Разработка и исследование составов и технологий для закрепления коллекторов и проппантов в трещинах гидроразрыва при эксплуатации нефтяных скважин

Демичев, Семен Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и исследование составов и технологий для закрепления коллекторов и проппантов в трещинах гидроразрыва при эксплуатации нефтяных скважин
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование составов и технологий для закрепления коллекторов и проппантов в трещинах гидроразрыва при эксплуатации нефтяных скважин"

На правах рукописи

ДЕМИЧЕВ СЕМЕН СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ И ПРОППАНТОВ В ТРЕЩИНАХ ГИДРОРАЗРЫВА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Специальности: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин;

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

5 ДЕК 2013

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень-2013

005542751

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном

образовательном учреждении высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки Российской Федерации

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Клещенко Иван Иванович

Официальные оппоненты: - Мерзляков Владимир Филиппович,

доктор технических наук, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»;

- Дубков Игорь Борисович, кандидат технических наук, ООО НЦ «Нефтепроект», директор.

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» («СибНИИНП»),

Защита состоится 27 декабря 2013 г. в 11-00 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул.50 Октября, 38, ауд. 225.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб.32

Автореферат разослан 27 ноября 2013 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современное состояние разработки многих нефтяных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) характеризуется значительным снижением дебитов скважин из-за обводнения и разрушения коллекторов в прискважинных зонах пластов (ПЗП) и образованием песчаных пробок, наличием значительного количества скважин находящихся в простое и низким (менее 0.4) коэффициентом извлечения нефти (КИН).

Все вышесказанное в значительной степени относится к месторождениям, продуктивные пласты которых сложены слабосцементированными коллекторами, в том числе и Федоровскому нефтегазовому месторождению (объект разработки АС4.8) Среднеобской НГО, где количество скважин, находящихся в ремонте по причинам обводнения, разрушения коллекторов в ПЗП и образования песчаных пробок, составляет около 18 %.

Длительные периоды эксплуатации скважин также приводят к образованию негерметичности эксплуатационных колонн и заколонных перетоков воды.

Форсированные отборы жидкости, а иногда и неконтролируемое закачивание воды из-за сложного геологического строения, создали условия для прорыва нагнетаемых вод к нефтенасыщенным интервалам продуктивных пластов, разрушения коллекторов и образования песчаных пробок.

Все эти обстоятельства приводят к значительному количеству скважин (до 20 %), работающих с наличием песка в продукции (до 0.5 кг/м3). Эксплуатация таких скважин с осложнениями не позволяет в конечном итоге достичь проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).

Для интенсификации добычи нефти на Федоровском месторождении в значительном количестве выполняются операции по гидравлическому разрыву пластов (ГРП), где в процессе эксплуатации отмечается вынос проппанта из трещин гидроразрыва, последующее их смыкание и падение дебита.

В этой ситуации остается значимой и актуальной проблема разработки эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по ограничению пескопроявлений и выноса проппанта из трещин ГРП.

Цель работы

Повышение эффективности работы нефтяных скважин путем научного обоснования, разработки и внедрения технико-технологических решений по ограничению пескопроявлений и закреплению проппанта в трещинах гидроразрыва.

Основные задачи исследования

1. Анализ текущего состояния разработки Федоровского нефтегазового месторождения и оценка эффективности геолого-технических мероприятий, реализуемых в процессе разработки.

2. Обоснование и разработка метода и выбор закона распределения отказов в работе нефтяных скважин из-за разрушения слабосцементированных коллекторов и образования песчаных пробок объекта разработки АС4-8 Федоровского месторождения.

3. Разработка технологической жидкости на углеводородной основе для глушения нефтяных скважин, состава и технологии для ликвидации заколонных перетоков.

4. Разработка и исследование составов и технологий для закрепления коллекторов в прискважинных зонах пластов и проппантов в трещинах гидроразрыва.

Объект и предмет исследования Объектом исследования является эксплуатационная нефтяная скважина со слабосцементированным продуктивным пластом; предметом - составы и технологии ограничения пескопроявлений посредством закрепления коллекторов в прискважинных зонах пластов и проппанта в трещинах гидроразрыва.

Научная новизна

1. Обоснованы и разработаны метод и программа оценки эффективности геолого-технических мероприятий по ограничению пескопроявлений при эксплуатации нефтяных скважин.

2. Теоретически и экспериментально обоснованы и разработаны состав жидкости глушения на углеводородной основе, композиция и технология для ликвидации заколонных перетоков.

3. Теоретически и экспериментально обоснованы и разработаны составы и технологии применения песко-и проппантозакрепляющих композиций и объяснен механизм снижения пескопроявлений и выноса проппанта при их использовании.

Практическая ценность и реализация работы На основании обобщения и проведения теоретических, лабораторных и опытно-промышленных исследований на скважинах констатируется следующее.

1. Разработанный метод и программа оценки эффективности геолого-технических мероприятий по закреплению коллекторов в ПЗП и ограничению пескопроявлений при эксплуатации нефтяных скважин позволит прогнозировать оптимальные периоды времени проведения ГТМ, то есть плановые мероприятия по ограничению и ликвидации пескопроявлений.

