой скоростью, чем в относительно менее проницаемых. В результате создаётся перепад давления, нефть перетекает из более нефтенасыщенного пропластка в менее нефтенасыщенный и увлекается водой в к забою скважины, то есть при увеличении градиентов давления начинается движение нефти в малопроницаемых пропластках, в которых при меньших градиентах давления она находилась в покое. Это обстоятельство позволяет путём увеличения отбора жидкости создать условия для притока нефти из относительно малопроницаемых пропластков, С течением времени, вследствие выравнивания давления в пропластках, разность давлений уменьшается, переток нефти из менее проницаемого пропластка в более проницаемый уменьшается и для повторного увеличения добычи отбор жидкости нужно снова увеличивать.

Существует ряд основных признаков, указывающих на целесообразность применения метода ФОЖ для интенсификации добычи нефти. Основными из них являются:

- залежь нефти подвержена активному давлению пластовых вод;

- скважины обладают высокой проводимостью, динамические уровни достаточно высоки для увеличения отбора жидкости путём снижения забойного давления;

- стадия эксплуатации — поздняя, разрабатываемый объект полностью по всей площади или определённое его поле обводнён по всему простиранию. Нефть в значительных количествах сохранилась в плотных мелкозернистых линзах или пропластках, либо над водой у кровли пласта;

- продукция скважин сильно обводнена — содержание нефти в добываемой жидкости не превышает 15-20 %;

- снижение темпа отбора жидкости из скважин либо их остановка уже не дают благоприятного эффекта - скважины продолжают обводняться или временами переходят на отбор воды. Это объясняется тем, что на поздней стадии разработки не происходит выравнивания контура нефтеносности и не могут быть достигнуты удовлетворительные результаты добычи ввиду оседания конусов воды, так как зеркало подошвенных вод поднялось достаточно высоко;

- с увеличением темпа отбора жидкости содержание нефти в жидкости не уменьшается или темпы снижения его не интенсивнее, чем до форсирования;

- процесс обводнения скважин протекает равномерно;

- техническое состояние скважин не вызывает опасения прорыва вод или выхода из строя колонны.

Целесообразность использования метода ФОЖ для интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежей с водонапорным режимом при высокой обводнённости продукции скважин в настоящее время не вызывает сомнения. Однако, это не исключает возможности применения метода и на более ранних стадиях разработки залежей. Вопрос о том, на какой стадии разработки и при какой обводнённости продукции необходимо осуществлять форсированный отбор жидкости, должен решаться в каждом конкретном случае индивидуально в зависимости от геолого-физических особенностей залежи. Вопросы применения ФОЖ на ранней стадии разработки должны быть предметом особого изучения для уточнения условий его рационального применения. При выборе объектов для форсированного отбора жидкости необходимо исходить из величины оставшихся запасов нефти, её качества, обводнённости продукции залежи и наличия благоприятных физических свойств коллекторов. Нефтепромысловая практика показывает, что путём поэтапного увеличения отбора жидкости удаётся длительно удерживать стабильный уровень добычи нефти на отдельных скважинах и по всей залежи в целом / 30 /.

Однако, следует отметить, что применение с целью интенсификации добычи нефти на месторождениях Юганского региона форсированного отбора жидкости, может служить причиной увеличения темпа обводнения добываемой жидкости, в первую очередь, для залежей с активной подошвенной водой, а также краевых зон водонефтяного контакта. Это обстоятельство придаёт особую важность проблеме селективной изоляции обводненных пропластков и ликвидации заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние, подошвенные воды). В этой связи в настоящее время широкое применение начинают приобретать методы интенсификации добычи нефти, основанные на сочетании методов ФОЖ с физико-химическими методами увеличения нефтеотдачи, в частности, применением потокоотклоняющих технологий с использованием полимерно-гелевых составов, что позволяет значительно снизить обводненность продукции при одновременном увеличении добычи нефти.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Анализ и разработка методического подхода к выбору системных технологий интенсификации добычи нефти на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

- исследование влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность операций гидроразрыва пласта, анализ влияния технологии проведения ГРП на его эффективность;

-оценка прироста извлекаемых запасов и коэффициента извлечения нефти при проведении ГРП в низкопродуктивных коллекторах;

- оценка эффективности и выявление закономерностей процесса интенсификации добычи нефти путём форсированного отбора жидкости и комплексного применения технологии ФОЖ и потокоотклоняющих технологий с использованием полимерно-гелевых составов.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

При решении поставленных задач использованы:

- математические методы моделирования при создании геологических моделей пластов, построенных с использованием методик геостохастического моделирования;

- методы химического анализа при определении физико-химических свойств нефтей и водонефтяных эмульсий.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. С использованием дифференциальных моделей расчета дополнительной добычи и характеристик вытеснения нефти водой рассчитаны величины вовлекаемых в разработку запасов при проведении операций ГРП.

2. Определены уровни влияния геологических характеристик пластов и режимов работы скважин на эффективность ГРП. Проведена классификация эффективности мероприятий ГРП в зависимости от групп пластов, типов коллекторов и особенностей систем разработки месторождений.

