Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка комплекса технологий ремонта скважин и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка комплекса технологий ремонта скважин и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений"

На правах рукописи

БЕКЕТОВ СЕРГЕЙ БОРИСОВИЧ

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА СКВАЖИН И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

Специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

г. Краснодар 2006 г.

Работа выполнена в Закрытом акционерном обществе «Газтехнология»

Научный консультант:

доктор технических наук, профессор Тагиров Курбан Магомедович.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Вартумян Георгий Тигранович;

доктор технических наук, профессор Аветисов Артур Григорьевич;

доктор технических наук, профессор Басов Евгений Дмитриевич.

Ведущее предприятие - ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Защита состоится Ч угЦйГсу 2006 г. в /Д часов на заседании диссертационного СоветаД222.0$9.01 при ОАО НПО «Бурение» по адресу: 350069 г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Бурение».

Автореферат разослан Л ьиС^А 2006 г.

Ученый секретарь __

диссертационного Совета

доктор технических наук Л.И.Рябова

¿.ооб А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Добыча плановых объемов нефти и газа, увеличение эффективности работы подземных хранилищ газа, снижение эксплуатационных затрат требует постоянного поддержания эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии, что связано с необходимостью совершенствования технологий проведения ремонтных работ, интенсификации притока углеводородов, а также строительства скважин. Как показывает опыт разработки месторождений, по мере выработки ресурсов, снижения пластового давления, старения фонда скважин, количество скважино-ремонтов и их сложность (и стоимость) с каждым годом увеличивается, что требует разработки и внедрения новых, передовых технологий ремонта скважин (при этом необходимо снижать стоимость ремонтных работ).

Накопленный опыт показывает, что проведение капитального ремонта скважин в условиях низких пластовых давлений отличается повышенной сложностью. В большинстве случаев при высоких фильтрационно-емкостных характеристиках продуктивных пластов, сложном строении коллекторов, значительных коэффициентах аномальности ведение ремонтных работ традиционными методами невозможно в связи с поглощением больших объемов применяемых жидкостей, приводящих к снижению коллекторских свойств продуктивных пластов. Выводимые из ремонта скважины, как правило, продолжительное время работают с производительностью значительно ниже, чем до ремонта, вместе с нефтью или газом в ствол поступает фильтрат промывочной жидкости, что приводит к значительным осложнениям при эксплуатации (разрушению коллектора, обводнению продукции, осаждению твердых частиц на забое, эрозионному износу подземного и наземного оборудования и т.д.).

По результатам промысловых наблюдений доказано, что извлечение фильтрата технологической жидкости из призабойной зоны пласта (ПЗП) для карбонатных коллекторов продолжается до 2 - 3 лет, для терригенных - до 5 - 6 лет. Оптимальным является проведение КРС в скважине без вредного воздействия на ПЗП. Однако на практике такое достигается редко (исключение составляют ремонтные работы без глушения скважин, с применением колонны гибких труб), т.к. при использовании даже самых передовых технологий и технологических жидкостей при создании репрессии в пласте будет формироваться зона проникновения компонентов

БИБЛИОТЕКА С.-Петербург

ОЭ 2()о£ 1КТ

стей. В таких условиях наиболее актуальным является снижение радиуса зоны проникновения, использование технологических жидкостей с минимальным отрицательным воздействием на ПЗП, а также воздействие на пласт различными методами после проведения ремонтных работ с целью интенсификации притока углеводородов.

Существенное повышение качества ремонтных работ требует комплексного подхода к их проведению, особенно в условиях низких пластовых давлений, характерных для большого числа месторождений нефти и газа, а также ПХГ страны. Одним из главных условий, предъявляемых к применяемым современным технологиям является максимально возможное сохранение естественных коллекторских свойств вскрытых продуктивных отложений.

Современные технологии интенсификации притока углеводородов должны отличаться высокой эффективностью, продолжительным эффектом действия, доступностью применяемых реагентов и технических средств, а также низкой стоимостью (что важно в связи с ростом себестоимости добываемой продукции из месторождений, находящихся на поздней стадии разработки).

Актуальность задач, решаемых в диссертационной работе, подтверждается их соответствием основным направлениям стратегии научно-технического развития нефтяной и газовой промышленности страны в области строительства и ремонта скважин, разработки месторождений, строительства и эксплуатации подземных хранилищ газа.

Цель диссертационной работы. Разработать и внедрить комплекс технологий и технических средств проведения ремонтных работ, направленных на восстановление и повышение производительности скважин нефтяных, газовых месторождений и ПХГ, интенсификацию притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений.

Основные задачи работы:

• усовершенствование технологии удаления песчано-глинистых пробок из скважин с применением пенных систем в условиях низких пластовых давлений, с последующим их освоением, позволяющей использовать пластовую энергию при проведении технологических операций;

• разработка технологии репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта пенными системами с целью восстановления естественной проницаемости пород в результате комбинированного воздействия на продуктивные коллектора;

• усовершенствование технологии пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов путем выбора оптимальных технологических параметров процесса и разработки состава эффективной пенокислотной эмульсии;

• разработка комплексной технологии промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт с целью интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб;

• разработка технологии выявления техногенных заколонных флюи-доперетоков из продуктивных отложений с помощью трассерных методов;

• усовершенствование технологии селективной изоляции притока пластовой воды, а также технологии изоляции подошвенной пластовой воды, включающих применение нового состава селективного действия, технического обеспечения и аналитического обоснования технологических параметров проводимых операций;

• разработка комплекса технологического оборудования для проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений;

• проведение опытно-промышленных испытаний разработанных технологий на различных нефтяных, газовых месторождениях и ПХГ.

Методика исследований: основана на анализе и обобщении опыта проведения ремонтных работ в скважинах и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений; собственных результатов лабораторных, стендовых и аналитических исследований с использованием современных приборов, оборудования, химреагентов отечественного и импортного производства, программного обеспечения и др.

Научная новизна.

1. Усовершенствована технология удаления песчано-глинистых пробок из скважин с последующим их освоением, предотвращающая загрязнение

продуктивных отложений в условиях низких пластовых давлений путем использования пенных систем и пластовой энергии флюидов.

Разработан способ восстановления циркуляции пены при проведении ремонтных работ в скважинах в условиях АНПД (при высокой проницаемости вскрытых отложений и отсутствии уровня технологической жидкости глушения скважины на устье), основанный на поэтапном замещении жидкости на пену с заданной степенью аэрации и восстановлении гидравлической связи забой - устье скважины.

В результате промысловых исследований на различных объектах выявлена зависимость скорости удаления песчано-глинистых пробок от дифференциального давления в системе скважина-пласт.

2. Разработана технология репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта пенными системами с целью восстановления естественной проницаемости пород.

Для подбора эксплуатационных режимов научно обоснована и сформулирована методика, основанная на динамической модели поведения пласта при циклическом воздействии на него переменными давлениями, которая позволила решить следующий комплекс основных технологических задач:

- определение прогнозируемого коэффициента продуктивности скважины после проведения циклического воздействия;

- определение количества необходимых (прогнозируемых) циклов с целью восстановления коллекторских свойств пласта.

Применение методики позволяет оперативно управлять технологическими параметрами в процессе репрессионно-депрессионного воздействия на пласт и оценивать восстановление проницаемости коллектора непосредственно в процессе проведения работ.

3. Усовершенствована технология пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов.

В результате лабораторно-стендовых и аналитических исследований научно обоснована методика, позволяющая прогнозировать основные технологические показатели процесса при планировании скважино-операций, что повышает эффективность применяемой технологии:

- необходимое давление закачки пены в скважину;

- забойное давление пены;

- требуемую плотность пены;

- степень аэрации пены;

- радиус обработки пласта;

- характер взаимодействия пенокислотной эмульсии в пласте с карбонатными породами.

Разработан состав эффективной пенокислотной эмульсии для интенсификации притока углеводородов в карбонатных отложениях.

4. Разработана комплексная технология промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт с целью интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб на основании лабораторно-стендовых исследований свойств промывочных жидкостей на нефтяной и водной основе, а также математического моделирования движения вязкопла-стических жидкостей в пласте.

Обоснованы и разработаны алгоритмы промывки скважин (как в условиях заданной репрессии на пласт, так и с вызовом управляемого притока флюидов из пласта) и освоения нефтяных и газовых скважин, позволяющие оптимизировать технологические процессы, оперативно принимать решения непосредственно в процессе выполнения скважино-операций.

При разработке составов промывочных жидкостей выполнен обширный комплекс лабораторно-стендовых исследований с целью определения пено-образующих свойств жидкостей, как на водной, так и на нефтяной основе. Применено нейросетевое моделирование пенообразующих свойств промывочных жидкостей, что позволило разработать научно обоснованный, оперативный подход к оценке реологических свойств жидкостей и вносить изменения в их состав, а также управлять технологическими параметрами, оптимально используя реологические свойства ПОЖ.

5. Обоснована и разработана эффективная технология выявления зако-лонных флюидоперетоков с применением тонкодисперсных трассеров с регулируемыми свойствами.

Разработаны методики приготовления тонкодисперсных трассеров и применения трассеров для различных горно-геологических условий.

6. Усовершенствована технология селективной изоляции притока пластовой воды и технология изоляции подошвенной пластовой воды.

Разработано и сформулировано аналитическое обоснование технологических параметров проводимых операций, основными из которых являются;

- коэффициент приемистости скважины;

- объем ПЗП, и необходимый размер водоизоляционного экрана;

- необходимая репрессия на пласт при установке экрана;

- время выполнения технологической операции установки водоизоляционного экрана.

Разработан водоизоляционный состав избирательного действия.

Следует отметить, что разработки автора применимы как при ремонте, так и при строительстве скважин различного фонда на месторождениях и ПХГ.

Основные защищаемые положения.

1. Усовершенствованная технология удаления песчано-глинистых пробок из скважин нефтяных и газовых месторождений, а также ПХГ с последующим их освоением в условиях низких пластовых давлений за счет применения пенных систем и пластовой энергии флюидов, а также специального технологического оборудования.

2. Технология репрессионно-депрессионного воздействия на призабой-ную зону пласта для восстановления естественной проницаемости пород в результате использования пенных систем и прогнозирования технологических параметров процесса.

3. Усовершенствованная технология пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов путем определения основных технологических параметров с учетом характера движения границы раздела слабосжимаемой жидкости и газа в пласте и применения разработанного состава пенокислотной эмульсии.

4. Комплексная технология промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт для интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб в результате применения пенных систем и способа поэтапного восстановления гидравлической связи забой - устье скважины.

5. Технология выявления заколонных флюидоперетоков путем применением тонкодисперсных трассеров с регулируемыми свойствами.

6. Усовершенствованные технологии селективной изоляции притока пластовой воды и изоляции подошвенной пластовой воды за счет определения основных технологических параметров с учетом скоростей фильтрации в пласте тампонирующего раствора в водоносной и газоносной зонах и применения специального скважинного оборудования.

7. Комплекс технологического оборудования для проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений: устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости; устьевой герметизатор; циркуляционный клапан; гидромеханический пакер; разбуриваемый механический пакер; устьевой механический вибратор; устройство для подвески потайной колонны.

Практическая ценность и реализация работы.

Работа выполнялась в рамках отраслевой Программы работ ОАО «Газпром» на 1998 - 1999 гг. по повышению суточной производительности ПХГ, долгосрочной Программы научных исследований для обеспечения эффективного развития ОАО «Газпром», Программы научно-исследовательских работ ОАО «Газпром» в области подземного хранения газа (договоры 12Г/96.98,16Г/99.99); в области эксплуатации и капитального ремонта скважин месторождений и ПХГ (договоры 8Г/98.99, ЗГ/97.99); договоров с ООО «Оренбурггазпром» (816-03, 879-03, 1656-03) в период 1999 - 2001 гг.; договоров с ООО «Тюменгрансгаз» (ICK - ЗСК, 1ГТ - 9ГТ) в период 2000 - 2005 гг.; договоров с Российско-Бельгийским СП «МеКаМинефть» (71, 586/05) в период 2003 - 2006 гг.; ряда договоров между Советско-Новозеландским СП «Интертоп» и ДФ «Булгаргаз» (Болгария) в период 1992 - 1993 гг.; а также ряда договоров с Болгаро-Российским СП «Петрогаз-Антика» и ДФ «Булгаргаз» в период 1992 - 2005 гг.

Практическая ценность работы характеризуется соответствием направлений исследований содержанию научно-технических программ, в том числе отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области подземного хранения газа; в области эксплуатации и капитального ремонта скважин месторождений и ПХГ, НИОКР «Оренбурггазпром»; НИОКР ООО «Тюментрансгаз», НИОКР ООО «Самаратрансгаз», НИОКР ООО «Югтрансгаз», НИОКР ООО «Кубаньгазпром», Программ развития предприятий: ЗАО СП «МеКаМинефть» (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), ЗАО «Газтехнология», СП «Петрогаз-Антика», ПХГ Чирен ДФ «Булгаргаз».

На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований разработаны 11 руководящих документов (инструкции, регламенты, рекомендации) отраслевого значения (согласованных с Госгортехнадзором РФ и утвержденных ОАО «Газпром»), а также ряда региональных, применяемых при ремонте скважин различными предприятиями.

Разработан комплекс технологического оборудования для проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений. На разработанные конструкции получены 7 патентов РФ.

Результаты проведенных автором исследований, выполненные разработки и сконструированное оборудование применяются при ремонте скважин в ООО «Оренбурггазпром», ООО «Тюментрансгаз», ООО «Югтрансгаз», ООО «Сама-ратрансгаз» и на других предприятиях ОАО «Газпром», а также ЗАО СП «Ме-КаМинефть», ЗАО «Газтехнология», СП «Петрогаз-Антика», ДФ «Булгаргаз».