2. Разработанные полимерные пескозакрепляющие композиции («Геотерм» с литерами 01,02, 03,04,05,06,07,08,011) на основе смол ФР-50Р, ФРФ-50РМ, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя [(МН4)2С03] и технологии их применения для повышения добычи углеводородов прошли апробацию на месторождениях Среднеобской НГО, Надым-Пурской НГО, о. Сахалин, Краснодарского и Ставропольского краев с высоким (80-90 %) процентом успешности (пат. 2246605 РФ, пат. 2352603 РФ, пат. 2352604 РФ). По разработанным и утвержденным техническим условиям (ТУ2257-075-26161597-2007) с дополнениями, осуществляется выпуск

водопескоизолирующей (крепящей) композиции отечественной промышленностью под названием «Геотерм». Основные защищаемые положения

1. Метод и программа оценки эффективности геолого-технических мероприятий по закреплению слабосцементированных коллекторов в ПЗП нефтяных эксплуатационных скважин.

2. Составы и технологии применения разработанных композиций «Геотерм» для закрепления коллекторов в ПЗП и проппантов в трещинах гидравлического разрыва пластов.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.15 -

Технология бурения и освоения скважин, а именно пунктам:

4. Тепломассообменные процессы при бурении с целью разработки технологии и технических средств по улучшению коллекторских свойств призабойной зоны пласта, интенсификации притока пластового флюида, предупреждения загрязнения недр, обеспечения охраны окружающей среды.

5. Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоение скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановительных работах, предупреждении и ликвидации осложнений.

Область исследования соответствует также специальности 25.00.17 — «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 3: «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного мультидисциплинарного проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».

Апробация работы

Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Тюменского индустриального института (ТИИ-ТюмГНГУ) «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Тюмень, 2008); Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 10-летию ИНиГ и 65-летию Победы в Великой Отечественной войне «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2010); Международная научно-практическая конференция посвященная 50-летию Тюменского индустриального института «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2013); научно-техническом совете ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» (Тюмень, 2013); расширенном заседании кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ИГиН ТюмГНГУ (Тюмень, 2013).

Публикации

Основное содержание диссертации представлено в 13 печатных работах, включающих одну монографию, девять научных статей и три патента Российской Федерации. Четыре работы опубликованы в изданиях, включенных в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 86 наименований. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 23 рисунка, 22 таблицы и одно приложение.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы,

сформулированы цель и основные задачи исследований, определены научная новизна и практическая значимость.

В первом разделе представлены результаты анализа геолого-геофизических характеристик пород-коллекторов, состояния разработки, фонда скважин и геолого-технических мероприятий, выполняемых на Федоровском нефтегазовом месторождении, в частности на объекте разработки АС4-8, с целью повышения эффективности работы нефтяных скважин и стабилизации добычи на проектном уровне.

Одной из самых крупных по извлекаемым запасам нефти на Федоровском нефтегазовом месторождении является залежь пластов объекта разработки АС4_8 с извлекаемыми запасами нефти свыше 109.4 млн.т. при текущей обводненности добываемой продукции до 95 % и с содержанием КВЧ до 800мг/л по отдельным скважинам.

Эффективность применения новых технико-технологических решений должна осуществляться за счет повышения нефтеотдачи пластов, дополнительной добычи нефти за счет интенсификации притоков, ограничения песководопроявлений и сокращения объемов попутно добываемой воды. Для оценки эффективности геолого-технических мероприятий использована обобщенная зависимость вида

(Зн = Р(1, Чж), (1)

где (}н - дебит нефти, м3/сут; I - время работы скважин, час.; Чж -дебит жидкости, м3/сут.

Дебит жидкости вводится в зависимость для того, чтобы минимизировать ошибки в изменении дебита нефти, снизить влияние незапланированных остановок скважины, смену режимов и аппроксимировать непрерывную часть работы скважины данной обобщенной формулой (1).

Сводные данные по проведенным мероприятиям и распределение удельного технологического эффекта показаны на рисунке 1.

Из анализа состояния разработки объекта АС4.8 установлено, что имеется потенциал увеличения отборов пластового флюида (нефти) оптимизацией -выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин, изменением

режима эксплуатации, проведением ремонтно-изоляционных работ (РИР) - в частности ограничением пескопроявлений, выполнением ГРП и закреплением коллекторов в ПЗП и проппантов в трещинах ГРП.

ОПЗ РИР Допрел

□ Дополнительная добыча

□ ГТМ

Рисунок 1 — Зависимость удельного технологического эффекта от дополнительной добычи и проведенных ГТМ на Федоровском нефтегазовом месторождении (объект разработки АС4.8)

Во втором разделе рассмотрены состояние и проблемы эксплуатации пескопроявляющих скважин, причины осложненного состояния нефтяных скважин, даны общие представления об обводнении скважин и разрушении коллекторов в ПЗП.

Обоснован и разработан метод оценки эффективности выполнения ГТМ по закреплению пород-коллекторов и ограничению пескопроявлений в добывающих нефтяных скважинах объекта разработки АС4.8 Федоровского нефтегазового месторождения.

Разработаны крепящие составы «Геотерм» и технологии закрепления ПЗП при эксплуатации нефтяных и газовых скважин, способствующие увеличению межремонтного периода работы скважины с оптимальным КВЧ и проектным дебитом углеводородов, при этом стоимость одной операции в

среднем составляет 0,5 млн. руб., а межремонтный период достигает (скважины Федоровского месторождения, объект АС4-8) до одного года и более.

