Разработка технологических жидкостей для гидравлического разрыва пласта на углеводородной основе с использованием железных и алюминиевых солей ортофосфорных эфиров тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат технических наук Баженов, Сергей Львович

• Баженов, Сергей Львович
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Баженов, Сергей Львович

ВВЕДЕНИЕ.

1. Жидкости для гидроразрыва пласта.

1.1. Современные представления о ГРП.

1.2. Система «жидкость разрыва - проппант».

1.2.1. Требования предъявляемые к жидкости разрыва.

1.2.2. Виды жидкостей гидроразрыва.

1.2.3. Добавки для жидкостей гидроразрыва.

1.2.4. Требования предъявляемые к проппанту.

1.3. Выбор объектов для гидроразрыва пластов.

1.4. Способы проведения ГРП.

1.5. Гелеобразные жидкости для ГРП.

1.5.1. Гелеобразные жидкости для ГРП на углеводородной основе.

1.5.2. Области применения углеводородных гелей.

1.6. Выводы.

2. Методы исследований.

2.1. Методика исследований жидкостей для гидравлического разрыва пласта (ГРП).

2.1.1. Исследование реологических характеристик жидкостей для ГРП на вискозиметре типа «Rheotest».

2.1.2. Методика фильтрационных исследований гелеобразных систем.

2.1.3. Определение пескоудерживающей и песконесущей способности жидкости для ГРП.

2.1.4. Исследование жидкостей для ГРП на деструкцию.

3. Разработка составов углеводородных гелей для различных пластовых условий.

3.1. Разработка рецептуры углеводородных гелей на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров, де-структируемых при пластовых температурах ниже 80 °С . 52 3.1.1. Исследование реологических характеристик полученных составов углеводородных гелей на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» модифицированного.

3.1.1-1. Методика приготовления углеводородного геля для ГРП на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров для условий месторождений Татарстана.

3.1.1-2. Методика приготовления углеводородного геля для ГРП на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров для условий Узеньского месторождения Республики Казахстан.

3.1.1-3. Методика приготовления углеводородного геля для ГРП на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров для условий Алатюбинского месторождения Республики Казахстан.

3.1.2. Исследование фильтрационных характеристик разработанных составов углеводородных гелей.

3.1.3. Исследование пескоудерживающей способности разработанных составов углеводородных гелей.

3.1.4. Исследование деструкции разработанных составов углеводородных гелей для ГРП.

3.1.5. Выводы.

3.2. Разработка составов углеводородных гелей на основе комплекса гелирующего «Химеко-Т» для пластовых температур 100-140 °С.

3.2.1. Методика приготовления составов углеводородного геля для ГРП на основе комплекса гелирующего «Химеко-Т».

3.2.2. Исследование реологических характеристик полученных составов.

3.2.3. Исследование фильтрационных характеристик разработанных составов углеводородных гелей.

3.2.4. Исследование пескоудерживающей способности разработанных составов углеводородных гелей.

3.2.5. Исследование деструкции разработанных составов углеводородных гелей для ГРП.

3.2.6. Выводы.

4. Разработка состава водоизолирующего углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Т» для технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах для условий месторождения «Каламкас» (Республика Казахстан).

4.1. Методика приготовления водоизолирующего углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко

4.2. Исследование реологических характеристик полученного состава углеводородного геля.

4.3. Исследование фильтрационных свойств углеводородного геля для ГРП на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров.

4.4. Выводы.

5. Промышленное использование разработанных составов углеводородных гелей в процессах ГРП.

5.1. Методика приготовления углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» (модифицированного) и товарной альметьевской (минибаевской) нефти для проведения ГРП в добывающих скважинах с пластовой температурой 20-40°С.

5.2. Методика приготовления углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Т» и дизельного топлива для проведения ГРП в сочетании с изоляцией водопри-токов в добывающих скважинах.

5.3. Результаты промышленного использования разработанных составов в процессах ГРП.

5.4. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологических жидкостей для гидравлического разрыва пласта на углеводородной основе с использованием железных и алюминиевых солей ортофосфорных эфиров»

Актуальность проблемы

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одной из наиболее эффективных технологий интенсификации работы как добывающих, так и нагнетательных скважин. ГРП позволяет не только увеличить выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и существенно приобщить к выработке слабодренируемые зоны и прослои, и, следовательно, достичь более высокой конечной нефтеотдачи.

В настоящее время в большинстве случаев в качестве жидкостей разрыва при проведении ГРП используются гелеобразные системы как на водной, так и на углеводородной основах.