3. Выявлена зависимость влияния технологии проведения ГРП, размеров трещин на эффективность ГРП.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

1. Показано, что для геолого-физических условий месторождений нефти Юганского региона, ГРП является одним из наиболее эффективных инструментов воздействия на пласт, обеспечивающим увеличение текущей и конечной нефтеотдачи. Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку за счет увеличения коэффициента охвата при проведении ГРП на объектах разработки Юганского региона, может превысить 300 млн. т нефти.

2. Установлено, что наиболее успешно операции по ГРП осуществляются на пластах группы Ю (имеющих низкую проницаемость), где доля удачно проведенных ГРП составляет 89,0 %, а также на пластах группы А - 74,5 %. Совершенствование технологий гидроразрыва пласта, а также применение различных методов борьбы с выносом проппан-та, обеспечивают не только более высокие приросты дебитов жидкости, но и значительно продлевают эффект от ГРП.

3. Установлено, что для низкопроницаемых пластов (коллекторы Приразломного (БС4), Мало-Балыкского (БС]8) месторождений), сочетание технологий ФОЖ и ГРП обеспечивает максимальный прирост извлечения запасов нефти.

4. Показано, что наибольшая эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти путём ФОЖ достигается при увеличении кратности отбора жидкости из скважин не менее чем в 1,8 раза. При этом успешность операций достигает 88 %, прирост извлекаемых запасов - порядка 8,5 тыс.т /скв.

5. Установлено, что комплексное сочетание ФОЖ и потокоотклоняющих технологий более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов. В противном случае необходимо увеличение объема закачиваемого полимерно-гелевого состава.

6. Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Содержание работы докладывалось и обсуждалось на Международном симпозиуме «Результаты комплексного применения интенсификации добычи нефти и потокоотклоняющих технологий на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз», г. Москва, 2005 г.; 5-й Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», г. Краснодар, 2005 г.

ПУБЛИКАЦИИ.

По результатам выполненных исследований опубликовано 8 печатных работ.

СТРУКТУРА И ОБЪЁМ ДИССЕРТАЦИИ.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы из 211 наименований, содержит 149 страниц машинописного текста, 59 рисунков, 18 таблиц и 2 приложения объёмом 10 страниц.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Пасынков, Андрей Героевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Проведена классификация эффективности мероприятий ГРП по группам пластов месторождений нефти Юганского региона. Установлено, что для низкопроницаемых и неоднородных по проницаемости пластов проведение операций ГРП приводит к одновременному увеличению КИН и темпов отбора нефти. Для пластов с наименьшей проницаемостью (пласты группы Ю) доля удачно проведенных ГРП составляет 89,0 %, для пластов группы А - 74,5 %.

2. Выявлено влияние особенностей систем разработки месторождений, а также технологий проведения ГРП на его эффективность.

3. Показано, что широкомасштабное проведение операций ГРП позволило почти в 8 раз (с 41,1 % до 5,8 %) сократить количество низкодебитных скважин. Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку при проведении ГРП на объектах Юганского региона, может превысить 300 млн. т нефти.

4. Установлено, что на месторождениях, характеризующихся высокой обводнённостью продукции, интенсификация отбора жидкости из скважин экономически целесообразна при условии увеличения дебита скважин по жидкости не менее, чем в 1,8 раза. ФОЖ оказывает положительное влияние на темпы отбора нефти, в первую очередь, для месторождений, находящихся на 3 - 4 стадиях разработки, с обводнённостью продукции выше 70 %, высокой послойной и зональной неоднородностью пластов по проницаемости.

5. Показано, что комплексное воздействие (сочетание ФОЖ и потокоотклоняющих технологий) более эффективно на залежах с меньшей степенью выработки запасов. Для условий неоднородных пластов месторождений нефти, находящихся на поздних стадиях разработки и обводнённостью продукции выше 70 %, целесообразно применение комплексного воздействия с превалированием потокоотклоняющих технологий.

6. Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Пасынков, Андрей Героевич, 2005 год

1. Абатуров С.В., Рамазанов Д.Ш., Шпуров И.В., Матвеев К.Л., Старкова Н.Р., Гордеев А.О. О перспективах применения лигниносодержащих составов в технологиях повышения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 9. - С. 62 - 65.

2. АКОР тампонажные составы (растворы) на основе этилсиликатов и катализатора для ремонтно-изоляционных работ в скважине. // Нефтяное хозяйство. - 1987. - № 10. — С. 65.

3. Александров В.М., Мазаев В.В., Пасынков А.Г. Эффективность кислотного воздействия на пласт ЮС\ Фаинского месторождения в зонах развития пород-коллекторов разлмчиого палеофациального генезиса. // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 8. - С. 66 — 71.

4. Алмаев Р.Х., Базекина Л.В., Мурзагулова Д.Р. Водорастворимые полимеры для повышения нефтеотдачи пластов. М.: Нефть и газ, 1992. // Труды ГАНГ. - Вып. 238. - С. 8-12.

5. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти. // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 12. - С. 22 - 24.

6. Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф. Основы полимерного воздействия на пласт чередующейся закачкой растворов. // Нефтепромысловое дело. 1992. - № 8. - С. 22 - 26.

7. Алмаев Р.Х. Технология повышения нефтеотдачи пластов на основе щелочпо-полимерных систем. // В сб.: Новые методы повышения нефтеотдачи пластов в интенсификации добычи нефти в республике. Уфа.: УНИ, 1990. - С. 9 - 12.