Высокая надёжность работы нефтяных и газовых скважин и малый объем ремонтных работ способствуют увеличению безостановочного периода работы и коэффициента эксплуатации скважин, создают наиболее благоприятные условия в управлении процессом нефтегазодобычи.

При разработке метода оценки эффективности применения крепящего состава «Геотерм» для ограничения пескопроявлений в нефтяной или газовой скважине, выполнено теоретическое обоснование закона распределения отказов (остановок) в работе скважин из-за разрушения коллекторов и выноса песка в ствол скважины с образованием песчаных пробок.

Теоретический закон предопределяет знание физической природы процессов, происходящих в скважине после проведения того или иного ГТМ, формы кривой плотности распределения и коэффициента вариации.

Разработанная программа служит для определения параметров закона распределения времени работы скважины с оптимальным КВЧ в продукции после проведения ГТМ по закреплению продуктивного пласта-коллектора в ПЗП. В таблице 1 приведены данные о времени работы скважин с оптимальным КВЧ после проведения ГТМ по закреплению коллектора в ПЗП.

Таблица 1 - Исходные данные по скважинам для расчета

№№ скважина период работы, сут №№ скважина период работы,сут

1 4402 987 11 1372 491

2 1629 159 12 6002 530

3 1629 814 13 574 431

4 4143 892 14 6250 470

5 3938 67 15 6037 466

6 3938 530 16 627 433

7 558 439 17 7635 262

8 8115 239 18 1109 227

9 1653 329 19 1109 45

10 4400 528

После импортирования данных в разработанную программу, задания пределов и интервалов, а также задания времени планового капитального ремонта, рассчитываются параметры распределения.

Обоснование и выбор теоретического закона распределения отказов скважин из-за разрушения коллекторов, выноса песка и образования песчаных пробок обусловливается формой кривой плотности распределения и величиной коэффициента вариации.

Коэффициент готовности скважины, являющийся функцией времени, рассчитывается по формуле:

К 1

7 1+«а-ОЛ(о> (2)

где - длительность проведения послеостановочного ремонта;

'«- длительность планового ремонта; Л - интенсивность пескопроявления; ¡„ - оптимальный период проведения ГТМ.

Значение коэффициента вариации определяется по формуле:

V = а / Г = 0.726, (3)

где а- среднее квадратичное отклонение;

/- среднее значение периода безотказной работы скважины, позволяющее судить об условиях эксплуатации. Среднее квадратичное отклонение определяется по формуле:

о" = л/1! С- О2 р. =222.048, (4)

где I - среднее значение периода безотказной работы скважины; Р, - опытная вероятность;

t и - середина временного интервала, соответствующая Р, . Известно, что при коэффициенте вариации У<0.3 имеет место нормальное распределение, при У>0.5 - распределение Вейбулла.

Плотность вероятности отказов при этом имеет вид

I Г 1 III

ехр

/(/) = -[-| ехр а\а

= 0.00417

335.785

где / - время безотказной работы скважины;

а,Ь- параметры распределения Вейбулла; параметр Ъ определяется при известном коэффициенте вариации. Вероятность безотказной работы:

/40 = ехр Функция распределения: F(/) = l-exp

= ехр

335.785

= 1-ехр

335.785

Интенсивность пескопроявления:

Я(0 = -Г-1 =0.00417 а\а)

^335.785 )

при этом:

а = —= 335.785 К.

(6)

(7)

(9)

где Кь -параметр, определяемый при известном коэффициенте вариации.

Оптимальное время проведения ГТМ (ремонта) находится из следующего уравнения:

ФЮ = M0\P(t)dl-F(0 = ,

(10)

при условии

Оптимальный межремонтный период рассчитывается для нескольких периодов ремонтов после остановки скважины.

Как показали расчеты, длительность сохранения эффекта от закрепления слабосцементированного коллектора объекта АС4.8 Федоровского

месторождения составом «Геотерм» распределяется по закону Вейбулла с параметрами распределения а = 335.785 и 6 = 1.4.

Исходя из вышеизложенного, функция вероятности безотказной работы, то есть добычи нефти с КВЧ меньшим, чем в период до проведения ГТМ, выглядит следующим образом:

P(t) = ехр

= ехр

335.785

На рисунке 2 показаны гистограмма и функция вероятности наработки скважины до пескопроявления и функция распределения отказов по причине пескопроявления.

0,9 0.8 0.7

J.6

§,5

О-0,4

0,3

0,2

0,1

100 200 300 400 500 600 700 800 900

t.cyT

Рисунок 2 - Гистограмма и функция вероятности наработки скважины P(t) (1) до периода пескопроявления и функция распределения отказов F(t) (2) по причине пескопроявления

На рисунке 3 изображена зависимость 0(to), необходимая для нахождения оптимального периода проведения ГТМ по закреплению слабосцементированного продуктивного пласта на скважине. Из определенных зависимостей (5-8; 10) следует, что с увеличением времени работы скважины уменьшается вероятность безотказной работы скважины и увеличивается вероятность появления ситуаций, приводящих к росту количества взвешенных частиц в продукции скважины, а зависимость

(10) показывает оптимальный период проведения ГТМ по закреплению ПЗП на

скважине.