Несмотря на то, что наибольшее применение находят гели на водной основе, примерно 10-15% ГРП проводится с использованием гелеобразных жидкостей на углеводородной основе. Применение углеводородных гелей связано в первую очередь с проведением ГРП в высокочувствительных к воде терриген-ных коллекторах, а также в пластах с повышенной температурой, т.к. углеводородные гели отличаются более высокой термостабильностью. В ряде случаев применение систем на водной основе может привести к образованию стойких водонефтяных эмульсий, кольматирующих пласт после обработки, поэтому целесообразнее работать с гелями на углеводородной основе. Кроме того, в арктических условиях или в зимнее время работа с незамерзающими углеводородными системами предпочтительнее.

Применение углеводородных гелей ограничено с одной стороны, слишком низкой температурой пласта, поскольку деструкция углеводородного геля в присутствии известных деструкторов активно происходит при температурах выше 70-80°С. С другой стороны, слишком высокой температурой пласта, поскольку при температурах свыше 70-80°С происходит резкое снижение вязкости геля и возрастает фильтрация гелей.

Одной из важных проблем, в настоящее время, является проведение гидравлического разрыва в пластах с наличием близко расположенных водонасы-щенных пропластков, при этом в процессе образования трещины может нарушиться целостность экрана, разделяющего продуктивный пласт от водонасы-щенного и за счет более высокой подвижности воды произойти образование конуса обводненности, приводящего к обводнению продукции скважины.

Для предотвращения увеличения обводненности скважин в процессе ГРП применяются специальные водоизолирующие составы, в качестве которых используются цементные растворы и составы, образующие гели при закачке в пласт. Однако эти составы не являются селективными и ограничивают приток не только воды, но углеводородов.

Поэтому разработка новых составов жидкостей разрыва на углеводородной основе для низко- и высокотемпературных коллекторов, а также водоизо-лирующего состава с селективными свойствами для технологии гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах является актуальной научной, практической задачей совершенствования технологий для гидравлического разрыва пласта.

Цель работы

Совершенствование технологии гидравлического разрыва пласта на основе разработки углеводородных гелеобразных жидкостей разрыва для низких и высоких пластовых температур.

Исследование водоизолирующих свойств углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров и разработка рецептуры водоизолирующего состава для технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков.

Основные задачи исследований

1. Обоснование и выбор методик для проведения лабораторных исследований гелеобразных жидкостей для ГРП на углеводородной основе.

2. Экспериментальные исследования с целью разработки углеводородных гелеобразных жидкостей разрыва на основе железных солей ортофосфорных эфиров для пластовых температур ниже 70-80°С, и методик их приготовления и применения в промысловых условиях.

3. Экспериментальные исследования с целью разработки углеводородных гелеобразных жидкостей разрыва на основе алюминиевых солей ортофосфорных эфиров для повышенных пластовых температур (выше 100°С) и методик их приготовления и применения в промысловых условиях.

4. Экспериментальные исследования с целью разработки водоизолирую-щего состава для технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков и методики его приготовления и применения в промысловых условиях.

5. Промысловые испытания процессов ГРП с использованием разработанных гелеобразных жидкостей разрыва и водоизолирующих составов на углеводородной основе, анализ полученных результатов.

Научная новизна

Установлено, что введение модификатора - уксусной кислоты, в состав комплекса на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров приводит к уменьшению времени гелирования углеводородов, образованию комплексов с меньшей термостабильностью, способствующей ускорению процесса деструкции геля, что позволяет использовать полученный углеводородный гель в пластах с пониженной пластовой температурой.

Показано, что углеводородные гели на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров обладают водоизолирующими свойствами и могут быть использованы в технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков.

Практическая значимость

Разработан состав и методика приготовления и применения в промысловых условиях структурированной углеводородной гелеобразной композиции на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров для низких пластовых температур (30-40°С), которые внедрены в технологии ГРП в Ленино-горском УПНП и КРС на месторождениях ОАО «Татнефть».

Разработан состав и методика приготовления и применения в промысловых условиях структурированной углеводородной термостабильной гелеобразной композиции на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров для пластовых температур 100-140°С.

Разработан состав структурированной углеводородной гелеобразной композиции на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфи8 ров и методика его приготовления и применения в промысловых условиях в технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков, которая внедрена на месторождении Каламкас (Республика Казахстан).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- 56-й Межвузовской студенческой научной конференции (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва, 2002г);

- 5-й Научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва, 2003г);

- XI конференции «Поверхностно-активные вещества - наука и производство» (г. Белгород, 2003г);

- II Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности» (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва, 2004г).

