Разработка жидкостей разрыва на водной и углеводородной основах и технологий их применения для совершенствования процесса гидравлического разрыва пласта тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.11 ВАК РФ

На правах рукописи

МАГАДОВА ЛЮБОВЬ АБДУЛАЕВНА

РАЗРАБОТКА ЖИДКОСТЕЙ РАЗРЫВА НА ВОДНОЙ И УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВАХ И ТЕХНОЛОГИЙ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПРОЦЕССА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

02.00.11 — Коллоидная химия и физико-химическая механика

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

ООЗ159462

Москва -2007

003159462

Работа выполнена в Институте промысловой химии при Российском государственном университете нефти и газа имени ИМ Губкина на кафедре Технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности и кафедре Органической химии и химии нефти

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Крупин Станислав Васильевич, кафедра Физической и коллоидной химии Казанского государственного технологического университета,

доктор технических наук, профессор Алтунина Любовь Константиновна, директор Института химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (СО РАН) г Томск, заведующая лабораторией Коллоидной химии нефти;

доктор технических наук, профессор Хлебников Вадим Николаевич, кафедра Физической и коллоидной химии Российского государственного университета нефти и газа им ИМ Губкина

Ведущее предприятие ООО "РН УфаНИПИнефть"

Защита состоится " 30 " 2007 г в {5 часов в ауд 541

на заседании диссертационного совета Д 212 200 04 при Российском государственном университете нефти и газа им ИМ Губкина по адресу 119991, Москва, Ленинский проспект, дом 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени ИМ Губкина

Автореферат разослан " " Я 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор

Р 3 Сафиева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одной из наиболее эффективных технологий интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин, а за счет вовлечения в разработку запасов из низкопроницаемых коллекторов и слабодре-нируемых зон, ГРП также можно рассматривать как перспективную технологию повышения нефтеотдачи пласта

Гидравлический разрыв пласта - это физический процесс, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности за счет воздействия на пласт давлением, создаваемым закачкой в скважину специальной жидкости разрыва В образованные трещины с помощью жидкостей разрыва транспортируется расклинивающий материал - проппант, который, после снятия избыточного давления, закрепляет трещины в раскрытом состоянии В результате ГРП, за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения поверхности фильтрации, кратно повышается продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.

Сегодня, в основном, используются способы гидроразрыва пласта с применением гелеобразующих рабочих жидкостей на водной и углеводородной основах, обладающих по сравнению с другими системами, например, эмульсиями, более высокой вязкостью, более низкими потерями давления на трение, а также регулируемой деструкцией, вплоть до полного разложения геля При этом возможно проведение процесса гидравлического разрыва пласта с использованием высоких темпов закачки, для получения расчетных размеров трещин.

В настоящее время в России большая часть работ по ГРП (примерно 90%) проводится с применением водного полисахаридного геля Естественно, что такой гель обладает рядом преимуществ перед применением углеводородной жидкости Это связано не только с по-жаробезопасностью, т к вместо товарной нефти или дизельного топлива используется вода, но и с качеством получаемого геля- его большей вязкостью и более высокой структурой, которые обеспечивают большую песконесущую способность и возможность получать эти свойства на потоке при закачке геля в скважину

Развитие направления с получением более протяженных трещин, связанное с вовлечением в разработку низкопроницаемых коллекторов, а также нового направления - гидравлического разрыва в высокопроницаемых пластах, требует применения при закачках высоких концентраций проппанта, что возможно только с использованием таких высоковязких жидкостей, как сшитый полисахаридный гель

Однако реагенты для приготовления водных полисахаридных гелей достаточно дороги, поскольку для получения необходимых

свойств требуется добавление различных компонентов, число которых может быть значительным, как в технологиях Шлюмберже -10 и выше Использование ряда реагентов предусматривает особые требования к основе геля - воде по содержанию многовалентных катионов, в первую очередь железа Кроме того, экспериментальные исследования показывают, что после ГРП с применением водного полисаха-ридного геля на основе гуара и его производных, проницаемость коллектора восстанавливается не более, чем на 40 %. Снижению проницаемости и образованию большого осадка в трещине способствует повышенная фильтратоотдача жидкостей при пластовых температурах Более высокая вязкость, получаемая за счет увеличения концентрации реагентов в составе геля, незначительно снижает фильтрато-отдачу, но вызывает повышенное отложение осадков и высокие потери давления на трение при закачке геля

Поэтому разработка новых составов высокоструктурированных полисахаридных водных гелей для ГРП, не ухудшающих коллек-торские свойства пласта, получение которых возможно с использованием как пресной технической, так и минерализованной воды, отличающихся упрощенной технологией приготовления, является актуальной научной и практической задачей совершенствования технологии гидравлического разрыва пласта

Применяющиеся в настоящее время углеводородные гели на основе дизельного топлива и товарной нефти за счет высокой фильтрации ухудшают коллекторские свойства пласта и увеличивают обводненность продукции добывающих скважин

Поэтому разработка новых составов высокоструктурированных углеводородных гелей, обладающих низкой фильтрацией, необходимой термостабильностью и эффективной деструкцией, не ухудшающих коллекторские свойства пласта, также является актуальной научной и практической задачей совершенствования технологии гидравлического разрыва пласта

Нефтегазодобывающие предприятия избегают проводить ГРП в нефтегазоносных пластах с повышенной водонасыщенностью, т.к. проведение гидроразрыва может привести к значительному обводнению продукции скважин Обводненность скважин может возрасти за счет прорыва образуемых в процессе ГРП трещин в близкорасположенные водонасыщенные пропластки

Существуют технологии ограничения притока воды в процессе ГРП Известные способы малоэффективны, так при закачке в трещину цементного раствора происходит изоляция не только воды, но и нефти, к тому же в процессе закачки могут возникнуть трудности, связанные, например, с преждевременным схватыванием цементного

раствора в скважине. Ограничение водопритока путем многообъемной закачки водоизолирующих реагентов требует больших материальных и временных затрат

Поэтому разработка технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков (ИБП) на основе новых селективных водоизолирующих составов, является актуальной научной и практической задачей совершенствования технологии гидравлического разрыва пласта Цель работы. Диссертация посвящена исследованию влияния ком-плексообразующих добавок на физико-химические свойства гелеобразующих жидкостей на водной и углеводородной основах и разработке на базе полученных закономерностей, высокоструктурированных гелеобразующих жидкостей разрыва для совершенствования процесса гидравлического разрыва пласта

- получению высокоструктурированных гелей для ГРП на водной основе с использованием как пресной технической воды, так и подтоварной минерализованной воды, а также растворов солей, содержащих одновалентные катионы, отличающихся упрощенной технологией приготовления, обладающих необходимой термостабильностью в широком диапазоне температур (от 20 до 140°С), высокой песко-удерживающей способностью, низкой фильтрацией, низкими потерями давления на трение, не вызывающих набухания глин, образования осадков и эмульсий, обладающих эффективной деструкцией, не ухудшающих коллекторские свойства пласта;

- получению высокоструктурированных гелей для ГРП на углеводородной основе с использованием дизельного топлива и товарной нефти, отличающихся упрощенной технологией приготовления, обладающих необходимой термостабильностью в широком диапазоне температур (от 20 до 140°С), высокой пескоудерживающей способностью, низкой фильтрацией, низкими потерями давления на трение, обладающих эффективной деструкцией, не ухудшающих коллекторские свойства пласта.

Целью работы также являлось исследование водоизолирующих свойств углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров и разработка с его использованием технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков Основные задачи работы. В работе были поставлены и решались следующие основные задачи

- анализ патентной и научно-технической литературы и выбор наиболее рациональных направлений в разработке составов высокоструктурированных гелеобразующих жидкостей на водной и углеводородной основах для гидравлического разрыва пласта,

- анализ патентной и научно-технической литературы и выбор наиболее рациональных направлений в разработке водоизолирующих составов и технологий для изоляции водопритоков, в том числе при проведении гидравлического разрыва пласта,

- изучение влияния на структуру сшитого бором полисахаридно-го геля комплексообразующих добавок, таких как ионы хрома, ами-носпирты, moho-, ди-, и полигликоли, а также межмолекулярного взаимодействия полисахаридов различного строения, экспериментальные исследования с целью разработки составов и методик приготовления в промысловых условиях высокоструктурированных геле-образующих жидкостей разрыва на водной основе, обладающих улучшенными физико-химическими характеристиками,

- изучение влияния на структуру углеводородного геля комплексообразующих добавок аминоспиртов и экспериментальные исследования с целью разработки составов и методик приготовления в промысловых условиях высокоструктурированных гелеобразующих жидкостей разрыва на углеводородной основе, обладающих улучшенными физико-химическими характеристиками,

- установление селективности по отношению к воде углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофос-форных эфиров и экспериментальные исследования с целью разработки составов и методик приготовления в промысловых условиях гелеобразующих жидкостей на углеводородной основе для селективной изоляции водопритоков,

- разработка технологии гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков с применением разработанных составов гелеобразующих жидкостей на углеводородной основе для селективной изоляции водопритоков,

- проведение процессов ГРП с использованием разработанных высокоструктурированных гелеобразующих жидкостей разрыва на водной и углеводородной основах и методик их приготовления в промысловых условиях, анализ полученных результатов,

- испытания процессов ГРП с использованием разработанной технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков, анализ полученных результатов

Научная новизна. Впервые теоретически обосновано и экспериментально доказано влияние комплексообразующих добавок, таких как ионы хрома, аминоспирты, moho-, ди-, и полигликоли, а также влияние межмолекулярного взаимодействия немодифицированных и модифицированных полисахаридов (гуаров) на структуру сшитого соединениями бора полисахаридного геля, и связанные с ней вязкость,

термостабильность, пескоудерживающую способность и фильтрато-отдачу

Установлено, что введение в состав водного геля водорастворимых аминоспиртов, позволяет получать высокоструктурированные гели при использовании не только пресной, но и минерализованной воды, содержащей как одновалентные, так и многовалентные катионы

Показано, что структурированная жидкость разрыва на водной основе - сшитый бором полисахаридный водный гель, дополнительно содержащая комплексообразующие добавки ионов хрома, аминоспиртов и гликолей, а в качестве гелеобразователя смесь немодифици-рованных и модифицированных полисахаридов (гуаров), для получения которой возможно использование как пресной, так и минерализованной воды, отличается упрощенной технологией приготовления, обладает необходимой термостабильностью в широком диапазоне температур (от 20 до 140°С), высокой пескоудерживающей способностью, низкими фильтрацией и потерями давления на трение, не вызывает набухания глин, образования осадков и эмульсий, обладает эффективной деструкцией, не ухудшает коллекторских свойств пласта

Теоретически обосновано и экспериментально доказано влияние комплексообразующих добавок аминоспиртов на структуру углеводородных гелей на основе алюминиевых и железных солей органических ортофосфорных эфиров, а также связанные с ней вязкость, термостабильность, пескоудерживающую способность и фильтрато-отдачу

Показано, что структурированная углеводородная композиция на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, дополнительно содержащая комплексообразующие добавки аминоспиртов, отличается от известных улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными характеристиками при температурах до 140°С, обладает эффективной деструкцией, не ухудшает кол-лекторских свойств пласта

Показано, что структурированная углеводородная композиция на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров, дополнительно содержащая комплексообразующие добавки аминоспиртов, отличается от известных улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными характеристиками при температурах 20-120°С, обладает эффективной деструкцией, не ухудшает коллекторских свойств пласта

Доказана возможность применения углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров в качестве водоизолирующего состава

Впервые предложена технология ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков с применением, в качестве жидкости разрыва и, одновременно, реагента для селективной изоляции водопритоков, полученного структурированного углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров Практическое значение работы. Обобщены результаты ГРП с применением в качестве жидкостей разрыва водных и углеводородных гелей

Разработаны методики приготовления в промысловых условиях высокоструктурированного полисахаридного водного геля, которые внедрены в технологиях ГРП, проводимых сервисными предприятиями ОАО "Пурнефтеотдача", Сургутское УПНП и КРС, ЗАО "СП "МеКаМинефть"", ООО "Катобьнефть", Лениногорское УПНП и КРС, ООО "Приток", "ПНП-Сервис", ОАО "КНГ-Ремонт", ОАО "СММ" на месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской области, Оренбургской области, Коми, Краснодарского края, Сахалина, Республики Беларусь и Республики Казахстан

Разработана технология получения алкилфосфорных эфиров непрерывным способом на установке идеального смешения и вытеснения

Разработана методика приготовления в промысловых условиях структурированной углеводородной гелеобразной композиции на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, которая внедрена в технологиях ГРП, проводимых на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз", ОАО "Пурнефтегаз", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Ноябрьскнефтегаз", ОАО "Оренбургнефть", а также в технологии ГРП, проводимой сервисным предприятием ОАО "Пурнефтеотдача" в высокотемпературных скважинах на месторождениях ОАО "НК "Роснефть-Ставропольнефтегаз""

Разработана методика приготовления в промысловых условиях структурированной углеводородной гелеобразной композиции на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров, которая внедрена в технологиях ГРП, проводимых сервисными предприятиями ОАО "Пурнефтеотдача", Лениногорское УПНП и КРС, "ПНП-Сервис", ОАО "СММ" на месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Коми и Республики Казахстан

Разработана технология ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков с применением, в качестве реагента для селективной изоляции водопритоков, полученной структурированной гелеобразной композиции на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, которая внедрена в ОАО "СММ" при проведении ГРП в вы-

сокообводненных скважинах месторождения Каламкас (Республика Казахстан)

Сформулированы требования и составлены технические условия (ТУ) на выпуск отечественных комплексов реагентов для приготовления полисахаридных и углеводородных 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-й международной выставке оборудования для нефтяной и газовой промышленности (Москва, "ЭКСПОЦЕНТР", 22-26 июня, 1998 г),

- Всероссийской научно-практической конференции к 75-летию кафедры органической химии и химии нефти РГУ нефти и газа им ИМ Губкина "Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности" (Москва, РГУ нефти и газа им И М Губкина 20-21 июня 2002 г),

- 5-й научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, РГУ нефти и газа им И М.Губкина 23-24 января 2003 г),

- техническом совещании в ОАО "МангистауМунайГаз" и в ПУ "КаламкасМунайГаз" "Технология проведения гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока" (г Актау, г Каламкас Республика Казахстан 01-02 апреля 2004 г),