периода проведения ГТМ по закреплению коллектора

В третьем разделе выполнен анализ работ по ограничению песководопроявлений, рассмотрен механизм выноса продуктов разрушения коллектора в ствол скважины, разработана жидкость на углеводородной основе для глушения скважин. Разработаны полимерные композиции «Геотерм-02», «Геотерм-03», «Геотерм-04» и технологии для ликвидации заколонных перетоков и ремонта эксплуатационных колонн.

Механизм пескопроявлений достаточно сложен, на него оказывает влияние каждое мероприятие при первичном вскрытии продуктивных пластов, освоении и эксплуатации скважин.

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений говорит о том, что ограничения и ликвидацию пескопроявлений необходимо производить до нарушения структуры продуктивного пласта вследствие выноса песка. При дальнейшем увеличении объема вынесенного песка значительно труднее обеспечить эффективность его задержания. Поэтому операции по ограничению выноса песка, предпринятые с самого начала запуска в работу скважины, оказываются наиболее эффективными, чем дальнейшие ремонтно-изоляционные работы (РИР).

Большая часть работ при капитальном и текущем ремонте скважин производится с предварительным глушением скважины. Нами дано теоретическое и экспериментальное обоснование и разработана технологическая жидкость на углеводородной основе для глушения нефтяных скважин (патент РФ 2352603), включающая в себя ГКЖ-11Н, эмультал, АСМ, дизельное топливо, и водный раствор хлорида натрия. Синергетическое действие компонентов в составе позволяет также минимизировать его фильтрацию в прискважинную зону пласта.

В диссертации разработаны и исследованы универсальные составы и технологии их применения для крепления продуктивных пластов в прискважинной зоне и локализации пластовых вод, что уменьшает разрушение пластовой породы и препятствует образованию песчаных пробок в стволе скважины. Все это способствует повышению дебитов нефти. Оптимальная композиция для закрепления ПЗП (патент РФ № 2246605) состоит из смолы, жидкого отвердителя и порообразователя.

В таблице 2 показаны данные по определению проницаемости и прочности образцов после обработки их составом на основе полимерных композиций.

Таблица 2 - Данные экспериментальных исследований по определению проницаемости и прочности образцов после обработки их составом на основе полимерных смол.

Состав композиции, мае. ч. Проницаемость, Кпр по керосину, мкм2-10~3 Давление начала разрушения образца, Мпа

Смола раствор формалина карбонат аммония До обработки После обработки

100 20 0,10 10,7 1,0 32

// 30 9,90 130,3 108,0 28

// 50 5,00 145,6 112,3 23

// 15 0,90 24,4 17,6 30

// 40 8,00 90,5 70,0 26

// 60 17,00 147,2 139,0 19

При непосредственном участии автора диссертационной работы в тюменской научно-производственной фирме ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» были разработаны новые ремонтно-изоляционные крепящие композиции на основе фенолрезорциноформальдегидных смол марок ФРФ-50Р и ФРФ-50РМ, являющихся продуктом конденсации фенола с формалином в присутствии сульфида натрия, в среде этиленгликоля с последующей конденсацией с резорцином в присутствии уксусной кислоты и отвердителей под товарным названием «Геотерм» -01, 02, 03, 04, 05, 06, 07, 08, 011 для различных термобарических (0-150 °С) условий залежей.

Для проведения работ по предупреждению выноса песка в ствол скважины применяются полимерные композиции «Геотерм-01», «Геотерм-05», «Геотерм-07», «Геотерм-08», «Геотерм-11»,

Ремонтно-изоляционные композиции «Геотерм» используются не только для предупреждения выноса песка в ствол скважины, но и для создания пористых полимерных экранов, при ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, устранения заколонных перетоков, установки «висячих» мостов (заменяя разбуриваемые пакеры) и т.д.

В отличие от ранее известных разработок, в том числе зарубежных аналогов, инновационность разработки позволяет сохранять объем ремонтно-изоляционной композиции (РИК) при использовании ее во время водоизоляционных работ, что особенно актуально при ликвидации заколонных перетоков, и увеличивать объем композиции до 5 раз при производстве пескоизоляционных (пескозакрепляющих) работ, а также регулировать твердость камня и время гелеобразования (рисунки 4, 5).

Инновационность разработки заключается также в возможности применения ее при отрицательных температурах до -35 °С и пластовых температурах до +150 °С. Срок хранения РИК от 6 месяцев и более.

Изоляционная композиция защищена патентами РФ №2246605 и № 2352604 и выпускается по ТУ 2257-075-26161597-2007.

В настоящее время РИР с использованием полимерных композиций «Геотерм» выполнены более, чем на 350 скважинах в Российской федерации с успешностью 85-90 %.

Для получения оптимальных соотношений смол и отвердителей и технологических характеристик крепящей композиции, физико-механических параметров пород-коллекторов после обработки ПЗП, нами произведено значительное количество лабораторных экспериментов при различных температурах, результаты некоторых показаны на рисунках 4 и 5. Применение разработанного состава обеспечивает сохранение проницаемости ПЗП и увеличение твердости (прочности) коллектора, существенное уменьшение выноса песка в ствол скважины и уменьшение обводненности продукции.