- 7-й Научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва, 2007г);

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Магадова Л.А., Магадов Р.С., Силин М.А., Гаевой Е.Г., Заворотный B.JI., Баженов C.JI. Гелеобразующие жидкости на углеводородной основе, применяемые для гидравлического разрыва пласта// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006. -№12. - С. 25-29

2. Баженов СЛ., Савастеев В.Г., Лыков О.П., Никонов В.И., Магадова Л.А. Гелеобразные жидкости для гидроразрыва пластаII Тезисы докладов 56-й Межвузовской студенческой научной конференции, г.М: - 2002. - С.46.

3. Магадова Л.А., Магадов Р.С., Беляева А.Д., Баженов С.Л., Савастеев В.Г. Разработка рецептур термостабильных гелей на основе дизельного топлива для гидроразрыва пласта, используемых при повышенных пластовых температурах (Т=100-140°С)// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. 5-я научно-техническая конференция. Тезисы докладов. Секция 4: Технология переработки нефти и газа, нефтехимия и химмотология топлив и смазочных материалов, г.М: -23-24 января 2003 г. - С.93.

4. Магадова JI.A., Магадов Р.С., Мариненко В.Н., Баженов C.JI. Разработка новых реагентов для гелирования нефти// Сборник тезисов докладов XI конференции. Поверхностно-активные вещества - наука и производство. Конференция посвящается 45-летию создания НПОАО "Синтез-ПАВ". Белгород: -2003. - С.58.

5. Магадова JI.A., Магадов Р.С., Мариненко В.Н., Баженов С.Л. Термостабильные углеводородные гели на основе алюминиевых солей ортофосфорных эфиров для гидравлического разрыва пласта// Сборник тезисов докладов XI конференции. Поверхностно-активные вещества - наука и производство. Конференция посвящается 45-летию создания НПОАО "Синтез-ПАВ". Белгород: -2003. - С.59.

6. Магадова JI.A., Магадов Р.С., Силин М.А., Баженов СЛ., Елисеев Д.Ю., Савастеев В.Г. Технология гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков// II Всероссийская научно-практическая конференция "Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности" 25-26 ноября 2004 г. (К 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина) Тезисы докладов, г.М: -2004. - С.34.

7. Патент РФ №2256787 Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением ге-леобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах/ Магадова JI.A., Магадов Р.С, Силин М.А., Гаевой Е.Г., Рудь М.И., Губанов В.Б., Магадов В.Р., Баженов C.JL, Трофимова М.В. //20.07.2005, Бюл. №20.

8. Заявка на изобретение № 2005136330 от 23.11.2005. Углеводородный гель на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров/ Магадова JI.A., Магадов Р.С., Силин М.А., Гаевой Е.Г., Рудь М.И., Баженов C.JI., Мариненко В.Н.

9. Магадова JI.А., Гаевой Е.Г., Баженов C.JI. Способ получения углеводородного геля «на потоке» при проведении гидравлического разрыва пласта // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. 7-я научно-техническая конференция. Тезисы докладов. Секция 4: Технология переработки нефти и газа, нефтехимия и химмотология топлив и смазочных материалов, г.М: -29-30 января 2007 г. - С.61.

Работа выполнена в Российском Государственном Университете Нефти и Газа имени И.М. Губкина на кафедре технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю - к.т.н. JI.A. Магадовой, заведующему кафедрой технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности, д.х.н. М.А. Силину, заведующему лабораторией ИПХ, к.т.н. Р.С. Магадову за большую помощь и ценные советы в процессе работы над диссертацией, сотрудникам ИПХ при РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина: заведующей лабораторией В.Н. Мариненко, н.с. С.В. Максимовой, н.с. А.Д. Беляевой, инженеру Т.В. Марковой, заведующему лабораторией, к.т.н. В.Б. Губанову, н.с. Г. Чекалиной, м.н.с. В.Р. Магадову, за помощь в проведении лабораторных исследований.

Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам Лениногорского УПНП и КРС ОАО «Татнефть» начальнику участка ГРП Я.Г. Халикову, ведущему инженеру А.Г. Мишкину, сотрудникам ОАО «Специальное машиностроение и металлургия» - директору дирекции «Гидроразрыв пласта» В.Д. Костенко, заместителю директора дирекции «Гидроразрыв пласта» Е.В. Курятникову, главному специалисту В.Г. Савастееву, а также н.с. ИПХ, к.т.н. Д.Ю. Елисееву за помощь в проведении промысловых работ и участие в обсуждении результатов промысловых испытаний.

Заключение диссертации по теме «Коллоидная химия и физико-химическая механика», Баженов, Сергей Львович

5.4. Выводы

На основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» модифицированного и товарной альметьевской (минибаевской) нефти разработаны составы для коллекторов с пластовой температурой 20-40 °С и внедрена технология их применения при проведении ГРП Лениногорским УПНП и КРС (ОАО «Татнефть») в 3-х добывающих скважинах. В результате работ продуктивность каждой скважины увеличилась в 2-3 раза. Осложнений при вызове притока не наблюдалось.

Разработанный углеводородный водоизолирующий состав на основе комплекса гелирующего «Химеко-Т» был использован при проведении ГРП с изоляцией водопритоков в 10 скважинах на месторождении Калам кас (Республика Казахстан). Работы проводились сервисной компанией ОАО «СММ». Успешность проведения ГРП по 10 скважинам составила 70%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей диссертационной работе на основе экспериментальных исследований и промысловых испытаний обоснована возможность совершенствования технологии гидравлического разрыва пласта с использованием структурированных гелеобразных жидкостей разрыва на углеводородной основе в условиях пониженных и повышенных пластовых температур, а также водоизолирующих составов. При этом:

1. Установлено, что введение модификатора - органических кислот в состав комплекса на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров приводит к уменьшению времени гелирования углеводородов, образованию комплексов с меньшей термостабильностью, способствующей ускорению процесса деструкции геля.

2. Разработана рецептура углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» модифицированного, предназначенная для гидравлического разрыва пласта при пониженных пластовых температурах.

3. По разработанной рецептуре углеводородного геля было организовано производство комплекса гелирующего «Химеко-Н» модифицированного в ЗАО «Петрохим».

4. Разработан состав структурированной углеводородной гелеобразной композиции для низких пластовых температур (30-40°С) на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» модифицированного и методика его приготовления и применения в промысловых условиях.

5. С использованием разработанной методики приготовления и применения углеводородного геля для низких пластовых температур на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» модифицированного Лениногорским УГТНП и КРС внедрена технология ГРП в 3-х добывающих скважинах на месторождениях ОАО «Татнефть». В результате работ продуктивность каждой скважины увеличилась в 2-3 раза. Осложнений при вызове притока не наблюдалось.

6. Разработан состав структурированной углеводородной термостабильной гелеобразной композиции для пластовых температур 100-140°С на основе комплекса гелирующего «Химеко-Т» и дизельного топлива и методика его приготовления и применения в промысловых условиях.

7. Доказано, что углеводородные гели на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров обладают водоизолирующими свойствами и могут быть использованы в технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков (ИБП).

8. Разработан состав структурированной углеводородной гелеобразной композиции на основе комплекса гелирующего «Химеко-Т» и методика его приготовления и применения в промысловых условиях для использования в качестве жидкости разрыва и водоизолирующего состава в технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков.

9. Разработанный углеводородный водоизолирующий состав на основе комплекса гелирующего «Химеко-Т» был внедрен при проведении ГРП с изоляцией водопритоков в 10 скважинах на месторождении «Каламкас» (Республика Казахстан). Работы проводились сервисной компанией ОАО «СММ». Успешность проведения ГРП с ИВП по 10 скважинам составила 70%.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Баженов, Сергей Львович, 2007 год

1. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - 3 с.

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

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

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

5. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом: Обз. инф. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1985. - 60с.

6. Магадова JI.A. Совершенствование технологии гидравлического разрыва пласта на основе разработки рецептур термостабильных гелеобразующих жидкостей разрыва для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири. М., 1999. - 140с.

7. 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.

8. Крысин Н.И. и др. Жидкость для гидравлического разрыва пласта // Патент Российской Федерации № 2138633, опубликован в 1999 г.

9. Кошторев Н.И. Жидкость для гидравлического разрыва пласта // Патент Российской Федерации № 2122110 РФ, опубликован в 1999 г.

10. Ю.Пястолов A.M., Миленин С.И. Проппант // Патент Российской Федерации № 2166079, опубликован в 2001 г.

11. П.Константинов С.В. Способ гидравлического разрыва пласта // Патент Российской Федерации № 2164290 РФ, опубликован в 2001 г.

12. Хисамов Р.С. и др. Способ гидроразрыва нефтяного пласта // Патент Российской Федерации № 2151864 РФ, опубликован в 2000 г.

13. В.Шахвердиев А.Х. и др. Способ гидроразрыва пласта // Патент Российской Федерации № 2122111, опубликован в 1999 г.

14. Филимонов Л.И. и др. Способ гидроразрыва пласта // Патент Российской Федерации № 2123587, опубликован в 1999 г.

15. Патент № 6046140 США, опубликован в 2000 г.

16. Патент№ 5979555 США, опубликован в 1999 г.

17. Патент № 5908073 США, опубликован в 1999 г.

18. Патент № 3757864 США, опубликован в 1975 г.

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

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

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

22. Патент № 6149693 США, опубликован в 2000 г.

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

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

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

26. Polymer-based preflush allows fracing near water intervals/ Carlos Brocco, E.Dwyann Dalrymple, Prentice Creel, Horacio Peacock//Oil & Gas Journal. -June 28, 1999. -Vol. 97, No. 26, - P. 66-68.

27. Некрасов В.И., Глебов A.B., Ширгазин Р.Г., Вахрушев В.В. Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения. Лангепас-Тюмень, 2001. - 5 с.

28. Ely J.W. Stimulation Treatment Handbook, An Engineers Guide to Quality Control, PennWell Publishing Co., Tulsa, OK (1985).

29. Smith C.F., Pavlich J.P. and Solvinsky R.L. Potassium, Calcium Treatments Inhibit Clay Swelling // Oil&Gas J. (Nov. 30, 1964) P. 80-81.

30. Reed M.G.: "Stabilization of Formation Clays with Hydroxy-Aluminium Solutions", JPT (July 1972) 860-64; Trans, AIME, 253.

31. Monaghan P.H. et al.: "Laboratory Studies of Formation Damage in Sands Containing Clays", Trans., AIME (1959) 216, 209-15.

32. Jones F.O. Jr.: "Influence of Chemical Composition of Water on Clay Blocking of Permeability", JPT (April 1964) 441-46; Trans., AIME, 231.

33. Hewitt C.H.: "Analytical Techniques for Recognizing Water-Sensitive Reservoir Rocks", JPT (Aug. 1963) 813-18.

34. Hower W.F.: "Influence of Clays on the Production of Hydrocarbons", paper SPE 4785 presented at the 1974 SPE Symposium on Formation Damage Control, New Orleans, Feb. 7-8.

35. Mungan N.:"Permeability Reduction Through Changes in pH and Salinity", JPT (Dec. 1965) 1449-53; Trans., AIME, 234.

36. Peters F.W. and Stout C.M.: "Clay Stabilization During Fracturing Treatments With Hydrolyzable Zirconium Salts", JPT (Feb. 1977) 187-94; Trans., AIME, 263.

37. Bates T.G., Gruver R.M. and Yuster S.T.: "Influence of Clay Content on Water Conductivity of Oil Sands", Oil Weekly (Oct. 21, 1946) 48.

38. Coulter A.W. Jr., Frick E.K. and Samuelson M.L.: "Effect of Fracturing-Fluid pH on Formation Permeability", paper SPE 12150 presented at the 1983 Annual Technical Conference and Exhibition, San Francisco, Sept. 5-8.

39. Hawsey J.D., Whitesell L.B. and Kepley N.A.: "Injection of a Bactericide-Surfactant During Hydraulic Fracturing A New Method of Corrosin Control", paper SPE 978 presented at the 1964 SPE Annual Meeting, Houston, Oct. 1114.

40. Tannich J.D.: "Liquid Removal From Hydraulically Fractured Gas Wells", JPT (Nov. 1975) 1309-17.

41. Clark H.B. et al.: "Water Soluble Fluorochemical Surfactant Well Stimulation Additives", JPT (July 1982) 1565-69.

42. Allen T.D. and Roberts A.P.: "Surfactant for Well Treatments", Production Operations, Oil and Gas Consultants Intl. Inc., Tusla (1978) 2, 115-16.

43. RP42, Recommended Practices for Laboratory Testing of Surface-Active

44. Agents for Well Stimulation, API, Dallas (1977).

45. Graham J.W., Monaghan P.H. and Osoba J.S.: "Influence of Propping Sand Wettability on Productivity of Hydraulically Fractured Oil Wells", Trans., AIME (1959) 216,324-29.

46. Penny S.S. et al.: "Enhanced Load Water-Recovery Technique Improves Stimulation Results", paper SPE 12149 presented at the 1983 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Francisco, Sept. 5-8.

47. Featherston A.B., Mihram R.G. and Waters A.B.: "Minimization of Scale Deposits in Oil Wells by Placement of Phosphates in Producing Zones", JPT (March 1959) 29-32.

48. Knox J.A., Waters A.B. and Arnold B.B.: "Checking Paraffin Deposition by Crystal Growth Inhibition", paper SPE 443 presented at the 1962 SPE Annual Meeting, Los Angeles, Oct. 7-10.

49. Sloat В.: "Controlled Solubility Rhosphates New Application Techniques Simplify Scale Prevention in Waterfloods and Producing Wells", paper SPE 760 presented at the 1963 SPE California Regional Meeting, Santa Barbara, Oct. 24-25.

50. Bauer K.A. and Bezemer C.: "Prevention of Carbonate Scale Deposition: A Well-Packing Technique with Controlled Solubility Phosphates", JPT (April 1969)505-14.

51. Tinsly J.M.: "Design Techniques for Chemical Fracture-Squeeze Treatments", JPT (Nov. 1967) 1493-99; Trans., AIME, 240.

52. McCall J.M. Jr. and Johnson R.L.: "Paraffin Treatment in the Well Service Industry", Proc., Southwestern Petroleum Short Course, Lubbock, TX (April 1984) 457-68.

53. Stiff H.A. Jr. and Davis L.E.: "A Method For Predicting the Tendency of Oil Field Waters to Deposit Calcium Sulfate", Trans., AIME (1952) 195, 213-16.

54. Novotny E.J.: "Proppant Transport", paper SPE 6813 presented at the 1977 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Oct. 9-12.

55. Daneshy A.A.: "Hydraulic Fracture Propagation in Layered Formations", SPEJ1. Feb. 1978)33-41.

56. Clark P.E.: "Design of a Large Vertical Prop Transport Model", paper SPE 6814 presented at the 1977 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Oct. 9-12.

57. Hannah R.R. and Harrington L.J.: "Measurement of Dynamic Proppant Fall Rates in Fracturing Gels Using a Concentric Cylinder Tester", JPT (May 1981) 909-13.

58. Shah S.N.: "Proppant Settling Correlations for Non-Newtonian Fluids Under Static and Dynamic Conditions", SPEJ (April 1982) 164-70.

59. Ford T.F.: "Viscosity Concentration and Fluidity-Concentraton Relationships for Suspensions of Spherical Particles in Newtonian Liquids", J. Phys. Chem. (Sept. 1960) 1168-74.

60. Clark P.E. and Guler N.: "Proppant Transport in Vertical Fractures: Settling Velocity Correlations", paper SPE 11636 presented at the 1983 SPE/DOE Low Permeability Gas Reservoirs Symposium, Denver, March 13-16.

61. Stewart J.B. and Coulter A.W.: "Increased Fracturing Efficiency by Fluid Loss Control", Pet. Eng. (June 1959) B-43.

62. Hall CD. Jr. and Dollarhide F.E.: "Effects of Fracturing Fluid Velocity on Fluid-Loss Agent Performance", JPT (May 1964) 555-57; Trans., AIME, 231.

63. Hawsey J.D. and Jacocks C.L.: "The Use of Fluid-Loss Additives in Hydraulic Fracturing of Oil and Gas Wells", paper SPE 244 presented at the 1961 SPE California Regional Meeting, Bakersfield, Nov. 2-3.

64. Hall CD. Jr. and Dollarhide F.E.: "Performance of Fracturing Fluid Loss Agents Under Dynamic Conditions", JPT (July 1968) 763-69.

65. Gatlin C. and Nemir C.E.: "Some Effects of Size Distribution on Particle Bridging in Lost Circulation and Filtration Tests", JPT (June 1961) 575-78; Trans., AIME, 222.

66. Pye D.S. and Smith W.A.: "Fluid Loss Additive Seriously Reduces Fracture Proppant Conductivity and Formation Permeability" paper SPE 4680 presented at the 1973 SPE Annual Meeting, Las Vegas, Oct. 1-3.

67. King G.E.: "Factors Affecting Dynamic Fluid Leakoff With Foam Fracturing Fluids", paper SPE 6817 presented at the 1977 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Oct. 9-12.

68. Shumaker E.F., Raines V.B. and Warenbourg P.A.: "Leak-Off Control Techniques Improve Efficiency of Acid Fracturing Treatments", paper SPE 7168 presented at the 1978 SPE Regional Gas Technology Symposium, Omaha, NE, June 7-9.

69. Settari A.: "A New General Model of Fluid Loss in Hydraulic Fracturing", SPEJ (Aug. 1985)491-501.

70. Harris P.C.: "Dynamic Fluid-Loss Characteristics of Nitrogen Foam Fracturing Fluids", JPT (Oct. 1985) 1847-52.

71. Harris P.C.: "Dynamic Fluid-Loss Characteristics of C02-Foam Fracturing Fluids," SPEPE (May 1987) 89-94.

72. McDaniel R.R. et al.: "An Improved Method For Measuring Fluid Loss at Simulated Fracture Conditions", SPEJ (Aug. 1985) 482-90.

73. Zigrye J.L., Whitfill D.L. and Sievert J.A.: "Fluid-Loss Control Differences of Crosslinked and Linear Fracturing Fluids", JPT (Feb. 1985) 315-20.

74. Reece E.T.: "Bacterial Degradation of Cellulose Derivatives", Ind.&Eng. Chem. (1957) 49, 89.

75. Wirick M.G.: "Study of the Substitution Pattern of Hydroxyethyl Cellulose and Its Relationship to Enzymatic Degradation", J. Polymer Sci. (1968) A-I, No. 6, 1705.

76. Almond S.W. and Bland W.E.: "Effect of Break Mechanism on Gelling Agent Residue and Flow Impairment in 20/40 Mesh Sand", paper SPE 12485 presented at the 1984 SPE Formation Damage Symposium, Bakersfield, Feb. 13-14.

