Разработка и совершенствование методов подготовки нефти в условиях образования устойчивой эмульсии в результате ГРП тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Ахметзянов Ратмир Рифович

• Ахметзянов Ратмир Рифович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Ахметзянов Ратмир Рифович

Введение

Раздел 1. Общие сведения

1.1. Объемы добычи нефти с применением ГРП

1.2. Нефтепромысловые эмульсии

1.3. Распространенные технологические схемы сбора и подготовки нефти и газа в Западной Сибири

Раздел 2. Анализ осложнений, возникающих при подготовке нефти в результате проведения ГРП

2.1. Общие сведения о месторождении и продуктивных объектах

2.2. Сбор и подготовка нефти на месторождении до массового применения ГРП

2.3. Осложнения, возникшие при подготовке нефти

2.4. Анализ промыслового опыта разрушения устойчивых эмульсий, возникающих в результате проведения ГРП и кислотных обработок

2.5. Жидкость - носитель проппанта

Раздел 3. Подбор реагента-деструктора устойчивых эмульсий, образующихся после проведения ГРП и кислотных обработок

3.1. Подбор реагента-деструктора

3.2. Исследование проб жидкости, отобранных из скважин после проведения ГРП

3.3. Оптимальная дозировка реагента ХПП-007 (ДП)1 для деструкции устойчивых эмульсий, образованных после проведения ГРП и кислотных обработок

3.4. Реагент-деструктор устойчивых эмульсий, образующихся

после проведения ГРП и кислотных обработок

3.5. Технология применения смеси реагента-деструктора ХПП-007 (ДП)1

3.6. Способ разделения устойчивых эмульсий, образующихся после ГРП и кислотных обработок

Раздел 4. Обоснование и реализация эффективного метода

подготовки нефти

4.1. Разработка эффективного метода качественной подготовки

нефти на УПН

4.2. Обоснование принципиальной схемы сбора и подготовки согласно рекомендациям РД

4.3. Обоснование наиболее эффективного метода подготовки нефти

4.4. Описание технологической схемы

4.5. Разработка нового оборудования и результаты опытной эксплуатации

Раздел 5. Технико-экономические расчеты

5.1. Расчет экономической эффективности предлагаемого способа разделения устойчивых эмульсий

5.2. Оценочный расчет срока окупаемости УПН

Основные выводы и рекомендации

Список литературы

Приложения

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка;

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения;

ГКО - глинокислотная обработка;

ГНО - глубинно-насосное оборудование;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГРП - гидравлический разрыв пласта (пластов);

ГПЭС - газопоршневая электростанция;

ДНС - дожимная насосная станция;

ДНУ - дожимная насосная установка;

КИН - коэффициент извлечения нефти;

КСУ - конечная сепарационная установка;

ЛУ - лицензионный участок;

МСБ - материально-сырьевая база;

МУПН - мобильная установка подготовки нефти;

НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение;

ПАВ - поверхностно активное вещество;

ППД - система поддержания пластового давления;

ПСП - пункт сдачи-приема нефти;

ПЗП - прискважинная зона пласта;

РВС - резервуар вертикальный стальной;

СИКН - система измерения количества и показателей качества нефти;

СКО - солянокислотная обработка;

ТрИЗ - трудноизвлекаемые запасы;

УДР - узел дополнительных работ;

УПН - установка подготовки нефти;

УПОГ - установка предварительного отбор газа;

УПСВ - установка предварительного сброса воды;

УЭЦН - установка электроцентробежного насоса;

ЦППН - центральный пункт подготовки нефти;

ЦПС - центральный пункт сбора.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и совершенствование методов подготовки нефти в условиях образования устойчивой эмульсии в результате ГРП»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Внедрение новых и совершенствование применяемых методов повышения нефтеотдачи продуктивного пласта является одним из важнейших направлений научно-технического прогресса в нефтяной промышленности [72, 77]. На сегодня одним из основных методов интенсификации притока и повышения нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП). 3а счет применения данного метода возможно обеспечение экономической эффективности разработки большинства вновь открытых и ранее не рентабельных месторождений. При этом для ряда месторождений, в частности Западной Сибири и особенно с юрскими отложениями, после массового проведения ГРП при интенсивном режиме эксплуатации скважин характерны осложняющие подготовку нефти факторы [41]:

1) в прискважинной зоне пласта (ПЗП), а в некоторых случаях, и в удаленной зоне пласта, образуются продукты физико-химического взаимодействия неразложившейся жидкости носителя проппанта (геля) и пластовых флюидов, которые совместно с механическими примесями являются стабилизаторами (смесью компонентов) эмульсии. Неразложившийся гель находится в продуктивном пласте как на поверхности породы, так и в пустотном пространстве трещины. Состав и свойства исходного геля способствуют распределению стабилизаторов эмульсии по объему добываемой газожидкостной смеси;

2) высокое газосодержание в добываемой газожидкостной смеси. Среднее содержание газа в добываемой скважинной газожидкостной смеси, поступающей на установку подготовки нефти (УПН) после мероприятий по ГРП, составляет 300 м /т. Попутный нефтяной газ, начинает выделяться в ПЗП, повышает устойчивость эмульсии;

3) интенсивный вынос механических примесей и, иногда, проппанта. Выносимые из ПЗП, механические примеси и проппант, а также продукты реакции соляной кислоты с породой, изнашивают нефтепромысловое оборудование и трубопроводы, накапливаются в аппаратах на УПН, приводят к преждевременным отказам оборудования, участвуют в стабилизации водонефтяной эмульсии.