«2 й 5

Л. 'Ч. "X. 1

0 20 40 ЕО 80 1С

Количество отвердителя "Геотерм", объемн.ч. на 100 объемн.ч. смолы

—*— Время гелеобразов ания смолы "Геотерм-002"с отвердителем "Геотерм-102" при 1 = 90 - 95 С - - -о— Время гелеобразов ания смолы "Геотерм-002" с отвердителем "Геотерм-102" при 1= 70- 75 С .—■—~ Время гелеобразов ания смолы "Геотерм-003" с отвердителем Теотерм-103" при 1= 40- 45 С

Рисунок 4 - Зависимость времени потери текучести композиции "Геотерм-02; 03" от количества отвердителя

Количество механических примесей в продукции скважины в среднем составляет не более 100 мг/л, что позволяет использовать подземное насосное

оборудование без дополнительных противопесочных сепараторов, что приводит к продлению безостановочного срока эксплуатации скважин, так как

Количество отвердителя, объемн.ч. на ЮО объемн.ч. смолы

Рисунок 5 - Зависимость времени гелеобразования композиции «Геотерм-04» от количества отвердителя

использование некоторых конструкций сепараторов на насосном оборудовании приводит к пересыпанию ствола скважины от интервала перфорации до противопесочного фильтра.

Также дополнительно к ожидаемому эффекту (ограничение выноса мехпримесей в ствол скважины) после запуска скважин в работу достигается снижение обводненности продукции и увеличение дебита нефти.

Применение разработанных составов и технологий будет способствовать повышению эффективности работ по предотвращению песководопроявлений, дебитов нефти за счет сохранения проницаемости продуктивного пласта, безостановочного периода работы скважин и повышению нефтеотдачи пласта.

По состоянию на 01.07.2013 г работы по ограничению пескопроявлений были выполнены более чем на 50 скважинах Федоровского месторождения.

В четвертом разделе выполнены лабораторные экспериментальные исследования и разработаны композиции и технологии по закреплению проппанта в трещинах ГРП.

Суть исследований заключалась в закачке в трещину ГРП специально разработанных композиций - технологических жидкостей на основе полимерной композиции «Геотерм-01» и модифицированного доотмывающего

реагента (МДР), увеличивающего проводимость и проницаемость трещины ГРП (рис.6,7).

1 1,6 2 2,6 3 3,6 4 4,6 6 6,6 в 6,6 Концентрация порообразователя, % >( Коепление □ Восстановление

Рисунок 6 - Зависимость проницаемости проппантовой набивки после обработки изоляционной композицией «Геотерм - 01» (крепление) и прокачки МДР (восстановление) от количества порообразователя

-*-Кпр_-Й-Р1

Конце нтрафя порообразователя, %

Рисунок 7 - Зависимость проницаемости (Кпр) и твердости (Р0

проппантовой пачки после обработки изоляционной композицией «Геотерм - 01» и закачки МДР от количества порообразователя

Результаты экспериментальных лабораторных работ свидетельствуют о том, что проппантовая набивка крепится прочно, с ростом концентрации

порообразователя проницаемость увеличивается. Концентрация в 7,0 % порообразователя не отвечает требуемым прочностным характеристикам образца, а концентрация порообразователя в 3-6 % будет оптимальной. Промысловые испытания полимерной композиции «Геотерм-01» выполнены на трех скважинах Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате анализа состояния разработки и выполняемых ГТМ на объекте АС^ Федоровского газонефтяного месторождения выявлено, что объем работ, связанный с ограничением водопритоков и закреплением коллекторов в ПЗП составляет порядка 26 % от всех выполняемых ГТМ по состоянию на 01.01.2013г.

2. Разработан метод оценки эффективности выполнения геолого-технических мероприятий по закреплению пород-коллекторов и ограничению пескопроявлений в добывающих нефтяных скважинах.

3. Разработана программа для определения параметров закона распределения времени работы скважины с оптимальным количеством взвешенных частиц (КВЧ) в продукции, после проведения ГТМ.

4. Дано теоретическое и экспериментальное обоснование и разработана технологическая жидкость на углеводородной основе и технология ее применения для глушения нефтяных и газовых скважин (патент РФ №2352603. - М.: ФИПС.-2008).

5. Дано теоретическое обоснование физико-химического метода при разработке крепящих композиций «Геотерм» и технологий для закрепления ПЗП и ограничения пескопроявлений на основе смол, отвердителя и порообразователя («Геотерм» - 01; 02; 03; 04; 05; 06; 07; 08; 011), (патент РФ №2246605. - М.: ФИПС.- 2005). По разработанным и утвержденным техническим условиям (ТУ2257-075-26161597-2007) с дополнениями, осуществляется выпуск водопескоизолирующей (крепящей) композиции отечественной промышленностью под названием «Геотерм».

6. Разработанные, при непосредственном участии автора диссертационной работы, крепящие композиции «Геотерм» опробованы во многих нефтегазовых регионах России более чем на 350 скважинах с эффективностью более 85-90 % и рекомендуются к более широкому применению.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1. Клещенко И.И. Технология изоляции притока пластовых вод в горизонтальных нефтяных и газовых скважинах с помощью колтюбинговой установки / И.И. Клещенко, С.К. Мифтахова, С.К. Сохошко, В.К. Бочкарев, Сем.С. Демичев // Нефть и газ. Известия высших учебных заведений.- Тюмень.-ТюмГНГУ, № 6. - 2007. - С. 66-69.