- совещании главных специалистов ОАО "НК "Роснефть" (ОАО "НК "Роснефть-Ставропольнефтегаз""), г Нефтекумск 28-30 сентября 2004 г),

- техническом совещании в РУП "ПО "Белоруснефть"" и "Бел-НИПИнефть" "Новые реагенты для ГРП и технологии их применения" (г Гомель Республика Беларусь, 11 ноября 2004 г),

- II -й Всероссийской научно-практической конференции "Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности" (Москва, РГУ нефти и газа им И М Губкина 25-26 ноября 2004 г),

- 7-й научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России"(Москва, РГУ нефти и газа им И М Губкина 25-26 января 2005 г ),

- 6-м интернациональном форуме Фрактеха по интенсификации скважин "Новые реагенты для ГРП и технологии их применения ГРП с изоляцией водопритоков" (Москва, 20-21 сентября 2005 г),

- 7-м интернациональном форуме Фрактеха по интенсификации скважин "Технологические жидкости для направленных кислотных обработок карбонатного коллектора"(Москва, 12-13 сентября 2006 г). Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 статей в научно-технических журналах и сборниках трудов, 18 тезисов докладов, 3 руководящих документа (РД), 20 патентных документов Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных результатов и выводов, библиографического списка из 342 источников и 5 приложений Общий объем работы 375 страниц, в том числе 36 таблиц и 45 рисунков

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ В первой главе приведен анализ современного уровня развития процесса гидравлического разрыва пласта, описаны типы рабочих жидкостей и проппантов, применяемых для гидравлического разрыва пласта, сформулированы современные требования, предъявлямые к рабочим жидкостям для ГРП

Теоретические основы процесса ГРП разрабатываются с 1948 года и связаны прежде всего с работами Ж Кларка, С А.Хрис-тиановича, Ю П Желтова и Г И Баренблатта

В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 года Большой вклад в развитие технологии ГРП внесли ученые ВНИИнефть П М Усачев, Н П Лесик, Ю В Желтов, УфНИИ Б Г Логинов и В А Блажевич, ТатНИПИнефть Г А Орлов, ВНИИКРнефть С А Рябоконь и др

Сегодня на месторождениях России проводится свыше 5 тысяч операций ГРП в год. Если в 80-90 гг этот метод применялся, как правило, в низкопроницаемых терригенных коллекторах Западной Сибири, то сегодня он широко применяется в пластах со средней и высокой проницаемостью, как в добывающих, так и нагнетательных скважинах, как в вертикальных, так и горизонтальных скважинах с различными геологофизическими характеристиками, в т ч пластах как с низкой (20°С), так и с высокой (выше 100°С) пластовой температурой, практически во всех нефтедобывающих районах России от Сахалина и Чукотки до Калининградской области Широкому распространению ГРП способствовал не только рост цены на нефть на мировых

рынках, но также и совершенствование самого метода ГРП, связанное с возникновением новых технологий.

Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам трещин. При локальном ГРП длина образующихся трещин 10-20 м, при ГРП с образованием протяженных трещин оптимальная длина закрепленной трещины обычно составляет 40-60 м; при глубокопроникающем гидроразрыве - 80-120 м, а при массированном ГРП - 1000 м и более

Важнейшим фактором успешности ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта Главное назначение жидкости разрыва -передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины

В настоящее время в качестве рабочих жидкостей для ГРП используются различные типы жидкостей, это водные или углеводородные гели, пены, различные типы эмульсий, но все эти жидкости объединяет одно общее свойство, все они являются неньютоновскими системами Эта характеристика позволяет жидкостям для ГРП эффективно удерживать проппант и создавать минимальные гидравлические сопротивления при течении ее по трубам

Следующим необходимым качеством жидкости для ГРП является ее деструкция после обработки, а также минимальное отрицательное воздействие на пласт при контакте с пластовыми жидкостями и породой

Среди применяющихся в настоящее время жидкостей разрыва, наиболее совершенными являются гелеобразующие жидкости

Главным преимуществом использования гелей является возможность регулирования их свойств Например, регулируемая временная и температурная деструкция, в результате которой вязкость жидкости после деструкции геля приближается к вязкости исходной жидкости воды, дизтоплива, нефти, чего нельзя сказать об эмульсиях, которые редко разрушаются до исходных жидкостей

Другим преимуществом использования гелей являются низкие потери давления на трение при закачке в пласт На рис.1 представлены потери давления на трение при использовании различных типов жидкостей для ГРП полиэмульсии ВНИИ, полисахаридных и углеводородных гелей, откуда следует, что гелеобразующие жидкости обладают наименьшими потерями давления на трение при закачке в пласт

1 -полиэмульсия ВНИИ

2 -углеводородный гель на

ди это пли Be

3 -углеводородный гель нэ

НвфТИ

4 - полисахаридный голь на

пресной воде

5 - гйлчсахаридмь^ г&пъ на

солоион водо

Рис. I Потери давления на трение при использовании различных типов жидкостей для ГРП (темп закачки жидкости 4 м /мин, внутренний диаметр НКТ 62 мм)

Для получения гелеоб разных жидкостей для ГРП на водной основе используются водорастворимые полимеры, преимущественно, полисахариды крахмального типа - гуар и его производные, например, гидрокеипропилгуар (рис.2-3).

т 1

осн1снсн?

OCHjCHCH,

Рис.2. Iyap Рис.3. Гидро кс и пропил гуар

Гуар является природным полимером. Гидроксипроп ил гуар получается взаимодействием пропиленоксида с гидроксильной группой элементарного звена макромолекулы гуара, что дает более термостабильный и более вязкий гель. К тому же продукты разложения гуара обычно дают негидратиру ющийса остаток в пределах 8-12%, а гид-рокси пропил гуара - 1 -4%.

При получении сшитых полисахаридных гелей используются сшиватели, которые связывают различные макромолекулы с образованием структуры.

В качестве сшивателей обычно используются соединения бора, циркония, титана и сурьмы. Известно также, применение других сшивающих систем: на основе алюминия, хрома, меди и марганца. При

взаимодействии линейных систем со сшивателями образуются комплексные связи между цепочками полимеров, как показано на рис 4 Это взаимодействие создает сшитую гелевую систему из линейного

геля, превращая его в псевдопластический или вязкоупругий флюид

?н

СН— О-СН;— СН-СН3

ОН он

в * »

* -Ч

/ >

он он

св£—о-свг СП—снэ

он

Рис 4 Сшивка гидроксипропилгуара бором Для получения жидкостей разрыва на водной основе с необходимыми эксплуатационными характеристиками в их состав вводятся функциональные добавки биоциды, деструкторы, буферные агенты, поверхностно-активные вещества, агенты-стабилизаторы глин, понизители фильтратоотдачи, термостабилизаторы, отклоняющие агенты Все это делает составы водных гелей для ГРП многокомпонентными

Используемые в настоящее время рецептуры жидкостей на водной основе очень чувствительны к качеству применяемой воды, а именно к содержанию в ней ионов железа, кальция и магния, из-за чего невозможно применение подтоварной минерализованной воды, для проведения процесса, поэтому иногда за много километров приходится подвозить пресную воду В тоже время пресная вода влияет на набухание и миграцию глин, что ухудшает эффективность процесса ГРП Для стабилизации глин в пресную воду вводятся добавки катио-ноактивных ПАВ и хлорида калия, что требует дополнительных затрат

Известно, что применяемые составы полисахаридных гелей оставляют после деструкции нерастворимый осадок Этот нерастворимый осадок может, блокируя или ограничивая пространство трещин и пор, воздействовать на движение потока как в трещине, так и в пласте Большое количество осадка или недоразложившегося геля снижают проводимость трещины и, ограничивая приток нефти, могут способствовать увеличению обводненности скважин

Образование большого осадка в трещине вызывает также высокая фильтратоотдача применяемых водных гелей при пластовых температурах Высокая вязкость, получаемая не за счет увеличения

структуры, а за счет увеличения концентрации реагентов в составе геля незначительно снижает фильтратоотдачу, но вызывает повышенное отложение осадков и высокие потери давления на трение при закачке геля Восстановление проницаемости проппантной набивки после применения гелей на основе гидроксипропилгуара не превышает 30-40% Поэтому закачка таких жидкостей с целью интенсификации притока часто заканчивается неудачей - снижается эффективность процесса ГРП и усложняется вызов притока в скважину

В процессе ГРП нефтяных и газовых скважин используются жидкости на углеводородной основе, обладающие низкими потерями на трение, а также высокой вязкостью, необходимой для создания трещин и транспортирования в них расклинивающего материала, при этом вязкость жидкости при увеличении температуры может расти, достигая максимума в пределах 40-70°С

Подобные жидкости получают растворением в углеводородах алюминиевых или железных солей органических ортофосфорных эфиров Ниже представлен механизм образования и деструкции углеводородного геля на основе алюминиевых или железных солей органических ортофосфорных эфиров

1 При смешении гелеобразователя - органических ортофосфорных эфиров и активатора на основе соединений алюминия или железа (Ме) в углеводородной жидкости образуются соли органических ортофосфорных эфиров

0

II

[^О - Р - 0]ьМе(0Н)а, где а= 0-2,

1 ь= 1-3, я20 а+Ъ=3;

где И.! и К2 - различные углеводородные радикалы, в качестве одного из них может быть водород

2 При растворении перечисленных алюминиевых или железных солей органических ортофосфорных эфиров в углеводородах получаются ассоциированные комплексы большой молекулярной массы, наличием которых можно объяснить высокую вязкость гелей и низкие фрикционные потери

Образование комплексов алкилфосфатов алюминия или железа происходит за счет того, что у атомов металлов доступных орбиталей больше, чем валентных электронов, при этом координирующий катион металла обобществляет неспаренные (валентные) электроны ли-гандов, что минимизирует свободную энергию металлокомплексных соединений

Известно, что ассоциированные комплексы алкилфосфатов алюминия или железа могут иметь следующую структуру

ЯЮ /®з ЫА .ОН ^О ОЫ2 \р/ Р Р

с/- ' чо <У \> о//

- Ме' -- - ОН - - Ме'- - - ОН - - - ; Ме;'- - - ОН - - >чМ<гГ - -

4 О О О О ' О о

\у/ \ р/ \\р /

ы2о/ \ОН Я20/ \Oiti я,о/ \он

Образующиеся, в результате получения углеводородных гелей, линейные ассоциированные комплексы не связаны между собой, что вызывает высокую фильтрацию, при этом гель проникает в пласт, забивая его поры.

3 В качестве деструкторов углеводородных гелей используются сухие неорганические соединения, например карбонаты или бикарбонаты щелочных металлов Достаточно очень малого содержания воды, чтобы они гидролизовались с образованием щелочи. В процессе деструкции происходит замещение многовалентных катионов в ал-килфосфатах на одновалентные и разрушение углеводородного комплекса:

0 О

II II

2[Я[0- Р-0]зМе+ЗМа2С0з+ЗН20 б^О- Р-0]Ка+2Ме(0Н)3+3 С02

1 I ы2о ы2о

три(-ди)алкилфосфат Ме (А1, Бе) диалкилфосфат натрия

Применяемые составы углеводородных гелей на основе дизельного топлива и товарной нефти способны ухудшить коллекторские свойства пласта, так как обладают повышенной фильтрацией Для деструкции углеводородных гелей применяются порошкообразные деструкторы (карбонаты или бикарбонаты щелочных металлов), способные из-за крупных размеров частиц производить деструкцию углеводородного геля исключительно в трещине. У отфильтрованного в поры коллектора геля нет контакта с деструктором, поэтому при высокой фильтрации углеводородный гель способен надолго, так как он более термостабилен, чем гель на водной основе, закольматировать пласт При пластовых температурах ниже 80°С деструкция углеводородного геля происходит слишком медленно, в то время как при температуре выше 100°С происходит резкое снижение вязкости геля, что вызывает повышение фильтрации жидкости в пласт и приводит к осложнениям в процессе закачки проппанта, а также приводит к осаж-

дению проппанта в трещине и неравномерному закреплению ее, преимущественно в нижней части, что может способствовать обводнению скважины

Применение ГРП в пластах с повышенной водонасыщенностью проблематично, тк может привести к значительному (вплоть до 100%-ного) обводнению продукции скважин что экономически нецелесообразно, т к процесс гидравлического разрыва пласта связан со значительными материальными затратами.

Другой причиной, приводящей к увеличению обводненности скважин после гидравлического разрыва пласта является недостаточная мощность продуктивного пласта, а также наличие близко расположенных водонасыщенных пропластков При этом в процессе образования трещины может нарушиться целостность экрана, разделяющего продуктивный пласт от водонасыщенного, и за счет более высокой подвижности воды произойти образование конуса обводненности, приводящего к обводнению продукции скважины

Чтобы исключить обводнение скважин, в настоящее время разрабатываются и применяются технологии изоляции водопритоков как перед проведением, так и в процессе проведения ГРП Однако применяемые технологии или требуют закачки больших обьемов изолирующих материалов перед проведением ГРП, что экономически невыгодно, не обладают селективностью (цементный раствор) или слишком сложны для применения (Технологии Halliburton Kw-FracSM-Delta-Frac)

В главе 2 приведены объекты и методы исследований

Объектами для исследований являются гелеобразные жидкости разрыва на водной и углеводородных основах Эти системы отличает не только рецептурный состав и водная или углеводородная основа геля, а также тип самого геля и технология его приготовления

Полисахаридный водный гель получается за счет сшивки поперечными связями линейного геля, его жесткая структура образуется в течение нескольких секунд или минут, она разрушается, проходя через насосное оборудование, поэтому сшивка этих систем производится на потоке, при закачке геля в скважину (гель непрерывного смешивания)

В то же время углеводородный гель - это комплекс на основе солей органических ортофосфорных эфиров, образующийся за счет комплексных и водородных связей в течение более длительного перемешивания, не обладающий жесткой структурой, этот гель легко перемешивается и не подвергается деструкции, проходя через насосы и наземную арматуру Этот гель обычно приготавливается заранее (порционное смешивание), хотя существуют рецептуры и технологии

приготовления углеводородного геля на потоке (гель непрерывного смешивания)

Физико-химические свойства водных и углеводородных гелей и методики их приготовлений различны, требования, которые к ним предъявляются также различаются, поэтому в работе отдельно рассматриваются методы исследований водных полисахаридных и углеводородных гелей для ГРП.

В настоящее время в большинстве российских сервисных компаний по проведению ГРП установились общие подходы по исследованию гелеобразных жидкостей для ГРП

В главе 2 представлены основные этапы исследований водных полисахаридных и углеводородных гелей для ГРП, принятые для изучения этих жидкостей в мире, которые использовались в диссертационной работе

В главе 3 приведены результаты исследований в области разработки высокоструктурированных гелеобразных жидкостей для ГРП на водной основе, обладающих улучшенными физико-химическими характеристиками

Исследования были направлены на определение влияния ком-плексообразующих добавок, таких как ионы хрома, аминоспирты, moho-, ди-, и полигликоли, влияния межмолекулярного взаимодействия немодифицированных и модифицированных полисахаридов на структуру сшитого соединениями бора полисахаридного геля Сшивка гуара бором объясняется спецификой строения звеньев этого полисахарида, а именно, расположением вицинальных ОН-групп в цис-положении.

Известно применение соединений хрома для сшивки полиакри-ламида и карбоксиметилцеллюлозы в водных растворах с образованием структурированных гелей Сшивка этих полимеров соединениями хрома происходит в течение более длительного времени, чем это необходимо для жидкости ГРП на водной основе, тем не менее добавка соединений Сг3+ к борному сшивателю может способствовать укреплению структуры геля и повышению его термостабильности, сохраняя при этом необходимую скорость сшивки На основе проведенных экспериментальных исследований был разработан состав и способ приготовления реагента для сшивки растворов полисахаридов (Патент РФ №2139424), включающий предварительное смешение деся-тиводного тетрабората натрия (буры) с органическим растворителем с последующим добавлением в полученную суспензию водного раствора щелочи, при этом в качестве органического растворителя использовался глицерин, а в качестве водного раствора щелочи - водный раствор, содержащий от 5 до 40 масс % гидроокиси натрия или калия

Для получения более структурированного полисахаридного геля в полученный раствор дополнительно вводились хромкалиевые квасцы или ацетат хрома, в количестве 1-50 г/кг раствора сшивателя.

Для получения технологической жидкости для ГРП в состав геля на водной основе кроме раствора полисахарида и борного сшивателя дополнительно вводились буфер-регулятор для регулирования скорости сшивки, деструктор - для разрушения геля после ГРП, регулятор деструкции - для плавного прохождения деструкции в течение не менее 6-ти часов, деэмульгатор - для предотвращения образования эмульсий с пластовой нефтью, бактерицид - для предотвращения продуцирования сульфатвосстанавливающих бактерий, для которых раствор полисахарида является питательной средой, а также реагенты, снижающие набухание глин

Известно, что скорость сшивки возрастает в щелочной среде, поэтому в качестве буфер-регулятора в состав полисахаридного геля вводились карбонат или бикарбонат натрия

В качестве деструктора использовались персульфаты аммония или щелочных металлов Их применение обусловлено тем, что разрушение глюкозидных связей интенсивно происходит под влиянием окислителей, особенно в присутствии щелочей (окислительная деструкция)

В качестве регулятора деструкции использовался раствор ами-носпирта, который, как было установлено, при низкой пластовой температуре (20-40°С) ускоряет, а при повышенных температурах (выше 80°С) замедляет окислительную деструкцию геля

В качестве деэмульгатора предложена к использованию смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ, содержащая оксиэтилиро-ванный нонилфенол

Н19С9-СбН40-(СН2СН20)пН, п=10-12 и триэтаноламиновую соль сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола

Н19С9-С6Н40-(СН2СН20)п80зН*ТЭА, П=10-12 В качестве бактерицида использовался катионноактивный ПАВ -диметилбензилалкиламмонийхлорид, имеющий следующую формулу

СН3

I +

[СпН(2п+1)МСН3 ]СГ п=12 -14

СН2С6Н5

При использовании пресной воды в качестве жидкости - основы геля, в состав, для снижения набухания глин, вводился стабилизатор глин - хлористый калий

На разработанный состав полисахаридного геля для ГРП получен патент на изобретение "Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта" Патент РФ№2173772

На основе разработанного состава сшивателя и полисахаридного геля, были сформулированы технические условия и организовано производство реагентов для ГРП в ЗАО "Петрохим".

Многокомпонентный состав полисахаридного водного геля на основе комплекса гелирующего "Химеко-В" (ТУ 2499-038-1719770898) на 1 м3 пресной или минерализованной (пластовой воды) представлен в таблице 1

Таблица 1

Многокомпонентный состав полисахаридного водного геля на основе комплекса гелирующего "Химеко-В" на 1м3 пресной (пластовой) воды

№п/п Наименование компонента ед изм Количество

1 Гелеобразователь кг/м3 4,0

2 Стабилизатор глин (при использовании пресной воды) кг/м3 20,0

3 Буфер-регулятор кг/м3 2,0

4 Деэмульгатор л/м 0,25

5 Бактерицид л/м3 0,50

6 Регулятор деструкции л/м3 1,0

7 Сшиватель л/м3 3,0-4,0

8 Деструктор кг/м3 0,0125-1,0

На рис 5. показано влияние регулятора деструкции на степень деструкции полисахаридного водного геля во времени

Как видно из рис 5 деструкция полисахаридного геля при температуре 80°С в присутствие разработанного регулятора деструкции проходит более плавно. С другой стороны в результате исследований было установлено, что добавка регулятора деструкции ускоряет деструкцию геля при температуре 20-40°С

Реологические параметры разработанного состава полисахаридного геля для ГРП на основе многокомпонентного комплекса гелирующего "Химеко-В" представлены в таблице 2, из которых следует, что гели, приготовленные с использованием как пресной, так и минерализованных вод, пригодны для применения в качестве жидкостей для ГРП, поскольку обладают необходимой вязкостью, высокой структурой (высокими коэффициентами консистенции и низкими по-

казателями неньютоновского поведения) и низкими потерями давления на трение

пластовой западно-сибирской воде плотностью 1012 кг/м3, при 80°С

1-состав без регулятора деструкции,

2-состав с регулятором деструкции

Таблица 2

Реологические параметры полисахаридных гелей, приготовленных на основе многокомпонентного комплекса гелирующего "Химеко-В"

№ Тем Плот- Эффективная вяз- Коэффициент Показатель не- Потери давле-

№ пе- ность, кость, мПа с, при конси- ньютонов- ния на

со ста ва рату ра, °С кг/м3 (водная основа) скорости сдвига, с"1 стенции, &, Па с" ского поведения жидкости, трение в трубах, МПа/

40 170 511 п 100м*

1 20 1000 пресная 738 337 128 19,7 0,09 0,47

80 - 576 335 125 - - -

2 20 1180 раствор NaCl 673 342 127 18,5 0,12 0,56

80 - 597 334 121 - - -

3 20 1012 пластовая 685 326 115 17,6 0,15 0,70

80 - 515 297 103 - - -

*) при темпе закачки 2 м /мин и Dhkt= 62мм

Образцы геля после деструкции подвергались исследованию их влияния на набухание глин. Результаты влияния гелей на набухание образца монтмориллонита в сравнении с набуханием его в пластовой воде представлены в таблице 3.

Таблица 3

Набухание монтмориллонита в составах геля при температуре 20°С

Состав геля из таблицы №2 Коэффициент набухания

1 2,5

2 1,95

3 1,85

Пластовая вода, р= 1012 кг/м3 1,80

Как следует из таблицы 3 коэффициент набухания монтмориллонита в составах геля (после деструкции) практически не отличается от его набухания в пластовой воде

Известно применение полигликолей для структурирования по-лисахаридных буровых растворов на основе эфиров целлюлозы (КМЦ, ПАЦ) Естественно было предположить, что полярные молекулы аминоспиртов и гликолей будут способствовать образованию более прочных структур сшитых полисахаридных гелей на основе крахмала (гуаров), что позволит улучшить их реологические характеристики при повышенных температурах В ходе исследований было установлено, что добавки аминоспиртов и гликолей не оказывают влияние на низкоконцентрированные (менее 0,5%) растворы гуаров В то же время незначительное добавление борного сшивателя в состав линейного геля, содержащий эти реагенты, или наоборот, добавление аминоспиртов и гликолей в низковязкий гель, содержащий малое количество борного сшивателя, позволяет получать высоковязкие сшитые гели Это можно объяснить комплексообразованием между бором, полярными молекулами аминоспиртов или гликолей и полисахаридами, участием аминоспиртов и гликолей в поперечной сшивке полимерных цепочек, с образованием водородных связей не только между линейными молекулами, но и между молекулами, сшитыми соединениями бора

В экспериментальных исследованиях нами было установлено влияние аминоспиртов и гликолей на реологию сшитого полисаха-ридного геля при введении их в состав сшивателя Для оценки влияния дополнительно введенных компонентов, исходный борный сшиватель был в 2 раза разбавлен водой (образец сравнения), в ходе исследований водная составляющая заменялась на соответствующую добавку аминоспирта или гликоля Во всех случаях использовалось одинаковое количество разбавленного сшивателя

Количество сшивателя было в 2 раза уменьшено, по сравнению с эффективным его количеством, применяемым для сшивки, для того чтобы избежать синерезиса сшитого геля

Температура,°С

Рис 6 Эффективная вязкость сшитого полисахаридного геля в зависимости от температуры при скорости сдвига 170 с"1 при добавке к борному сшивателю 5-20% масс моноэтаноламина (МЭА)

Температура,°С

Рис 7 Эффективная вязкость сшитого полисахаридного геля в зависимости от температуры при скорости сдвига 170 с"1 при добавке к борному сшивателю 5-20% масс моноэтиленгликоля (МЭГ)

На рис 6 и 7 показано влияние на эффективную вязкость (при скорости сдвига 170с"1) сшитого полисахаридного геля при повыше-

нии температуры до 90°С добавок к сшивателю моноэтан о л амина и моя оэти л ен гл и коля.

Из представленных данных видно, что введение в состав борного сшивателя моно этан о л а м и н а и мо но этилен гликоля увеличивает термостабильность полис ах аридно го геля при 80-90°С. Аналогичные зависимости были получены при введении в состав сшивателя диэта-ноламина, три этанол амина, диэтиленгликоля и пол и тик о лей.

С целью сокращения количества вводимых в состав геля компонентов были проведены исследования, в результате которых буфер-регулятор, деэмульгатор, бактерицид, регулятор деструкции были совмещены таким образом, что часть этих добавок вошла в состав новых реагентов: П А В - бактер иди да и ПАВ-регулятора деструкции (ПАВ-РД), а часть в состав модернизированных сшивателей БС-1 и БС-1.3, содержащих в своем составе добавки аминоспиртов и гл и колей.

Исследования, проведенные по поиску оптимального сырья для гелеобразователя, показали, что совмещение различных марок гуаров как модифицированных, так и немодифицированных, позволяет увеличить вязкость и структуру сшитого геля. На рис. 8 можно видеть как изменяется структура сшитого полисахаридного геля при 20°С при использовании совмещенного гелеобразователя. так увеличивается, проходя через максимум коэффициент консистенции и снижается показатель неньютоновского поведения, при соотношении гидрокси-пропилгуар (ГПГ):гуар>1:!.

40 -

12 3 4 5

Рис.8. Показатель неньютоновского поведения (л) и коэффициент консистенции (к) сшитого полисахаридного геля при температуре 2Сг'С при различных соотношениях в составе ги дрок с и п ро п и л гу а р а и гуара: 1- ГПГ; 2- Гуар; 3- ГПГ:Гуар=1:1; 4- ГПГ:Гуар=3:1; 5-ГПГ:Гуар=9:1.

Аналогичные результаты получаются при температуре 80°С Такое поведение систем можно объяснить межмолекулярным взаимодействием различных типов полисахаридов между собой, с образованием сложных структур, связанных силами Ван-дер-Ваальса и водородными связями Это взаимодействие незаметно в линейных системах, за счет использования низких концентраций полисахаридов, однако хорошо заметно в сшитых системах, обладающих гораздо большей вязкостью

Многочисленные промысловые испытания доказали необходимость введения в состав полисахаридного геля бактерицида не только анаэробных, но и аэробных бактерий, которые приводят к разложению полисахаридного геля в емкостях, до закачки его в скважину, поэтому комплекс реагентов был дополнен биоцидом Биолан - водно-спиртовым раствором 2,2-Дибром-З-нитрилопропионамида

На сегодняшний день нами создано еще создано 2 варианта комплекса реагентов для получения водных полисахаридных гелей для ГРП, разработанных для сервисных компаний, применяющих в работе минерализованную подтоварную воду (вариант 1), и использующих исключительно пресную воду (вариант 2). На каждый реагент этих 2-х комплексов сформулированы ТУ, а также организовано их производство в ЗАО "Петрохим" Оба варианта находят широкое применение в промышленности, так только в 2005 г с их применением было проведено около 900 ГРП

Комплекс гелирующий "Химеко-В" (первый вариант) предназначен для проведения ГРП с использованием пресной или минерализованной подтоварной воды в пластах с температурой 20-90°С, включает гелеобразователь ГПГ-3 (ТУ 2499-072-17197708-2003), ПАВ-бактерицид (ТУ 2499-090-17197708-2004), боратный сшиватель - БС-1 3 (ТУ 2499-069-17197708-03), деструктор ХВ (ТУ 2499-07417197708-03), биоцид Биолан (ТУ 2458-008-54651030-2005)

Компонентный состав геля"Химеко-В" на 1 м3 пресной или подтоварной воды для пластовых температур 20-90°С

- Биоцид Биолан - 3,0 л на 50 м3 геля

- Гелеобразователь ГПГ-3, кг/м3 - 3,5 - 4,2

- ПАВ-бактерицид, л/м3 - 0,5

- Сшиватель БС-1 или 1 3, л/м3 - 2,5 - 4,0

- Деструктор ХВ, кг/м3 -1,0 - 0,0125 (20-90°С)

Комплекс гелирующий "Химеко-В" (второй вариант) предназначен для проведения ГРП с использованием пресной воды в пластах с температурой 20-140°С, отличается от первого варианта комплекса тем, что вместо ПАВ-бактерицида содержит ПАВ-регулятор деструкции - (ТУ 2499-070-17197708-03)

Компонентный состав геля "Химеко-В" на 1 м3 пресной воды для пластовых температур 20-140°С

- Биоцид Биолан - 3,0 л на 50 м3 геля

- Гелеобразователь ГПГ-3, кг/м3 - 3,0 - 4,5

- ПАВ-регулятор деструкции, л/м3 - 1,0 - 2,0

- Сшиватель БС-1 или 1 3, л/м3 - 1,5 - 4,5

- Деструктор ХВ, кг/м3 - 1,0 - 0,01 (20-140°С)

Комплекс гелирующий "Химеко-В" (первый вариант) был протестирован в лаборатории Фрактеха (Великобритания) для условий пластовых температур 70-80°С В ходе испытаний было установлено, что разработанная рецептура отличается высокими эксплуатационными качествами, необходимыми реологическими и фильтрационными характеристиками, высокой песконесущей способностью, однако наиболее интересным является высокая степень восстановления проводимости трещины - 90%, что не типично для жидкостей на полиса-харидной основе

На рис 9 представлена реология сшитого полисахаридного геля, приготовленного на реагентах 1 варианта комплекса гелирующего "Химеко-В" при проведении ГРП сервисной компанией ЗАО "СП "МеКаМинефть"" в добывающих скважинах ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"

О СГЗ О о о сэ сэ О О СЭ О О О сэ т- т- ч— Т-

Время, ч'мин

Рис 9 Реология геля, полученного на реагентах гелеобразователь ГПГ-3 (4 кг/м3), ПАВ-бактерицид (0,5 л/м3), деструктор ХВ (0,05 кг/м3), сшиватель БС-1 3 (3,5 л/м3) Использовалась вода с пункта подготовки нефти (ППН) в Мегионе, температура воды 27°С.

На рис 10 представлен график проведения процесса ГРП в скважине №1156 Аганского месторождения В процессе ГРП было закачено 73 т проппанта ГРП прошел успешно, был получен запланированный дебит жидкости (45 м3/сут после ГРП против 4 м3/сут до ГРП)

Аганское м-е I Иб/101 ГРП 2<т ШЗОФ 33т 12'18Ф 15т 12/18ЖЗ>

Время проведения процесса 60 мин

Рис 10 ЗАО "СП "МеКаМинефть"" ГРП на полисахаридном водном геле "Химеко-В" -1 вариант, основной ГРП (график процесса)

Повышенные эксплуатационные характеристики разработанных водных гелей для ГРП достигаются за счет влияния комплексообра-зующих добавок к составам сшитых полисахаридных гелей (соединений хрома, аминоспиртов, гликолей), а также за счет увеличивающего структуру геля межмолекулярного взаимодействия между немодифи-цированными и модифицированными полисахаридами В главе 4 приведены результаты исследований в области разработки высокоструктурированных углеводородных гелеобразных жидкостей для ГРП на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, обладающих улучшенными физико-химическими характеристиками

Углеводородные гели на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров получают растворением в углеводородах гелеобразователя - алкилфосфорных эфиров и активаторов на основе соединений алюминия

В результате взаимодействия между гелеобразователем и активатором образуются алюминиевые соли органических ортофосфорных эфиров, которые создают в углеводородах ассоциированные

комплексы большой молекулярной массы. Наличием этих комплексов объясняется образование углеводородного геля, однако эти комплексы представляют собой линейные структуры, не связанные между собой, что вызывает высокую фильтрацию в процессе ГРП

Теоретически представляется возможным образовать сшитую структуру углеводородного геля за счет дополнительного введения в его состав комплексообразователей, например триэтаноламина и его производных

Из литературных данных известно, что углеводородные гели, полученные на основе оксиалкил- или оксиалкилалкилфосфатов алюминия, отличаются наиболее высокой вязкостью по сравнению с гелями, полученными на основе алкил- или арилфосфатов

В процессе экспериментальных исследований была разработана рецептура структурированной углеводородной гелеобразной композиции с использованием алюминиевого активатора (Патенты РФ№ 2043491 и № 2066737) следующего компонентного состава, об % Гелеобразователь 0,25-10,0

органический ортофосфорный эфир, имеющий следующую структурную формулу*

000

К^О - Р - ОН ^О - Р - ОН Л20 - Р - он,

1 I I

Ы20 ЫзО Ы30

Ль Л2, К-з - углеводородные радикалы* 1Ю(СН2СН20)п - , где п от 1 до 6, а Л может содержать от 1 до 15 атомов углерода, с числом атомов углерода от 6 до 26 - длинная цепь, с числом атомов углерода от 1 до 5 - короткая цепь, соответственно; вместо одного из радикалов может быть водород

Активатор 0,1-7,5

вторбутанолят алюминия - (С4НдО)3А1 или изопропилат этилацетоацетата алюминия -хелат алюминия- С12Н23О5 А1* А1(ОС3Н7)3 Комплексообразователь 0,02-2,0

(триэтаноламин - К(С2Н4ОН)3, или моноолеат триэтаноламина -ИСООСН2СН2ЩСН2СН2ОН)2, где Ы =С17Н33, или диолеат триэтаноламина -(ЯСООСН2СН2)2НСН2СН2ОН, где Б. =С17Н33, или эмультал -

К'СООСН2СН2ЖСН2СН2ОН)2,

где Л' преимущественно состоит из смеси радикалов

олеиновой, линолевой и линоленовой кислот R' =СпНзз, С17Н31, С17Н29, или триолоксид (СН2СН20)хН

N(CH2CH20)yH

I

(CH2CH20)zH, где x+y+z=10

Углеводородная жидкость остальное

газоконденсат, или дизельное топливо, или нефть

Ортофосфорные эфиры получали при взаимодействии оксас-пиртов общей формулы Ri0(CH2CH20)nH, например, простых моно-алкиловых эфиров этиленгликоля RiOCH2CH2OH, спиртов с длинной цепью R2OH и спиртов с короткой цепью R3OH с пятиокисью фосфора по реакции

0

II

R,OCH2CH2OH + R2OH + R3OH + Р205 (I)Ri0CH2CH20- Р -ОН +

1

r2o

0 О

II II

+ (II)R20- Р -ОН + (III)R 1ОСН2СН2О- Р -ОН + другие варианты + Н20

1 I

R30 R30

где RiOCH2CH2OH - оксаспирты,

R2OH и R3OH - спирты с длинной и короткой цепью, соответственно

В этой реакции наряду с диалкилфосфорными эфирами возможно образование моно- и триалкилфосфорных эфиров

В процессе выполнения диссертационной работы была создана технология получения органических ортофосфорных эфиров по непрерывному способу (Патент РФ № 2052462), ТУ400 МП "Х"-2075-227-001-93 (Алкилфосфат "Химеко")

Проведенные исследования показали, что моно- и диалкилфос-форные эфиры обладают наибольшей гелеобразукмцей способностью. Поэтому в технологии мольные соотношения спиртов и пятиокиси фосфора расчитаны на выход моно- и диалкилфосфорных эфиров, реальный выход которых составляет не менее 95% масс.

Для оценки физико-химических характеристик углеводородных гелей, в углеводородных жидкостях при комнатной температуре (18-20°С) при перемешивании последовательно растворялись органические ортофосфорные эфиры (гелеобразователь), алюминийсодержа-

щий компонент (активатор) и комплексообразователь, после чего смесь выдерживалась для созревания в течение суток

При взаимодействии гелеобразователя - органических ортофос-форных эфиров и активатора - вторбутанолята алюминия образуются алюминиевые соли органических ортофосфорных эфиров, по реакции

О О

6я20 - Р - он + 3(с4н90)3А1 [ы20 - Р - 0]А1(0с4н9)2 +

к,осн2сн2о о

11,0сн2сн20 моно(-ди)алкилфосфат А1 О

II II

+ [К20 - Р - 0]2А1 ОС4Н9 + [Ы20 - Р - 0]3А1 + бСД^ОН

I I

К10СН2СН20 ^ОСНгСНгО

ди(-ди)алкилфосфат А1 три(-ди)алкилфосфат А1

Получаемые соли образуют углеводородные гели

300 три(-ди)ал шлфосфата А1

\ Комплекс \ди(-ди)алкш [фосфата А!

150 100 60 0< Компл моно(- жс т)алкилфосфа а А1

0,5 1 1,5 2

Количество активатора на основе раствора вторбутанолята алюминия, мл, на 100мл 2%-ного раствора алкилфосфорных эфиров (Алкилфосфат Химехо)в дизельном топливе

Рис 11 Зависимость эффективной вязкости углеводородного геля при 20°С от концентрации алюминийсодержащего активатора

Результаты исследований зависимости эффективной вязкости углеводородного геля при 20°С от концентрации алюминийсодержа-

щего активатора, представленные на рис 11 показывают, что наибольшая вязкость геля при 20°С достигается при образовании три (-ди)алкилфосфатов, однако исследования показали, что при повышении температуры до 80°С вязкость гелей на основе три(-ди)алкил-фосфатов резко снижается, в то время как гели на основе моно- и ди (-ди)алкилфосфатов сохраняют высокие значения вязкости, т е гели на основе моно- и ди(-ди)алкилфосфатов более термостабильны Естественно, что для образования моно-, ди-, и три(-ди)алкилфосфатов требуется разное количество активатора, поэтому составы гелей должны содержать такое количество активатора, которое максимально обеспечит необходимую вязкость и термостабильность

Таблица 4

Составы углеводородных гелей

№ п/п Спирты, входящие в состав органических ортофосфорных эфиров Компонетнкй состав гелей, об %

Оксаспирты Другие спирты

1 2-окса-бутанол Спирты фракции С8.10 Гелеобразователь - 2,0 (органический ортофосфорный эфир), Активатор - 0,9 (вторбутанолят алюминия), Дизельное топливо - ост

2 2-окса-бутанол Спирты фракции С 8-Ю Гелеобразователь - 2,0 (органический ортофосфорный эфир), Активатор - 0,9 (вторбутанолят алюминия), Комплексоообразователь - 0,1 (триэтаноламин), Дизельное топливо - ост

На рис 12 представлена реология при температуре 20°С и 80°С, а на рис 13 представлена фильтратоотдача при температуре 80°С углеводородных гелей на основе дизельного топлива и алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров (комплекс ди(-ди)алкил-фосфата алюминия) с добавкой и без добавки комплексообразователя (составы 1 и 2, приведенные в таблице 4)

Из представленных графиков видно, что добавка в состав геля комплексообразователя (триэтаноламина) при одинаковом количестве гелеобразователя и активатора увеличивает структуру геля, в результате чего увеличивается вязкость и термостабильность геля, резко снижается его фильтратоотдача

Рис 12. Реология углеводородных гелей на основе дизельного топлива и алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров при температурах 20 и 80°С. 1,2 - реология углеводородного геля без добавки комплексообразователя, 3,4 - с добавкой комплексообразователя (триэтаноламина)

Рис 13 Фильтратоотдача углеводородных гелей на основе дизельного топлива и алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров при температуре 80°С 1 - без добавки комплексообразователя; 2 -с добавкой комплексообразователя (триэтаноламина)

Исходя из экспериментальных данных, можно сделать вывод, что при введении в состав геля полярного комплексообразователя образуется структурированный гель, в котором частицы ассоциирован-

ных комплексов соединяются поперечными связями. Образованию связей способствует наличие в молекуле триэтаноламина неподелен-ных пар электронов - одной у атома азота и по две у трех атомов кислорода (аналогично и у других приведенных комплексообразовате-лей, содержащих 3-х замещенный азот), с другой стороны, наличие у самого ассоциированного комплекса неподеленных электронных пар (окса-группы) способствует образованию таких связей с молекулами комплексообразователя.

Для разрушения углеводородных гелей на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров применяются деструкторы на основе солей щелочных металлов. При взаимодействии соли щелочного металла с ассоциированным комплексом происходит замещение алюминия на щелочной металл, что и приводит к разрушению геля

На базе разработанных углеводородных гелеобразных композиций для гидравлического разрыва пласта был создан комплекс химических реагентов для гелирования углеводородных жидкостей с использованием активатора на основе соединений алюминия и деструктора карбоната натрия Комплекс гелирующий "Химеко" (ТУ 2481014 - 17197708 - 93), производство которого освоено в ЗАО "Петро-хим"

Для гелирования, в качестве углеводородных жидкостей могут быть использованы легкая нефть, керосин, дизельное топливо, газоконденсат, другие фракции нефти, смеси нефти с ее фракциями Компонентный состав геля на основе комплекса гелирующего "Химеко" на 1 м3 углеводородной жидкости

Гелеобразователь 10-15 л

Активатор 7,5-10 л

Комплексообразователь 2,5-5 л

Деструктор (для температуры 70-90°С) 1-5 кг/м3 геля

Реологические параметры образцов углеводородных гелей на основе Комплекса гелирующего "Химеко" приведены в таблице 5

Дальнейшие исследования были направлены на устранение многокомпонентности полученных систем, содержащих гелеобразователь, активатор, комплексообразователь на основе аминоспирта и углеводородную жидкость, а также на увеличение термостабильности получаемых гелей

Поставленная задача была решена за счет введения аминоспир-тов в состав гелеобразователя и активатора

Таблица 5

Реологические параметры образцов углеводородных гелей на основе Комплекса гелирующего "Химеко"

Образец, № п/п Основа геля, Г - гелеобразователь, А - активатор, К - комплексообразователь Температура, °С Эффективная вязкость,мПа с, при скорости сдвига, с"1 к, Пас П п Потери на-трение МПа/ 100м*

40 170 511

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 Дизельное топливо рго°с = 800 кг/м3, Г А К=10 10 2,5 л/м3 20 364 140 72 7,1 0,15 0,72

80 358 143 75 4,8 0,21 -

2 Легкая нефть р2о°с = 816 кг/м3, Г АК=15 7,5 5 л/м3 20 371 135 65 8,5 0,17 0,79

80 345 147 70 4,6 0,25 -

3 Легкая нефть- 80%об, р20°с = 830 кг/м3 Дизельное топливо -20% об, Рго°с~800 кг/м3, Г А К=15 7,5 5 л/м3 20 327 125 62 6,7 0,23 1,22

80 315 117 63 4,1 0,31

*) при темпе закачки 4 м /мин и диаметре НКТ 79 мм

В результате дальнейших исследований была разработана рецептура углеводородного геля, включающая гелеобразователь, активатор и углеводородную жидкость, в качестве которой она содержит газоконденсат, или нефть, или дизельное топливо при следующем соотношении компонентов (Патент РФ№ 2183263), % об гелеобразователь 0,5 -10,0

активатор 0,5 -10,0

углеводородная жидкость остальное

Состав гелеобразователя , % об. органические ортофосфорные эфиры 55-65

комплексообразователь (диметилэтаноламин - (СНз^Ж^ЕЦОН, или диэтилэтаноламин - (СгВДгЖУЕЦОН, или метилдиэтаноламин - (СН3)М(С2Н4ОН)2, или этилдиэтаноламин - СгНб^СгЬ^ОН^ 15-35

растворитель

(керосин, или денормализат,

или дизельное топливо) остальное

Состав активатора, % об

алкоголят алюминия

(изопропилат алюминия - (С3Н70)зА1, или

вторбутанолят алюминия - (С4Н90)3А1, или

хелат алюминия - С12Н2з05 А1* А1(ОС3Н7)3) 25-70

триэтаноламин - М(С2Н40Н)3 5-30

растворитель (керосин, или денормализат

или дизельное топливо) остальное

На базе полученной рецептуры был создан высокотемпературный комплекс химических реагентов для гелирования углеводородных жидкостей с использованием активатора на основе соединений алюминия и деструктора карбоната натрия Комплекс гелирующий "Химеко-Т" (ТУ 2481-077-17197708-2003), производство которого освоено в ЗАО "Петрохим".