Целостного понимания того, что указанные факторы являются сопутствующими для месторождений, разрабатываемых с помощью ГРП, не существует. Меры по нейтрализации негативных факторов либо их последствий принимаются, как правило, в одностороннем узконаправленном порядке. Например, работа по совершенствованию жидкостей разрыва по составу и свойствам ведется разработчиками и производителями химических реагентов, предназначенных для ГРП, постоянно. Однако создать универсальные реагенты, например, брейкер, подходящий одновременно и для постоянно совершенствуемых жидкостей разрыва и для изменяющихся, с введением в разработку новых месторождений, геолого-физических условий, не представляется возможным. Попытки очистить ПЗП кислотными обработками могут привести к повышению устойчивости эмульсии. Низко эффективен как подбор деэмульгаторов образующихся эмульсий, так и повышение удельного расхода в рамках существующих технологических схем подготовки.

Методы по нейтрализации таких факторов должны иметь системный и комплексный характер. Необходимо разработать и предложить эффективный метод, который позволит начать воздействие на источник осложнения непосредственно в ПЗП, снижая вероятность образования устойчивых эмульсий, отрицательно влияющих на процесс подготовки нефти. При этом, учитывая, что добываемая скважинная газожидкостная смесь, содержащая стабилизаторы эмульсии и характеризующаяся высоким газосодержанием, все же поступит на УПН, необходимо чтобы метод, лежащий в основе

технологии, и технологическое оборудование смогли обеспечить высокое качество подготовки нефти.

Таким образом, тематика работы, посвященная разработке и совершенствованию методов подготовки продукции скважин в условиях образования устойчивой эмульсии в результате применения ГРП при разработке нефтяных месторождений, является актуальной.

Степень разработанности темы

При выполнении работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных ученых и исследователей, которые внесли значительный теоретический и практический вклад в изучаемой области, таких как: Н.Ю. Башкирцева, С.И. Борисов, А.И. Волошин, И.Ф. Глумов, И.Х. Исмагилов, Л.В. Казакова, Р.Д. Каневская, В.Г. Карамышев, М. Кристиан, В.А. Крюков, Д.Н. Левченко, Л.А. Магадова, Р.И. Мансуров, В.Ф. Медведев, В.П. Овчинников, Г.Н. Позднышев, С.А. Рябоконь, Р.З. Сахабутдинов, М.Ю. Тарасов, В.П. Тронов, Р.Ф. Хамидуллин, A. Ahmed, M.J. Economides и др.

Большинство исследований и их несомненно значимые результаты затрагивают либо частные вопросы, например, проблемы деструкции геля, применяемого для ГРП, влияния конкретных видов промысловых реагентов на подготовку нефти, либо общие вопросы образования и подготовки устойчивых эмульсий, оборудования применяемого для подготовки нефти и т.д. Однако исследования, направленного на комплексное изучение проблем подготовки нефти на месторождениях, возможность экономически целесообразной добычи на которых появилась за счет ГРП, в результате которого предложены системные эффективные методы подготовки нефти, не выполнено.

Учитывая увеличение количества эксплуатируемых месторождений, подобных рассматриваемым в работе, необходимость детального исследования в этой области представляется актуальной и значимой.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности технологии подготовки продукции нефтяных скважин при массовом применении ГРП на примере Красноленинского НГКМ.

Основные задачи исследования

1. Анализ осложнений процесса подготовки нефти, поиск эффективных методов устранения их негативного влияния.

2. Анализ промыслового опыта разрушения устойчивых эмульсий, образующихся после проведения ГРП.

3. Подбор эффективного реагента-деструктора устойчивой эмульсии.

4. Разработка эффективного метода подготовки нефти.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлено, что неразложившаяся жидкость-носитель проппанта на основе гуаровой смолы взаимодействует с пластовыми флюидами и механическими примесями, в результате образуется устойчивая водонефтяная эмульсия, которая существенно осложняет подготовку нефти при превышении скважинами, запущенными в эксплуатацию после ГРП, четверти от общего объема добываемой жидкости.

2. Разработанная комплексная смесь реагента-деструктора, представляющего собой раствор поверхностно-активного вещества неионогенного типа с массовой долей не менее 10% в смеси метанола и ароматического растворителя, способна разрушить устойчивую водонефтяную эмульсию, образующуюся при массовом ГРП, применением в две последовательные стадии: 1) путем обработки пласта 10 %-м раствором реагента в товарной нефти в объеме порового пространства ПЗП (объема трещины ГРП) в остановленной скважине; 2) путем дозирования в газожидкостную смесь перед входом в УПН в расчете до 3000 г на одну тонну отбираемой жидкости гидравлического разрыва в период отработки скважины после ГРП до выхода на стабильный режим эксплуатации.

3. Установлено, что при интенсивном разгазировании с отделением не менее 75% попутного нефтяного газа в сепарационной установке, оборудованной на входе центробежной насадкой, при давлении 0,550,60 МПа и естественной температуре потока газожидкостной смеси с высоким объемно-расходным газосодержанием р>0,95, добываемой после ГРП и движущейся по подводящему трубопроводу в виде аэрозоля, осуществляется преобразование аэрозоля в неустойчивую эмульсию и создаются благоприятные условия для ее разрушения в динамическом режиме.

Практическая ценность и реализация работы

1. В результате анализа осложнений подготовки нефти, возникающих при массовом применении ГРП, выявлены осложняющие факторы: а) формирование устойчивой водонефтяной обратной эмульсии, стабилизируемой смесью компонентов, образуемой после ГРП и кислотных обработок; б) высокое газосодержание в добываемой смеси; в) вынос из ПЗП механических примесей и проппанта. Показан их сопутствующий характер.

2. Разработан способ разделения устойчивых эмульсий, образующихся после ГРП и кислотных обработок, с помощью смеси реагента-деструктора ХПП-007(ДП)1.

3. В результате анализа промыслового опыта подготовки устойчивых эмульсий, возникающих после массового проведения ГРП, показано, что технологические схемы, основанные на применении метода статического отстоя, являются малоэффективными.