2. Демичев Серг.С. Экспериментальные исследования по закреплению проппанта в трещинах ГРП / Серг.С. Демичев, О.Г. Отрадных, Сем.С. Демичев, H.A. Могутов, И.И. Клещенко // НТЖ «Бурение и нефть», № 12. - Москва. -2008.-С. 19-21.

3. Клещенко И.И. Технологическая жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин / И.И. Клещенко, В.К. Бочкарев, Сем.С. Демичев // Нефть и газ. Известия высших учебных заведений.- Тюмень. - ТюмГНГУ, № 1. - 2009.-С. 14-17.

4. Демичев Сем.С. Оценка эффективности закрепления слабосцементированных коллекторов в нефтяных и газовых скважинах./ Сем.С. Демичев, И.И. Клещенко, B.C. Смирнов, П.С. Демичев, И.В. Лесь //НТЖ «Бурение и нефть». - М.: 07-08/2013- С. 44-47.

В других изданиях

5. Демичев Сем.С. Ограничение выноса песка в ствол скважин на Федоровском месторождении / Сем.С. Демичев, О.Г. Отрадных, В.А. Чернов, H.A. Могутов // Разработка газонефтяных месторождений на современном этапе. Межвузовский сборник трудов кафедры «Разработка и эксплуатация

газовых и газоконденсатных месторождений». - Тюмень. - ТюмГНГУ. - 2005.-С. 25-26.

6. Демичев Серг.С. Состав для повышения нефтеотдачи пласта / Серг.С. Демичев, А.И. Багров, В.К. Бочкарев, Сем.С. Демичев, В.А. Бульба и др. // Патент РФ №2246605. - М.: ФИПС. - 2005.

7. Клещенко И.И. Восстановление фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, интенсификация притоков углеводородов в скважинах с аномально высоким пластовым давлением / И.И. Клещенко, В.Ф. Штоль, С.К. Сохошко, H.A. Шестакова, В.В. Паникаровский, Сем.С. Демичев // Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири./ Сб. научн. тр. ООО «ТюменНИИгипрогаз».- СПб. «Недра», С-Петерб. отделение. - 2007. - С. 160167.

8. Клещенко И.И. Состав для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, А.К. Ягафаров, Г.П. Зозуля, Сем.С. Демичев // Патент РФ №2352603. - М.: ФИПС.-2009

9. Клещенко И.И. Ограничения водопроявлений в литологически однородных пластах / И.И. Клещенко, К.А.Пилат, Сем.С. Демичев // Инновационные технологии для нефтегазового комплекса/ Сб. научн. тр. ИНиГ ТюмГНГУ, посвященный 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»,- Тюмень,- ТюмГНГУ.-2010.-С.121-123.

10. Клещенко И.И. Состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров, М.В. Листак, Ж.С. Попова, Сем.С. Демичев // Инновационные технологии для нефтегазового комплекса/ Сб. научн. тр. ИНиГ ТюмГНГУ, посвященный 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»,- Тюмень,- ТюмГНГУ.-2010.-С.252-253.

11. Бочкарев В.К. Ограничение водопескопроявлений при разработке залежей со слабосцементированными коллекторами / В.К. Бочкарев, И.И.

Клещенко, M.JI. Карнаухов, Сем.С. Демичев и др. // Тюмень, «Вектор Бук».-2010.-190 с.

12. Демичев Сем.С. Разработка новых ремонтно-изоляционных композиций с повышенными крепящими свойствами / Сем.С. Демичев, H.A. Могутов // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири/ Сб. научн. тр. ИНиГ ТюмГНГУ и материалов Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 10-летию ИНиГ, 65-летию Победы в Великой Отечественной войне (Нчасть)/-Тюмень,- ТюмГНГУ .-2010.- С. 18-21.

13. Демичев Серг.С. Состав для повышения нефтеотдачи пласта / Серг.С. Демичев, В.К. Бочкарев, О.Г. Отрадных, В.А. Короленко, Сем.С. Демичев, H.A. Могутов и др. // Патент РФ №2352604. - М.: ФИПС.-2009.

Соискатель

С.С. Демичев

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 27.11.2013 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 120.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 ог 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Демичев, Семен Сергеевич, Тюмень

Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

(ТюмГНГУ)

04201455689

На правах рукописи

ДЕМИЧЕВ СЕМЕН СЕРГЕЕВИЧ

Специальности: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -

доктор геол.-минер. наук, профессор

Клещенко И.И.

Тюмень - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...................................................................................4

1 КРАТКОЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ФЕДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН..................................9

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика пород-коллекторов

и состояние добычи нефти........................................................................9

1.2 Анализ состояния разработки и характеристика фонда скважин объекта разработки АС4.8 Федоровского месторождения.....................................17

1.3 Краткий анализ геолого-технических мероприятий, выполняемых на

Федоровском месторождении............................................................22

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1...............................................................28

2 ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДА И ВЫБОР ЗАКОНА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОТКАЗОВ В РАБОТЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ИЗ-ЗА РАЗРУШЕНИЯ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И

ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК...............................................29

2.1 Метод оценки эффективности выполнения геолого-технических мероприятий по закреплению пород-коллекторов и ограничению

пескопроявлений в добывающих нефтяных скважинах............................30

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2 ..............................................................40