Для гелирования, в качестве углеводородных жидкостей могут быть использованы керосин, дизельное топливо, газоконденсат и другие фракции нефти Компонентный состав геля на основе Комплекса гелирующего "Химеко-Т" на 1 м3 углеводородной жидкости в зависимости от пластовой температуры представлен в таблице 6

Таблица 6

Компонентный состав геля "Химеко-Т" на 1 м3 углеводородной жидкости в зависимости от пластовой температуры

Компоненты Комплекса Пластовая температура, °С

70-80 81-90 91-140

Гелеобразователь, л/м 6,0-7,0 7,0-8,0 8,0-20,0

Активатор, л/м3 2,0 2,5 3,0-11,0

Деструктор, кг/м3 3,0 3,0 1,0

Реологические характеристики углеводородного геля, полученного на основе комплекса гелирующего "Химеко-Т" при температуре получения -38°С и при температуре 140°С, соответствующей пластовой температуре, представлены на рис 14.

Параметры и эффективность процессов ГРП с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего "Химеко-Т" по высокотемпературным скважинам (пластовая температура 140-150°С) месторождений ОАО "Роснефть-Ставропольнефтегаз"представлены в таблице 7.

Необходимо отметить, что ГРП проводился в коллекторах с высокой пластовой температурой и высоким пластовым давлением, где до этого не удавалось не только закачать проппант и получить результат после освоения скважин, а вообще не удавалось осуществить разрыв пласта

скорость сдвига, 1/сек

Рис 14 Реологические характеристики углеводородного геля на основе комплекса гелирующего "Химеко-Т" при температуре 38°С и 140°С

Таблица 7

Параметры и эффективность процесса ГРП с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего "Химеко-Т"

Й § 3 я 1 £ Давление закачки на устье, кгс/см2 а 1К Крепление трещин проппантом Средний суточный дебит нефти, т/сут

« « | Месторощ дата прове, ГРП ■ъ I Рн * и и сз & ю О концентрация, кг/м3 | количест-| во, кг до ГРП после ГРП

о Пушкарское 19 10 2000г 530430 2,01,4 120 60300 6400 7,3 10,5-9,4

и-) ЧО ,—1 Ачикулакское 26 10 2000г 400230 1,5 52 240420 7000 7,5 16,8-30,3

В результате ГРП, проведенных с применением Комплекса гелирующего "Химеко-Т" по двум скважинам из трех был получен дополнительный дебит нефти после освоения скважин, что в данном случае можно считать положительным результатом

Всего с использованием Комплексов гелирующих "Химеко" и "Химеко-Т" проведено около 50 ГРП.

В главе 5 приведены результаты исследований в области разработки высокоструктурированных углеводородных жидкостей для ГРП на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров, обладающих улучшенными физико-химическими характеристиками (необходимыми реологическими характеристиками как в поверхностных, так и в пластовых условиях, низкой фильтратоотдачей, низкими потерями давления на трение, полной деструкцией)

Недостатком гелеобразных жидкостей для гидравлического разрыва пласта на углеводородной основе с использованием в качестве гелеобразователя органических ортофосфорных эфиров, а в качестве активатора - органических соединений алюминия является невозможность использования для получения гелей углеводородных жидкостей, содержащих более 1,0% воды, т к при этом за счет гидролиза соединений алюминия снижается активность активатора Более того, углеводородные гели на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров очень чувствительны к асфальтенам и смолам, содержащимся в нефтях, из-за чего их применение ограничено Однако этих недостатков лишены углеводородные гели на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров

При разработке составов углеводородных гелей использовались теоретические предпосылки возможности получения поперечносши-тых структур углеводородных гелей на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров за счет дополнительного введения в состав комплексообразующих добавок аминоспиртов

В результате экспериментальных исследований был разработан 3-х компонентный состав углеводородного геля, содержащий гелеоб-разователь, активатор и углеводородную жидкость, при этом в качестве активатора использовался раствор сульфата 3-х валентного железа и катионоактивных ПАВ, в качестве гелеобразователя органические ортофосфорные эфиры, а комплексообразователь, влияющий на структуру углеводородного геля, был введен в состав гелеобразователя и активатора

Состав структурированной углеводородной гелеобразной композиции с использованием железного активатора (Патент РФ№ 2184222), включает %об

гелеобразователь 0,5 -10,0

активатор 0,5 - 10,0

углеводородная жидкость остальное

Гелеобразователь содержит, %об

органические ортофосфорные эфиры 55 - 65

комплексообразователь

(диметилэтаноламин, или диэтилэтаноламин,

или метилдиэтаноламин, или этилдиэтаноламин) 15-35 растворитель

(керосин, или денормализат,

или дизельное топливо) остальное,

Активатор включает, %об раствор сульфата железа,

содержащий 12,0% масс Fe3+ 40 - 50

триэтаноламин 0,5-15

катионноактивное ПАВ (нефтенол ГФ, или катамин АБ,

или арквад S-50, или арквад Т-50) 15-20

этиленгликоль 5-15

пресная вода остальное

На базе разработанного состава углеводородного геля и деструктора карбоната натрия был создан комплекс химических реагентов для гелирования углеводородных жидкостей с использованием активатора на основе сульфата железа Комплекс гелирующий "Химеко-Н" (ТУ 2481 - 053 - 17197708 - 00), производство которого освоено в ЗАО "Петрохим"

Применение углеводородных гелей для ГРП может быть ограничено слишком низкой температурой пласта, поскольку деструкция углеводородных гелей в присутствии указанных деструкторов активно происходит при температурах выше 80°С

Активатор "Химеко-Н" представляет собой мицеллярный раствор на основе сульфата железа Для образования структурированного геля в состав активатора "Химеко-Н" входит триэтаноламин, способствующий гидролизу сульфата железа При гидролизе сульфата железа образуются ионы FeOH2+ и Fe(OH)2 , которые при взаимодействии с гелеобразователем образуют моно- и ди(-ди)алкилфосфаты железа, обладающие меньшей вязкостью, большим временем гелирования и большей термостабильностью

Добавление в состав активатора кислотных реагентов, например уксусной кислоты, приводит к предотвращению образования гидро-ксифосфатов железа, что способствует образованию три(-ди)алкилфосфатов железа, обладающих наименьшей термостабильностью

Для ускорения деструкции полученных гелей был разработан деструктор, дополнительно содержащий оксид кальция, который является более реакционноспособным по сравнению с карбонатом натрия

В процессе экспериментальных исследований был разработан состав структурированной углеводородной гелеобразной композиции

для низких пластовых температур с использованием железного активатора (Патент РФ№ з 2005136330), который включает, %об гелеобразователь 0,3 -10,0

активатор 0,3 - 10,0

углеводородная жидкость остальное

деструктор, кг

на м3 углеводородного геля 0,5-10,0

Разработанный состав отличается от приведенного выше тем, что содержит

Активатор, включающий, %об

раствор сульфата железа 30,0-42,0

триэтаноламин 0,5-8,0

катионноактивное ПАВ 8,0-20,0

этиленгликоль 5,0-12,0

уксусную кислоту 10,0-18,0

пресную воду остальное,

Деструктор, содержащий оксид кальция СаО или смесь оксида кальция с карбонатом натрия ИагСОз или бикарбонатом натрия ЫаНСОз, при следующем их соотношении, % масс

оксид кальция 10,0-60,0

карбонат или бикарбонат натрия 40,0-90,0

Согласно разработанного состава углеводородного геля было организовано его производство в ЗАО "Петрохим" и сформулированы технические условия на Комплекс гелирующий "Химеко-Н" модифицированный (в рамках ТУ 2481-053-17197708-00)

Компонентный состав гелей на основе Комплексов гелирующих "Химеко-Н" и "Химеко-Н" модифицированного на 1 м3 углеводородной жидкости Гелеобразователь 7-16 л

Активатор 3-16 л

Деструктор 1-5 кг/м3 геля

В качестве примера в таблице 8 представлены результаты исследований углеводородного геля на основе Комплекса гелирующего "Химеко-Н", приготовленного с использованием нефти месторождения Алатюбе (Республика Казахстан) - 85% об и дизельного топлива -15% об для пластовой температуры 80-95°С

Результаты исследований углеводородных гелей на основе Комплекса гелирующего "Химеко-Н" модифицированного, приготовленного с использованием дизельного топлива для пластовой температуры 20-40°С представлены в таблице 9

С применением углеводородного геля на основе Комплекса гелирующего "Химеко-Н" сервисной компанией ОАО "Пурнефтеотда-

ча" проводились ГРП в нефтяных скважинах С-Харампурского, Ю-Харампурского, Тарасовского, Фестивального и других месторождений ОАО "НК "Роснефть-Пурнефтегаз"", с пластовой температурой 80-100°С, а также в нефтяных скважинах Уренгойского нефтегазо-конденсатного месторождения ООО "Уренгойгазпром", с пластовой температурой 110°С

Промысловые испытания показали, что углеводородные гели на основе Комплекса гелирующего "Химеко-Н" отличаются высокой пескоудерживающей способностью до 700 кг/м3 и низкой фильтрацией, что позволило снизить объем закачиваемой в пласт жидкости разрыва, а также низкими потерями давления на трение

Таблица 8

Результаты исследований углеводородного геля на основе Комплекса гелирующего "Химеко-Н"для пластовой температуры 80-95°С

Состав углеводородного геля для пластовой температуры 80-95°С Количество нефти (месторождение Алатюбе) - 85% об Количество дизельного топлива - 15 % об Количество реагентов, л/м3 Гелеобразователь Химеко-Н - 8,0 Активатор Химеко-Н - 4,0 Деструктор Химеко-Н - 0,5 кг/м3

Реологические параметры геля

Температура исследования,°С Эффективная вязкость, мПас, при скорости сдвига, с"1 Реологические коэффициенты

40 170 511 П к (Па с")

38 601 257 135 0,41 5,24

95 165 77 44 0,48 1Д4

Потери давления на трение, МПа/100 м

Внутренний Темп закачки, м3/мин

диаметр НКТ,мм 2,0 3,0 3,5 4,0 4,5

73 - 1,47 1,85 2,25 2,69

88,9 - 0,66 0,83 1,0 1,19

Фильтрационные характеристики (фильтр-пресс "ВагокГ, 8ф=31,16 см2)

Температура испытания, °С Давление испытания, рБ1 Фильтрато-отдача за 30 мин, мл Коэффициент утечек с кольматаци-ей, м/мин1'2 Коэффициент мгновенных утечек, м

80 100 3,0 0,000020 0,000850

100 %-ная деструкция геля в течение 8 часов

Таблица 9

Результаты исследований углеводородного геля "Химеко-Н" модифицированного для пластовой температуры 20-40°С

Состав углеводородного геля для пластовой температуры 20-40°С Количество дизельного топлива (плотность=816 кг/м3) - 1м3 Количество реагентов, л/м3 Гелеобразователь Химеко-Н (мод) -10,0 Активатор Химеко-Н (мод) -10,0

Реологические параметры геля

Температура исследования,°С Эффективная вязкость, мПас, при скорости сдвига, с"1 Реологические коэффициенты

40 170 511 п к(Па сп)

20 425 129 52 0,18 8,81

40 710 213 85 0,17 15,36

Потери давления на трение, МПа/100 м

Внутренний Темп закачки, м3/мин

диаметр НКТ,мм 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

73 0,31 0,41 0,53 0,65 0,79

88,9 0,15 0,20 0,25 0,31 0,37

Фильтрационные характеристики (фильтр-пресс "ВагокГ, 8ф=31,16см2)

Температура испытания, °С Давление испытания, рЭ1 Фильтрато-отдача за 30 мин, мл Коэффициент утечек с кольматаци-ей, м/мин1/2 Коэффициент мгновенных утечек, м

40 100 5,6 0,000048 0,001177

Деструкция геля при температуре 20-40°С при добавке деструктора "Химеко-Н" модифицированного в количестве 3,0-5,0 кг/м3 идет менее суток

Всего по этой технологии было проведено более 200 ГРП. В результате обработок дебит нефти увеличился в 2-10 раз, при успешности операций более 95%, осложнений при вызове притока не наблюдалось. Например дебит нефти после ГРП на разведочной скажине 291 Уренгойского месторождения увеличился с 2,0 т/сут (до обработки) до 72,8 т/сут безводной нефти (после обработки)

Гель на основе комплекса гелирующего "Химеко-Н" применяется также в ОАО "СММ" на месторождении Жетыбай (Республика Казахстан) в нефтяных скважинах с пластовыми температурами 80-100°С (проведено более 100 ГРП), в ОАО "Тэбукнефть" (Республика Коми) в нефтяных скважинах с пластовыми температурами 60-80°С (проведено 10 ГРП), в Лениногорском УПНП и КРС в нефтяных скважинах с пластовыми температурами 20-40°С (проведено 3 ГРП)

В главе 6 представлены результаты разработки технологии гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков с применением гелеобразующих жидкостей разрыва на углеводородной и водной основах

В ходе выполнения диссертационной работы была создана технология гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах терригенных коллекторов с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах, которая позволяет проводить гидравлический разрыв пласта как в обводненных скважинах, так и в пластах, где в результате проведения процесса гидравлического разрыва пласта возможен прорыв глинистой перемычки и увеличение обводненности

Результат достигается последовательной закачкой в пласт в процессе ГРП жидкости разрыва - расчетного количества углеводородного геля (без деструктора), который одновременно является селективным водоизолирующим составом, и последующей закачкой жидкости для раскрытия трещины и жидкости песконосителя с проп-пантом, в качестве которых используется гель на водной основе, содержащий в своем составе необходимое количество деструктора

В работе было использовано свойство углеводородных гелей на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров (комплекс гелирующий "Химеко-Т") образовывать, в отсутствие деструктора, прочные липкие соединения при контакте с водой, обладающие повышенной адгезией к поверхности терригенной породы

Комплекс гелирующий "Химеко-Т" содержит гелеобразователь на основе органических ортофосфорных эфиров и активатор на основе алкоголятов алюминия, при взаимодействии которых между собой образуются алкилфосфаты алюминия

0 О О

II II II

[11,0 - Р - 0]3А1, [11,0 - Р - 0]2АКЖ, [Ы20 - Р - 0]А1(0К)2 и др

1 I I

К20 Я30 К30

три(-ди)алкилфосфатА1, ди(-ди)алкилфосфатА1, моно(-ди)алкил-фосфат А1, соответственно, где К, Ль Яг и ^ - различные углеводородные радикалы

Образующиеся в результате реакции между гелеобразователем и активатором моно-, ди- и три(-ди)алкилфосфаты алюминия в отсутствие деструктора вступают в реакцию с водой (гидролиз) с образованием не растворимого в воде и растворимого в углеводородах, обладающего повышенной адгезией к гидрофильным поверхностям лип-

кого осадка гидроксидиалкилфосфатов алюминия, кислых алкилфос-фатов и гидроокиси алюминия'

0 0 0

II II II

[11,0 - Р - 0]зА1 +Н20 р^О - Р - 0]2А1(0Н) + Ы,0 - Р - ОН

1 I I

ЛгО Л20 Ы20

0 О О

II II II

[^О - Р - 0]2А1(0Н) +Н20 р^О - Р - 0]А1(0Н)2+Л!0 - Р - ОН

1 I I л2о я2о я2о

0 о

II II

[Я, о - Р - 0]А1(0Н)2 +н20 н> А1(0Н)з^ + ^0 - Р - ОН

1 I Я20 л2о

Дальнейший гидролиз идет с образованием нерастворимого осадка гидроокиси алюминия и кислых алкилфосфатов.