4. Для месторождений, эксплуатируемых с применением ГРП, рекомендуется разработанный метод подготовки нефти. Метод заключается в совмещении интенсивного разгазирования добываемой газожидкостной смеси, которая по нефтесборному трубопроводу движется в виде аэрозоля, и определенных групп технологических операций в специально разработанной сепарационной установке для разрушения эмульсии в динамическом режиме.

Опытно-промышленными испытаниями на Красноленинском НГКМ подтверждено преимущество предлагаемого метода над методом статического отстоя.

5. Разработан трехфазный сепаратор нефтегазовый со сбросом воды (сепарационная установка, пат. 2428239). Применение установки в условиях производства позволило уже на первой ступени обеспечить содержание остаточной воды в эмульсии порядка 3%, отделение попутного газа - до 80%.

6. Деление нефти на группы в целях эффективного проектирования сепарационных узлов рекомендуется выполнять не от абсолютного значения газосодержания, как по РД 39-0004-90, а от величины объемного расходного газосодержания, определяющего границы режимов движения смеси в отношении жидкая и газообразная фазы.

Методология и методы исследования

Объектом исследования является процесс подготовки нефти на Красноленинском НГКМ, предметом - методы и средства воздействия на добываемую скважинную газожидкостную смесь в процессе подготовки нефти. Теоретической основой исследования стали труды российских и зарубежных ученых в изучаемой области. Для решения поставленных задач в диссертационной работе были использованы такие общенаучные методы как наблюдение, сравнительный анализ, обобщение, расчеты и выдвижение гипотез, а также лабораторные исследования и опытно-промышленные работы.

Положения, выносимые на защиту

1. Выявленные в результате анализа технологического процесса подготовки нефти при массовом ГРП сопутствующие факторы, способствующие образованию устойчивой водонефтяной обратной эмульсии и существенно осложняющие этот процесс.

2. Выявленная в результате анализа промыслового опыта подготовки нефти из устойчивых эмульсий, возникающих после проведения ГРП,

недостаточная эффективность технологических схем, основанных на применении метода статического отстоя.

3. Комплексная эффективность смеси реагента-деструктора, заключающаяся в разрушении неразложившегося геля на основе гуаровой смолы как путем обработки ПЗП в остановленной на время скважине без подъема ГНО, так и дозированием в газожидкостную смесь перед входом в УПН.

4. Преимущество предлагаемого метода над статическим, заключающееся в предупреждении повторной сшивки полимеров и упрочнения эмульсии при использовании различных факторов: особенности режима движения газожидкостной смеси по трубопроводу, одновременное применение в разработанной сепарационной установке гравитационных и центробежных сил, отвод газа и воды на всех ступенях сепарации по направлению потока.

Обоснованность и достоверность результатов работы следует из использования сертифицированной лабораторной базы, проведения опытов с учетом опубликованных руководств и стандартов, из результатов расчетов и обширного фактического материала. Разработанные автором методы и оборудование внедрены в производство, получен патент на изобретение.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследований диссертационной работы соответствует заявленной специальности, а именно пункту 4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на XVIII Международной специализированной выставке «ГАЗ. НЕФТЬ. ТЕХНОЛОГИИ - 2010» (Уфа, 2010), VI Российской конференции «Многофазные системы: модели, эксперимент, приложения» (Уфа, 2017), на заседании кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета, на заседании методического совета отдела исследования и промысловой подготовки нефти, газа и воды (ИППНГВ) «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть».

Личный вклад автора состоит в инициировании работы, участии в реализации всех этапов выполненной работы: постановке целей и задач исследования, анализе литературных источников, проведении лабораторных и опытно-промышленных работ, выполнении расчетов и написании научных статей, обсуждении результатов и оформлении диссертации. Представленные результаты исследований получены автором лично и при его непосредственном участии. Представление изложенных в диссертации и выносимых на защиту результатов, полученных в совместных исследованиях, согласовано с соавторами.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 9 печатных работах, в том числе в 5 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК при Минобрнауки России; получены патенты на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 80 наименований. Работа изложена на 170 страницах машинописного текста, содержит 32 таблицы, 28 рисунков и приложения.

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность

заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменского индустриального университета, доктору технических наук, профессору С.И. Грачеву за полезные советы, оказанное внимание и поддержку.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

1.1. Объемы добычи нефти с применением ГРП

Балансовые запасы нефти категорий АВС1 России превышают 18 млрд. тонн, из них две трети относятся к категории ТрИЗ, доля которых постепенно увеличивается за счет преимущественной отработки легкоизвлекаемых запасов. На 150 крупных и уникальных месторождениях страны сосредоточено более 65% разведанных извлекаемых запасов [59].

Большинство нефтяных месторождений (80%), стоящих в настоящее время на государственном балансе, это мелкие месторождения с извлекаемыми запасами до 10 млн. т с долей ТрИЗ до 75%. Средние запасы нефтяных месторождений, открытых в 1986-1990 гг., составляли примерно 11 млн. т, а в 1991-1999 гг. - около 4 млн. т [7].

В России ежегодно добывается около 500 млн. т нефти; обеспеченность добычи разведанными запасами разрабатываемых месторождений составляет 35-36 лет, однако обеспеченность добычи без учета ТрИЗ нефти составляет не более 20 лет. Степень выработанности разведанных запасов достигает 55%, степень разведанности начальных суммарных ресурсов - 46%, то есть в России еще могут быть выявлены сотни новых месторождений нефти, в том числе десятки крупных. В последние годы запасы нефти в России стабильно растут, но основной прирост идет не за счет открытия новых месторождений, а за счет доразведки отрабатываемых объектов и внедрения современных технологий добычи, что позволяет существенно увеличить коэффициент извлечения нефти. При нынешнем состоянии материально-сырьевой базы (МСБ), без вовлечения в отработку ТрИЗ нефти, удержать достигнутый уровень добычи в период после 2020 г. будет практически невозможно.