3 ОГРАНИЧЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ

И МЕХАНИЗМ ВЫНОСА ПЛАСТОВОГО ПЕСКА В СКВАЖИНЫ..........46

3.1 Краткий анализ причин разрушения коллекторов и методов ограничения и

ликвидации пескопроявлений....................................................................41

3.20боснование и разработка технологической жидкости на углеводородной

основе для глушения нефтяных скважин..............................................54

3.3 Разработка составов и технологий для закрепления коллекторов и ограничения пескопроявлений..........................................................64

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3................................................................73

4 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ПРОППАНТА В ТРЕЩИНАХ ГИДРОРАЗРЫВА............79

4.1. Краткий анализ технологий ограничения выноса проппанта

из трещин гидроразрыва продуктивных пластов....................................79

4.2. Экспериментальные исследования состава и технологии для закрепления

проппанта в трещинах гидроразрыва..................................................101

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4..............................................................110

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И

РЕКОМЕНДАЦИИ......................................................................................112

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК..................................................113

ПРИЛОЖЕНИЕ............................................................................131

ВВЕДЕНИЕ

Все вышесказанное в значительной степени относится к месторождениям, продуктивные пласты которых сложены слабосцементированными коллекторами, в том числе и Федоровскому нефтегазовому месторождению (объект разработки АС4-8) Среднеобской НТО, где количество скважин, находящихся в ремонте по причинам обводнения, разрушения коллекторов в ПЗП и образования песчаных пробок, составляет около 18%.

Все эти обстоятельства приводят к значительному количеству скважин (до 20%), работающих с наличием песка в продукции (до 0.5 кг/м ). Эксплуатация таких скважин с осложнениями не позволяет в конечном итоге достичь проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).

Цель работы

Основные задачи исследования

4. Разработка и исследование составов и технологий для закрепления коллекторов в прискважинных зонах пластов и проппантов б трещинах гидроразрыва.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является эксплуатационная нефтяная скважина со слабосцементированным продуктивным пластом; предметом - составы и технологии ограничения пескопроявлений посредством закрепления коллекторов в прискважинных зонах пластов и проппанта в трещинах гидроразрыва.

Научная новизна

2. Разработанные полимерные пескозакрепляющие композиции («Геотерм» с литерами 01, 02, 03, 04, 05, 06, 07, 08, 011) на основе смол ФР-50Р, ФРФ-50РМ, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя [(НН4)2С03] и технологии их применения для повышения добычи углеводородов прошли апробацию на месторождениях Среднеобской НТО, Надым-Пурской НТО, о. Сахалин, Краснодарского и Ставропольского краев с высоким (80-90%) процентом успешности (патенты РФ №№ 2352603, 2352604, 2246605). По разработанным и утвержденным техническим условиям (ТУ2257-075-26161597-2007) с дополнениями, осуществляется выпуск

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности25.00.15 -Технология бурения и освоения скважин, а именнопунктам:

Область исследования соответствует также специальности 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 3: «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного мультидисциплинарного проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пласгах с целью рационального недропользования».

Апробация работы

Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием,

посвященной 45-летию Тюменского индустриального института (ТИИ-ТюмГНГУ) «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Тюмень, 2008); Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 10-летию ИНиГ и 65-летию Победы в Великой Отечественной войне «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2010); научно-техническом совете ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» (Тюмень, 2011-2013); расширенном заседании кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ИГиН ТюмГНГУ (Тюмень, 2013); Международная научно-практическая конференция посвященная 50-летию Тюменского индустриального института «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2013); научно-техническом совете ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» (Тюмень, 2013); расширенном заседании кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ИГиН ТюмГНГУ (Тюмень, 2013).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 23 печатные работы, в том числе одна монография, 19 научных статей и три патента Российской Федерации на изобретение. Четыре работы опубликованы в изданиях, включенных в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 93 наименований. Работа изложена на 140страницах машинописного текста, содержит 23 рисунка,22 таблицы и одно приложение.

1 КРАТКОЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ФЕДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика пород-коллекторов

и состояние добычи нефти

Федоровское газонефтяное месторождение расположено в центральной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области, в 60 км к северу от г. Сургута на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Тюменской области в пределах Федоровского лицензионного участка. Месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой (рисунок 1.1).

В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию II порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода.

В пределах месторождения выделяются локальные структуры: Федоровская, Моховая, Восточно-Моховая, Северо-Сургутская и Тойлорская. Промышленно нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные пласты АС4-8, АС6-1, АС7-8, АС9 сангопайской свиты готерив-барремского ярусов, пласт БС1-2 усть-балыкской свиты готеривского яруса, пласты БС10-1, БС10, БС14-ф, БС15-ф, БС16, БС16-ф, БС17, БС17-ф, БС18, БС18-ф, БС19 сортымской свиты берриасс-валанжинского ярусов раннемелового возраста, пласты ЮС/"2, ЮС 1-3 васюганской свиты верхнеюрского возраста и пласты ЮС2-1, ЮС2-2 тюменской свиты среднеюрского возраста (рисунки 1.2; 1.3).

Всего на месторождении выявлено 128 залежей нефти и газа в 21 продуктивном пласте [1,2].

Месторождение открыто в 1972 г., введено в разработку в 1973 г.

(

дорог

»есторождеиии нефти газа ..........................- дороги проектные

мм». .. -,:штс:~. гм - М<> ро?