В то же время указанный гель растворим в углеводородах и снижает свою вязкость при контакте с углеводородами за счет разбавления и снижения концентрации гелеобразующих веществ

Рецептура водоизолирующего состава на основе комплекса "Химеко-Т" для пластовых температур 20-80°С представлена ниже Дизельное топливо 1000 л

Гелеобразователь "Химеко-Т" 9 л

Активатор "Химеко-Т" 3 л

На рис.15 представлена зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига водоизолирующего состава на основе комплекса "Химеко-Т" при температурах 20,40, 60 и 80°С

Как следует из представленных данных, полученная система обладает необходимыми реологическими характеристиками для использования ее в качестве жидкости для гидравлического разрыва пласта, при этом ее вязкость при температуре 40°С растет и снижает ся лишь при повышении температуры выше 60°С При этом, поскольку в углеводородный гель деструктор не добавляется, он сохраняет высокую вязкость в течение длительного времени

Исследования водоизолирующих свойств углеводородного геля для ГРП на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров проводились с использованием фильтрационной установки высокого давления НР-СРБ

О 100 200 300 400 500 600

Юг, скорость сдвига, 1/с

Рис 15 Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига водо-изолирукяцего состава (углеводородного геля на основе Комплекса гелирукмцего "Химеко-Т")

Изменение проницаемости насыпной модели в ходе эксперимента представлено на рис 16 В водонасыщенную модель был закачен один поровый объем (УПОр) водоизолирующего состава на углеводородной основе, на базе гелеобразующего комплекса "Химеко-Т" и дизельного топлива. Последующая фильтрация воды показала значительную тампонирующую способность реагента по отношению к во-донасыщенной пористой среде. Фактор остаточного сопротивления Яост составил величину 160

С целью проверки глубины тампонирования, путем последовательного изъятия звеньев составной модели от ее входа, проводилось измерение проницаемости по воде оставшейся части модели.

Динамика изменения проницаемости модели (этап 3 эксперимента) показывает, что при закачке одного Упор реагента, основной тампонирующий эффект приходился на первые 40% длины модели, т.е в процессе закачки происходило опережающее продвижение фильтрата жидкости гидроразрыва в результате отжима тампонирующей массы в пористой среде.

На заключительном этапе эксперимента вновь собрали составную модель (без начального звена, т е 80 % от первоначальной длины) и через нее произвели закачку керосина для оценки степени поте-

и в я

о &

4 5

Объем прокачки, Узак/Упор

Рис 16 Изменение проницаемости насыпной модели в ходе эксперимента Температура эксперимента 20°С Начальная проницаемость поводе - 80,331 мкм2

ри тампонирующих свойств по отношению к водонасыщенному и нефтенасыщенному коллектору.

При фильтрации керосина сначала из модели вышла подвижная вода в объеме 0,3 У1[ор. Затем произошел прорыв керосина и дальнейшая фильтрация — 1 Упор керосина представляла собой область поршневого вытеснения геля. Этот эффект можно объяснить только созданием зоны смешивания вытесняемого и вытесняющего агентов, т.е. наличием смешивающегося вытеснения.

Заключительная фаза вытеснения представляла собой область фильтрации керосина с частичным выносом геля, продолжавшаяся до стабилизации перепада давления.

В результате фильтрации керосина проницаемость модели увеличилась в 19 раз по отношению к проницаемости в одо насыщен ной модели, содержащей гель.

Анализ проведенных реологических и фильтрационных исследований показал, что полученный состав геля может быть использован как в качестзе жидкости для ГР11 на углеводородной основе, так и в качестве в одо и зо л и ру ющего тампонирующего состава,

В результате экспериментальных исследований и разработки технологии в соавторстве был получен Патент Российской Федерации № 2256787 "Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водогтритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах".

скважина

I

этап

скважина

II

этап

Рис Л 7.Этапы проведения ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков

Технология ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков была разработана для сервисной компании ОАО "Специальное машиностроение и металлургия" (ОАО "СММ") для проведения работ в добывающих скважинах с высокой обводненностью месторождения Ка-ламкас (Казахстан). Этапы технологии представлены на рис 17.

Технология основана на закачке в пласт при проведении процесса ГРП состава углеводородного геля на базе комплекса гелирую-щего "Химеко-Т" и дизельного топлива и последующей закачке водного полисахаридного геля на основе комплекса гелирующего "Химе-ко-В"(второй вариант)

Технология имеет цель обеспечить увеличение дебита с одновременным сохранением или снижением обводненности, применима в условиях терригенных коллекторов, пластовых температур до 100°С.

Целесообразность и эффективность работ по проведению ГРП в сочетании с ИВП, связаны непосредственно с регулированием процесса разработки нефтяной залежи, зависят от общего состояния вы-работанности участка залежи, строения пласта и интенсивности системы заводнения, что должно учитываться при выборе скважин для обработок. Обводненность добывающих скважин перед обработкой может достигать 99%. Обработки скважин осуществляются с использованием стандартного оборудования для проведения ГРП

Компонентный состав геля на 1 м3 углеводородной жидкости Гелеобразователь "Химеко-Т"- от 9 до 20 л Активатор "Химеко-Т"- от 3 до 12 л

Освоение скважины после обработки осуществляется через 24 часа после проведения работ по общепринятой на данном месторождении технологии

В 2004 г ОАО "СММ" были проведены работы по гидроразрыву пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в 10 высокообвод-ненных (обводненность 92-96%) скважинах на месторождении Ка-ламкас (Республика Казахстан). Пластовая температура на данном месторождении составляет 40°С

Применение технологии ГРП с ИВП позволило увеличить дебит нефти и снизить содержание воды в продукции скважин в пластах с обводненностью более 90% Так, по скважине №1533, через месяц после обработки обводненность снизилась с 96% до 79% Через три месяца обводненность упала до 67%, а через 6 месяцев составила 68% То есть, снижение обводненности за шесть месяцев составило 28%.

Успешность проведения ГРП с ИВП по 10 скважинам составила более 70%

Основные результаты и выводы

В настоящей диссертационной работе благодаря теоретическим предпосылкам, экспериментальным исследованиям и промысловым испытаниям обоснована и доказана возможность совершенствования процесса гидравлического разрыва пласта на основе разработки высокоструктурированных гелеобразных жидкостей разрыва на водной и углеводородной основах и технологий их применения При этом.

1 Проведен анализ технологий ГРП с применением в качестве жидкостей для ГРП гелей на водной и углеводородной основах, который показал, что при их использовании возникают проблемы, связанные с недостаточной структурой геля, что приводит к повышению фильтрации, увеличению потерь давления на трение, недостаточной термостабильности и пескоудерживающей способности, а также к образованию осадков в поровом пространстве и трещине

ГРП в нефтегазоносных пластах с высокой обводненностью, а также в продуктивных пластах малой мощности, при наличии близко расположенных водонасыщенных зон, может привести к значительному обводнению продукции скважин

2 На основе обобщения современных требований, предъявляемых к жидкостям для ГРП собраны и классифицированы методики, в которых регламентируется подбор оптимальных составов жидкостей разрыва для конкретных геолого-физических условий, определение рабочих параметров этих жидкостей для проектирования процесса ГРП и контроля их качества в лабораторных и промысловых условиях

3 Теоретически обосновано и экспериментально доказано влияние комплексообразующих добавок, таких как ионы хрома, аминоспирты, moho-, ди-, и полигликоли, а также влияние межмолекулярного взаимодействия немодифицированных и модифицированных полисахаридов на структуру сшитого соединениями бора полисахаридного геля и связанные с ней вязкость, термостабильность, пескоудерживающую способность и фильтратоотдачу

4 Показано, что введение в состав водного геля водорастворимых аминоспиртов, позволяет получать высокоструктурированные гели при использовании не только пресной, но и минерализованной воды, содержащей как одновалентные, так и многовалентные катионы

5. Разработаны составы и методики приготовления в промысловых условиях полисахаридных гелей для ГРП, с использованием модифицированных и немодифицированных полисахаридов растительного происхождения и отечественных ингредиентов, отличающихся от известных улучшенными структурно-реологическими характеристиками и регулируемым темпом деструкции при температурах 20-140°С, за счет применения регулятора деструкции на основе аминоспирта,

пригодные для гелирования как в пресной, так и минерализованной, в т.ч пластовой воде, не кольматирующие поровое пространство и трещину (коэффициент восстановления проводимости трещины 90%) При этом используются специально разработанные рецептуры борного сшивателя, в т ч содержащие добавки соединений 3-х валентного хрома, аминоспиртов или гликолей

б.Сформулированы требования и составлены технические условия на выпуск реагентов 3-х вариантов комплекса гелирующего "Химеко-В" для приготовления полисахаридных гелей для ГРП, по которым освоено их производство в ЗАО "Петрохим" г Белгород

7 Разработан способ приготовления органических ортофосфорных эфиров, сформулированы требования и составлены технические условия на выпуск Алкилфосфата "Химеко", по которым освоено производство в ЗАО "Петрохим" г Белгород

8 Теоретически обосновано и экспериментально доказано влияние комплексообразующих добавок аминоспиртов на структуру и, связанные с ней, вязкость, термостабильность, пескоудерживающую способность и фильтратоотдачу углеводородных гелей на основе алюминиевых и железных солей органических ортофосфорных эфиров

9. С использованием отечественных ингредиентов разработаны составы и методики приготовления в промысловых условиях углеводородных гелей для гидравлического разрыва пласта на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, отличающихся от известных улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными характеристиками при температурах 70-140°С за счет использования комплексообразователей на основе триэтаноламина.

10 Сформулированы требования и составлены технические условия на выпуск реагентов комплексов гелирующих "Химеко" и "Химеко-Т" для приготовления углеводородных гелей для ГРП на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, по которым освоено их производство в ЗАО "Петрохим" г Белгород

11 На базе выпускаемых в России ингредиентов разработаны составы и методики приготовления в промысловых условиях углеводородных гелеобразных композиций для гидравлического разрыва пласта на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров, отличающиеся от известных улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными характеристиками при температурах 20-120°С за счет использования в качестве активатора растворов сульфата железа с добавлением катионоактивных ПАВ, аминоспиртов и гликолей, эффективно деструктирующиеся при низких пластовых температурах, за счет введения в состав активатора уксусной кислоты, а также приме-

нения в качестве деструктора оксида кальция с добавлением карбонатов щелочных металлов

12.Сформулированы требования и составлены технические условия на выпуск реагентов комплексов гелирующих "Химеко-Н" и "Химеко-Н" модифицированного для приготовления углеводородных гелей для ГРП на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров, по которым освоено их производство в ЗАО "Петрохим" г Белгород

13. Разработанные водные полисахаридные гели для ГРП и методики их приготовления в промысловых условиях нашли широкое применение в промышленности В настоящее время на основе комплексов гелирующих "Химеко-В", "Химеко-В"(1 вариант) и "Химеко-В" (2 вариант) проведено более 2 500 ГРП на месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской области, Оренбургской области, Коми, Сахалина, Краснодарского края, Республик Беларусь и Казахстан, в скважинах с различными геолого-физическими условиями, как в тер-ригенных, так и в карбонатных коллекторах, в т ч при проведении ГРП с закачкой кислот, успешность обработок превышает 95%

14 Разработанные углеводородные гели для ГРП на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров и методики их приготовления в промысловых условиях нашли применение в промышленности В настоящее время на основе комплексов гелирующих "Химеко" и "Химеко-Т" проведено около 50 ГРП на месторождениях Западной Сибири, Оренбургской области, Ставропольского края, Республики Казахстан, в скважинах с различными геолого-физическими условиями, в терригенных коллекторах, в т ч при проведении ГРП в пластах с температурой 140-150°С, а также при проведении ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков, успешность обработок превышает 70%

15 Разработанные углеводородные гели для ГРП на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров и методики их приготовления в промысловых условиях нашли широкое применение в промышленности В настоящее время на основе комплексов гелирующих "Химеко-Н" и "Химеко-Н" модифицированного проведено более 300 ГРП на месторождениях Западной Сибири, Коми, Татарстана и Республики Казахстан, в скважинах с различными геолого-физическими условиями, в низкопроницаемых терригенных коллекторах, в т ч при проведении ГРП в пластах с температурой 20-40°С и 100-120°С, успешность обработок превышает 95%.

16 Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность применения углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров в качестве водоизолирую-щего состава

17 Разработана технология ГРП в сочетании с изоляцией водопротоков (ГРП с ИВП), позволяющая селективно ограничить водопритоки при проведении ГРП в обводненных добывающих скважинах за счет применения в качестве жидкости разрыва и водоизолирующего состава углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров Технология внедрена при проведении ГРП в высокообводненных скважинах месторождения Каламкас (Республика Казахстан); успешность проведения ГРП с ИВП по 10 скважинам составила более 70%.

Авторские разработки гелеобразующих жидкостей разрыва на водной и углеводородной основах и их практическое применение отмечены премией Правительства РФ в области науки и техники за 2000 г

Основное содержание диссертации изложено в 55 работах, в т.ч.:

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

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

3 Сергеев А И, Поддубный Ю А, Кан В А, Белов В В, Сулейманов И Р, Рожков А П, Попов П И, Магадова Л А Разработка и внедрение технологии локального ГРП для условий месторождений ОАО "НК "Роснефть"", находящихся на поздней стадии разработки (низкодебитных скважин), соответствующих региону юга России// Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 1999 г /ОАО "НК "Роснефть"" - М, 2000 - С 86-93

4 Щитов Б В , Сергеев А И, Черников В С , Смирнов С Г., Шубин Е Ф, Рожков А П, Попов П И, Радченко В С, Кан В А, Смирнов Ю М, По-госян А Б, Белов В В , Магадова Л А Разработка и внедрение технологии локального ГРП для условий месторождений, находящихся на поздней стадии разработки (низкодебитных скважин), соответствующих региону юга России (Часть 2 Опытно-промышленные работы)// Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2000 г / ОАО "НК "Роснефть"" - М, 2001 - С 120-128

5. Е Курятников, В Савастеев, Н Рахимов, Г Киряков, А Седых, М Силин, Л Магадова, В Мариненко, Е Ступоченко Опыт применения комплекса "Химеко-В" в технологиях ГРП и глушения скважин//Нефтъ и капитал -2004 -№2 - С 2-3

6 Правдюк А Н, Мишкин А Г , Магадова Л А Развитие кислотного гидроразрыва карбонатных пластов на месторождениях ОАО "Тат-нефть'У/Нефтяноехозяйство -2005 -№3 -С76

7 Магадова Л А, Зайцев В М, Кожабергенов М М Лабораторные исследования и подбор рецептуры эффективного реагента для воздействия на продуктивные горизонты Узеньского месторождения// Нефтепромысловое дело -2005 -№10 - С 26-30.

8 Зайцев В М, Магадова Л А, Губанов В Б , Кожабергенов М М Лабораторные исследования вытеснения сырой нефти водой и анализ разработки Х1П горизонта Узеньского месторождения//Нефть, газ и бизнес -

2006 - №5 - С 64-68

9 Зайцев В М, Магадова Л А, Губанов В Б , Кожабергенов М М Лабораторные исследования возможности доизвлечения микроостаточной нефти после заводнения пластов XIII горизонта Узеньского месторожде-ния//Нефть, газ и бизнес - 2006 - №8 - С 48 - 53

10 Магадова Л А, Магадов РС, Силин МА, Гаевой ЕГ, Давлетшина Л Ф Высокоструктурированные гелеобразующие жидкости для гидравлического разрыва пласта на основе комплекса гелирующего "Химеко-В"//Нефтепромысловое дело -2006 -№10 - С 14-18

11 Магадова Л.А, Магадов Р С, Силин М А, Гаевой Е Г, Маркова Н С, Терентьев С В Технологические жидкости для направленных кислотных обработок карбонатного коллектора// Нефтепромысловое дело - 2006 -№12 - С 7-11

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

13 Магадов Р С , Силин М А, Гаевой Е Г, Магадова Л А, Пахомов М Д, Давлетшина Л Ф , Мишкин А Г Совершенствование кислотных обработок скважин путем добавки многофункционального поверхностно-активного вещества - Нефтенола К//Нефть, газ и бизнес - 2007 - №1-2 -С 93-97

14 Хисметов Т В, Бернпггейн А М, Криман Э И, Шаймарданов А Ф, Андрианов А В , Яценко Г Г, Силин М А, Магадов Р С , Магадова Л А Исследование воздействия жидкостей глушения и кислотных растворов на заглинизированные терригенные коллекторы//Нефтяное хозяйство -

2007 - №3 - С 92-95

15 Магадова Л А, Магадов Р С , Максимова С В , Кошелев В Н, Силин М А, Гаевой Е Г Получение углеводородных гелей на основе ортофос-форных эфиров для гидравлического разрыва пласта/УМатериалы Всероссийской научно-практической конференции к 75-летию кафедры органической химии и химии нефти РГУ нефти и газа им И М Губкина 2021 июня 2002 года "Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности" - М, 2002 - С 72

16 Магадова Л А, Магадов Р С, Мариненко В.Н, Силин М А, Гаевой Е Г Полисахаридные гели для гидравлического разрыва пласта// Материалы Всероссийской научно-практической конференции к 75-летию кафедры

органической химии и химии нефти РГУ нефти и газа им И М Губкина 20-21 июня 2002 года "Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности" - М, 2002 -С 217-218

17 Магадова Л А, Магадов Р С , Беляева А Д, Баженов С Л, Савастеев В Г Разработка рецешур 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 (23-24 января 2003 г) Тезисы докладов Секция 4 Технология переработки нефти и газа, нефтехимия и химмотология топлив и смазочных материалов - М, 2003 - С 93

18 Магадова Л А, Магадов Р С, Мариненко В Н, Баженов С Л Разработка новых реагентов для гелирования нефти// Сборник тезисов докладов XI конференции Поверхностно-активные вещества - наука и производство Конференция посвящается 45-летию создания НПО АО "СинтезПАВ" -Белгород, 2003 - С 58

19 Магадова Л А, Магадов Р С, Мариненко В Н, Баженов С Л Термостабильные углеводородные гели на основе алюминиевых солей ортофос-форных эфиров для гидравлического разрыва пласта// Сборник тезисов докладов XI конференции Поверхностно-активные вещества - наука и производство Конференция посвящается 45-летию создания НПОАО "СинтезПАВ" - Белгород, 2003 - С 59

20 Магадова Л А, Магадов Р С , Силин М А, Баженов С Л , Елисеев Д Ю , Савастеев В Г Технология гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков// И 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 - М, 2004 -С 34

21 Магадова Л А, Магадов Р С , Силин М А, Просфиров Д В , Мариненко В Н, Пахомов М Д, Губанов В Б , Магадов В Р Кислотная композиция для удаления остатков недоразложившегося геля после гидравлического разрыва пласта// 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 - М, 2004 - С 73

22 Магадова Л А, Магадов Р С, Силин М А, Мариненко В Н, Баженов С Л , Трофимова М В Водный полисахаридный гель для гидравлического разрыва пласта// П 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 - М, 2004 - С 86

23 Магадова Л А, Магадов Р С, Силин М А, Зайцев К И, Елисеев Д Ю Технология кислотной обработки трещины после гидравлического раз-

рыва пласта в терригенном коллекторе// П 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 - М, 2004 - С 87

24 Магадова JIА Технология гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России 6-я научно-техническая конференция, посвященная 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им ИМ Губкина (26-27 января 2005 г) Секция 4 Технология переработки нефти и газа, нефтехимия и химмотология топлив и смазочных материалов - М, 2005 - С 187

25 Баженов С JI, Магадова JIА, [Магадов Р С j, Силин М А, Гаевой Е Г Разработка составов углеводородных гелей на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров, деструктируемых при пластовых температурах ниже 80°С Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» - М, 2007 -С 55-57

26 Мишкин А Г, Магадова JIА, Магадов В Р , Ефанова О Ю , Давлетшина Л Ф Разработка ПАВ-композиции для использования в технологии циклического кислотного гидравлического разрыва пласта в условиях карбонатных отложений Республики Татарстан Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» -М, 2007 - С 58-59

27 Баженов С Л , Магадова Л А, Магадов Р С |, Силин М А, Гаевой Е Г

Способ получения термостабильного углеводородного геля «на потоке» для пластовых температур 100-140°С при проведении гидравлического разрыва пласта Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» - М, 2007 - С 59-60

28 [Магадов Р С |, Магадова Л А, Баженов С Л, Малкин Д Н Разработка и исследование жидкой гелеобразующей системы на полисахаридной основе для получения жидкости разрыва Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» - М, 2007 - С 60-61

29 Магадова Л А, [Магадов РС], Силин М А, Гаевой Е Г, Баженов С Л, Магадов В Р , Савастеев В Г Селективный водоизолирующий состав на основе комплекса гелирующего «Химеко-Т» для технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» - М, 2007 -С 69-71

30 |Магадов Р С [, Магадова Л А, Силин М А, Гаевой Е Г, Маркова Н С , Магадов В Р, Ефанова О Ю Технологические жидкости для направленных кислотных обработок карбонатного коллектора Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» - М, 2007 - С 91-93

31 Силин М А, Низова С А, [Магадов Р С |, Магадова Л А, Мельник Д Ю Изучение гелирования идивидуальных углеводородов и их смесей Материалы Ш Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» - М, 2007. - С 147-149

32 Состав для гидравлического разрыва пласта Авторское свидетельство СССР №1597445 / Усачев П М, Крикунов Н В, Киселева Г С , Гаппоева А X, Магадова Л А, Галиев Ф Ф, Сысков В В , Сердюков О Т, Шумилов В А, Исмагилов Р Г // Опубл 07 10 1990 - Бюл №37

33 Состав для гидравлического разрыва пласта. Авторское свидетельство СССР №1707192 / Константинов С В , Магадова Л А, Мариненко В Н, Медведев В А, Голованов ПК, Ковалев НИ // Опубл 23 01 1992 -Бюл №3

34 Структурированная углеводородная гелеобразная композиция для гидравлического разрыва пласта Патент РФ №2043491 / Магадова Л А, Гаппоева А X, Беляева А Д, Мариненко В Н, Константинов С В , Серков С А, Лобанов П Б , Великопольский И А, Магадов Р С , Силин М А, Гаевой Е Г, Рудь МИ// Опубл 10 09 1995 - Бюл №25.

35 Способ получения загустителя углеводородных жидкостей Патент РФ №2052462 / Магадов Р С , Силин М А, Гаевой Е Г, Рудь М И, Магадова Л А, Мариненко В Н, Беляева А Д, Константинов С В // Опубл 20 01 1996 - Бюл №2

36 Гелеобразная углеводородная композиция для гидравлического разрыва пласта Патент РФ №2066737 / Магадова Л А, Беляева А Д, Мариненко В Н, Константинов С В, Магадов Р С, Силин М А, Гаевой Е Г, Рудь МИ// Опубл 20 09 1996 - Бюл №26

37 Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта Патент РФ №2097547 / Магадова Л А, Мариненко В Н, Беляева А Д, Подцубный Ю А, Дябин А Г, Кан В А, Соркин А.Я, Заволжский В Б, Рожков АЛ//Опубл 27.11 1997 - Бюл №33

38 Способ гидравлического разрыва пласта Патент РФ 2117147 / Заволжский В Б , Дябин А Г, Кан В А, Кранковский С В., Магадова Л А, Мариненко В Н, Поддубный Ю А, Попов П И, Радченко В С, Рожков А П, Соркин А Я //Опубл 10 08 1998 -Бюл №22

39 Способ приготовления полиэмульсии для гидравлического разрыва пласта Патент РФ №2117148 / 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 // Опубл 10 08 1998, Бюл №22

40 Состав и способ приготовления реагента для сшивки растворов полисахаридов Патент РФ №2139424 / Магадова Л А., Мариненко В Н, Кан В А, Чекалина Г, Беляева А Д, Поддубный Ю А, Дябин А Г, Соркин А.Я, Магадов РС, Силин МА, Гаевой ЕГ, Рудь МИ // Опубл 10 10 1999 -Бюл №28

41 Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта Патент РФ №2173772 / Магадова Л А, Магадов Р С , Дябин А Г, Силин М А, Мариненко В Н, Беляева А Д, Чекалина Г, Максимова С В , Под-

дубный Ю А, Соркин А Я, Кан В А, Гаевой Е Г, Рудь МИ// Опубл 20 09 2001 -Бюл №26

42 Углеводородный гель на основе алюминиевых солей органических ор-тофосфорных эфиров Патент РФ №2183263 / Максимова С В , Магадо-ва Л А, Магадов Р С , Мариненко В Н, Беляева А Д, Кошелев В Н, Силин М А, Гаевой Е Г, Рудь МИ //Опубл 10 06 2002 - Бюл №16

43 Углеводородный гель на основе железных солей органических ортофос-форных эфиров Патент РФ №2184222 / Магадова Л А, Магадов Р С, Максимова С В , Мариненко В Н, Беляева А Д, Кошелев В Н, Силин М А, Гаевой Е Г, Рудь М И, Побордев М В // Опубл 27 06 2002 - Бюл №18

44 Способ получения ацетата хрома Патент РФ №2186030 / Рудь МИ, Гаевой Е Г , Магадов Р С , Силин М А , Магадова Л А // Опубл 27 07 2002 - Бюл №21

45 Состав полисахаридного геля для глушения скважин и способ его приготовления Патент РФ №2246609 / Магадова Л А, Магадов Р С , Мариненко В Н, Силин М А, Гаевой Е Г , Рудь М И, Зайцев К И, Заворот-ныйАВ //Опубл 20 02 2005 -Бюл №5

46 Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водо-притоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах Патент РФ №2256787 / Магадова Л А, Магадов Р С Силин М А, Гаевой Е Г , Рудь М И, Губанов В Б , Магадов В Р, Баженов С Л, Трофимова М В // Опубл 20 07 2005 - Бюл №20

47 Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта Патент РФ № 2272127 / Магадов Р С , Магадова Л А, Силин М А, Гаевой Е Г, Рудь М И, Мариненко В Н, Пахомов М Д, Зайцев К И // Опубл 20 03 2006 - Бюл №8

48 Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта Патент РФ № 2283952 / Магадов Р С , Магадова Л А, Силин М А, Гаевой Е Г, Рудь М И , Мариненко В Н, Просфиров Д В , Зайцев К И, Губанов В Б , Магадов В Р , Чекалина Г , Трофимова М В // Опубл 20 09 2006 - Бюл № 26

49 Состав эмульсионной полисахаридной жидкости для глушения скважин и способ ее приготовления Патент РФ № 2297436 / Магадов Р С , Магадова Л А , Силин М А, Гаевой Е Г, Рудь М И , Сафиуллина Е У, Мариненко В Н, Баженов С Л // Опубл 20 04 2007 - Бюл №11

50 Углеводородный гель на основе железных солей органических ортофос-форных эфиров Патент РФ № з 2005136330 / Магадова Л А, Магадов Р С , Силин М А, Гаевой Е Г, Рудь М И, Баженов С Л, Мариненко В Н // Положительное решение от 09 02 2007

Подписано в печать 03 09 2007 г Исполнено 04 09 2007 г Печать трафаретная

Заказ № 672 Тираж 100экз

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш, 36 (495) 975-78-56 www autoreferat ru

Актуальность проблемы. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одной из наиболее эффективных технологий интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин.

Гидравлический разрыв пласта - это физический процесс, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности за счет воздействия на пласт давлением, создаваемым закачкой в скважину специальной жидкости разрыва. В образованные трещины с помощью жидкостей разрыва транспортируется расклинивающий материал - проппант, который, после снятия избыточного давления, закрепляет трещины в раскрытом состоянии. В результате ГРП, за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения поверхности фильтрации, кратно повышается продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.

Сегодня, в основном, используются способы гидроразрыва пласта с применением гелеобразующих рабочих жидкостей на водной и углеводородной основах, обладающих, по сравнению с другими системами, например, эмульсиями, более высокой вязкостью, более низкими потерями давления на трение, возможностью регулирования деструкции, вплоть до полного разложения геля. При этом возможно проведение процесса гидравлического разрыва пласта с использованием высоких темпов закачки, для получения расчетных размеров трещин.

В настоящее время в России большая часть работ по ГРП (примерно 90%) проводится с применением водного полисахаридного геля. Естественно, что такой гель обладает рядом преимуществ перед применением углеводородной жидкости. Это связано не только с пожаробезопасностью, т.к. вместо углеводорода: товарной нефти или дизельного топлива используется вода, но и с качеством получаемого геля: его большей вязкостью и более высокой структурой, которые обеспечивают большую песконесущую способность и возможность получать эти свойства на потоке при закачке геля в скважину.

Развитие направления с получением более протяженных трещин, связанное с вовлечением в разработку низкопроницаемых коллекторов, а также ново8 го направления - гидравлического разрыва в высокопроницаемых пластах, требует применения при закачках высоких концентраций проппанта, что возможно только с использованием таких высоковязких жидкостей, как сшитый полиса-харидный гель.

Однако реагенты для приготовления водных полисахаридных гелей достаточно дороги, поскольку для получения необходимых свойств, требуется добавление различных компонентов, число которых может быть значительным, как в технологиях Шлюмберже - 10 и выше. Использование ряда реагентов предусматривает особые требования к основе геля - воде по содержанию многовалентных катионов, в первую очередь железа. Кроме того, экспериментальные исследования показывают, что после ГРП с применением водного полиса-харидного геля на основе гуара и его производных, проницаемость коллектора восстанавливается не более, чем на 40 %. Снижению проницаемости и образованию большого осадка в трещине способствует повышенная фильтратоотдача жидкостей при пластовых температурах. Более высокая вязкость, получаемая за счет увеличения концентрации реагентов в составе геля, незначительно снижает фильтратоотдачу, но вызывает повышенное отложение осадков и высокие потери давления на трение при закачке геля.

Поэтому разработка новых составов высокоструктурированных полисахаридных водных гелей для ГРП, не ухудшающих коллекторские свойства пласта, получение которых возможно с использованием как пресной технической, так и минерализованной воды, отличающихся упрощенной технологией приготовления, является актуальной научной и практической задачей совершенствования технологии гидравлического разрыва пласта.

Применяющиеся в настоящее время углеводородные гели на основе дизельного топлива и товарной нефти также способны ухудшить коллекторские свойства пласта и увеличить обводненность продукции добывающих скважин.

Поэтому разработка новых составов высокоструктурированных углеводородных гелей, обладающих низкой фильтрацией, необходимой термостабильностью и эффективной деструкцией, не ухудшающих коллекторские свойства пласта, также является актуальной научной и практической задачей совершенствования технологии гидравлического разрыва пласта.

Нефтегазодобывающие предприятия избегают проводить ГРП в нефтегазоносных пластах с повышенной водонасыщенностью, т.к. проведение гидроразрыва может привести к значительному обводнению продукции скважин. Обводненность скважин может возрасти за счет прорыва образуемых в процессе ГРП трещин в близкорасположенные водонасыщенные пропластки.

Существуют технологии ограничения притока воды в процессе ГРП. Известные способы не достаточно эффективны, так при закачке в трещину цементного раствора происходит изоляция не только воды, но и нефти, к тому же в процессе закачки могут возникнуть трудности, связанные, например, с преждевременным схватыванием цементного раствора в скважине. Ограничение во-допритока путем многообъемной закачки водоизолирующих реагентов требует больших материальных и временных затрат.

Поэтому разработка технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопри-токов (ИВП) на основе новых селективных водоизолирующих составов, является актуальной научной и практической задачей совершенствования технологии гидравлического разрыва пласта.

Цель работы. Диссертация посвящена исследованию влияния комплек-сообразующих добавок на физико-химические свойства гелеобразующих жидкостей на водной и углеводородной основах и разработке, на базе полученных закономерностей, высокоструктурированных гелеобразующих жидкостей разрыва для совершенствования процесса гидравлического разрыва пласта:

- получение высокоструктурированных гелей для ГРП на водной основе с использованием как пресной технической воды, так и подтоварной минерализованной воды, а также растворов солей, содержащих одновалентные катионы; отличающихся упрощенной технологией приготовления, обладающих необходимой термостабильностью в широком диапазоне температур (от 20 до 140°С), пескоудерживающей способностью, низкой фильтрацией, низкими потерями давления на трение, не вызывающих набухания глин, образования осадков и эмульсий, обладающих эффективной деструкцией, не ухудшающих коллектор-ские свойства пласта;

- получение высокоструктурированных гелей для ГРП на углеводородной основе с использованием дизельного топлива и товарной нефти, отличающихся упрощенной технологией приготовления, обладающих необходимой термостабильностью в широком диапазоне температур (от 20 до 140°С), песко-удерживающей способностью, низкой фильтрацией, низкими потерями давления на трение, обладающих эффективной деструкцией, не ухудшающих кол-лекторские свойства пласта.

Целью работы также являлось исследование водоизолирующих свойств углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофос-форных эфиров и разработка с его использованием технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков.

Основные задачи работы. В работе были поставлены и решались следующие основные задачи:

- анализ патентной и научно-технической литературы и выбор наиболее рациональных направлений в разработке составов высокоструктурированных гелеобразующих жидкостей на водной и углеводородной основах для гидравлического разрыва пласта;

- анализ патентной и научно-технической литературы и выбор наиболее рациональных направлений в разработке водоизолирующих составов и технологий для изоляции водопритоков, в том числе при проведении гидравлического разрыва пласта;

- изучение влияния на структуру сшитого бором полисахаридного геля комплексообразующих добавок и межмолекулярного взаимодействия полисахаридов различного строения, экспериментальные исследования с целью разработки составов и методик приготовления в промысловых условиях высокоструктурированных гелеобразующих жидкостей разрыва на водной основе, обладающих улучшенными физико-химическими характеристиками;

- изучение влияния на структуру углеводородного геля комплексообразующих добавок и экспериментальные исследования с целью разработки соста

11 bob и методик приготовления в промысловых условиях высокоструктурированных гелеобразующих жидкостей разрыва на углеводородной основе, обладающих улучшенными физико-химическими характеристиками;

- установление селективности по отношению к воде углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров и экспериментальные исследования с целью разработки составов и методик приготовления в промысловых условиях гелеобразующих жидкостей на углеводородной основе для селективной изоляции водопритоков;

- разработка технологии гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков с применением разработанных составов гелеобразующих жидкостей на углеводородной основе для селективной изоляции водопритоков;

- проведение процессов ГРП с использованием разработанных высокоструктурированных гелеобразующих жидкостей разрыва на водной и углеводородной основах и методик их приготовления в промысловых условиях; анализ полученных результатов;

- испытания процессов ГРП с использованием разработанной технологии ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков; анализ полученных результатов.

Научная новизна. Впервые теоретически обосновано и экспериментально доказано влияние комплексообразующих добавок, таких как ионы хрома, аминоспирты, моно-, ди-, и полигликоли, а также влияние межмолекулярного взаимодействия немодифицированных и модифицированных полисахаридов (гуаров) на структуру сшитого соединениями бора полисахаридного геля, и связанные с ней вязкость, термостабильность, пескоудерживающую способность и фильтратоотдачу.

Установлено, что введение в состав водного геля водорастворимых ами-носпиртов, позволяет получать высокоструктурированные гели при использовании не только пресной, но и минерализованной воды, содержащей как одновалентные, так и многовалентные катионы.

Показано, что структурированная жидкость разрыва на водной основе -сшитый бором полисахаридный водный гель, дополнительно содержащая комплексообразующие добавки ионов хрома, аминоспиртов и гликолей, а в качестве гелеобразователя смесь неимодифицированных и модифицированных полисахаридов (гуаров), для получения которой возможно использование как пресной, так и минерализованной воды, отличается упрощенной технологией приготовления, обладает необходимой термостабильностью в широком диапазоне температур (от 20 до 140°С), пескоудерживающей способностью, низкой фильтрацией, низкими потерями давления на трение, не вызывает набухания глин, образования осадков и эмульсий, обладает эффективной деструкцией, не ухудшает коллекторских свойств пласта.

Теоретически обосновано и экспериментально доказано влияние ком-плексообразующих добавок аминоспиртов на структуру углеводородных гелей на основе алюминиевых и железных солей органических ортофосфорных эфи-ров, а также связанные с ней вязкость, термостабильность, пескоудерживаю-щую способность и фильтратоотдачу.

Показано, что структурированная углеводородная композиция на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, дополнительно содержащая комплексообразующие добавки аминоспиртов, отличается от известных улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными характеристиками при температурах до 140°С, обладает эффективной деструкцией, не ухудшает коллекторских свойств пласта.

Показано, что структурированная углеводородная композиция на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров, дополнительно содержащая комплексообразующие добавки аминоспиртов, отличается от известных улучшенными структурно-реологическими и фильтрационными характеристиками при температурах 20-120°С, обладает эффективной деструкцией, не ухудшает коллекторских свойств пласта.

Доказана возможность применения углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров в качестве водоизоли-рующего состава.

Впервые предложена технология ГРП в сочетании с изоляцией водопри-токов с применением, в качестве жидкости разрыва и, одновременно, реагента

13 для селективной изоляции водопритоков, полученного структурированного углеводородного геля на основе алюминиевых солей органических ортофосфор-ных эфиров.

Практическое значение работы. Обобщены результаты ГРП с применением в качестве жидкостей разрыва водных и углеводородных гелей.

Разработаны методики приготовления в промысловых условиях высокоструктурированного полисахаридного водного геля, которые внедрены в технологиях ГРП, проводимых сервисными предприятиями: ОАО "Пурнефтеотдача", Сургутское УПНП и КРС, ЗАО "СП "МеКаМинефть"", ООО "Катобь-нефть", Лениногорское УПНП и КРС, ООО "Приток", "ПНП-Сервис", ОАО "КНГ-Ремонт", ОАО "СММ" на месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской области, Оренбургской области, Коми, Краснодарского края, Сахалина, Республики Беларусь и Республики Казахстан.

Разработана технология получения алкилфосфорных эфиров непрерывным способом на установке идеального смешения и вытеснения.

Разработана методика приготовления в промысловых условиях структурированной углеводородной гелеобразной композиции на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, которая внедрена в технологиях ГРП, проводимых на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз", ОАО "Пурнеф-тегаз", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Ноябрьскнефтегаз", ОАО "Оренбург-нефть", а также в технологии ГРП, проводимой сервисным предприятием ОАО "Пурнефтеотдача" в высокотемпературных скважинах на месторождениях ОАО "НК "Роснефть-Ставропольнефтегаз"".

Разработана методика приготовления в промысловых условиях структурированной углеводородной гелеобразной композиции на основе железных солей органических ортофосфорных эфиров, которая внедрена в технологиях ГРП, проводимых сервисными предприятиями: ОАО "Пурнефтеотдача", Лениногорское УПНП и КРС, "ПНП-Сервис", ОАО "СММ" на месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Коми и Республики Казахстан.

Разработана технология ГРП в сочетании с изоляцией водопритоков с применением, в качестве реагента для селективной изоляции водопритоков, полученной структурированной гелеобразной композиции на основе алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров, которая внедрена в ОАО "СММ" при проведении ГРП в высокообводненных скважинах месторождения Каламкас (Республика Казахстан).

Сформулированы требования и составлены технические условия (ТУ) на выпуск отечественных комплексов реагентов для приготовления полисахарид-ных и углеводородных 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.);

- на Всероссийской научно-практической конференции к 75-летию кафедры органической химии и химии нефти РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина "Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности" (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 20-21 июня 2002 г);

- на 5-й научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 23-24 января 2003 г.);

- на техническом совещании в ОАО "МангистауМунайГаз" и в ПУ "Ка-ламкасМунайГаз" "Технология проведения гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока" (г.Актау, г.Каламкас Республика Казахстан 01-02 апреля 2004 г);

- на совещании главных специалистов ОАО "НК "Роснефть" (ОАО "НК "Роснефть-Ставропольнефтегаз""), г. Нефтекумск 28-30 сентября 2004 г);

- на техническом совещании в РУП "ПО "Белоруснефть"" и "БелНИПИ-нефть" "Новые реагенты для ГРП и технологии их применения" (г.Гомель Республика Беларусь, 11 ноября 2004 г.);

- на II -ой Всероссийской научно-практической конференции "Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности" (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 25-26 ноября 2004 г);

- на 7-й научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России"(Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 25-26 января 2005 г.);

- на 6-м интернациональном форуме Фрактеха "Новые реагенты для ГРП и технологии их применения. ГРП с изоляцией водопритоков" (Москва, 20-21 сентября 2005 г.);

- на техническом совещании в ОАО "Оренбургнефть" "Новые реагенты для ГРП и технологии их применения" (г.Бузулук, 14 октября 2005 г.);

- на 7-м интернациональном форуме Фрактеха интенсификации скважин "Технологические жидкости для направленных кислотных обработок карбонатного коллектора" (Москва, 12-13 сентября 2006 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано: 14 статей в научно-технических журналах и сборниках трудов, 18 тезисов докладов, 3 руководящих документа (РД), 20 патентных документов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных результатов и выводов, библиографического списка из 342 источников и 5 приложений. Общий объем работы 375 страниц, в том числе 36 таблиц и 45 рисунков.