Наращивание добычи нефти в России до начала 1980-х гг. происходило в основном за счет расширения масштабов разработки высокопродуктивных

месторождений, потенциал добычи нефти из активных запасов оставался высоким, превышающим до 2000 г. 500-550 млн. т в год.

Доля добычи нефти из ТрИЗ до начала 1980-х гг. была незначительна, она не превышала 7%. Тем не менее, в период 1981-1991 гг. доля добычи нефти из ТрИЗ наращивалась и увеличилась примерно в 4 раза. В период 1992-2002 гг. уровень добычи нефти из ТрИЗ практически не менялся и находился в пределах 75-90 млн. т, а рост добычи обеспечивался за счет интенсификации отбора из активной части извлекаемых запасов нефти. До 2002 г. доля добычи нефти из ТрИЗ не превышала 30%.

В ближайшем будущем увеличение объемов добычи может быть обеспечено увеличением темпов отбора из разрабатываемых месторождений, введением в эксплуатацию малодебитных месторождений с ТрИЗ, увеличением нефтеотдачи на старых месторождениях, вступивших в позднюю стадию эксплуатации. Роль таких запасов в общей структуре будет ежегодно возрастать.

Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в целом -Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - Югра, где добывается почти 2/3 российской нефти. В его пределах открыто 273 месторождения нефти, из которых 120 введено в разработку, в которых заключено 90% разведанных запасов нефти. В результате многолетней интенсивной обработки многие из этих месторождений, в том числе крупнейшее в стране Самотлорское, в значительной степени выработаны и обводнены на 80-90%.

В целом по России, начальные запасы разрабатываемых месторождений выработаны, в среднем, на 59%, а по ряду длительно эксплуатируемых месторождений степень выработки достигает в Южном федеральном округе - до 80%, в Приволжском - 70%, Уральском и СевероЗападном - 45%. Средняя степень выработки ТрИЗ составляет 19%, а активных - 70%. Таким образом, средняя степень выработки активных запасов в 3,7 раза превышает среднюю степень выработки ТрИЗ.

В соответствии с фактическим состоянием МСБ и степенью выработки запасов одним из приоритетов развития МСБ является вовлечение в оборот ранее открытых, разведанных, но не разрабатываемых месторождений и залежей с ТрИЗ [59].

В России на долю методов увеличения нефтеотдачи (МУН) приходится лишь около 9% от общей годовой нефтедобычи (2006 г.), причем больше половины от этой доли приходится на один метод - гидравлический разрыв пластов (ГРП). Все остальные методы увеличения нефтеотдачи (без ГРП) дают прибавку лишь в 4% от годовой добычи [6]. При этом основными методами для извлечения ТрИЗ и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) являются: ГРП, бурение (зарезка) боковых стволов, углубление стволов скважин на нижележащие горизонты и проведение кислотных обработок [12].

С экономической точки зрения ГРП в низкопроницаемых пластах, безусловно, способствует увеличению охвата пласта заводнением, поскольку позволяет с приемлемой рентабельностью разместить скважины в зонах более низких эффективных толщин, а также увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин (или обеспечить более высокие накопленные объемы добычи нефти по этим скважинам) [24].

ГРП является не только методом интенсификации добычи нефти по отдельным скважинам, но и инструментом регулирования в целом разработки месторождений, особенно с ТрИЗ, и способом увеличения КИН [20, 32, 72, 73]. Возможности технологии ГРП для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи были проанализированы на примере месторождений АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Опытно-промышленные работы по проведению ГРП здесь начаты в 1993 г. К 2001 г. количество ГРП достигло 352, абсолютная добыча нефти из обработанных скважин составила 1,6 млн. т при общей годовой добыче 21 млн. т. Всего за

рассматриваемый период проведено 1515 ГРП, средний дебит нефти скважин после ГРП увеличился от 16 т/сут в 1993 г. до 38 т/сут в 2001 г.

На Приобском месторождении нефти ГРП является неотъемлемой частью системы разработки. Именно применение ГРП позволило ввести в разработку месторождение со столь сложнопостроенными и низкопроницаемыми коллекторами [33]. Применение ГРП на Приобском месторождении позволило дополнительно вовлечь в разработку 700 млн. т геологических запасов.

Самым эффективным способом интенсификации разработки залежей с ТрИЗ Шаимской группы месторождений юга ХМАО - Югры также является ГРП. На начало 2015 г. на месторождениях Шаимской группы было проведено более 250 операций ГРП [10].

На рисунке 1.1 приведена динамика прироста добычи нефти по результатам ГРП, бурения боковых стволов и горизонтальных скважин в ХМАО - Юрге [70].

I

-е-

си х

_с Ш

а

О

о.

с

10,0. 9,0 8,0 : 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0

(эд! Тэ 1)— —(О) — — ГРП Бурение боковых стволов Бурение горизонтальных скважин

(Кз) ^З)—(7Д)

~(здГ~

(Я 1а Т1 ш р ег

^[1,4

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2006 2009 2010 2011 2012

Рисунок 1.1 - Динамика прироста добычи нефти по результатам ГТМ на скважинах ХМАО-Югры в период 2001-2012 гг.

Согласно [44] в ХМАО - Югре наиболее эффективным в 2015 г. оказалось бурение горизонтальных скважин, в том числе с многозонным ГРП. Годовой прирост на одну скважинно-операцию составил 7,2 тыс. т. нефти.

Если рассматривать месторождения Америки и Западной Европы, то значимость технологии ГРП для них подтверждается тем, что добыча 1/3 запасов углеводородов здесь возможна и экономически оправдана только с проведением ГРП [20].

1.2 Нефтепромысловые эмульсии

Эмульсия - это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся или мало смешивающихся жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек - глобул (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Фотографии нефтяной эмульсии Красноленинского НГКМ с восьми (а) и сорока (б) кратным увеличением [68]

Эмульсии образуются при смешении добываемых из продуктивных пластов углеводородов и пластовой (закачиваемой) воды [65, 66]. Эмульсии бывают [17, 29, 39, 66]:

- обратного типа (основной тип, встречающийся в нефтепромысловой

практике), когда капли воды, как дисперсной фазы, распределены в нефти, как дисперсионной среде, содержание воды в нефти может варьироваться от следов до 85-90%;

- прямого типа, когда капли нефти, как дисперсной фазы, распределены в воде, как дисперсионной среде, характеризуются как малоконцентрированные (разбавленные) системы;

- множественные эмульсии, как прямого, так и обратного типа, когда дисперсная фаза (нефть или вода) может содержать в себе еще более мелкие капли противоположной жидкости.

Образование эмульсий преимущественно происходит, по мнению большинства исследователей, в процессе подъема углеводородов и воды из скважины на дневную поверхность при интенсивном перемешивании фаз [5, 39, 80]. Выделяются следующие основные причины образования эмульсий:

- выделение газа из нефти и диспергирование добываемой жидкости при подъеме из скважины;

- диспергирование добываемой жидкости при подъеме из скважины в рабочих органах УЭЦН при механизированном способе добычи;

- диспергирование транспортируемой жидкости в элементах системы сбора за счет высоких перепадов давления, пульсации газожидкостного потока и конструкции элементов системы.

На сегодняшний день при эксплуатации месторождений возможны режимы работы скважин, при которых забойное давление ниже давления насыщения. В таких случаях соответственно возможно образование эмульсий уже в ПЗП. При эксплуатации месторождений в Восточной Сибири, характеризующихся низкими пластовыми давлениями и температурами, и высокой минерализацией пластовой воды также возможно образование эмульсий уже в ПЗП. В каждом конкретном случае место образования эмульсий, их характеристики и причины их высокой устойчивости необходимо изучать индивидуально.

Эмульсии характеризуются такими свойствами как кинетическая и агрегативная устойчивость, вязкость, размер эмульгированных глобул водной фазы.

Кинетическая устойчивость - это способность эмульсионной системы противостоять оседанию или всплыванию частиц (глобул) дисперсной фазы под действием сил тяжести. Чем выше вязкость дисперсионной среды, меньше разность плотностей эмульгируемых сред и радиус глобул образовавшейся эмульсии, тем, следовательно, выше ее кинетическая устойчивость.

Агрегативная устойчивость - это способность частиц (или глобул) дисперсной фазы при их столкновении друг с другом или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер. Агрегативная устойчивость водонефтяных эмульсий по Ребиндеру определяется временем их существования и рассчитывается как отношение высоты столба эмульсии (Н, см), к средней линейной скорости самопроизвольного расслоения системы (V, см/с).

Общая устойчивость эмульсии может быть охарактеризована изменением плотности определённого ее слоя за определенное время или количеством выделившейся воды при отстое.

Вязкость нефтяных эмульсий зависит от вязкости нефти, температуры, при которой формируется эмульсия, количества воды в эмульсии и дисперсности эмульсии [76]. Вязкость нефтяных эмульсий изменяется в зависимости от градиента скорости. Уменьшение диаметра капель дисперсной фазы (менее 10 мкм) при одной и той же обводненности приводит к увеличению вязкости эмульсии.

При содержании воды в нефти свыше 20% вязкость эмульсии возрастает. Максимум вязкости имеет место при определенной критической концентрации воды Жкр, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении Жкр вязкость эмульсии уменьшается. Критическое

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ахметзянов Ратмир Рифович, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андрюшкин А.Ю. Деформация и дробление капель технологических смесей в газовом потоке / А.Ю. Андрюшкин // Конструкции из композитных материалов. - 2012. - № 2. - С. 38-44.

2. Ахметзянов Р.Р. Исследования по разработке реагента-деструктора / Р.Р. Ахметзянов, О.Ф. Петрова, В.Г. Карамышев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2010. - № 3. -С. 22-30.

3. Ахметзянов Р.Р. Разработка реагента-деструктора гелеобразных смесей, используемого после проведения мероприятий по гидроразрыву пласта / Р.Р. Ахметзянов, О.Ф. Петрова // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2010. - № 3. - С. 15-21.

4. Бабенко В.С. Гидроимпульсная струя: теория и характеристики диспергированного потока / В.С. Бабенко // Восточно-Европейский журнал передовых технологий. - 2013. - №5/7 (65). - С.48-54.

5. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1981. - 261 с.

6. Башкирцева Н.Ю. Роль увеличения нефтеотдачи в воспроизводстве сырьевой базы / Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского государственного технологического университета - 2014. - Т.17, №19 -С. 308-311.

7. Башкирцева Н.Ю. Состояние сырьевой базы Российской Федерации / Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского государственного технологического университета - 2014. - Т. 17, №22 - С. 324-329.

8. Борисов С.И. Методы управления технологическим процессом подготовки нефти / С.И. Борисов, О.С. Калинина, Н.П. Мелошенко и др. // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №1. - С. 76-78.

9. Борисов С.И. Промысловая подготовка нефти в условиях

применения на промыслах полимеров для повышения нефтеотдачи / С.И. Борисов, О.С. Калинина, Н.П. Мелошенко и др. // Нефтяное хозяйство. -2003. - №9. - С. 104-106.

10. Верисокин А.Е. Особенности применения гидроразрыва пласта при разработке низко проницаемых коллекторов Шаимской группы месторождений / А.Е.Верисокин // Наука 21 века: вопросы, гипотезы, ответы. - 2015. - №2 (11) - С. 78-82.