Г» {'.'3 С. ГИЗМК'Г** «А ЛО «- м ацЕЛ И

г -з и ж*>••»зи о йог о у мс

<$:> г о »з

Рисунок 1.1. - Схема расположения месторождений нефти и газа в Сургутском нефтегазоносном районе Среднеобской НГО

1УОО .

17ЭО ,

1 ООО .

18 Ю .

1820 ,

юзо.

1 (мо.

Рисунок 1.2 - Геологический разрез Федоровского месторождения (объект АС4-8)по линии скважин 1932-3766

1 /<ш

18ИО

18 Ю

ю;:о

шзо

г* и о

1 н:>и

Рисунок 1.3 - Геологический разрез Федоровского месторождения (объект АС4-8)по линии скважин 4046-4280

40<Ш

4048

404Я

4032

4053

В разработке находятся восемь эксплуатационных объектов: АС4-8, АС9,БС1-2,БС10-1, БС10, БС14-19, ЮС1, ЮС2.

Накопленная добыча нефти и конденсата составляет 554018 тыс.т., в том числе нефти - 551344 тыс.т, конденсата - 2674 тыс.т, попутно отобрано 119467 млн.м3 газа, в том числе 73871 млн.м3 газа газовых шапок, 45596 млн.м3 растворенного газа. Отбор от начальных извлекаемых запасов категорий ВС1 -73.5 % при обводненности продукции скважин - 94.6%. Текущий К'ИН - 0.262, при утвержденном - 0.356.

Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 35 млн.т был достигнут в 1983 г. Начиная с 1984 г. добыча нефти снижалась до минимального отбора 7 млн. т в 1977 г.

В первые 25 лет разработки (1973- 1997 гг.) объемы добычи нефти на месторождении определялись основным эксплуатационным объектом БС10. В последующие 8 лет (1998-2005 гг.) добыча нефти на месторождении возрастает, достигая второго максимума в объеме 12455 тыс.т в 2005 г. В этот период в активную разработку вовлекаются запасы нефти газонефтшой залежи объекта АС4-8.

С 2007 г объемы добычи нефти снижаются до 9.2 млн.т. в 2009 г. Максимальный объем эксплуатационного бурения - 1000 тыс. м достигался также в 1983 г. В 1993-1995 гг. объемы бурения снизились до 200 тыс.м/год. С 1996 г. начато разбуривание объекта АС4-8, объемы бурения возрастают до 500 тыс.м.

В 2009 г объем бурения на месторождении составил 671.8 т ыс.м, в том числе 303.8 тыс.м на объект ЮСг- В период 1997-2009 гг. добыча жидкости увеличивается с 63.8 млн.т до 170.3 млн.т.

Последние 15 лет месторождение эксплуатируется с обводненностью 89.0-94.6%. В соответствии с динамикой разбуривания объекта АС4-8 с 1997 г. нарастают отборы газа: в 2008 г отбор газа достиг 8.4 млрд.м3, в том числе 7.7 млрд.м3 газа газовых шапок. В 2009 г отборы газа снижены до 7.9 млрд.м3,

в том числе 7.3 млрд. м3 газа газовых шапок.

( V * « 1 " ' < <• "' *. • ' / / ( л'

*. (ч- I \ , * < ч, I ' >> V;,

'' ' " 'А •» *

Л|

1 I г

„ , , , ч

ГЧ

-У Г ,> !' Л •

В 2009 г. использование газа составило 98.4%. Закачка воды начата в 1974 г. В 2009 г закачка составила 211.9 млн.м3' с начала разработки -3561924 млн.м3'текущая компенсация - 100.1%, накопленная - 108.2%.

В период 2006-2009 гг. как в целом по месторождению, так и по эксплуатационным объектам фактические показатели разработки близки к проектным.

В 2008-2009 годах фактически пробурено 1192.5 тыс.м горных пород при проектном объеме - 1043 тыс.м, введено в эксплуатацию из бурения 352 скважины при проектном вводе 325 скважин, введено 150 скважин с боковыми стволами при проектном объеме -157.

По состоянию 01.01.2012 на месторождении пробурено 6780 скважин, в том числе добывающих- 4308, нагнетательных -2345, газовых - 19, водозаборных - 108.

В процессе разработки переведены из добывающего фонда 57 скважин, в том числе под закачку воды - 40, в газовые - две, в контрольные за изменением текущей нефтенасыщенности - три, в водозаборные - 12.

В результате на 01.01.2012 добывающий фонд состоит и 425] скважин, в том числе действующих -2738, ликвидированных и ожидающих ликвидации -534, в неработающем фонде - 970 ( в консервации, бездействии, пьзометрические и др.).

В нагнетательный фонд переведены 40 скважин из добывающих и из фонда в водозаборные - девять скважин.

Таким образом, на 01.01.2012 нагнетательный фонд состоит из 2376 скважин, в том числе под закачкой воды - 1675, в отработке на нефть - 118, ликвидированы ожидают ликвидацию - 241, в неработающем фонде -

Информация о работе

Демичев, Семен Сергеевич
кандидата технических наук
Тюмень, 2013
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка и исследование составов и технологий для закрепления коллекторов и проппантов в трещинах гидроразрыва при эксплуатации нефтяных скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы