автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование технологии гидравлического разрыва пласта на основе разработки рецептур термостабильных гелеобразующих жидкостей разрыва для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири

Введение.

1. Анализ повышения производительности скважин при использовании технологии ГРП в низкопроницаемых коллекторах.

1.1. Анализ современного уровня развития процесса гидравлического разрыва пласта.

1.2. Опыт применения процесса ГРП в низкопроницаемых терригенных коллекторах Западной Сибири.

Выводы.

2. Разработка комплексной методики испытаний жидкостей для гидравлического разрыва пласта.

2.1. Методика оценки пригодности для ГРП базовых рабочих жидкостей.

2.1.1. Определение плотности.

2.1.2. Определение концентрации водородных ионов.

2.1.3. Определение давления насыщенных паров нефтей и нефтепродуктов.

2.1.4. Определение температуры вспышки углеводородных жидкостей в закрытом тигле.

2.2. Методика испытания рабочих жидкостей для ГРП.

2.2.1. Определение плотности жидкости для ГРП.

2.2.2. Реологические исследования жидкостей для ГРП.

2.2.2.1.Исследование реологических характеристик жидкостей для ГРП на вискозиметре типа «К11ео1е8Ъ>.

2.2.3. Фильтрационные исследования жидкостей для ГРП.

2.2.4. Определение пескоудерживающей и песконесущей способности жидкости для ГРП.

2.2.5. Исследование жидкостей для ГРП на деструкцию.

2.2.6. Исследование жидкостей для ГРП на совместимость с пластовыми жидкостями.

2.2.7. Определение влияния жидкости для ГРП на набухание глин.

2.2.8. Определение коэффициента восстановления проницаемости образца породы при фильтрации через него жидкости для ГРП.

2.3.Экспресс-методика проверочных испытаний жидкостей для ГРП в промысловых условиях.

Выводы.

3. Разработка рецептур термостабильных жидкостей для ГРП на углеводородной основе для низкопроницаемых терригенных коллекторов и промышленное внедрение их в процессе ГРП.

3.1. Экспериментальные исследования и разработка структурированной углеводородной гелеобразной композиции для

3.2. Лабораторные исследования углеводородных гелей, приготовленных на основе «Комплекса гелирующего «Химеко».

3.2.1. Методика приготовления углеводородного геля в лабораторных условиях.

3.3. Промышленное использование разработанных рецептур углеводородных гелей в процессе ГРП.

3.3.1. Методика приготовления углеводородных гелей в промысловых условиях.

3.3.2. Результаты промышленного использования разработанных рецептур углеводородных гелей в процессе

Выводы.

4. Разработка рецептур термостабильных жидкостей разрыва на водной основе для низкопроницаемых терригенных коллекторов и промышленное внедрение их в процессе ГРП.

4.1. Экспериментальные исследования и разработка структурированного термостабильного полисахаридного геля для

4.2. Лабораторные исследования полисахаридных гелей, приготовленных на основе «Комплекса гелирующего

Химеко-В».

4.2.1. Методика определения пригодности пластовой воды для гелирования.

4.2.2. Методика приготовления полисахаридного геля в лабораторных условиях.

4.3. Промышленное использование разработанных рецептур полисахаридных гелей в процессе ГРП.

4.3.1. Методика приготовления полисахаридного геля в промысловых условиях.

4.3.2. Результаты промышленного использования разработанных рецептур полисахаридных гелей в процессе ГРП.

Выводы.

Актуальность проблемы. Обработка скважин с применением ГРП в настоящее время является одной из наиболее высокоэффективных технологий при разработке многих месторождений во всем мире. К концу 1980-х годов было проведено более 1 миллиона таких обработок, что позволило сделать рентабельной разработку многих слабопроницаемых пластов [91]. Одним из наиболее важных факторов в процессе ГРП является использование эффективных жидкостей разрыва, свойства которых максимально подобраны для применения их в пластах с определенными геологическими условиями.

Терригенные коллектора Западной Сибири, обладающие в основном низкой проницаемостью, повышенной склонностью глинистых материалов, входящих в состав коллектора, к набуханию, большой глубиной скважин, а также повышенными пластовыми температурами, требуют наиболее тщательного подхода к выбору жидкости разрыва.

При использовании в водочувствительных низкопроницаемых высокотемпературных пластах существующих жидкостей разрыва (эмульсий, полиэмульсий или гелей) из-за их низкой термостабильности и, связанных с нею, высокой фильтрации и низкой пескоудерживающей способности, а также кольмати-рующего воздействия на пласт за счет неполной деструкции, образующихся осадков и набухания глин снижается эффективность процесса ГРП - не достигается потенциально возможное увеличение дебита нефти после ГРП, повышается обводненность скважин, снижается длительность эффекта, увеличиваются объемы закачиваемых в пласт жидкостей для ГРП, увеличиваются давления закачки, возникают трудности при освоении скважин.

Поэтому разработка новых рецептур термостабильных, не вызывающих кольматации жидкостей разрыва для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири, является актуальной научной и практической задачей совершенствования технологии гидравлического разрыва пласта.

Среди применяющихся жидкостей разрыва наиболее совершенными являются гелеобразующие жидкости, обладающие регулируемой деструкцией и наименьшими потерями давления на трение при закачке в пласт.

Основной идеей, которой посвящена работа, является совершенствование технологии гидравлического разрыва пласта на основе разработки рецептур термостабильных гелеобразующих жидкостей разрыва для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири.

Обоснование темы диссертации и постановка задач для исследования.

Диссертация посвящена совершенствованию процесса гидравлического разрыва пласта в низкопроницаемых терригенных коллекторах в условиях позы шенных пластовых температур, на основе разработки рецептур структурированных гелеобразующих жидкостей разрыва на углеводородной и водной основах, обладающих высокой термостабильностью и пескоудерживающей способностью, низкой фильтрацией, низкими потерями давления на трение, не вызывающих набухания глин, образования осадков и эмульсий, а также обладающих регулируемой плавной деструкцией.

В связи с этим в работе были поставлены и решались следующие основные задачи:

- анализ эффективности применяющихся жидкостей разрыва при проведении ГРП в низкопроницаемых терригенных коллекторах Западной Сибири;

- анализ патентной и научно-технической литературы и выбор наиболее рациональных направлений в разработке рецептур термостабильных гелеобразующих жидкостей разрыва для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири;

- разработка комплексной методики испытаний жидкостей для ГРП;

- экспериментальные исследования с целью разработки рецептур и методик приготовления в промысловых условиях гелеобразующих жидкостей разрыва на углеводородной и водной основах;

- использование в технологии ГРП разработанных рецептур углеводородных и водных гелей вместо ранее использующихся составов жидкостей разрыва на основе импортных реагентов; ь

- промысловые испытания процессов ГРП с использованием разработанных рецептур гелеобразующих жидкостей разрыва на углеводородной и водной ос новах и методик их приготовления в промысловых условиях, анализ полученных результатов.

Методы решения поставленных задач. Задачи решались путем анализа патентной и научно-технической литературы, лабораторных исследований и промысловых испытаний.

Научная новизна. Разработана комплексная методика испытаний жидкостей для ГРП, адаптированная к традиционно используемому в России лабораторному оборудованию.

Разработана рецептура термостабильной гелеобразующей жидкости разрыва на углеводородной основе для низкопроницаемых терригенных коллекторов -структурированная гелеобразная композиция, отличающаяся от известных улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными характеристиками при температурах 70-100°С.

Разработана рецептура термостабильной гелеобразующей жидкости разрыва на водной основе для низкопроницаемых терригенных коллекторов - водный полисахаридный гель, отличающийся от известных улучшенными структурно-реологическими характеристиками и регулируемым темпом деструкции при температурах 75-100°С.

Разработанные рецептуры защищены патентами РФ.

Практическая ценность работы. Обобщены результаты ГРП на месторождениях Западной Сибири с применением в качестве жидкостей разрыва углеводородных и водных гелей.

Разработана методика оценки пригодности для ГРП базовых рабочих жидкостей.

Разработана экспресс-методика проверочных испытаний жидкостей для ГРП в промысловых условиях.

Разработана методика приготовления в промысловых условиях структурированной углеводородной гелеобразной композиции и внедрена на месторождениях Западной Сибири технология ГРП с ее применением.

Разработана методика приготовления в промысловых условиях полисаха-ридного водного геля и внедрена на месторождениях Западной Сибири технология ГРП с ее применением.

Сформулированы требования и составлены технические условия (ТУ) на выпуск отечественных комплексов реагентов для приготовления углеводородных и полисахаридных гелей для ГРП.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- семинаре «Развитие работ в области гидроразрыва пласта, обмен передовым опытом и знакомство с новыми технологиями» (ГП «Роснефть», г. Москва, ВВЦ, 13-16 декабря 1993 г.);

- научно-техническом совещании «Повышение эффективности разработки месторождений» (ОАО «Сиданко», г. Радужный, 23-27 марта 1998 г.);

- научно-технической конференции по проблемам применения ГРП в России (ОАО «НТК РМНТК «Нефтеотдача», г. Москва, 17 декабря 1998 г.).

Технология ГРП с применением геля на водной основе экспонировалась на 7 международной выставке оборудования для нефтяной и газовой промышленности (Москва, «ЭКСПОЦЕНТР», 22-26 июня, 1998 г.).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Усачев П.М., Песляк Ю.А., Константинов C.B., Киселева Г.С., Крикунов Н.В. Лесик Н.П., Магадова Л.А., Миклин Ю.А., Руднев В.А., СаврасовА.А Гаппоева А.Х., Галиев Ф.Ф.,Сысков В.В. Инструкция по технологии глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта: РД 39-0147035-236-89. - М.: ВНИИ, 1988.-52 с.

2. Усачев П.М., Крикунов Н.В., Киселева Г.С., Гаппоева А.Х., Магадова Л.А., Галиев Ф.Ф., Сысков В.В., Сердюков О.Т., Шумилов В.А., Исмагилов Р.Г. Состав для гидравлического разрыва пласта. Авт. св. № 1597445, опубликовано в 1990 г.

3. Усачев П.М., Магадова Л.А., Киселева Г.С., Гаппоева А.Х. Эмульсионная композиция для гидравлического разрыва пласта// Сб. науч. тр. Эффективность технологических методов и технических средств, применяемых при повышении нефтеотдачи пластов. -1991 - № 113 - С.91-96.

4. Константинов C.B., Магадова JI.A., Мариненко В.Н., Медведев В.А., Голованов П.К., Ковалев Н.И. Состав для гидравлического разрыва пласта. Авт. св. № 1707192, опубликовано в 1992 г.

5. Магадова JI.A., Гаппоева А.Х., Беляева А.Д., Мариненко В.Н.,Константинов C.B., Серков С.А., Лобанов П.Б., Великопольский И.А., Магадов P.C., Силин M A., Гаевой Е.Г., Рудь М.И. Структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта. Патент России № 2043491, опубликован в 1995 г.

6. Магадова JI.A., Беляева А.Д., Мариненко В.Н., Константинов C.B., Магадов P.C., Силин М.А., Гаевой Е.Г., Рудь М.И. Гелеобразная углеводородная композиция для гидравлического разрыва пласта. Патент России № 2066737 , опубликован в 1996 г.

7. Магадов P.C., Силин М.А., Гаевой Е.Г., Рудь М.И., Магадова JI.A., Мариненко В.Н., Беляева А.Д., Константинов C.B. Способ получения загустителя углеводородных жидкостей. Патент России № 2052462, опубликован в 1996 г.

8. Магадова JI.A., Мариненко В.Н., Беляева А.Д., Поддубный Ю.А., Дябин А.Г., Кан В.А., Соркин А.Я., Заволжский В.Б., Рожков А.П. Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта. Патент России № 2097547, опубликован в 1997 г.

9. Кан В.А., Магадова Л.А., Казаков A.A., Поддубный Ю.А., Смирнов Ю.М., Дябин А.Г., Соркин А.Я., Днепровская Н.И., Мариненко В.Н., Беляева А.Д., Че-калина Г., Заволжский В.Б., Абдульманов Г.Ш., Рожков А.П., Радченко В.С Инструкция на процесс гидравлического разрыва в добывающих скважинах для условий месторождений АООТ «Пурнефтеотдача»: ОАО «НТК РМНТК «Нефтеотдача», АООТ «Пурнефтеотдача»: М. - 1996. - 62 с.

10. Магадов Р., Магадова Л., Силин М., Гаевой Е. Отечественные химические реагенты для гидроразрыва пласта//Нефть и капитал. - 1996. - № 17. - С. 49-50

11. Заволжский В.Б., Дябин А.Г., Кан В.А., Кранковский C.B., Магадова Л.А., Мариненко В.Н., Поддубный Ю.А., Попов П.И., Радченко B.C., Рожков А.П., 3

Соркин А .Я. Способ гидравлического разрыва пласта. Патент России №

2117147, опубликован в 1998 г.

12. Заволжский В.Б., Дябин А.Г., Кан В.А., Магадова Л.А., Мариненко В.Н., Поддубный Ю.А., Попов П.И., Рожков А.П., Соркин А .Я. Способ приготовления полиэмульсии для гидравлического разрыва пласта. Патент России №

2117148, опубликован в 1998 г.

Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») и Открытом Акционерном Обществе «Научно-Технологическая Компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс «Нефтеотдача».

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю - директору научно-производственного центра (НПЦ), к.т.н. А.Г. Дябину, вице-президенту ОАО «НТК РМНТК «Нефтеотдача», к.т.н. Ю.А. Поддубному за большую помощь и ценные советы в процессе работы над диссертацией, сотрудникам НПЦ Г.Чекалиной, В.Н. Мариненко, А.Д. Беляевой, C.B. Максимовой и В.Н. Филимоновой за помощь в проведении лабораторных исследовании и в составлении математической программы для расчетов реологии и фильтрации к методике испытания жидкостей для ГРП.

Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам ОАО «Пурнефте-отдача» - генеральному директору В.Б. Заволжскому, главному инженеру П.И. Попову, главному геологу А.П. Рожкову, заместителям директора C.B. Кран-ковскому и B.C. Радченко, технологам В.О. Олендеру и А.Н. Филиппову за организацию промысловых работ и участие в обсуждении результатов промысловых испытаний. ю

Выводы

1. Разработана рецептура и методика приготовления в промысловых условиях жидкости для ГРП на водной основе, с использованием полисахарида и отечественных ингредиентов, отличающаяся от известных улучшенными структурно-реологическими характеристиками и регулируемым темпом деструкции при температурах 75-100°С. При этом используется специально синтезированный борный сшиватель и регулятор деструкции на основе двухзамещенного соединения азота.

2. Сформулированы требования и составлены технические условия (ТУ) на выпуск комплекса реагентов для приготовления полисахаридных гелей для ГРП (ТУ 2499-038-17197708-98), по которым освоено их производство в ЗАО «Химеко-ГАНГ» г. Москва.

3. Разработанная жидкость разрыва на водной основе испытана и внедрена на 30 скважинах глубиной 3000-3500 м в ОАО «Пурнефтеотдача» на месторождениях Пуровского региона в терригенных коллекторах с проницаемостью 5-30 мд с пластовыми температурами 90-100°С. Достигнуты приросты дебитов нефти на 40-70 т/сут при успешности операций 95%, осложнений при вызове притока не наблюдалось.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей диссертационной работе при помощи теоретических и экспериментальных исследований обоснована возможность совершенствования технологии гидравлического разрыва пласта на основе разработки рецептур термостабильных гелеобразующих жидкостей разрыва для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири. При этом:

1 .Проведен анализ технологии ГРП с применением в качестве жидкостей для ГРП гелей на водной и углеводородной основах, который показал, что при их использовании возникают проблемы, связанные с ускоренной деструкцией геля при температуре пласта выше 70°С, вызывающей преждевременное выпадение проппанта и, как следствие, повышенную обводненность скважины за счет неравномерного закрепления трещины, а также с повышенной фильтрацией жидкости разрыва в пласт, которая вызывает снижение проницаемости пласта за счет проникновения геля в пласт без деструктора, в случае использования геля на углеводородной основе и кольматирующего действия образующихся осадков и набухания глин, в случае использования геля на водной основе.

2. На основе обобщения современных требований, предъявляемых к жидкостям для ГРП разработана «Комплексная методика испытаний жидкостей для ГРП», в которой регламентируется разработка и подбор оптимальных рецептур жидкостей разрыва для конкретных геолого-физических условий, определение рабочих параметров этих жидкостей для проектирования процесса ГРП и контроль их качества в промысловых условиях.

3.На базе выпускаемых в России ингредиентов разработана рецептура и методика приготовления в промысловых условиях углеводородной гелеобраз-ной композиции для гидравлического разрыва пласта, отличающейся от известных улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными характеристиками при температурах 70-100°С за счет использования комплексообра-зо вате ля на основе трехзамещенного органического соединения азота.

4.Разработана рецептура и методика приготовления в промысловых условиях жидкости для ГРП на водной основе, с использованием полисахарида и месторождениях Западной Сибири

Рецептуры Основа жидкости Температура,°С Вязкость,сП, при скорости сдвига 170 с"1 Фильтрато-отдача, %об. Вязкость фильтрата, сП Время 100% деструкции, час Количество осадка после деструкции,%об.

Легкая нефть 20 135 - - -

Разработанные 80 147 20 Вязкость нефти 6-8 Нет

Пластовая вода 20 326 - - -

95 250 12 1-2 Не менее 8 ДоЗ

Легкая нефть 20 200 - - -

Зарубежные 80 50 100 50 Менее 1 Нет аналоги Пластовая вода 20 350 - - -

95 30 15 1-2 Менее 1 До 10 отечественных ингредиентов, отличающаяся от известных улучшенными структурно-реологическими характеристиками и регулируемым темпом деструкции при температурах 75-100°С. При этом используется специально синтезированный борный сшиватель и регулятор деструкции на основе двухзаме-щенного соединения азота.

В таблице 5.1 приведены условия применимости разработанных рецептур жидкостей разрыва, а в таблице 5.2 сравнительные характеристики разработанных рецептур с зарубежными аналогами, применяющимися на месторождениях Западной Сибири.

5.Сформулированы требования и составлены технические условия (ТУ) на выпуск комплексов реагентов для приготовления углеводородных и полисаха-ридных гелей для ГРП (ТУ 2481-014-17197708-93 и ТУ 2499-038-17197708-98^ по которым освоено их производство в ЗАО «Химеко-ГАНГ» г. Москва.

6. Разработанная углеводородная жидкость разрыва испытана и внедрена на 15 скважинах глубиной 2600-2850 м в ОАО «Юганскнефтегаз», «Пурнефтегаз», «Ноябрьскнефтегаз» и «Сургутнефтегаз» в терригенных коллекторах с проницаемостью до 50 мд и пластовыми температурами 75-90°С. Достигнуты приросты дебитов нефти 20-60 т/сут при успешности операций 93%, осложнений при вызове притока не наблюдалось.

Разработанная жидкость разрыва на водной основе испытана и внедрена на 30 скважинах глубиной 3000-3500 м в ОАО «Пурнефтеотдача» На месторождениях Пуровского региона в терригенных коллекторах с проницаемостью 5-30 мд с пластовыми температурами 90-100°С. Достигнуты приросты дебитов нефти на 40-70 т/сут при успешности операций 95%, осложнений при вызове притока не наблюдалось.

1. Авт. св. № 1597445. Состав для гидравлического разрыва пласта/ Усачев П.М., Магадова JI.A. и др., опубликовано в 1990 г.

2. Авт. св. № 1707192. Состав для гидравлического разрыва пласта/ Константинов C.B., Магадова JI.A. и др., опубликовано в 1992 г.

3. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»/ Малышев А.Г., Малышев Г.А. и др.// Нефтяное хозяйство. 1997. -№ 9. - С.46-51

4. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва пласта// Прикл. матем. и мех. 1956. - Т. 20. - № 4. - С.475-486

5. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. - С.265-299

6. Глова В.Н., Латышев В.Н. Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Пурнефтегаз»// Нефтяное хозяйство. 1996. - № 1. - С. 15-18

7. Глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта метод интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов/ Константинов C.B., Лесик Н.П. и др.// Нефтяное хозяйство. - 1987. - № 5. - С. 22-25

8. Глущенко В.Н. Углеводородные гели для гидроразрыва пластов// Нефтяное хозяйство. 1993. -№11.- С.36-38

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

10. Ю.Гусев C.B., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз»// Нефтяное хозяйство. 1991.-№ 7. - С.15-1811 .Европейский патент № 0225661, опубликован в 1991 г.1. SZ8

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

12. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975. - 207 с.

13. М.Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта// Изв. АН СССР, ОТН. 1955. - № 5. - С.3-41

14. Желтов Ю.П., Эльфреш П. П.М., Калра С. Жидкости для гидравлического разрыва пласта в арктических условиях// Нефтяное хозяйство.-1999.-№3.-С. 38-40

15. Жигач К.Ф., Яров А.Н. Об оценке набухаемости глин// Изв. ВУЗ Нефть и газ. 1959. -№ 10.-С.13-18

16. Заволжский В.Б. «Флот» открывает новые горизонты// Конверсия в машиностроении. 1999. - № 1. - С. 23-25

17. Инструкция на процесс гидравлического разрыва в добывающих скважинах для условий месторождений АООТ «Пурнефтеотдача»/ Кан В.А., Магадова JI.A. и др. ОАО НТК РМНТК «Нефтеотдача», АООТ «Пурнефтеотдача». -М., 1996.-62 с.

18. Инструкция по технологии глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта: РД 39-0147035-236-89/ Усачев П.М., Магадова Л.А. и др. М.: ВНИИ, - 1988.- 52 с.

19. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 224 с.

20. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. С.З

21. Константинов C.B., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом: Обз. инф. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефк -пром. дело. 1985. - 60 с.

22. Константинов C.B., Матвеев Ю.М. Результаты опытных работ по гидроразрыву канадской фирмы «Фракмастер» на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз»// Нефтяное хозяйство. 1989. - № 6. - С.20-26

23. Кривоносов И.В., Чарный И.А. Расчет дебитов скважин с трещиноватой призабойной зоной пласта// Нефтяное хозяйство. 1955. - № 7. - С. 40-47

24. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин/ Пер. с румынск. М.: Недра, 1985. - С.79

25. Кузин Ф.А. Кандидатская диссертация. Методика написания, правилаоформления и порядок защиты. Пр. пособие для аспир. и соиск. уч.ст. 2-е изд.- М.:Ось-89, 1998.-208 с.

26. Кукушкин Ю.Н. Химия координационных соединений. М.: Высшая школа, 1985. - С.126-131

27. Курамшин P.M., Иванов C.B., Кузьмичев Н.Д. Эффективность проведения гидроразрыва пласта на месторождениях Ноябрьского района// Нефтяное хозяйство. 1997. - №12. - С.58-60

28. Куранов И.Ф., Шехтман Ю.М. Определение дебита скважины при наличии горизонтальной трещины с заполнителем// Нефтяное хозяйство. 1961. - № 9. - С. 37-39

29. Магадова Л.А. Технология гидроразрыва пласта с использованием отечественных материалов и оборудования// Материалы научно-технической конференции по проблемам применения ГРП в России, 17 декабря 1998 г., ОАО НТК РМНТК «Нефтеотдача». M., 1999. - С.

30. Максимович Г.К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов. М.: Гостоп-техиздат, 1957. - 98 с.

31. Муравьев И.М., Го Шан пин. Об эффективности проведения массового гидравлического разрыва пласта// Нефтяное хозяйство. 1958. - № 4. - С. 39-44idO

32. Николаевский B.H. Применение гидравлического разрыва пласта на месторождении Умбаки// Нефтяное хозяйство. 1958. - № 4. - С. 50-53

33. Отечественные химические реагенты для гидроразрыва пласта/ Магадов P.C., Магадова Л.А.и др. // Нефть и капитал. 1996. - № 17. - С.49-50

34. Патент № 2043491 РФ. Структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта/ Магадова Л.А. и др., опубликован в 1995 г.

35. Патент № 2052462 РФ Способ получения загустителя углеводородных жидкостей/ Магадов P.C., Магадова Л.А. и др., опубликован в 1996 г.

36. Патент № 2066737 РФ. Гелеобразная углеводородная композиция для гидравлического разрыва пласта/ Магадова Л.А. и др., опубликован в 1996 г.

37. Патент № 2097547 РФ. Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта/ Магадова Л.А. и др., опубликован в 1997 г.41 .Патент № 2117147 РФ. Способ гидравлического разрыва пласта/ Заволжский В.Б., Магадова Л.А. и др., опубликован в 1998 г.

38. Патент № 2117148 РФ. Способ приготовления полиэмульсии для гидравлического разрыва пласта/ Заволжский В.Б., Магадова Л.А. и др., опубликован в 1998 г.

39. Патент № 3900070 США, опубликован в 1975 г.

40. Патент № 3948325 США, опубликован в 1976 г.

41. Патент № 4033415 США, опубликован в 1977 г.

42. Патент № 4152289 США, опубликован в 1979 г.

43. Патент № 4153649 США, опубликован в 1979 г.

44. Патент № 4174283 США, опубликован в 1979 г.

45. Патент № 4200539 США, опубликован в 1980 г.

46. Патент № 4301868 США, опубликован в 1981 г.

47. Патент № 4316810 США, опубликован в 1982 г.

48. Патент № 4432882 США, опубликован в 1984 г.

49. Патент № 4451389 США, опубликован в 1984 г.

50. Патент № 4553601 США, опубликован в 1985 г.55 .Патент № 4567947 США, опубликован в 1986 г.

51. Патент № 4622155 США, опубликован в 1986 г.

52. Патент № 4635727 США, опубликован в 1987 г.

53. Патент № 4749041 США, опубликован в 1988 г.

54. Патент № 4781845 США, опубликован в 1988 г.

55. Патент № 4795574 США, опубликован в 1989 г. 61 .Патент № 4883605 США, опубликован в 1989 г.

56. Патент № 4885103 США, опубликован в 1989 г.

57. Патент № 4960527 США, опубликован в 1990 г.

58. Патент № 5 024276 США, опубликован в 1991 г.

59. Патент № 5082059 США, опубликован в 1992 г.

60. Патент № 5082579 США, опубликован в 1992 г.

61. Патент № 5145590 США, опубликован в 1992 г.

62. Патент № 5160445 США, опубликован в 1992 г.

63. Патент № 5160643 США, опубликован в 1992 г.

64. Патент № 5252236 США, опубликован в 1993 г. 71 .Патент № 5266224 США, опубликован в 1993 г.

65. Патент № 5310489 США, опубликован в 1994 г.

66. Патент № 5417287 США, опубликован в 1995 г.

67. Патент № 5445223 США, опубликован в 1995 г.

68. Патент № 5681796 США, опубликован в 1997 г.

69. Патент № 5 762140 США, опубликован в 1998 г.

70. Пискунов Н.С. Разрыв пласта и влияние разрыва на процесс эксплуатации месторождений// Тр. ВНИИ. М.: Гостоптехиздат, 1958. - Вып. XVI. - С.3-24

71. Поддубный Ю.А. Основные направления совершенствования технологии ГРП// Материалы научно-технического семинара «Повышение нефтеотдачи пластов», 11 марта 1999 г., ОАО «Пурнефтеотдача». -г. Губкинский, 1999.-С.20-30

72. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1962. -888 с.

73. Рябоконь С.А., Нечаев А.С., Чагай Е.В. Жидкости песконосители для гидроразрыва пласта// Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 1987.-52 с.

74. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. М.: Мир, 1964. - 216 с.

75. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта: Учебное пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. М.: Недра, 1986. - с. 98.

76. Чикеш М., Чубрич С. Гидравлический разрыв пласта как средство оптимизации добычи нефти из юрских залежей Западной Сибири// ОАО «Сиданко». Материалы научно-технического совещания 23-27 марта 1998 г. в г. Радужный. М.: ОАО «Нефтяник», 1998. - С.266-295

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

78. Щуров В.И., Трубина А.Ф. Решение при помощи метода электролитического моделирования задачи о притоке жидкости к скважине при наличии трещины в пласте// Тр. ВНИИ. М.: Гостоптехиздат, 1958. - Вып. XVI. - С. 86-105

79. Эмульсионная композиция для гидравлического разрыва пласта/ Усачев П.М., Магадова Л.А. и др.// Сб. науч. тр. ВНИИнефть. М., 1991. - № 113. -С.91-96

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

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

82. Ely J.W. Stimulation engineering handbook: Tulsa, Oklahoma. Penwell Books. -1994.-357 p.

83. Fracturing products and additives// J. World Oil, August 1995. P. F-3 to F-12.

84. Gidley J.L. et al.: Recent Advances in Hydraulic Fracturing// Monograph Series SPE, Richardson, TX. 1989. - Vol. 1. - P.131-146

85. Gruber N.G., Anderson H.A. Carbonated hydrocarbons for improved gas well fracturing results// J. Canad. Petrol. Technol. 1996. - Vol. 35. - № 8. - P. 15-2433

86. Howard G.C., Fast C.R. Hydraulic fracturing: SPE Monograph Series. 1970. -Vol. 2.-203 p.

87. Hubbert M.K., Willis D.G. Mechanics of hydraulic fracturing// Trans. AIME. -1957. -Vol. 210. -P.153-168

88. J. Pet. Techn., 1983. Vol. 35. - № 5. - P.853-864

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

90. Recommended Practice for Standard Procedures for Evaluation of Hydraulic Fracturing Fluids: API RECOMMENDED PRACTICE 39 (RP 39) SECOND EDITION. JANUARY 1983. - American Petroleum Institute. - 29 p.

91. Tudor R., Poleschuk A. Low- viscosity, low-temperature fracture fluids// J. Canad. Petrol. Technol. 1996. - Vol. 35. - № 7. - P.31-36

92. Yeager V., Shuchart C. In situ gels improve formation acidizing// Oil & Gas J. -1997.-Vol. 95.-№3.-P.70-72

93. УТВЕРЖДАЮ" Главнуп)^шженер УКРС .А.В.Щукин1. Ь'филожеиие i

94. УТВЕРЖДАЮ" Главный инженер НГДУ "ХН' Г.И.Кузаев1. АКТ

95. О проведенном гидроразрыве пласта 27.06.97г. (315)

96. Месторождение: Холмогорское

97. Скважина № 2245 Куст№ 114 Пласт Б-10 Интервал перфорации: 2744-2757м.

98. Диаметр, ( мм) Н башмака, (м) Объем, ( м3) Макс, давление (атм.)

99. Э/колонна 146 ' 0,147 130

100. НКТ 88,9 2732,7 12,406 7001. Общий объем 12,553

101. Глубина установки пакера 2730.5м.

102. Жидкость ГРП Д/топливо Тип пропанта 18/30

103. Плановая закачка пропанта 6.325 т. Закаченный пропант 6, 8 т.

104. Пропант в пласте 6.8 т. Макс, концентрация пропанта 480 кг/м .

105. Давление разрыва пласта 425атм. Скорость закачки при разрыве пласта 2,7м'/мин

106. Максимальное давление при продавки или при "стопе!" 459атм.

107. Скорость закачки в конце продавки 3.7м 3/мин

108. Предохранительный клапан тарирован на 120 атм.

109. Давление затрубного пространства 80 атм.

110. Объем жидкости для ГРП 95м3

111. Объем закаченной жидкости 68,6м3.1. В том числе объемы:

112. Миниразрыв Ом3 Буфер 27 м3

113. Жид-ть с пропантом 29,1м3 Продавка 12.5 м3 Остаток жидкости 26.4м 3

114. Использованные химреагенты: Активатор (1200л), Гелант (1200л),

115. Пропант 18/30 ( 6,8 т.) Деструктор (160 кг.ЛКомплексообразователь (400л).1. Примечание: уkPH^Z*^ /bUdbs&i, ¿fic^LS. /¿^¿ptpZ1. Стоимость работ: ^

116. Руководитель работ: Представитель НГДУ *м*

117. Гидроразрыв пласта проводился по стандартной схеме с применением оборудования фирмы "СТЮАРТ и СТИВЕНСОН".

118. После опрессозки нагнетательных линий в скважину было закачено всего 68мЗ геля и 11,2 тонны пропанта .

119. Максимальная концентрация пропанта достигла до 700кг/мЗ.Темп закачки геля 4мЗ/мин.Рабочее давление составило 280атм., давление разрыва пласта 560атм.Гидроразрыв прозодился при темпера туре воздуха минус 5 град.С.

120. Сбоее б работе агрегатов не наблюдалось.Компьютерная модель гидро разрыза прилагается.Дебит скзажины до проведения ГРП 2мЗ/сут.

121. По результатам испытаний комиссия пришла к следующим выводам:

122. Гелирующий комплекс "Химеко" ТУ 2481-014-17197708-93 может быть успешно использован для приготовления технологической жидкости гидроразрыэа пласта.

123. Проведённые испытания показали хорошие вязкостные и песксудержи зающие свойства геля,а также низкие фильтрационные утечки и потер"! на трение.1. Члены комиссииурба В.Н.юг1. Л/гс/ложет/е 4

124. Скважина 1326 Куст 147 Восточно-Тарко-СалинскЬе1. ПАРАМЕТРЫ СКВАЖИНЫ:1. Глубина,м Радиус ,м

125. Внутренний диаметр НКТ,мм Диаметр перфорационных отверстий, мм Число перфорационных отверстий Коэф.продуктивности,мЗ/сут.ат Дебит нефти,т/сут Обводненность,%3306.0 6.1 62.0 8.0 220.0 0.70 2.00 0001. ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА:

126. Пластовое давление,МПа 26.0 '"'

127. Вязкость пластовой нефти,мПа.с 0.4

128. Коэф.сжимаемости нефти, 1/МПа 0.160Е-03

129. Расстояние между скважинами,м 500.01. ПЕСЧАНИК:1. Толщина,м 6.21. Пористость,доли 0.15

130. Проницаемость,мкмл2 0.065 "

131. Модуль Юнга породы,МПа 18220.481. Коэф.Пуассона 0.20

132. Предел прочности породы на разрыв,МПа 1.50 '1. ГЛИНА:1. Пористость,доли 0.001. Проницаемость,мкмЛ2 0.001

133. Модуль Юнга породы,МПа '42014.061. Коэф.Пуассона 0.19

134. Предел прочности породы на разрыв,МПа 3.50

135. ПАРАМЕТРЫ ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА:1. Плотность, кг/ мЗ 1011.01. Вязкость,мПа.с 750.0

136. Показатель неньют.поведения(п) 0.20

137. Коэф. консистенции(к),Па.сЛп 20.000

138. Коэф.утечек с кольматац.,м/минл{-1) 0.0000

139. Коэф. мгновенных утечек .м/мин^-!) 0.00001. Основа вода1. ПАРАМЕТРЫ

140. Плотность, кг/мЗ Размер гранул,мм1. ПРОППАНТА:3100.0 0.71. ПАРАМЕТРЫ ПРОЦЕССА:

141. Темп закачки,мЗ/мин Заданная Высота трещ.(для мод.-20),м Объем закач.жидкости(+проп+промыв)мЗ Объем подушки, мЗ

142. Сред, конценг. проп. в жид-пескон, кг/мЗ1. РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ:

143. Скважина 1893 Куст 147 Восточно-Таркосалинское1. ПАРАМЕТРЫ СКВАЖИНЫ: . .,1. Глубина,м ■ • > 3^32 01. Радиус ,м 0.1

144. Внутренний диаметр НКТ,мм 62.0

145. Диаметр перфорационных отверстий,мм 8.0

146. Число перфорационных отверстий 220.0

147. Коэф.продуктивности,мЗ/сут.ат ' 0.701. Дебит нефти,т/сут 3.001. Обводненность,% 0.001. ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА:

148. Пластовое давление,МПа 30.0

149. Вязкость пластовой нефти,мПа.с 0.4

150. Коэф.сжимаемости нефтиД/МПа 0.160E-03

151. Расстояние между скважинами,м 500.0 ПЕСЧАНИК:1. Толщина,м ' 10.01. Пористость, доли 0.121. Проницаемость,мкмл2 0.005

152. Модуль Юнга породы,МПа 20958.761. Коэф.Пуассона 0.19

153. Предел прочности породы на разрыв,МПа 1.50 ГЛИНА:1. Пористость,доли 0.001. Проницаемость,мкмЛ2 0.001

154. Модуль Юнга породы,МПа 42014.06

155. Коэф.Пуассона' i ' ?i <! ' ^ 4 1 0.19

156. Предел прочности породы на разрыв,МПа 3.50 ПАРАМЕТРЫ ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА:

157. Плотность,кг/мЗ . . ' 1011.01. Вязкость,мПа.с , 750.0

158. Показатель неньют.поведения(п) 0.20

159. Коэф.консистенции(к),Па.сЛп , • 20.000

160. Коэф.утечек с кольматац.,м/минл(-1) ■ 0.0000

161. Коэф. мгновенных утечек ,м/минл(-1) 0.00001. Основа вода1. ПАРАМЕТРЫ ПРОППАНТА:

162. Плотность,кг/мЗ ! ' Л " ■ 1 3100.01. Размер гранул,мм • 0.71. ПАРАМЕТРЫ ПРОЦЕССА:

163. Темп,закачки,мЗ/мин , . 1.1

164. Заданная Высота трещ.(для мод.-2В),м 0.0

165. Объем закач.жидкости(+проп+продавка)мЗ 60.01. Объем подушки,мЗ 22.0

166. Сред.концент.проп.в жид-пескон,кг/мЗ 400.01. РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ:

167. Давление разрыва пласта(Рзаб),МПа 53.6

168. Эффектив. давление разрыва(Рзаб-Рпл),МПа 23.6

169. Потери давления в НКТ.МПа 15.2

170. Потери давления в перф.отверсгиях,МПа 0.0026

171. Гидростатическое давление,МПа 40.11. Ji/ъшожг^ие о

172. Устьевое давление обработки,МПа 28.7

173. Темп закачки, мЗ/мин ; ¡,-М ' ? •. Л» 1.1-.:1. ПРЯМОЙ СЧЕТч И »» 'л. > ;{ >! 1 >-•, *1 I1. РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ:

174. ВЯЗКОСТЬ жид.разр.(кажущаяся),мПа.с 548.46

175. КОНЦЕНТР.проп.(в жидк.-пескон),кг/мЗ 400.0- растворная,кг/мЗ ,„ . 347.8- в трещине ,кг/мЗ ,, ,,.,. . 0.0 ВРЕМЯ закачки жид.разр.+продавка,мин . , . г . . 54.5подушки,мин 20.0промывки,мин 9.0

176. ОБЪЕМ закаченной жидкости(+проп.),мЗ 60.0подушки,мЗ . / ! V , ; < : -' ,'22.0жидкости-песконосит(-проп.),мЗ 24.9 ,соляного раствора,мЗ 9.9 . •трещины ,мЗ ¡¡; 7.4 ;утечек ,мЗ 31.8 >проппанта,мЗ 3.21. ВЕС проппанта,кг ' 9772,7

177. Эффективность утечек,% 36.6

178. Полудлина вертикальной трещины,м ,38.3

179. Ширина трещины (средняя),м 0.00514 .

180. Ширина трещины у забоя,м ¡;, 0.00655

181. Раскрытость трещины, м 0.00533

182. Высота трещины (средняя),м 23.2

183. Высота трещины у забоя,м 29.6

184. Закрепленная длина трещины,м Закрепленная высота трещины, м Относит, увелич. продуктивности1 ? 1 И < 1 1 1, М < ; ; ч.'23.2 3.21. У^З c/l/lllffOJfCl

185. Скважина 623 Известинское месторождение-, -3082.0 , 0.1 62.0 10.0 160.0 0.70 11.00 0.001. ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА:

186. Пластовое давление,МПа 22.1

187. Вязкость пластовой нефти,мПа.с 0.4

188. Коэф. сжимаемости нефти, 1/МПа 0.160Е-03

189. Расстояние между скважинами,м 500.0 ПЕСЧАНИК:1. Толщина,м 7.61. Пористость,доли ■ 0.151. Проницаемость,мкмл2 0.008

190. Модуль Юнга породы,МПа , ,, ( 18220.48 Коэф.Пуассона ^ . 0.20

191. Предел прочности породы на разрыв,МПа 1 50 ГЛИНА: " .1. Пористость,доли .! 0,00

192. Проницаемость, мкмЛ2 0.001

193. Модуль Юнга породы,МПа 42014.06

194. Коэф.Пуассона/ • f м . . у . . . , . . , 0.19

195. Предел прочности пЬрбды^а разрыв1, МШ' '* ' '' 3.50 ПАРАМЕТРЫ ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА:

196. Плотность,кг/мЗ !: ■ " : .■■■•.■.-' Ю11.01. Вязкость,мПа.с ' 750.0

197. Показатель неньют.поведения(п) ' 0.20

198. Коэф. консистенции(к),Па.сЛп .'.;-- 20.000

199. Коэф.утечек с кольматац;,|м5'минЛ(Ч)' 0.0006

200. Коэф.мгновенных утечек i .m/mhh^I) ; 0.00001. Основа . ? • у: вода1. ПАРАМЕТРЫ ПРОППАНТА:1. Плотность, кг/мЗ • 3100.0

201. Размер'гранул,мм' '.Л' 0.71. ПАРАМЕТРЫ ПРОЦЕССА:1. Темп закачки,мЗ/мин 11

202. Заданная Высота трещ.(для мод.-2Б),м 0.Ö

203. Объем закач.жидкости(+проп+продав)мЗ 60.01. Объем подушки,мЗ 22.0

204. Сред.концент.проп.в жид-пескон,кг/мЗ 400 01. РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ:

205. Давление разрыва пласта(Рзаб),МПа 56.5

206. Эффектив.давление разрыва(Рзаб-Рпл),МПа 34.4

207. Потери давления в НК'Т,МПа 14.3

208. Потери давления в перф.отверстиях,МПа 0.0020

209. Гидростатическое давление,МПа 37.7

210. Устьевое давление обработки,МПа -33.11. ПАРАМЕТРЫ СКВАЖИНЫ:1. Глубина, м Радиус,м

211. Внутренний диаметр НКТ.мм Диаметр перфорационных отверстий, мм Число перфорационных отверстий Коэф. проду ктив ности, мЗ/сут. ат Дебит нефти,т/сут Обводненность,%

212. Закрепленная длина трещины,м Закрепленная высота трещины,м Относит.увелич.продуетивности291 24.3 2.7