11. Волошин А.И. Совместимость реагентов, используемых для проведения операций гидравлического разрыва пласта, с реагентами нефтедобычи / А.И. Волошин, И.М. Ганиев, В.В. Рагулин, В.Н. Гусаков, А.Г. Телин, С.С. Ситдиков // Нефтепромысловое дело. - 2012. - №6. - С. 1318.

12. Галиуллин М.М. Современные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами / М.М. Галиуллин, М.А. Азаматов, В.А. Вдовин // Георесурсы. - 2010. - №1 (33) - С. 11-17.

13. Глумов И.Ф. Влияние соляной кислоты на устойчивость водонефтяных эмульсий / И.Ф. Глумов, В.В. Слесарева, Н.М. Петрова // Сб. трудов ТатНИПИнефть: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана, 2000. - Бугульма. - С. 114-117.

14. Давлетшина Л.Ф. Исследование поведения углеводородов нефти при взаимодействии с кислотными составами / Л.Ф. Давлетшина, Л.И. Толстых, М.Д. Пахомов, З.Р. Давлетов, П.С. Михайлова // Нефтепромысловая химия: материалы III Международной научно-практической конференции (XI Всероссийской научно-практической конференции). - Москва, 2016.

15. Добыча нефти. Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК за период. - ТЭК России, 2011-2017. - №8, 12.

16. Ермаков С.А. О влиянии асфальтенов на устойчивость водонефтяных эмульсий / С.А. Ермаков, А.А. Мордвинов // Нефтегазовое

дело. - 2007. - №1. - С. 59.

17. Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник нефтяника. Изд. 2-е перераб. и доп. - Уфа, УГНТУ, 2005. - 272 с.

18. Игнатьев А. Жидкость ГРП с энзимным брейкером. Сравнение традиционного и альтернативного деструктора / А. Игнатьев, С. Мамбетов // Oil&Gas Journal Russia. - 2016. - №9. - С. 52-55.

19. Казакова Л.В. Эффективная очистка проппантной упаковки и стенок скважины после гидроразрыва пласта в процессе ее освоения / Л.В. Казакова, А.А. Мокрушин, В.Ф. Хмелев, А.К. Макатров, И.М. Иксанов // Бурение и нефть. - 2014. - №3. - С. 42-44.

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

21. Карамышев В.Г. Формирование структур газожидкостного потока в области расходного газосодержания ß >0,95 / В.Г.Карамышев, Г.Г.Корнилов // Нефтяное хозяйство. - 1998. - №9. - С. 14-17.

22. Карамышев В.Г. Сбор газожидкостных смесей с высоким газосодержанием. Разделение их на составляющие фазы / В.Г.Карамышев, В.В.Попов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2003. - №62. - С. 97-106.

23. Г.И. Келбалиев, С.Р. Расулов, Д.Б. Тагиев, Г.Р. Мустафаева Механика и реология нефтяных дисперсных систем: Монография. - М.: Изд.-во «Маска», 2017. - 462 с.

24. Королев М.С. Анализ разработки нефтегазовых месторождений с применением гидроразрыва пласта / М.С.Королев, Э.Р.Баймухаметов, И.Ф.Габетдинов, Р.Р.Максимов, Д.В.Незамай, Р.Р.Фатхуллин, Т.Ф.Шаймухаметов // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения Косухина Анатолия Николаевича. ТюмГНГУ; отв. ред.

Евтин П. В. - 2015. - С. 171-176.

25. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. - М.: Недра, 1985. - 185 с.

26. Крюков В.А. О развитии унифицированных схем сбора и подготовки продукции скважин / В.А. Крюков, А.В. Крюков, М.М. Муслимов // Нефтегазовая вертикаль. - 2008. - №7. С. 76-77.

27. Пат. 2428239 Российская Федерация: МПК В 01 D 19 / 00 Сепарационная установка / В.А. Крюков, А.В. Крюков, И.Р. Вальшин, Д.А. Олефиренко, А.Ю. Акопов, Р.Р. Ахметзянов; заявитель и патентообладатель ЗАО Научно-техническая компания «МОДУЛЬНЕФТЕГАЗКОМПЛЕКТ» -№ 2010115014; заявл. 14.04.2010; опубл. 10.09.2011, Бюл. № 25.

28. Кутырев Е.Ф. О роли газа при формировании эмульсий в процессах нефтедобычи / Е.Ф. Кутырев, Р.У. Рамазанов, А.А Каримов // Нефтепромысловое дело. - 2008. - №6. - С. 52-56.

29. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. - М.: Химия, 1967. -200 с.

30. Магадова Л.А. Деструкция геля для ГРП с применением окислительного деструктора и соляной кислоты / Л.А. Магадова, Л.А. Федорова, О.Ю. Ефанова, Д.Н. Малкин, В.Р. Магадов // Территория нефтегаз. - 2010. - №10. - С. 60-61.

31. Магадова Л.А. Новые реагенты для гидравлического разрыва пласта / Л.А. Магадова, М.А. Силин, Д.Н. Малкин, Е.Г. Гаевой,

B.Н. Мариненко, В.Р. Магадов // Территория нефтегаз. - 2011. - №11. -

C. 48-51.

32. Мараков Д.А. Опыт разработки нефтегазовых месторождений с применением гидроразрыва пласта / Д.А. Мараков, Е.И.Краснова, В.В.Инякин, М.И.Забоева, Е.Е.Левитина // Академический журнал Западной Сибири - 2014. - Т. 10, №5 - С. 117-119.

33. Маркелова О.В. ГРП - эффективный метод повышения нефтеотдачи (на примере Приобского месторождения нефти) / О.В.Маркелова // Академический журнал Западной Сибири - 2013. - Т.9, №4 (47) - С. 20-21.