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

9. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г. Применение технологии комплексного воздействия па нагнетательные и добывающие скважины Урьевского месторождения с целью ограничения водопритоков. // НТЖ Интервал. 2002. - № 1(36). -С. 4 - 7.

10. Артемьев В.П., Госсман В.Р., Потапов A.M., Перевышин М.И., Воротилин О.И.,

11. Сумин Б.А., Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Закирьянов М.Т. Восстановление продуктивности добывающих скважин воздействием на призабойную зону нефтяными растворителями. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 2. — С. 56 - 60.

12. А.с. 1006712 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Г.М. Швед и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1983. - №11.

13. А.с. 1016486 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Способ селективной изоляции пластовых вод. / Н.В. Комаров и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1983. - № 17.

14. А.с. 1078036 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. / И.И. Клещенко и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1983. - № 9.

15. А.с. 1317099 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в скважине. / О.В. Поздеев, Э.Д. Пасхина, В.И. Зотиков, Н.В. Михеев. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1987. - № 22.

16. А.с. 1602975 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции пластовых вод. / Н.И. Крысин, М.Р. Мавлютов, Т.А. Скороходова, Ю.М. Сухих, P.M. Минаева, С.А. Гершенев. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1990. - № 40.

17. А.с. 1723307 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции кавернозной части ствола скважины. / Н.И. Крысин, A.M. Ишмухаметова, Ф.Н. Гребнева, В.А. Караваев. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1992. - № 12.

18. А.с. 1770553 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Способ селективной изоляции притока воды в скважину. // Бюл. Открытия. Изобретения. № 39.

19. А.с. 1776766 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Гелеобразующий тампонажный состав. / Ю. Д. Абрамов, С.Н. Осипов, Г.М. Острянская, А.В. Ряжкевич, В.Н. Макаров. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1992. - № 43.

20. А.с. 1828490 СССР, МКИ К Е 21 В 33/138. Способ ограничения водопритоков. / П.М. Южапииов, Э.Д. Пасхина, Г.Ф. Колесников, Н.И. Кобяков. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1993.- № 26.

21. А.с. 675168 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор. / Н.М. Макеев, Е.П. Ильясов, ПИ. Астафьев, Б.М. Курочкин, Н.Н. Касаткина, А.А. Шамшурин. . // Бюл. Открытия. Изобретения. 1979. - № 27.

22. А.с. 732494 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор. / Г.М.Швед, И.А. Левченко, А.Г. Стороженко, М.Л. Шерстяной. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1980. -№ 17.

23. А.с. 976026 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока вод в скважину. / И.Г. Юсупов и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1982. - № 43.

24. Афанасьев И.С., Антоненко Д.А., Муллагалин И.З., Усманов Т.С., Свешников А.В., Пасынков А.Г. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении. // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 8. - С. 62 — 65.

25. Афанасьев И.С., Седых К.А., Усманов Т.С., Свешников А.В., Сергейчев А.В., Пасынков А.Г. Геологическое строение и некоторые вопросы разработки Приобского месторождения. //. Нефтяное хозяйство. 2005. - № 8. - С. 58 - 61.

26. Березин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтевытеснения. // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 7.- С. 27 -29.

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

28. Булавин В.Д., Краснопевцева Н.В. Технологический комплекс для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на основе отечественного биополимера. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 4. - С. 116 - 117.

29. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1983. 192 с.

30. Валиханов А.В. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления нагнетания. М.: Недра. - 1980.

31. Власов С.А., Каган Я.М., Фомин А.В. и др. Новые перспективы полимерного заводнения в России. // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. - С. 46 - 49.

32. Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы. // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 4. - С. 30 - 31.

33. Галыбин A.M., Каримов В.Г., Кан В.А. Применение силиката натрия для водо-изоляционных работ в скважинах ПО "Удмуртнефть". // Сб. науч. тр. Всес. нефтегазНИИ. 1991.-№ 108.

34. Галыбин A.M., Соркин А.Е., Каримов В.Г. Результаты применения силиката натрия для ограничения водопритоков на месторождениях Удмуртии. // Сб. науч. тр. Всес. нефтегазНИИ. 1988. -№ 102.

35. Глумов И.Ф., Газизов A.LLI., Кочетков В.Д., Габдуллин Р.Г. Применение нефге-еернокиелотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины. / М.: ВНИИОЭНГ. 1985. - // Обзорная информ. Сер. "Нефтепромысловое дело". - Вып. 14 (103).

36. Глумов И.Ф., Слесарева В.В., Уваров С.Г., Афанасьева О.И., Андриянова О.М. Ранговая классификация ПАА зарубежных фирм.// Сб. Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века, Бугульма. 2000. - С. 133 - 139.

37. Голубева Г1.А., Алмаев Р.Х., Зельдина С.З. Стабилизация полиакриламида в агрессивных средах. М.: "Нефть и газ", 1992. - С. 45 - 52.

38. Городилов В.А., Мухаметзянов Р.П., Храмов Г.А., Зарицкая А.Т., Павлов М.В., Сонич В.П. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрьского района Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - 69 с.

39. Григоращенко и др. Применение полимеров в добыче нефти. М.: Недра, 1978. — 213 с.

40. Губский А. Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири. // Нефтегазовое обозрение. 2000. - № 3. - С. 4 - 9.

41. Гузеев В.В., Поздняков А.А., Зайцев Г.С. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского Автономного округа. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 6.-С. 116 - 119.

42. Гусев С.В., Бриллиант JI.C., Янин А.Н. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири. / Материалы совещания "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений" (г. Альметьевск, 1995 г.). М.: ВНИИОЭНГ. -1996.-С. 291 -303.

43. Гусев С.В., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО "Юганскнефтегаз". // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 7. -С. 15 - 18.

44. Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г. и др. Кремнийорганические соединения фирмы Wacker-Chemie GmbH для повышения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство. 1995. -№3. - С. 65 -68.

45. Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г. и др. Результаты промышленного внедрения силиконов фирмы Wacker-Chemie GmbH для повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях АО "Юганскнефтегаз". // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 5.- С. 72.

46. Густов Б.М., Хатмуллин A.M., Асмоловский B.C. и др. Промысловые испытания гелевых технологий на Арланском месторождении. // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 2. -С. 36 -38.

47. Девятов В.В., Алмаев Р.Х., Пастух Г1.П., Сапкин В.М. Применение водоизолирующих химреагентов па обводненных месторождениях Шаимского района. / М.: ВНИИОЭНГ.- 1995.

48. Девятов В.В. Применение водоизолирующих составов на месторождениях Шаимского района. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 5 - 6. - С. 59 - 61.

49. Джабраилов К.Т., Мусаев Р.А. Применение щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины. // Кратк. тез. докл. науч.-техн. сов. -Бугульма, 1989.

50. Еникеев P.P. Опыт и перспективы оптимизации режима работы скважин на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз". // Нефтепромысловое дело.- 2001.- № 3.- С. 25 -31.

51. Жданов С.А., Константинов С.В. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 9. - С. 24 - 25.

52. Земцов Ю.В., Белогуров В.В., Ротанова О.А. Исследование свойств тампонажно-го материала на основе полифенилэтоксисилоксана. Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири: Тюмень: СибНИИНП. -1982.

53. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Справочник. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. - 384 с.

54. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. - 312 с.

55. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. -414 с.

56. Ивин М.О., Малышев Г.А. Анализ результатов ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" и основные направления совершенствования технологии его выполнения. // НТЖ Интервал. 2001. - № 11. - С. 6 - 13.

57. Исмагилов Т.А., Игдавлетова М.З., Федоров К.М. Оптимизация параметров технологии селективной изоляции водопритока в добывающие скважины композицией на основе самотермоиолимеризующейся смолы КФ-Ж. // Нефтепромысловое дело. 1998. - № 6.-С. 10- 12.

58. Исмагилов Т.Д., Федоров К.М., Пичугин О.П., Игдавлетова М.З. Кинетика полимеризации термореактивного полимера КФ-Ж, используемого для изоляции обводненных пропластков. // Нефтепромысловое дело. 1995. - № 8 -10. - С. 45 - 47.

59. Казаков А.А. Оценка интерференции скважин. // Нефтяное хозяйство. 1984. -№ 12. - С. 38 - 42.

60. Казаков А.А. Пути повышения эффективности форсированного отбора жидкости. / М.: ВНИИОЭНГ, 1988. Обзор, информ. Сер. "Геология, геофизики и разработка нефтяных месторождений".

61. Кан В.А., Поддубный Ю.А., Сидоров И.А. и др. Гидрогели из растворов силиката натрия. // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 10. — С. 44 - 46.

62. Каневская Р.Д., Дияшев И.Р., Некипелов Ю.В. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышении нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 5. - С. 96 - 100.

63. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999. 213 с.

64. Канзафаров Ф.Я., Васильев А.С., Канзафарова С.Г. Составы для изоляции пластовых вод. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 2. — С. 20 — 22.

65. Карнаухов M.J1., Крамар Г.О., Гапонова JI.M. Особенности выполнения гидроразрывов пластов на месторождениях ноябрьского региона. // Нефтепромысловое дело. -1999.-№6.- С. 41 -43.

66. Каушанский Д.А. Однокомпонентная нолимерно-гелевая система "Темпоскрин" как технология физико-химического воздействия на нефтяные пласты. / II научно-практическая конференция "Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов". С. 40-43.

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

68. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при закан-чивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998.-267 с.

69. Клещенко И.И. Применение кремнийорганических жидкостей для водоизоля-ционных работ в скважинах. // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 3. - С. 53 - 56.

70. Клещенко И.И., Ягофаров А.К. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. / Информ. листок. № 85-6. - Тюмень: ТМТЦНТИ. -1985.

71. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Шарипов А.У. и др. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. / М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 59 с.

72. Ковардаков В.А., Духненко Е.М., Комаров Н.В. и др. Элементорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод. // Нефтяное хозяйство. 1978. - № 1. - С. 40-43.

73. Колесников К.Э., Строганов В.М., Рябоконь С.А. и др. Эффективность использования тампонажных составов АКОР. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 4. — С. 44 — 45.

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

75. Комиссаров А.И., Моллаев Р.Х., Хаджиев Б.С. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. // Нефтяное хозяйство. 1985.- №6.-С. 55.

76. Комиссаров А.И., Соколов А.А. Селективное ограничение водопритоков из низкопроницаемых глубокозалегающих пластов. / Сев.Кав.НИПИнефть. Грозный, 1989. -Деп. в ВНИИОЭНГ 10.08.89. - № 1766.

77. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом. / М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1985.-61 с.

78. Крутько Н.П., Воробьева Е.В., Мажайко Е.Ф. Комплексообразование между лиг-но-сульфонатами и формальдегидной смолой в водосолевой среде.// Журнал прикладной химии. 1988. - № 3. - С. 592 - 595.

79. Крянев Д.Ю., Чистяков А.А., Елисеев Н.Ю., Магадов Р.С. Хлобыстов Д.С. Повышение нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. М.: Фирма «Блок», 1988.- 40 с.

80. Кувшинов В.А., Стасьева JI.A. Гель-технологии для увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких нефтей. // НТЖ Интервал. 2000. - № 6 (17). - С. 3 - 7.

81. Курам шин P.M., Духовная Г1.А., Вязовая М.А., Бобылева И.В. Результаты проведения гидравлического разрыва пласта на Ермаковском месторождении. // Нефтяное хозяйство. 1997,- № 4. - С. 43 - 47.

82. Курамшин P.M., Иванов С.В., Кузьмичев Н.Д. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского района. // Нефтяное хозяйство. 1997. -№ 12.-С. 58-60.

83. Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Мухтаров Я.Г., Ширгазин Р.Г. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий. // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 2. - С. 39.

84. Мавлютов М.Р., Полканова Э.В., Нигматуллина А.Г. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении. / М.: ВНИЭМС. 1990. - // Обзорная информ. Сер. "Техника, технология и организация геолого-разведочных работ".

85. Максимова Т. Н., Кононова Т. Г., Фахретдинов Р. Н., Овсюков А. В., Блинов С. А., Гафиуллин М. Г. Гелеобразующие композиции иа основе цеолитного компонента. -Уфа: Изд-во Тилем", 1998. 238 с.

86. Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения иа месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ. - 1987. - / Обзорная информ. Сер. "Нефтепромысловое дело" - Вып. 1(130).- 60 с.

87. Маляренко А.В., Земцов Ю.В., Шапатин А.С. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений. // Нефтяное хозяйство. 1981. - № 1. - С. 35 — 38.

88. Мартынцев О.Ф., Рыжик В.М. Исследования процесса вытеснения нефти водой из неоднородных пластов. // Изв. АН СССР, сер. Механика. 1965 .- № 5.

89. Маслов И.И., Бичкевский А.Д., Левченко И.А., Губенко И.М. Селективная изоляция силанами притока пластовых вод. // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 5. - С. 38 - 41.

90. Маслов И.И., Янковский Ю.Н., Скородиевская Л.А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов иа основе кремнийорганических соединений. // Азерб. нефтяное хозяйство. 1983. - № 9.

91. Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г., Малышев Г.А., Сонич В.П., Лушников А.Я. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". // Нефтяное хозяйство, 2001.- № 9. - С. 52-57.

92. Молчан И.А., Патий А.О. Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1993.-№8.-С. 45 -58.

93. Муравьев И.М., Крылов ATI. Эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Гос-топтехиздат, 1949.

94. Овнатанов С.Т., Карапетов К.Л. Форсированный отбор жидкости. М.: Недра. 1967.- 132 с.

95. Овсюков А.В., Гафиуллин М.Г., Максимова Т.Н. и др. Возможность применения гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 1.

96. Овсюков А. В., Максимова Т. Н., Сафин С. Г., Гафиуллин М. Г. Исследование водоизолирующих свойств гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента. // Нефтепромысловое дело. 1997. - № 2. - С. 507.

97. Пасынков А.Г. Газимов P.P., Махов О.А., Михалков С.Г. Влияние особенностей геологического строения пластов АВ2-3 и АВ4.5 Самотлорского месторождения на состояние их разработки. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 9. - С. 27 - 30.

98. Пат. РФ 2065442. МКИ С 07F 7/04, Е 21В 33/138. Способ изоляции водопритоков с помощью гелеобразования растворов производных кремниевой кислоты. / В.И. Титов, В.В. Дерябин, Н.И. Ахимов. / Бюл. Открытия. Изобретения. № 28. - 1996. - С. 163.

99. Пат. РФ 2089723. 6Е 21В 43/22. Способ разработки нефтяных месторождений. / Р.С. Мухаметзянова, P.M. Епикеев., Р.Н. Фахретдинов. / Бюл. Открытия. Изобретения. -1997.-№ 15.-С. 112.

100. Пат. РФ 2124622. МКИ 6 Е 21 В 33/138. Состав для блокирования водоносных пластов. / М.И. Стартов, В.М. Айдуганов. / Бюл. Открытия. Изобретения. 1998. - № 1. -С. 384.

101. Пат. РФ 2127359 , МКИ 6 Е 21 В 43/22. Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде / Д.А. Каушанский Д.А., В.Б. Демьяновский. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1999.-№ 7.-С. 471.

102. Пат. РФ 2133337. МКИ 6 Е 21 В 43/22. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину. / П.М. Южанинов, Т.В. Чабина, В.А. Качин. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 20. - С. 422.

103. Пат. РФ 213570. МКИ 6 Е 21 В 43/20, 43/26. Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта. / Ю.Е. Батурин, А.Г. Малышев, В.П. Сонич, Г.А. Малышев. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 24. - С. 451.

104. Пат. РФ 2136870. МКИ 6 Е 21 В 43/22. Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта. / Г.Н. Позднышев, В.Н. Манырин, А.Н. Досов, А.Г. Савельев, В.И. Пузенко. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 25. — С. 430.

105. Пат. РФ 2138629. МКИ 6 Е 21 В 43/22. Способ добычи нефти. / Ш.Ф. Тахаутди-нов, Н.С. Гатиятуллин, И.А. Бареев, С.Н. Головко, Т.А. Захарченко, М.И. Залалиев, С.Е. Войтович. / Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 27. - С. 308.

106. Пат. РФ 2142043. МКИ 6 Е 21 В 33/138, 43/22. Состав для изоляции водопритока в скважину. / С.В. Абатуров, П.Р. Старкова, И.В. Шпуров, Д.Ш. Рамазанов, С.Ф. Чер-навских. / Бюл. Открытия. Изобретения. 1999. - № 33. - С. 211.

107. Переработка сульфатного и сульфитного щелоков / Под ред. Б.Д. Богомолова и С.А. Сапотницкого. М.: Лесная промышленность, 1989.

108. Пермяков И.Г., Гудок Н.С. О целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти. // Нефтяное хозяйство. 1961. - № 6. - С. jj - J8.

109. Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз" в 1998 2005 гг. / Материалы конференции. // М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". - 1998. - С. 408.

110. Поздеев О.В. Изоляция водопритоков в добывающих скважинах с низкопроницаемыми коллекторами. / Проблемы освоения трудпоизвлекаемых запасов нефти Перм. Прикамья.- М,- 1988. С. 80 - 84.

111. Политов А., Ломовский О., Телин А., Хлебникова М., Сермягин К. Новый подход к производству силикатных тампонирующих материалов в промысловых условиях. // Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС. 2002. - № 4. - С. 46 - 48.

112. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. / Труды научно-практической конференции. Бугульма. 1997. - 360 с. // Казань.: Новое Знание, 1998.

113. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования призабойной зоны скважин. // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 2. - С. 41 - 45.

114. Сабиров И.Х. Изучение перемещения водонефтяного контакта и нефтеотдачи пласта ДН Константиновского месторождения. // Нефтяное хозяйство. 1963. - № 10. - С. 29-35.

115. Сапотницкий С.А. Использование сульфитных щелоков. 3-е издание. - М.: Лесная промышленность. - 1981. - 224 с.

116. Скородиевская Л.А. Исследование гидрофобизирующей способности реагентов АКОР. // Сер. НГ геология, геофизика и бурение. 1985. - № 10.

117. Скородиевская Л.А., Хосроев Д.В., Строганов A.M. и др. Ограничение притока вод составами АКОР. // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 6. — С. 32 - 34.

118. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Климов А.А., Афанасьев В.А. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения. // Нефтяное хозяйство. -2002.-№8.-С. 31 -33.

119. Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов ОАО "НК "Лукойл". / II научно-производственная конференция. 1998. - С. 63.

120. Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов ОАО "НК "Лукойл". / III научно-производственная конференция. 1999. - С. 54.

121. Сулейманов Э. И., Волков Ю. А., Голубев Г. В., Чекалин А. Н. Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. Материалы семинара-дискуссии. Бугульма, 27-28. 05. 1996. Казань: "Новое знание", 1997. - 304 с.

122. Тагиров Ю.Д., Мусаев Л.А., Халилов Э.Г. и др. О возможности применения щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины. // Изв. АН АзССР, Сер. Наук о Земле. 1987. - № 6.

123. Телин А.Г., Свирский Д.С., Халилов Л.М., Ремнев Г.Е. Структурные особенности радиационного сшивания сополимера акриламид акрилат натрия. // Башкирский химический журнал. - 2001. - т. 8. - № 3. - С. 63 - 67.

124. Техника и технология добычи нефти на современном этапе. / Сб. докладов научно-практической конференции. Альметьевск. 1997. - С. 276.

125. Технология селективной внутрипластовой изоляции водопромытых пластов и прослоев. //Нефтяное хозяйство. 1988. -№ 6.

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

127. Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: Недра, 1966. - 163 с.

128. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986. 165 с.

129. Усеико В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. М.: Недра, 1967. - 216 с.

130. Фахретдинов Р.П., Еникеев Р. М., Мухаметзянова Р. С., Ризванова 3. И. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений. // Нефтепромысловое дело. 1994. - № 5. - С. 12-13.

131. Фахретдинов Р.Н., Мухаметзянова Р. С., Берг А.А., Васильева Е.Ш., Камалов М.М., Илюков В.А. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 3. - С. 41 - 46.

132. Хасаев A.M. Изоляция вод в эксплуатационных скважинах. М.: Недра, 1965. -112 с. с черт.

133. Хасанов М.М., Исмагилов Т.А., Мангазеев В.П., Растроган А.Е. Применение сшитых полимерно-гелевых составов для повышения нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство. -2002.-№7.-С. 110-112.

134. Хачатуров P.M., Комиссаров А.И., Соколов А.А. Ограничение водопритоков из глубокозалегающих пластов. // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 9. - С. 43 - 45.

135. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.П., Тазиев М.З., Нурмухаметов Р.С. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ВНИИОЭНГ. - 2001. - 184 с.

136. Хлебников В.Н., Ленченкова JI.E. Новая гелеобразующая композиция для Ар-ланского месторождения. // Баш. хим. журнал. 1998. - Т. 5, № 2. - С. 72 - 74.

137. Хосроев Д.В., Янковский Ю.Н., Рябоконь С.А. и др. Ограничение водопритока составами АКОР. // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 9. - С. 71 - 72.

138. Черемисин Н.А. и др. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации пластов. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. -С. 58-61.

139. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. Исследование условий формирования остаточной пефтенасыщениости в полимиктовых коллекторах при их заводнении. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. - С. 40 - 45.

140. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Ефимов П.А. Роль неупругой деформации коллекторов в нефтеотдаче пластов. // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 69 - 75.

141. Шапатин А.С. и др. Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности. Новые области применения метатлорганических соединений -М.: ГНИ-ИХТЭОС.- 1983.

142. Швецов И., Бакаев Г., Кабо Ei., Перунов В., Соляков 10. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 4 . -С. 37 - 41.

143. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара, 2000. - 336 с.

144. Шелепов В.В., Таранин В.В. Анализ применения ГРП на Повховском месторождении. / Материалы совещания "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений" (г. Альметьевск, 1995 г.). М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. - С. 303 - 308.

145. Шеметило В.Г., Мосунов А.Ю., Афанасьев В.А., и др. Форсированный отбор жидкости как метод повышения нефтеотдачи гранулярных коллекторов. // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 2. - С. 54 - 58.

146. Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев В.Г., Шарифуллин Ф.А. Анализ эффективности разработки запежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10. - С. 50 - 53.

147. Щелкачев В.Н. Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи нефти. М.: Гостоптехиздат. - 1946.

148. Экономидес М.Ю., Олни Р., Валько П. Унифицированное проектирование гидроразрыва пласта. — 2003. — 221 с.

149. Ягафаров А.К., Демичев С.С., Клещенко И.И. и др. Эффективный способ ре-монтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. // Нефтяное хозяйство. -1990.-№4.-С. 80.

150. Янковский Ю.Н., Маслов И.И., Скородиевская JT.A. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов. // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 5.

151. Янковский Ю.Н., Скородиевская Л.А., Хайретдинов Р.С. Результаты применения составов АКОР в малодебитных скважинах. // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 1. - С. 59 - 62.

152. A. Stavland, В.A. Kvanvik, A. Lohne. Simulation model for predicting placement of gels. // SPE 28600. SPE 69. Annual Technical Conference, New Orleans, LA, USA. -1994. 25 -28 September. - P. 387 - 402.

153. Al-Hashim H., Kissami M., Al-Yousef H.Y. Effect of multiple hydraulic fracture on gas-well performance. // J. Petrol. Technol. 1993. - V. 45. - N 6. - P. 558 - 563.

154. B.J. Todd, G.P. Willhite, D.W. Green. A mathematical model of in-situ gelation of polyacrylamide be a redox process. // SPE 20215, SPE Reservoir Engineering. 1993. - Feb. -P. 51-61.

155. Blanco E.R., Hydraulic fracture requires extensive disciplinary interaction. // Oil and Gas J. 1990. -N.12.-P. 112-118.

156. Chase В., Chimlovvski W., et al. Clear fracturing fluids for increased well productivity. // Oil-field review 9. 1997. - N 3. - P. 20 - 33.

157. Clark J.B. Hydraulic process for increasing productivity of wells. // Trans. AIME. -1949.-V. 186.-P. 1-8.

158. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation.-Prentice Hall. Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. 1989. - 430 p.

159. Gruber N.G., Anderson H.A. Carbonated hydrocarbons for improved gas well fracturing results. // J. Canad. Petrol. Technol. 1996. - V. 35. - N 8. - P. 15 - 24.

160. Hannah P.R., Walker E.J. Fracturing a high permeability oil well at Prudhoe Bay, Alaska. // Paper SPE 14372. 1985.

161. Hannah R.R., Park E.I., Porter D.A., Black J.W. Combination fracturing/gravel -packing completion technique on the Amberjack , Mississippi Canyon 109 field. // SPE Prod, and Frac.- 1994. V. 9.- N 4. - P. 262 - 266.

162. Hickey J.W., Brown W.E., Crittenden S.J. The comparative effectiveness of propping agents in the Red Rock formation of the Anadarco Basin. // Paper SPE 10132 . 1981.

163. Hubbret M.K., Willis D.G. Mechanics of hydraulic fracturing. // Trans. AIME. -1957.-V. 210.-P. 153 -168.

164. J.E. Smith, J.C. Mack. Gels correct in-depth reservoir permeability variation. // Oil & gas Journal. 1997. - Jan. 6.

165. J. Liang, H. Sun, R.S. Seright. Reduction of oil and water permeabilities using gels. // SPE/DOE 24195, SPE/DOE. Eighth Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma. 1922. - 22 - 24 April. - P. 409 - 418.

166. J. Liang, R.L. Lee, R.S. Seright. Gel placement in production wells. // SPE Production & Facili-ties. 1993. - Nov. - P. 276 - 284.

167. J. Liang, R.S. Seright. Further investigations of why gels reduce water permeability more than oil permeability. // SPE Production & Facilities. 1997. - Nov. - P. 225 - 230.

168. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science.- Elsevier Science Publishers, 1989. 26. - 1240 p.

169. Martins J.P., Leung K.H., Jackson MR., Stewart D.R. Tip screen out fracturing applied to the Ravensprun South gas field development. // SPE Prod. Eng. 1992. - V. 7. - N 3. - P. 252 -258.

170. McDaniel R.R., Willingham J.R. The effect of various proppants and proppant mixtures on fracture permeability. // Paper SPE 7573. 1978.

171. Meese С.Л., Mullen M.E., Barree R.D. Offshore hydraulic fracturing technique. // J. Petrol. Technol. 1994. - V. 46. - N 3. - P. 226 - 229.

172. Mullen M.E., Norman W.D. Investigation of height growth in frac-pack completions. // Paper SPE 36458. 1996.

173. Overbey Jr. W.K., Yost II А.В., Wilkins D.A. Inducing multiple hydraulic fractures from horizontal wellbore. // Paper SPE 18249. 1989.

174. P.L. Bondor, G.J. Hirasaki, M.J. Tham. Mathematical simulation of polymer flooding in complex reservoirs. // SPE Journal. 1972. - October. - P. 369 - 382.

175. Paper SPE 10659. -1982. P. 11.

176. Pat. Europa 0260888. МКИ E 21B 33/138. Colloidal silica-based fluid diversion / Bennett К. E., Fitzjohn J. L., Harmon R. A., Yates H. С. // ИзО В. 87.- № 21.- 1988. С. 39.

177. Pat. USA 4037659. МКИ E 21В 43/22. Process for recovering oil from petroleumre-servoirs / LeRoy W., Fullerton C. Union Oil Company of California. // ИзО В. 24. .№ 8. - 1976. - С. 12. // Электронный сайт патентного ведомства США. - www. uspto. gov.

178. Pat. USA 4664194. МКИ E 21 В 43/22. Gel for retarding How. / Marrocco; Matthew L. Cites Oil and Gas Corporation. // Электронный сайт патентного ведомства США. — www. uspto. gov.

179. Pat. USA 4665987. МКИ E 21 В 33/38, 43/24. Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow. // Электронный сайт патентного ведомства США. — www. uspto. gov.

180. Pat. USA 4721161, МКИ E 21 В 33/138. Method for descreasing permeability around a wellbore. / Richardson; William C.; Whittinggton; Lawrence E.; Morrow; Lawrence R. Texaco Inc. // Электронный сайт патентного ведомства США. www. uspto. gov.

181. Pat. USA 4721163. МКИ E 21 В 23/00, 33/138. Subsea well head alignment system / Davis; Peter J.R. Texaco Inc. // Электронный сайт патентного ведомства США. — www. uspto. gov.

182. Pearson С., Clonts M. Use of longitudinally fractured horizontal wells in a multizone sand-stone formation. // Paper SPE 36454. 1996.

183. Pearson C.M., Bond A.J., Eck M.E., Schmidt J.H. Results of stress oriented and aligned perforating in fracturing deviated wells. // J. Petrol. Technol. 1992. - V. 44. - N 1. - P. 10- 18.

184. R.H. Lane, R.S. Seright. Gel water shutoff in fractured or faulted horizontal wells. // CIM/SPE 655527, 2000 SPE. Petroleum Society of CIM International Conference on Horizontal Well Technology held in Calgary, Alberta, Canada. 2000. - 6 - 8 November.

185. R.S. Seright, J. Liang, H. Sun. Gel treatments in production wells with water-coning problems.//In. Situ. 1993.- 17(3).- P. 243 - 272.

186. R.S. Seright, J. Liang. A comparison of different types of blocking agents. // SPE 30120. // European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands. 1995. - May. — P . 15-16.

187. R.S. Seright, J. Liang. A survey of Field Applications of Gel Treatements for Water Shutoff. // SPE 26991. / III Latin American/Carribean Petroleum Engineering Conference, Argentina. 1994. - April. - P. 27 - 29.

188. R.S. Seright. Effect of rheology on gel placement. // SPE Reservoir Engineering. -1991,- May.- P. 212-218.

189. R.S. Seright. Gel placement in fractured systems. // SPE Production & Facilities. -1995.-Nov. -P. 241 -248.

190. R.S. Seright. Reduction of gas and water permeabilities using gels. // SPE Production & Facilities. 1995. - May. - P. 103 - 108.

191. Rooghard L.P. et al. Frac-and-pack stimulation: application, design, and field experience. // J. Petrol. Technol. 1994 .- V.46. - N 3. - P. 230 - 238.

192. Schechter R.S. Oil well stimulation. Prentice Hall. Eglewood Cliffs, NJ, 1992. - 2781. P

193. Smith M.B., Hannah R.R. High-permeability fracturing: the evolution of a technology. // J. Petrol. Technol. 1996. - V. 48. - N 6. - P. 628 - 633.

194. Tudor R., Poleschuk A. Low viscosity, low temperature fracture fluids. // J. Canad. Petrol. Technol.- 1996. V. 35. - N 7. - P. 31 - 36.

195. Underwood P.J., Kerley L. Evaluation of selective vs. point-source perforating for hydraulic fracturing. // Paper SPE 36480. 1996.