77. HoIditch S.A. and Ely J.W.: "Successful Stimulation of Deep Wells Using High

78. Proppant Concentrations", JPT (Aug. 1973) 959-64.

79. Ely J.W. et al.: "Compositions for Fracturing High Temperature Well Formation", U.S. Patent No. 3,898,165 (Aug. 5, 1975).

80. Hsu C.H. and Conway M.W.: "Fracturing Fluids for Deep, Hot Formations", JPT (Nov. 1981)2213-18.

81. Seidel W.R. and Stahl E.J.: "Gas Well Stimulation with a Viscous Water-Base Fracturing Fluid", JPT (Nov. 1972) 1385-90.

82. Williams J.R., Tinsley J.M. and Malone W.T.: "Optimum Fracturing Treatment Design Helps Reach Maximum Profit", paper presented at the 1967 Petroleum Soc. of CIM Annual Technical Meeting.

83. Hendrickson A.R., Nesbitt E.E. and Oaks B.D.: "Soap-Oil Systems for Formation Fracturing", Pet. Eng. (May 1957) B-58.

84. Malone W.T. and Anderson Т.О.: "Gelled Crude for Formation Fracturing", Oil&Gas J. (Feb. 1956) 117.

85. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science // Elsevier Science Publishers. 1989. - V. 26. - 1240 pp.

86. Economides M.J., Watters L.T., Dunn-Norman S. Petroleum Well Construction. John Wiley&Sons, Chichester. - 1998. - 622 pp.

87. Дияшев И.Р., Смаровозов A.A., Гиллард M.P. Супер-ГРП на Ярайнерском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2001. -№ 7. - С. 44-48.

88. Можжерин В.А., Новиков А.Н., Сибирев С.П. Российские проппанты для гидроразрыва пластов // Нефтяное хозяйство. 2001. -№ 1. - С. 57-58.

89. Allen Т.О., Roberts А.Р. Production operations. Tusla, 1982. - Vol. 2. - 2321. P

90. Закиров C.H. Особенности разработки месторождений углеводородов с низкопроницаемыми коллекторами // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Посвящ. 850-летию г. Москвы.-М., 1977.-С. 65-66.1. УТВЕРЖДАЮ»:

91. Директор по перспективному развитию ^ " ''М.И. Рудь

92. ЗАО «Петрохим», к.т.н. Главный технолог ЗАО «Петрохим»

93. М.н.с. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкин '1. Н.Р. Малкин1. C.JI. Баженов1. ТАТНЕФТЬ

94. HFH i r ЕГ CI i nFABJlFHVF T П m.FH№J HI ITFОТДАЧИ 1г; T t> / кпЛИТАЛ! IICMjlb 1Р-.ЖИН . , fran ТчТ"РСТ5.Нf а и г pet, у л 4nif ifiou1. T £ r 1 - f

95. Отчрт по ГРП № 389 Скважина 1' 149961. Frac Report Well if.1.Tij 14 07 04 |Cate

96. M (-тгроудение 11иииОабРс|ьи 1j1. Пласт ДО В orndt ^оп

97. Порфэрщиг led 1-1666 erfoi iticiплат ( 1 „ 1. Данные скважины1. WELL DATA:ми Толщ -та. км ISljtWi 1, u f С 11, u J И1К 1 М

98. U пил Пик з, гг Dertf, г Volui с, ггЗ Mas At1»

99. Т ! 69 (> Ь 1С43 7 ^ /со1 Э 0 16"0 0 36 cr 1

100. Cjjli! •-•"•! U j" t* / i

101. Спос-оО закачки посредством НЧТ Tubing only Treatment mode:

102. СВОДКА ГРП TREATMENT SUMMARY.

103. Ynni OCT!- II" J t Fiac flu HI

104. Нэ плызд»е I HI лЗ "4 .ti ! t.tC не Ct ftaTH u MJ H t- XitTK Ti pi f ива If 1ttun n о upjnnanTcu Is ? M ( i : f p snt t i1. Продавит 7 с и J t .usri

105. Ь:РГО зака i шз '0 0 нЗ Total г J

106. Hi плодадкс more ГГП 0 0 ю Cn It P Titer trie1.' 1. Тит пгошчнтз Iак'Ы-но проплантэ j | г^днии "•-мп чпики I 1 •r llt^ilCви< 0\ 10th't /гu3/i ин1. SoO ITM

107. J'-iUJIi-UH 2 lit ,Ca 51 tlT4

108. Д-if i пне росл ГШ и Til

109. НИ i 1 "T 1 ^l l 60 ив -о TMpi ppart pur p cijqe rateywferag" 11 "i p-i' An ulii i {-rfa° uii!f l mf- J i Ui ntiT ;u TFncJel 1 ht 3d "1 l 11 I n

110. ГИ1 hi глс слор i ом грп' 'имько-Н ' Ь? и J t ' i р m т i1. HJ U VIK A I

111. Пекине г ргтсе l 1НГ и " тЪГвремя

112. ГРП на углеводородном геле "Химеко-Н" 50 мЗ + 5 т пропанта1. УТВЕРЖДАЮ»:

113. ГРП проводились по стандартной технологии с использованием оборудования Лениногорского УПНП и КРС. В результате работ продуктивность скважин увеличилась в 2-3 раза. Осложнений при вызове притока не наблюдалось.

114. Начальник участка ГРП Лениногорского УПНП и КРС ^ Я.Г. Халиков

115. Ведущий инженер участка ГРП Лениногорского УПНП и КРС ✓ ///< < А.Г. МишкинМн.с. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина С.Л. Баженов1. УТВЕРЖДАЮ . УТВРРЖДАЮ

116. Зам технического директора /Директор Дирекции

117. ЗАО «Химеко ГАНГ» /«Гидроразрыв пласта»1. ОАО < СММ»

118. Л А Магадова (j / ,,/7^-ВД Костечко2004г ^ 2004г1. АКТ X' 2

119. О проведении гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритока в эксплуатационной скважине № 2688 С-4 горизонта юрских отложений месторождения « Каламкас »17 июня 20041 Опрессовка НКТ

120. Опрессовка проведена агрегатом УБН на давление 28 Мпа, НКТ герметичны

121. Посадка пакера, опрессовка затрубья и пакера Перед посадкой пакера скважина была заполнена водой

122. Опрессовка манифольда высокого давления (МВД)

123. Опрессовка проводилась одним насосным агрегатом на давление 32,0 Мпа Линия МВД герметична

124. Контроль опрессовки МВД и затрубья проводился по контрольным манометрам, установленным в линии манифольда и на крестовине Показания монитора машины управления и контрольных манометров совладали4 Приготовление геля

125. Обвязали 3 + 1 емкости ВЦ-30,3 заполнили водой и 1 дизельным топливом, с АПС, соединили приемные и напорные шланги с патрубками цистерн

126. Водный гель приготовлен одновременно в 3- х емкостях (объемом 76 м') при циркуляции с расходом 3 м3/мин согласно инструкции фирмы поставщика « Химеко-IАНГ »

127. Деструктор и сшиватель подавались в смесительную камеру в процессе ГРП из расчета 0,5 кг и 2,0 литра на 1 м} геля соответственно Время сшивки приготовленного геля 8 сек Вязкость около 1500 сп

128. Углеводородный гель приготовлен в 1-й емкости (объемом 17 м3) при циркуляции с расходом 2 м'/мин согласно инструкции фирмы поставщика « Химеко-ГАНГ » Вязкость геля сразу после приготовления 90 сп

129. Гель приготовлен в день проведения ГТГ11. Заказчик1. Месторождение^1. Пласт1. Скважина N2

130. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Манг исгаумунайг аз Каламкас

131. С-4 горизонт (юрских отложений) 26881.JjfilDg тЯ»|ПИШ)

132. Мощное! U общ / 1фф Шахтовое давление тч/ тех1. Протщасмосп,1. Пористость

133. Исходная информация Оля расчета техноюгического проекта ГРП /еоюго-геофгоическая характеристика плашаirx7 ЫП1±iг?1. Нефтенасы^егаость1. О J; O'N

134. Цязкость нефти в пластовых условиях

135. Ьотность нефти в пластовых ) словиях1. С жимаеыость пефти

136. Объемный коэффициент нефти

137. Пластовая температура шчальная

138. Радиус цчлгарова мНнлшвдытотакИ/О

139. Согтратвлетте nopo^j на ралрыв(у тарная вязкость)1. Напряжение в пластах1. Мод} ль Юнга1. Кои) )>шметПулссона

140. Лктй1агг;я коллектора (характеристика)

141. Дата ввода в эксплуатацию Извлекаемые запасы по горизонту НакоДленндй дйбыча Скв

142. Дебит на 1алы ш и/текущий Обводненность продукции Давление насыщения Гамвый фактор

143. Коэффициент извлечения нефти1. Г Iм м Мш1. МА-.1. Доля1. Дан1. СПкг/м3 1/MIIa"4:!1.»!У •11. Состояние разработки1. Н, ПШ Г

144. РК5 .42( S 2-Иь'> (21 Ч 14 4)' 0< И) 07 ( 71. С М1. МЛа»м'1. J Мла1. М|И1. Гс^ралмерныйгод1. ТЫС ТО1Ш лОнн1. Мааг, 1 м / мш