34. Мансуров Р.И. О количественном критерии оценки эмульгирующих свойств нефтей / Р.И. Мансуров, Г.Н. Позднышев, Г.М. Панченков и др. // Сб. трудов ВНИИСПТнефть. - Уфа, Вып. №11 -С. 260-264.

35. Мансуров Р.И. Пленкообразующие свойства компонентов природного стабилизатора нефтяной эмульсии / Р.И. Мансуров, Г.М. Панченков // Известия вузов. Нефть и газ - 1970. - №8. - С. 73-75.

36. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. - М.: Недра, 1987. - 144 с.

37. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. - М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -816 с.

38. Мордвинов А.А., Морозюк О.А., Жангабылов Р.А. Основы нефтегазопромыслового дела: учеб. пособие. - Ухта, УГТУ, 2015. - 161 с.

39. Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г., Латыпов А.Р., Хисамутдинов А.И. Разработка нефтяных месторождений: издание в 4 т. - М.: ВНИИОНГ, 1994. - Т.3. Сбор и подготовка промысловой продукции.

40. Мусакаев Н.Г. К проблеме загрязнения призабойной зоны пласта в результате взаимодействия закачиваемых и пластовых флюидов / Н.Г. Мусакаев, Р.Р. Ахметзянов // Тезисы докладов VI Российской конференции «Многофазные системы: модели, эксперимент, приложения», Уфа, 26-30 июля 2017. - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2017. - С.71.

41. Мусакаев Н.Г. Комплексные решения по оптимизации процессов добычи и подготовки нефти и газа при разработке трудноизвлекаемых

запасов / Н.Г. Мусакаев, Р.Р. Ахметзянов // Нефтепромысловое дело. - 2017.

- №5. - С. 45-49.

42. Мусакаев Н.Г. Снижение проницаемости прискважинной зоны пласта при взаимодействии закачиваемых и пластовых флюидов / Н.Г. Мусакаев, Р.Р. Ахметзянов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2017. - № 4. - С. 70-74.

43. Мусакаев Н.Г. К вопросу разрушения стойких нефтяных эмульсий с целью обеспечения качественной подготовки нефти / Н.Г. Мусакаев, Р.Р. Ахметзянов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2019. - № 2. - С. 73-80.

44. Недропользование в Ханты-Мансийском автономном округе -Югре в 2015 году / Автономное учреждение Ханты-Мансийского автономного округа - Югры «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И.Шпильмана». - Тюмень - Ханты-Мансийск, 2016.

- С. 143-145.

45. Никонова В.И. Применение производных гуара и крахмала в качестве реагентов для нефте- и газодобычи / В.И. Никонова, Г.В. Виноградова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - №12. - С. 24-29.

46. Новиков М.А. Структурные особенности природных водонефтяных эмульсий. - Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Москва: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2007. - 85 с.

47. Овчинников В.П. Анализ эффективности использования жидкостей гидроразрыва / В.П. Овчинников, Д.С. Герасимов, П.В. Овчинников, А.Ф. Семененко // Бурение и нефть. - 2017. - №2. - С. 2831.

48. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти и газа в промысловых условиях. - М.: «Недра-Бизнесцентр», 1999. -

283 с.

49. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. - М.: Недра, 1982. - 221 с.

50. Прозорова И.В. Деэмульгатор для эмульсий смолистых и высокопарафинистых нефтей / И.В. Прозорова, Н.В. Юдина, И.В. Литвинец, Н.А. Небогина // Нефть. Газ. Новации. - 2016. - №6. - С. 39-41.

51. РД 39-0148311-605-86. «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов». - Гипровостокнефть, 1986.

52. РД 39-0004-90. «Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования». - ВНИИСПТнефть, 1990.

53. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. Изд. 3-е. - Краснодар, 2016. - С. 235-238.

54. Сахабутдинов Р.З., Хамидуллин Р.Ф. Формирование и разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий в промежуточных слоях. -Казань: Изд-во Казанского государственного технологического университета, 2009. - 60 с.

55. Сахабутдинов Р.З., Исмагилов И.Х., Космачева Т.Ф. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005.

56. Силин М.А. Разработка технологий утилизации полисахаридного геля, выносимого после ГРП / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Д.Н. Малкин, А.Н. Козлов, Ф.А. Магадова // Территория нефтегаз. - 2010. - №6. - С. 78-80.

57. Сингизова В.Х. Влияние гелеполимерных продуктов, применяемых при геолого-технических мероприятиях, на промысловую подготовку нефти / В.Х. Сингизова, И.В. Крестелева, Г.З. Калимуллина, Е.С.Тюгаева, А.Г.Телин // Нефтепромысловая химия: материалы III Международной научно-практической конференции (XI Всероссийской

научно-практической конференции). - Москва, 2016.

58. Стабинскас А.П. Анализ влияния агентов закачки на эффективность гидравлического разрыва пласта / А.П. Стабинскас, Ш.Х. Султанов, А.Р. Хафизов, Г.А. Борисов // Нефтегазовое дело. - 2011. -Т.9, №3 - С. 45-49.

59. Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2030 года. Государственный доклад. - Москва, 2016.

60. Тарасов М.Ю. Основные принципы разработки и принятия технико-технологических решений при проектировании объектов промысловой подготовки нефти / М.Ю. Тарасов, О.М. Уржумова, А.Б. Зырянов // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №2. - С. 22-24.

61. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - М.: Наука, 1977. -

271 с.

62. Тронов В.П. Химизация технологических процессов разработки месторождений и добычи нефти и их взаимное влияние / В.П. Тронов // Интервал. - 2002. - №7 (42) - С. 14-18.

63. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта: учеб. пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. - М.: Недра, 1986.

- 165 с.

64. Ушева Н.В., Бешагина Е.В., Мойзес О.Е., Кузьменко Е.А., Гавриков А.А. Технологические основы и моделирование процессов промысловой подготовки нефти и газа: учеб. пособие. Изд.2-е. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013. - 128 с.

65. Фахрутдинов Б.Р. Исследование методов разрушения высокоустойчивого промежуточного слоя в резервуарах КНПС «Пурпэ» / Б.Р. Фахрутдинов, А.Г. Сакаева, О.А. Варнавская, Н.Ю. Башкирцева, А.А. Газизова // Вестник Казанского технологического университета. - 2015.

- Т.18, №22 - С. 79-81.

66. Хафизов А.Р., Н.В. Пестрецов, В.В. Шайдакова. Сбор, подготовка

нефти и газа. Технология и оборудование: учеб. пособие. - М.: Недра, 2002. -551 с.

67. Цыганов Д.Г. Композиционные составы для подготовки устойчивых промысловых эмульсий. - Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Казань, 2017. - 183 с.

68. Цыганов Д.Г. Исследование состава и свойств промежуточного эмульсионного слоя на УПСВ «Каменное» / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского технологического университета - 2014. - Т. 17, №10 -С. 212-215.

69. Шабля В.В. Опыт работы ТИП «Когалымнефтегаз» с солеобразующим фондом скважин / В.В. Шабля // Инженерная практика: произ.-техн. нефтегазовый журнал. - 2009. - Пилотный выпуск. - С. 22-25.

70. Шпильман А.В. Пути реализации добычного потенциала нефти ХМАО - Югры / А.В.Шпильман, И.П.Толстолыткин // Георесурсы. - 2013. -№4 (54) - С. 23-28.

71. Шорохова О.В. Методика определения концентрации гелеобразующего гидрофобизатора в водонефтяной эмульсии / О.В. Шорохова // Нефтепромысловое дело. - 2000. - №3. - С. 27-28.

72. Ahmed T., McKinney P.D. Advanced Reservoir Engineering. - Gulf Professional Publishing, 2005. - 407 p.

73. Banki R. Mathematical formulation and numerical modeling of wax deposition in pipelines from enthalpy-porosity approach and irreversible thermodynamics / R. Banki, H. Hoteit, A. Firoozabadi // International Journal of Heat and Mass Transfer. - 2008. - Vol.51, No.13-14. - P.3387-3398.

74. Han G. Description of fluid flow around a wellbore with stress-dependent porosity and permeability / G. Han, M.B. Dusseault // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2003. - Vol. 40. - P. 1-16.

75. Economides M.J., Cikes M., Pforter H., Udick T.N., Uroda P. The Stimulation of a very Tight, very High Temperature Gas Condensate Well // Рарег

SPE 15239, 1986.

76. Khachikian C. Nonaqueous Phase Liquid Dissolution in Porous Media: Current State of Knowledge and Research Needs / C. Khachikian, T.C. Harmon // Transport in Porous Media. - 2000. - Vol. 38. - P. 3-28.

77. Musakaev N.G., Borodin S.L. Mathematical model of the two-phase flow in a vertical well with an electric centrifugal pump located in the permafrost region / N.G. Musakaev, S.L. Borodin // Heat and Mass Transfer. - 2016. -Vol. 52, No.5. - Pp.981-991.

78. Nustrov V.S. A new problem of filtration flows in naturally fractured porous reservoirs / V.S. Nustrov, V.V. Podoplelov // International Journal of Fluid Mechanics Research. - 2000. - Vol. 27. - P. 270-288.

79. Ribeiro F.S. Obstruction of pipelines due to paraffin deposition during the flow of crude oils / F.S. Ribeiro, P.R.S. Mendes, S.L. Braga // International Journal of Heat and Mass Transfer. - 1997. - Vol.40, No.18. - P.4319-4328.

80. Shabani M.M. An experimental and numerical investigation on gas hydrate plug flow in the inclined pipes and bends / M.M. Shabani, O.J. Nydal, R. Larsen // World Academy of Science. Engineering and Technology. - 2009. -Vol. 53. - P. 671-676.

Приложение 1

Когалым 200В

Продолжение приложения 1

Приложение 2

АКТ СДАЧИ-ПРИЕМКИ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ

»август 201 Ог

* I * Августа 20Ю г,"

Вия работ: работы

О бЬЫГГ: «М оДгршП Л Ш1П Д]1 У ] КОГи Липсщишмиго {[ ?Гн1|) я

Оси оптпю: Дополнительное соглашение №3,1 ж договору № ,20)0 г.

Мы, нижеподписавшиеся, лргл<=тзпцтел1, именуемый н дпльнсПикм

и^ШЧИК», № ляпе Геисришвга директоре ^ одна Л стороны, н п^дишшгцк

1 » > нмснуемиЯ в .дальнейшей «ПОДРЯДЧИК», в. лице

Генерального .ачректарз , с другой стороны, подписали икпмшнП АКТ о том. что

Подряд'шкоы произведены услуги (рпботы) я соответствии с лоюмором поллежвшлм образом м в полном объеме, жншк Кс имеет претензии к Исполнителю по качегшу п объеиу отлепим*1 услуг:

№ Ш1 Нличшашипи работ ПфНЩ Ей. «тя. X о гъ ии Цопя Суччя йсл НДС НДС Сумр'ч с ИДС(р>А.

1 Ш^|М4энтни:ные рэЛйТи ------ ■ >

РСРГО.Ч ЛКТУ 1 ■

РсСпк *

и т.ч. НДС ; ру£. кап. РэСог. еллл: ПОДРЯДЧИК: Г(1К]ЙЛЫ1ЫВ дир?к1ор

рубли кои.

IV принял: ЗАКАЗЧИК:

____ДОЛиоышыП ЛНОС1ГТОП