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены: на Ставропольской краевой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (Ставрополь, 1987); Всесоюзной конференции молодых ученых и специалистов (Москва, 1989); I, III Региональных конференциях «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 1997, 1999); Межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России, посвященной 35-летию ДАО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, 1997); совещаниях ОАО «Газпром» - «Прогрессивные методы капитального и текущего ремонта скважин» (Анапа, 1997); «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт» (Анапа, 1998); совещании по состоянию и проблемам капитального ремонта скважин (Москва, 1999); «Состояние капитального ремонта скважин в газовой отрасли и основные направления его совершенствования» (Москва, 2000); «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах» (Анапа, 2000); «Пути повышения эффективности капитального ремонта скважин» (Москва, 2001); совещании по рассмотрению результатов работ по изучению и ликвидации техногенного скопления газа на Совхозном ПХГ (Москва, 2000); заседании Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» (Валдай, 2000); заседании Секции НТС ОАО «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» на тему «Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа к транспорту» (Сочи, 2002 г.); заседании НТС ОАО «Газпром» - «Пути повышения скоростей бурения и сокращения сроков строительства скважин» (Тюмень, 2004); отраслевом совещании ОАО «Газпром» «Состояние и проблемы совершенствования изобретательской и рационализаторской деятельности в организациях ОАО «Газпром» (Туапсе, 2004); на-

учно-практической конференции на тему «Импортозамещающие материалы, химреагенты и технические средства для строительства и эксплуатации скважин» (Анапа, 2002); межотраслевых научно-практических конференциях «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии», «Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты» (Анапа, 2004); 31 Международном геологическом конгрессе (Рио де Жанейро, Бразилия 2000); Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли - новые технологии» (Ставрополь, 2002); Международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин» (Кисловодск, 2004); Международном семинаре «Воздействие на скважину» (Кассель, Германия, 2004).

Кроме того, результаты выполненных работ и положения диссертации докладывались (в период 1992 - 2006 гг.) на секциях ученого совета ОАО «СевКавНИПИгаз», научно-технических совещаниях в ОАО «Газпром», ООО «Оренбурггазпром», ООО «Самаратрансгаз», ООО «Югтрансгаз», ООО «Тюментрансгаз», ООО «Кубаньгазпром», ЗАО СП «МеКаМинефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», СП «Петрогаз-Антика», ЗАО «Газтехноло-гия», ДФ «Булгаргаз».

Публикации. Результаты проведенных исследований автора отражены в 114 публикациях в России, Болгарии, Бразилии, в т.ч. 10 изобретениях.

Выпущены 11 руководящих документов отраслевого и регионального значения.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 357 страницах машинописного текста, иллюстрируется 67 рисунками, 10 таблицами. Список использованных источников включает 290 наименований.

Диссертация выполнена при консультировании доктора технических наук, профессора, академика АГН, РАЕН, заслуженного деятеля науки РФ K.M. Татарова, которому автор выражает глубокую признательность. В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями докторов технических наук: P.A. Гасумова, В.Г. Гераськина, A.B. Серова, C.B. Долгова, А.И. Булатова, кандидатов технических наук Ю.А. Пули, Ю.А. Воропае-

11

ва, O.K. Тагирова, Ю.К. Димитриади, A.B. Кулигина, А-Г. Г. Керимова, В.А. Машкова, В.Е. Дубенко, В.М. Пищухина, В.И Шамшина, кандидата экономических наук В.Т. Онищенко, докторов геолого-минералогических наук В.П. Ильченко, С.А. Варягова, кандидатов геолого-минералогических наук В.А. Гридина, П.В. Бигуна. Особую благодарность за помощь в выполнении работы автор выражает А.Е. Арутюнову, Ю.Н. Попову, A.B. Афанасьеву,

A.Ю. Косяку, М.Г. Тарасову, Н.М. Трунову, В.А. Суковицыну, С.И. Микити-ну, Ю.И. Лемешко, А.И. Куринному и др.

При выполнении работы автору неоценимую помощь оказали болгарские коллеги: А Георгиев, Л. Геров, М. Грозев, Р. Иванов, К. Петков, М. Димитров и др.

Многие коллеги оказали помощь в оформлении табличного и графического материалов. Всем автор выражает свою искреннюю признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность решаемых в работе проблем, сформулированы цель, задачи и методы исследований, указана научная новизна, а также практическая реализация работы, дана общая ее характеристика.

Первая глава диссертации посвящена анализу современного состояния проблем разработки методов и технологий капитального ремонта скважин, и основным направлениям повышения эффективности ремонтных работ, а также интенсификации притока нефти и газа.

Вопросы заканчивания и ремонта скважин, а также интенсификации притока углеводородов освещены в работах: А.Г. Аветисова, Ф.С. Абдулина, Н.Р. Акопяна, A.B. Амияна, В.А. Амияна, A.A. Ахметова, М.О. Ашрафьяна, Ю.М. Басарыгина, В.Ф. Будникова, А.И. Булатова, Г.Т. Вартумяна, М.С. Винарско-го, A.A. Гайворонского, P.A. Гасумова, В.Г. Гераськина, М.Г. Гейхмана, А.Н. Гноевых, H.A. Гукасова, В.М. Ентова, Л.Х. Ибрагимова, Л.И. Иванюты, Л.И. Измайлова, Н.Х. Каримова, М.Л. Карнаухова, Ю.Д. Качмара, А.Т. Кошелева,

B.И. Кудинова, А.К. Куксова, В.И. Крылова, М.Р. Мавлютова, П.П. Макаренко, У.Д. Мамаджанова, А.О. Межлумова, А.Х. Мирзаджанзаде, H.H. Михайлова, И.Т. Мищенко, Д.Ф. Новохатского, В.И. Нифантова, А.И. Пенькова, В.Н. Полякова, А.Г. Потапова, Ю.М. Проселкова, П.А. Ребиндера, В.Ф. Роджерса,

С.А. Рябоконя, Н.Ф. Рязанцева, Е.М. Соловьева, Н.Г. Середы, Б.М. Сучкова, K.M. Тагирова, P.C. Яремийчука, A.M. Ясашина и др.

Коллекторские свойства ПЗП оказывают существенное влияние на продуктивность скважины, нефтегазоотдачу пласта в целом. При проведении ремонта скважин в ПЗП происходят процессы, ухудшающие ее коллекторские свойства. Исследованиями многих авторов доказано, что на практике даже при использовании самых передовых технологий при создании репрессии на пласт, на стенках скважины и в ПЗП будут формироваться различные зоны: глинистая корка; зона проникновения дисперсной фазы; зона проникновения фильтрата промывочной жидкости.

Рядом исследователей установлено, что на дебит скважин снижение проницаемости ПЗП оказывает большее влияние, чем ее повышение по сравнению с природными значениями пластов. Снижение проницаемости ПЗП в 5 раз приводит к снижению продуктивности скважины в 2 раза, снижение проницаемости в 10 раз уменьшает продуктивность в 3,5 раз. Однако увеличение проницаемости ПЗП в 5 - 10 раз по сравнению с исходной проницаемостью пласта увеличивает продуктивность всего лишь на десятки процентов.

Теоретическими исследованиями и практическими работами В.А. Амия-на, A.B. Амияна, K.M. Тагирова и др. доказано, что в настоящее время при промывке скважин в условиях низких пластовых давлений наиболее эффективным промывочным агентом служит пена с заданной степенью аэрации. Оптимальным является использование пен в условиях, когда коэффициент аномальности Ка пластового давления изменяется в пределах Ка = 0,7 - 0,1. Применение пен позволяет оптимизировать технологические процессы, снизить расход промывочной жидкости, сохранить естественные значения фильтрационно-емкостных свойств пласта в ПЗП.

Разработка технологий ремонтных работ с применением пенных систем является сегодня одной из актуальных задач в нефтегазовом комплексе страны.

С целью декольматации ПЗП и интенсификации притока нефти и газа на практике применяются различные методы воздействия на пласт, которые делятся на четыре основные класса: гидромеханические; физико-химические; термические; комбинированные.

Следует отметить, что в условиях АНПД эффективность многих методов интенсификации значительно снижена (в некоторых случаях не приводит к увеличению отдачи пластов), а технологии их применения усложняются, что ведет к

удорожанию ремонтных работ в целом. Это диктует особые требования к разработке технологий добычи углеводородов в условиях низких пластовых давлений.

Применение колонны гибких труб (КГТ) для проведения ремонтных работ является одним из перспективных направлений развития подземного и капитального ремонта скважин на газовых и нефтяных месторождениях, а также ПХГ. Однако многие технологии проведения работ с использованием КГТ далеки от совершенства, а в условиях низких пластовых давлений их перечень далек от потребностей производства. В связи с этим актуальным является разработка новых технологий с использованием КГТ для ведения ремонтных работ в таких условиях.

Одной из важных задач сегодня является выявление техногенных утечек углеводородов из продуктивных отложений при эксплуатации месторождений нефти и газа, а также ПХГ. Утечки ведут к снижению надежности скважин и разгерметизации эксплуатируемого объекта, нарушению экологического баланса. Мониторинг за разработкой залежей и ПХГ проводится комплексными методами, но, как показывает практика, применяемые методы не всегда позволяют надежно выявить миграцию углеводородов из продуктивных пластов и указать места техногенных скоплений углеводородов в над-продуктивных отложениях. Поэтому, наряду с использованием общеприме-няемых методов контроля технического состоянием скважин месторождений углеводородов необходимы новые, высокоточные методы контроля. Одним из таких методов является использование трассеров для диагностирования техногенных утечек углеводородов.

Серьезным осложнением при эксплуатации месторождений нефти и газа, подземных газохранилищ (в циклах отбора газа) является приток пластовой воды в эксплуатационные скважины. Результатом такого осложнения является разрушение ПЗП, снижение дебита, образование песчано-глинистых пробок в стволах скважин и, как следствие, эрозионное разрушение подземного и наземного оборудования, приводящее к развитию аварийных ситуаций и остановкам скважин.

Как показывает опыт, наиболее распространенными путями поступления пластовой воды в эксплуатационные скважины являются:

- приток воды по напластованию продуктивных отложений;

- приток воды из подошвенной части продуктивного пласта.

Ликвидация притока пластовой воды является довольно сложной задачей. Для успешного ее решения необходимы: точная диагностика причины поступления воды; использование тампонирующих растворов, совместимых с флюидами пласта, а также применение эффективных технологий водоизоляции.

Важно отметить, что проведение ремонтных работ в условиях АНПД диктует особые требования к применяемому оборудованию, поэтому важным фактором успешности технологий ремонта является разработка и применение специального технологического оборудования.

Таким образом, актуальной задачей в области ведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений является разработка технологий, позволяющих:

- снизить время нахождения пласта под воздействием технологических жидкостей (т.е. времени проведения ремонтных работ);

- применять жидкости с минимальным отрицательным воздействием на призабойную зону пласта;

- вести работы с незначительной репрессией или равновесием в системе «скважина - пласт», а в случае необходимости выполнять технологические операции в условиях депрессии на пласт;

- воздействовать на пласт в процессе проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений с целью декольматации ПЗП и вовлечения в работу скважины всех вскрытых продуктивных пропластков;

- проводить работы по интенсификации притока углеводородов с высокой эффективностью;

- широко использовать КГТ при выполнении различных ремонтных операций в скважинах;

- диагностировать состояние заколонной крепи скважин, своевременно диагностировать утечки флюидов по заколонному пространству из продуктивных отложений в надпродуктивные и выявлять места их скоплений в над-продуктивной толще высокоточными методами;

- повысить успешность операций по ликвидации притока пластовых вод.

Исходя из этого, были сформулированы основные задачи исследований

и последующие главы диссертации посвящены решению перечисленных задач в области ремонта скважин и интенсификации притока углеводородов.

Во второй главе отражены результаты исследований по совершенствованию и разработке новых технологий: промывки скважин с применением пенных систем, предотвращающей загрязнение продуктивных отложений; ремонта скважин с использованием КГТ; освоения скважин и интенсификации притока углеводородов.

Сущность разработанной технологии промывки скважин с последующим их освоением заключается в проведении работ «на равновесии» в системе скважина - пласт с переходом к регулируемой депрессии на пласт. На рис. 1 показана схема процесса промывки скважин пеной.

газ из шлейфа

с 1 О

1 1

X , л У-УУУА

1 - песчано-глинистая пробка; 2 - крестовина ФА, 3 -переходная катушка, 4 - пре-вентор с глухими плашками; 5 - превентор с плашками под рабочий инструмент, 6 -устьевой герметизатор; 7 - блок разрушения пены; 8 - дегазационный желоб; 9 - насосный агрегат, 10 - блок распределения газа; 11 - эжектор, 12 - резервная емкость с жидкостью глушения; 13 - вертлюг, 14 - кран шаровой; 16 - дроссельная задвижка

Рис. 1. Технологическая схема промывки песчаной пробки пеной по замкнутой системе циркуляции

Применение технологии позволяет использовать пластовую энергию для выполнения технологических операций, предотвратить потери промывочной жидкости и создать благоприятные условия в ПЗП для очистки от кольматирующих веществ, выносимых из пласта вместе с флюидом.

Разработан алгоритм ведения работ, позволяющий оперативно управлять технологическими параметрами, что позволяет повысить эффективность процесса воздействия на пласт.

На первом этапе работ, при вытеснении из скважины жидкости глушения пеной, степень ее аэрации должна быть такой, чтобы гидростатическое давление столба пены на пласт обеспечивало на данном этапе промывки требуемое противодавление на продуктивный горизонт.

На втором этапе, после вскрытия продуктивных пропластков в процессе промывки степень аэрации пены изменяется таким образом, чтобы обеспечивалась контролируемая депрессия на пласт и вызов притока углеводородов из пласта, что обеспечивает плавный пуск скважины в работу. Практически это осуществляется уменьшением расхода пенообразующей жидкости, подаваемой для приготовления пены. Контролируя на устье количество закачиваемой жидкости, газа, а также количество поступающего из пласта газа (нефти), расчетным путем можно найти степень аэрации пены в затрубном пространстве. Оперативное регулирование депрессии осуществляется изменением давления на устье в затрубном пространстве и степени аэрации пены, подаваемой в рабочий инструмент.

На третьем этапе работ, после промывки скважины, производится переход на более тяжелую пену, обеспечивающую заданную репрессию на пласт (что приводит к прекращению работы продуктивных отложений) с последующим блокированием продуктивного пласта.

Известно, что при бурении и КРС механическая скорость проходки существенно зависит от величины дифференциального давления в системе скважина-пласт. В этой связи автором работы проведено изучение на различных объектах, в промысловых условиях, влияния дифференциального давления (Рдиф)

на скорость разрушения песчаных пробок (Ум) при промывке газовых скважин пеной в процессе капитального ремонта в условиях АНПД. Диапазон варьирования Рдиф составлял от 1,5 МПа до -0,5 МПа, т.е. при проведении работ производился переход от репрессии к депрессии на пласт и вызов притока газа.

Выбранный диапазон варьирования Р^ был обусловлен паспортными характеристиками устьевого оборудования, а также горно-геологическими условиями проведения работ. Полученные данные описываются корреляционной зависимостью (коэффициент корреляции Л«0,97):

Гм =33,2- 9,2 Р^ (1)

По результатам промысловых работ сделан вывод о том, что снижение дифференциального давления при промывке песчаных пробок в скважинах ведет к пропорциональному увеличению механической скорости промывки, а следовательно снижению потерь промывочной жидкости, сокращению времени на проведение ремонтных работ, снижению стоимости работ.

В рамках дальнейших исследований разработана комплексная технология промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт с целью интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб. Применение технологии позволяет одновременно выполнять как удаление из скважины песчано-глинистой пробки, так и производить очистку ПЗП с целью восстановления коллекторских свойств продуктивных отложений.

Разработана технологическая схема обвязки оборудования при промывке скважин и волновом воздействии на пласт с применением КГТ.

Разработаны алгоритмы промывки скважин (как в условиях заданной репрессии на пласт, так и с вызовом управляемого притока флюидов из пласта) и освоения нефтяных и газовых скважин, позволяющие повысить эффективность технологических процессов, оперативно принимать решения непосредственно при выполнении скважино-операций с применением КГТ.

С целью решения задачи промывки скважин гибкими трубами с применением жидкостей на нефтяной и водной основах, а также нефтеводяных эмульсий с различным содержанием воды при различных температурах автором в лабораторных условиях проводились исследования с использованием нефти ряда месторождений Ханты-Мансийского округа Тюменской области (Ватинского, Аганского, Левобережного, Аригольского, Южно-Покамасовского) и Воробьев-ского нефтяного месторождения Ставропольского края.

Применено нейросетевое моделирование для обработки результатов исследований. В результате произведенных вычислений для каждого значения температуры / = (к, / £ 1,4, получены зависимости:

1-0

(3)

где £/(х) - устойчивость нефти (нефтеводяной эмульсии); Кг{х) - кратность нефти (нефтеводяной эмульсии); х - процентная доля воды в составе эмульсии, ш- порядок аппроксимационного многочлена.

На втором этапе производилась двумерная интерполяция полученных зависимостей. Аналитические выражения строились вида:

1п и(х,1)=ХКиТт (4)

Кг^х^ХК^

1 Ш-£-.('о)!

где

Т =

(5)

- матрица значений фиксированных функций

1 )•••£-, ('*-,)

£,(') для значений температуры размера ¿хг; Т - символ транспонирова-

и

°00 Ц)! •••

ния матриц:

. Кц —

'я-1 О "п-1 1

- матрица коэффициентов при ин-

( \ К = 1,10 Ьп "' терполяции величины 1п1/(я,г); . матрица

К-1 О К-1 1 - Ьп-\ коэффициентов при интерполяции величины Кг{х,{).

Выражения (4) и (5) в матричной форме описывают алгоритм функционирования нейросети. Для синтеза нейросети необходимо определить неизвестные весовые коэффициенты. В матричной форме коэффициенты Ки и определяется по соотношениям:

Ки =(ХТХУ1ХТ х\пи хТ(ТтТу' (6)

Кку = (ХТХУ1 Хт х Кг х Т(ТТТУ[ (7)

На рис. 2 приведена двумерная аппроксимация изменения реологических свойств нефтеводяных эмульсий (получаемых при использовании нефти Ватин-ского нефтяного месторождения) в зависимости от температуры эмульсии и содержания воды.

Рис. 2. Двумерная аппроксимация изменения логарифма стойкости нефтеводяных эмульсий

С целью повышения эффективности процесса очистки ПЗП разработана технология репрессионно-депрессионного воздействия на пласт пенными системами. Технология может быть реализована как самостоятельная сква-жино-операция, так и в комплексе с другими ремонтными работами (например, при промывке скважины).

Разработанная технология интенсификации притока углеводородов дает хороший эффект, когда вскрытый разрез представлен устойчивыми к разрушению породами. При создании знакопеременных давлений происходит очистка пор и трещин ПЗП, а возникающие усталостные напряжения в породах пласта способствуют образованию и развитию в них трещин.

Установлено, что эффективность метода переменных давлений в основном определяется характером депрессий, создаваемых на пласт, которые зависят от темпа изменения забойного давления от Рт до Ртт.

Применение пен для реализации технологии увеличивает эффективность воздействия в результате протекания ряда физико-химических процессов (улучшения смачивания твердой поверхности, удержания кольматирующих частиц во взвешенном состоянии и др.). Проникнув из скважины в ПЗП под

действием повышенного давления, пена впоследствии выносится в скважину вследствие резкого создания депрессии путем сброса давления на устье скважины. В пласте происходит расширение существующих пузырьков газа, а также образования новых, что способствует улучшению декольматации ПЗП.

Разработана математическая модель циклического воздействия на пласт. Система скважина-пласт представлена в виде непрерывно-детерминированной модели (О-схемы), которую в общем виде можно описать в виде:

р{уп,у"-\...,у,хт,хт-\...,х)= 0 (8)

где хт и у" - производные по времени т -го и и-го порядков от функций х и у соответственно.

На рис. 3 представлена схема циклического воздействия на пласт. Как видно на рисунке, поведение системы в процессе циклического воздействия можно описать двумя состояниями: переходным (когда коллекторские свойства ПЗП еще не восстановлены) и установившимся (достигнуты естественные значения коллекторских свойств ПЗП).

ЛРр тах - максимальная репрессия на пласт (в первом цикле закачки жидкости в пласт); ЛРр т„ - минимальная репрессия на пласт (в последнем цикле закачки жидкости в пласт), Ли - пластовое давление, ЛРа тт - минимальная депрессия на пласт (в последнем цикле отбора жидкости), ЛРа ю - максимальная депрессия на пласт (в первом цикле отбора жидкости из пласта), - время проведения режима закачки жидкости в пласт; (0 - время проведения режима отбора жидкости из пласта; Т - период цикла репрессионно-депрессионного воздействия на пласт

Рис. 3. Схема циклического (репрессионно-депрессионного) воздействия на пласт

Интерес представляет переходное состояние, исходя из характера изменения параметров поведения пласта. Получены аналитические зависимости, позволяющие уже на начальной стадии воздействия на пласт определить:

- искомое количество циклов воздействия (т.е. циклов для перевода системы в установившееся состояние);

- прогнозируемый коэффициент продуктивности скважины после воздействия на пласт;

- технологические параметры процесса интенсификации притока.

При создании гидроимпульса давления должно выполняться условие:

Рг))Р„-рёН-Рл,„ (9)

где р - осредненная плотность пены по стволу скважины, кг/м3; Н - высота столба пены, м; Р^ - давление, необходимое для преодоления сил гидравлического сопротивления, Па; Ру - создаваемое на устье давление, Па.

При вызове притока, т.е. депрессионного воздействия на пласт, условия в скважине должны удовлетворять неравенству:

Р^РгН + Р^ (Ю)

Однако необходимо руководствоваться тем, что максимальное давление при создании репрессии должно быть ниже давления гидроразрыва пласта и порыва колонны, а также не приводить к нарушению прочности цементной крепи скважины, смыканию трещин породы и разрушению скелета пород пласта.

Перечисленные технологии рассчитаны на удаление пробок из скважин и декольматацию ПЗП. В целях предупреждения образования новых пробок после пуска скважин в эксплуатацию автором разработана технология поэтапного освоения скважин. Технология направлена на повышение производительности скважин, вовлечение в работу всех продуктивных пропластков в пределах вскрытого разреза, улучшение условий выноса твердых и жидких частиц из скважины.

Как свидетельствует промысловый опыт, одной из причин низкой производительности скважин после выхода их из ремонта является недостаточная очистка ПЗП в процессе освоения и отработки скважин, что обуславливает неполное включение в работу вскрытой продуктивной мощности пласта.

В пределах фильтровой зоны можно выделить некоторое критическое сечение. Ниже этого сечения происходит осаждение жидких и твердых час-

тичек, а выше сечения скорость восходящего потока обеспечивает вынос частичек из скважины. Положение в фильтровой зоне такого критического сечения зависит от ряда факторов:

- дебита скважины;

- распределения работающих пропластков в пределах вскрытой мощности разреза;

- дебита каждого из пропластков;

- внутреннего диаметра фильтра.

В процессе очистки пласта при отработке скважины на разных режимах, включения в работу новых пропластков и увеличения производительности работающих, положение критического сечения в фильтре будет опускаться к нижним перфорационным отверстиям. В ходе проведения промысловых экспериментов автором установлено, что в малодебитных газовых скважинах, а также в скважинах с большим интервалом перфорации (более 100 м), уже в начале процесса отработки может образоваться песчано-глинистая пробка, перекрывающая большую часть фильтра. В таких условиях целесообразным является уже перед пуском скважины в работу произвести искусственное понижение критического сечения выноса жидких и твердых частичек путем установления подвески башмака рабочего инструмента у нижних перфорационных отверстий.

В ходе реализации технологии, на первом этапе работ производится замена жидкости глушения, заполняющей скважину, на пену с заданной степенью аэрации. Степень аэрации пены а в процессе освоения рассчитывается таким образом, чтобы после замены жидкости в скважине на пену создавалась заданная депрессия на пласт, т. е. выполнялось бы условие:

АР = Р„-(РЖ+РЩЖ+РУ) (11)

где АР - депрессия на пласт, МПа; Р,к - гидростатическое давление столба пены, заполняющей скважину, МПа; Ртрж - потери давления на трение при движении пены в трубах, МПа.

По мере снижения противодавления на пласт в результате разгазирования столба пены в НКТ и плавного увеличения степени аэрации закачиваемой пены, пласт включается активно в работу. Давление газожидкостной смеси на устье в НКТ регулируется и поддерживается из расчета создания суммарного давления на пласт соответствующего заданной депрессии АР. При этом в процессе освоения скважины создаваемые депрессии должны быть меньше депрессий, вызы-

вающих разрушение эксплуатационной колонны или нарушения прочности за-колонной крепи скважины. О степени очистки ПЗП позволяют объективно судить проводимый комплекс газодинамических исследований, в частности изменения дебита, кривые восстановления устьевого давления (КВД).

С целью повышения эффективности воздействия на ПЗП усовершенствована технология пенокислотного воздействия на карбонатные породы. Разработана математическая модель закачки пены в пласт, а также методика, позволяющая прогнозировать основные технологические показатели процесса при планировании и проведении скважино-операций: необходимое давление закачки пены в скважину; забойное давление пены; требуемую плотность пены; степень аэрации пены; радиус обработки пласта; требуемый объем пенокислотной эмульсии для обработки запланированного объема пласта; характер взаимодействия пенокислотной эмульсии в пласте с карбонатными породами.

Исходя из аналитических зависимостей построены графики (рис. 4).

радиус зоны проникновения пены Яо, м степени аэрации пены 1-1; 2-10; 3-20; 4-30; 5-50

Рис.4. Зависимость изменения забойного давления при закачке пены в пласт от радиуса зоны проникновения

Полученные зависимости позволяют определить необходимые технологические параметры при внедрении технологии пенокислотного воздействия

на пласт, а также производить оперативное изменение технологических параметров непосредственно во время проведения работ на скважине.

С целью разработки технологических составов для применения в условиях отрицательных температур создана уникальная лабораторная установка, позволяющая определять вязкость жидкостей до температуры -60°С. Разработан эффективный состав пенокислотной эмульсии для обработки карбонатных коллекторов в условиях Севера в зимнее время, получен патент РФ на изобретение (№2236576):

Третья глава посвящена вопросам разработки технологии трассерных исследований с целью диагностирования состояния заколонного пространства скважин и выявления флюидоперетоков, а также совершенствованию технологий изоляции притока пластовой воды в скважины.

Точная диагностика причин заколонных техногенных флюидоперетоков является одной из важных сегодня задач в практике добычи нефти и газа, а также эксплуатации газохранилищ. Существующие методы исследований (ГИС, газодинамические и др.) не всегда позволяют выявить перетоки и установить причину их возникновения в условиях АНПД (т.к. интенсивность перетоков может снижаться, что усложняет их выявление).

В связи с этим была разработана и внедрена на производстве технология выявления заколонных флюидоперетоков с применением трассерных методов (патенты РФ на изобретение №2164599, 2167288). Технология легко реализуется на практике и обладает высокой точностью.

Применяемые в технологии исследований новые трассеры представляют собой высокодисперсные жидкие суспензии ярко флюоресцирующих заранее заданным цветом сферических микрочастиц, изготовленных из нерастворимых в маркируемых средах, нетоксичных, химически нейтральных, устойчивых к действию различных факторов лиофильных полимеров. Размеры частиц трассеров в зависимости от конкретных геологических условий могут варьироваться. Осред-ненная плотность газонаполненной микрочастицы выбирается близкой к плотно-

- соляная кислота 8 - 12%

- углеводородная жидкость

- ПАВ (неионогенное)

- ингибитор коррозии

- хлористый кальций (безводный)

- 60 ± 5% об.;

- 40 ± 5% об.; -1 - 2% масс;

- 0,1 - 0,3% масс.; -10 -14% масс.

ста маркируемой среды. Данный способ трассерных исследований позволяет работать при значительных разбавлениях стартовых проб, когда большинство веществ-индикаторов, внесённых в исследуемую систему в разумных стартовых количествах, не могут быть надёжно определены экспресс-методами, особенно если в исследуемых средах присутствуют помехообразующие примеси.

Технология предусматривает проведение одновременно исследований в нескольких скважинах с применением трассеров различных цветов. Для проведения трассерных исследований выделяются два типа скважин, рис. 5.

I - нагнетательная скважина; 2 - кондуктор; 3 - эксплуатационная колонна; 4 -НКТ; 5 - открытый ствол; 6 - межколонное пространство; 7 - продуктивный пласт; 8 - покрышка, 9 - водоносные горизонты, 10 - наблюдательные скважины,

II - эксплуатационные скважины; 12 - блокирующий экран

Рис. 5. Схема проведения трассерных исследований

1. Нагнетательные (1), в которые производится запуск трассера.

2. Наблюдательные (10), из которых отбираются пробы флюидов (скважины, вскрывшие надпродуктивные контрольные горизонты (9)).

Технология проведения трассерных исследований включает в себя следующие этапы:

1) запуск трассеров различных цветов в нагнетательные скважины (1);

2) отбор проб флюидов из наблюдательных скважин (в том числе из межколонных пространств (6) нагнетательных скважин (1));

3) анализ проб флюидов на присутствие трассеров и обработка результатов исследований.

Перед запуском трассеров в ПЗП скважины создается пенный блокирующий экран (12) заданных размеров, содержащий растворитель (к примеру ацетон). Затем осуществляется доставка трассера в интервал (5) продуктивного пласта (7) потоком флюидов или с помощью специального устройства, представляющего собой контейнер, управляемый дистанционно (патент РФ на изобретение №2148846).

Отбор проб воды из сети наблюдательных скважин в процессе проведения трассерных исследований осуществляется в предварительно подготовленные емкости объемом 0,5 - 1,0 дм3. В случае самоизлива воды из скважин отбор проб ведется непосредственно с устья скважин. При наличии уровня жидкости в стволе на некоторой глубине для отбора проб применяется желонка. Отбор необходимо проводить как с уровня жидкости, так и из зоны фильтра. С целью достижения чистоты эксперимента перед повторным использованием желонка и трос промываются растворителем (ацетоном) с целью растворения частиц трассера

Идентификация трассера производится по пяти основным параметрам:

1) цвету;

2) форме частиц;

3) характеру поверхности микрочастиц;

4) интенсивности свечения;

5) размеру микрочастиц.

В наиболее сложных случаях применяется количественная микроспектроф-люориметрия, реализуемая с помощью люминесцентно-микроскопической насадки ФМЭЛ-1А. При этом в качестве спектроанализатора используется фотомножитель ФЭУ-79 с набором интерферационных светофильтров. В качестве источника ультрафиолетового излучения используется ртутная лампа СВДШ-250.

Ликвидация притока пластовой воды, поступающей в скважины по напластованию пород или из подошвенной части пласта являются довольно

сложными задачами. Установлено, что для успешного их решения необходимо, прежде всего:

- точная диагностика причины поступления воды;

- применение тампонирующих растворов (ТР), совместимых с флюидами пласта;

- правильное определение технологических параметров процесса установки изоляционного экрана;

- в случае необходимости использование специальных технических средств;

- соблюдение технологии изоляции водопритока.

С целью усовершенствования технологии изоляции притока пластовой воды, разработан способ определения технологических параметров путем диагностирования ряда фильтрационно-емкостных свойств ПЗП, что позволяет прогнозировать:

- коэффициенты приемистости скважины при различных темпах нагнетания жидкости;

- объем призабойной зоны пласта;

- расчетное количество тампонирующего раствора для установки блокирующего экрана в пласте;

- расчетную репрессию на пласт при выполнении технологической операции водоизоляции;

- время выполнения, как отдельных этапов, так и всей технологической операции изоляции притока пластовой воды.

С целью повышения эффективности технологий водоизоляции был разработан гелеобразующий тампонирующий состав (заявка на изобретение №2005126823), а также устройство для проведения работ по установке водо-изоляционных экранов (патент РФ на изобретение №2236556).

Четвертая глава посвящена разработке технических средств для ремонта скважин и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений.

Для эффективного внедрения многих видов технологий КРС в условиях низких пластовых давлений (промывка скважин, интенсификация притока углеводородов, выявление заколонных техногенных флюидоперетоков, оснащение скважин дополнительными колоннами, изоляция притока пластовой

воды, освоение скважин и др.) часто требуется нестандартное технологическое оборудование.

При участии автора было разработано и применено на практике необходимое технологическое оборудование, позволяющее эффективно проводить многие виды работ в условиях АНПД.

«Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости» (патент РФ на изобретение №2148846) - позволяет доставлять трассер в заданный интервал в скважине, что значительно повышает эффективность проводимых работ по диагностике заколонных флюидоперетоков с использованием технологии трассерных исследований. Применение данного устройства повышает эффективность проведения технологической операции за счет:

- фиксации устройства, несущего индикаторную жидкость, под торцом на-сосно-компрессорных труб, т.е. в месте, где наблюдается наибольшая динамичность потока;

- обеспечения полного вывода индикаторной жидкости (без потерь и смешивания со скважинным флюидом) и наличия системы контроля над окончанием процесса вывода;

- исключения необходимости глушения скважины (т.е. устройство опускают в работающую скважину).

Устройство спускается в скважину, находящуюся под давлением флюидов на тросе через установленный на устье лубрикатор.

«Устьевой герметизатор» (патент РФ на изобретение №2217574) - предназначен для герметизации устья скважины при спускоподъемных операциях с использованием бурильных труб или НКТ при избыточном давлении в скважине и применяется при проведении КРС с использованием пенных систем. На рис. 6 представлена схема герметизатора.

Технический результат, который получен при реализации данного устройства, сводится к следующему:

- возможность поддержания высоких контактных напряжений уплотнителя на внутренней поверхности корпуса;

- снижение растягивающих напряжений на шпильках, соединяющих корпус устройства с другим оборудованием (превентором);

- отсутствие закладных деталей пригумированных к резиновому уплотнителю, приводит к увеличению срока службы резины и устройства в целом;

- возможность компенсации износа резины, за счет дополнительного сжатия периферийных участков.

Герметизатор монтируется на устье скважины (как правило, на превентор).

1 - корпус герметизатора, 2 - уплотнитель, 3 - кольцевой воротник верхний, 4 - кольцевой воротник нижний, 5 - кольцо разрезное, 6 - кольцевой выступ, 7 - резьбовые отверстия, 8 - втулка, 9 - ласт, 10 - крышка, 11 - шпилька, 12 - резьба верхняя шпильки, 13 - резьба шпильки нижняя, 14 - кольцевая головка шпилыш. 15 - гайка, 16 - верхний фланец герметизатора, 17 - нижний фланец герметизатора

Рис. 6. Устьевой герметизатор

«Циркуляционный клапан» (патент РФ на изобретение №2211915) -устройство может быть использовано при глушении, промывке и освоении скважин с аномально низким пластовым давлением.

Технический результат, который получен при применении устройства, сводится к следующему:

- повышение надежность работы устройства за счет применения в качестве рабочего тела технологического флюида с одновременным повышением эффективности технологических операций, связанных с промывкой песчаной пробки на забое скважины и недостаточным давлением газа в промысловом коллекторе, которое намного меньше гидростатического;

- возможность прекращения гидравлической связи межтрубного пространства с лифтовой колонной труб при запуске скважины в эксплуатацию;

- возможность многократного ведения процесса по промывке песчаной пробки при наличии гидродинамической связи внутритрубного и межтрубного пространства.

Циркуляционный клапан включается в состав лифтовой колонны труб и опускается в скважину ниже статического уровня технологической жидкости, на заданную глубину. Затем осуществляется технологическая операция (к примеру, промывка глинисто-песчаной пробки или вызов притока флюидов из пласта). В качестве рабочего агента в скважинах с аномально низким пластовым давлением, обычно применяются двух- и трехфазные пены.

«Гидромеханический пакер» (патент РФ на изобретение №2235850) -предназначен для перекрытия межтрубного пространства нефтяных и газовых скважин при проведении различных технологических операций (водо-изоляции, воздействие на пласт с целью интенсификации притока флюидов, ликвидация заколонных флюидоперетоков, опрессовка эксплуатационной колонны и т.д.).

Технический результат, который достигается при использовании пакера сводится к следующему:

- возможность гидравлической посадки пакера с надежным перекрытием межтрубного пространства комбинированным уплотнителем с одновременной фиксацией пакера в обсадной колонне;

- совмещение якорящего узла с цангой для одновременной посадки-фиксации пакера и деформации уплотнителя в радиальном направлении упрощает конструкцию;

- возможность образования гидравлической связи осевого канала ствола пакера с подпакерной областью, например, в случае подачи изолирующего состава в подпакерную область и прекращения этой связи после сброса давления в осевом канале лифтовой колонны труб.

Пакер используется в компоновке с бурильным инструментом или НКТ. Конструкция пакера позволяет многократно его использовать в технологических операциях.

«Разбуриваемый механический пакер» (патент РФ на изобретение №2236556) - предназначен для применения при внедрении технологии изоляции подошвенной воды в газовых и нефтяных скважинах, а также ликвидации заколонных флюидоперетоков.

Технический результат, который достигается при использовании пакера сводится к следующему:

- возможность гидравлической посадки пакера с надежным перекрытием межтрубного пространства комбинированным уплотнителем с одновременной фиксацией пакера в обсадной колонне;

- возможность образования гидравлической связи осевого канала ствола пакера с подпакерной областью, и прекращения этой связи после сброса давления в осевом канале лифтовой колонны труб;

- применение в конструкции пакера чугуна и алюминия позволяют легко разбурить пакер в случае необходимости возврата на нижележащий горизонт.

Пакер устанавливается в эксплуатационной колонне выше места формирования водоизоляционного экрана. В таком положении пакера осуществляют оснащение скважины внутрискважинным оборудованием (после проведения водоизоляционных работ) для последующего освоения и добычи пластового флюида. Пакер и водоизоляционный экран надежно изолируют ствол скважины от пластовой воды.

«Устьевой механический вибратор» (патент РФ на изобретение №2250982) - предназначен для создания гидроимпульсных колебаний в потоке прокачиваемой жидкости (с целью повышения качества вторичного цементирования обсадных колонн скважин при ликвидации межколонных и за-колонных флюидоперетоков, интенсификации притока флюидов и т.д.).

Технический результат, который получен при использовании вибратора, сводится к следующему:

- использование устройства на устье скважины позволяет контролировать и оперативно управлять процессом создания гидроимпульсных колебаний в зависимости от технологических параметров;

- возможность многократного применения устройства;

- расширение диапазона применения для осуществления исправительного цементирования скважин и интенсификации притока флюидов;

- возможность регулирования частоты создаваемых колебаний без изменения расхода рабочей жидкости, подаваемой в скважину в соответствии с технологическим регламентом и без остановки технологического процесса.

Устройство устанавливается на устье, в обвязке технологического оборудования и позволяет оперативно управлять гидравлическими колебаниями при воздействии на пласт.

«Устройство для подвески потайной колонны» (патент РФ на изобретение №2265118) - служит для подвески колонн в скважинах, в частности для оснащения скважин с негерметичными колоннами потайными колоннами меньшего диаметра Такая реконструкция актуальна для эксплуатационного фонда ПХГ и месторождений, разрабатываемых более 25 лет, а также месторождений, в пластовых флюидах которых присутствуют агрессивные компоненты.

Технический результат, который достигается при использовании данного устройства сводится к следующему:

- конструкция устройства позволяет использовать его в эксплуатационной колонне большего диаметра для цементирования в ней после спуска потайной обсадной колонны меньшего диаметра;

- механизм фиксации уплотнительного элемента предотвращает его разуплотнение, что позволяет с достаточной уверенностью говорить о его герметичности;

- при разбуривании устройства существует механизм, воспринимающий крутящий момент, т.е. замыканием на эксплуатационной колонне, что предотвращает осевое и круговое перемещения пакера при его разбуривании.

Устройство спускается в компоновке колонны меньшего диаметра, совмещая функции башмака и цементировочного пакера.

Пятая глава посвящена описанию внедрения результатов разработок автора на различных газовых, газокоцденсатных и нефтяных месторождениях, а также ПХГ в нашей стране и за рубежом. Опытно-промышленные испытания разработанных технологий ремонта скважин и интенсификации притока углеводородов проводились на предприятиях: ООО «Оренбургтазпром», ООО «Сама-ратрансгаз, ООО «Югтрансгаз», ООО «Тюментрансгаз», ООО «Кубаньгазпром», ЗАО СП «МеКаМинефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», СП «Петрогаз-Антика», ДФ «Булгаргаз», ЗАО «Газтехнология». Разработки автора применялись при ремонтах более 100 скважин, таблица 1.

Разработанные технологии были внедрены при КРС:

- на подземных хранилищах газа: Пунгинском, Совхозном, Михайловском, а также Чиренском (Болгария);

- на газоконденсатных месторождениях: Крыловском, Деминском;

- на нефтяных месторождениях: Ватинском, Локосовском, Южно-Покамасовском, Мегионском, а также Северо-Покурском.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА С.-Петербург

Таблица 1

Сведения о внедрении технологий на различных ГОСТ и месторождениях углеводородов

Название технологии Путинское ГОСТ Совхозное ГОСТ Михайловское ГОСТ Чиренское ПХГ К © | Деминское г-к месторождение Ватинское нефт. месторождение .Покосов, нефт. месторождение Ю-Покамас. нефт. месторождение *1 I г 1 8 **

Технология промывка песчано-глинистых пробок, предотвращают« загрязнение продуктивных отложений 20 14 1

Технологи« рспресснонно-депрессионного воздействия на приза-бойнуто зону пласта с целью интенсяфи-кшщи притока углеводород!» 8 14 6 1 1 1 1

Технология поэтапного освоения газовых скважин в процессе проведении ремонта в условиях аномально низких пластовых давлений 4 7

Технология промывки скважин с применением колонны гибких труб 6 б 1 1 1 1

Технологии ненокисиотного воздействия на лризабойиую зону пласта с целые интенсификации притока углеводородов 10 16

Технологии ликвидации притока пластовой воды б 1

Технологии выявления техногенных закаленных флюидоперетоков из продуктивных отложений с помощью трас-серных методов 9 5

Результаты работ доказали эффективность внедренных разработок. В качестве примера можно привести сведения о пенокислотном воздействии на продуктивные отложения в соответствии с усовершенствованной автором технологией на Пунгинском и Чиренском ПХГ, таблица 2.

Таблица 2

Результаты работ по внедрению технологии интенсификации притока газа

Название Всего Вид Количе- Успеш- Средний при-

объекта обра- обработок ство ность опе- рост дебита

ботано обрабо- рации скважин

сква- ток, % тыс %

жин, ед. м3/сут

ед

Пунгин- 10 пенокислот- 10 100 +99,3 50

ское ПХГ ные

Чиренское 16 пенокислот- 16 100 +40,3 80

ПХГ ные

Как видно, успешность скважино-операций составляет 100%, при этом среднесуточный прирост дебита на Пунгинском ПХГ составил 50%, на Чиренском ПХГ - 80%.

При внедрении перечисленных технологий на многих скважинах использовались разработанные автором технические средства.

Фактический экономический эффект от внедрения в производство выполненных по теме диссертации разработок составил:

- рублей - более 45 ООО тыс.

- долл. США - 19 700 тыс.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Подводя итог выполненным автором в настоящей диссертации исследованиям можно сделать следующие выводы.

1. На основании научного обобщения исследований различных авторов в области бурения, капитального ремонта скважин и интенсификации притока нефти и газа, а также выполненных автором лабораторных, аналитических и промысловых исследований, конструкторских разработок - усовершенствованы существующие и разработаны новые технологии проведения ремонт-

ных работ в скважинах и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений, а также разработан комплекс технических средств для проведения работ в условиях АНПД.

2. Усовершенствована технология промывки песчано-глинистых пробок в условиях низких пластовых давлений, предотвращающая загрязнение продуктивного пласта.

2.1. Разработан алгоритм принятия технологических решений при промывке скважин с применением пены, позволяющий планировать и оперативно управлять технологическими параметрами работ, производя работы как с запланированной репрессией на пласт, так и в условиях равновесия в системе скважина-пласт или с вызовом контролируемого притока флюидов из пласта.

2.2. Разработан способ восстановления циркуляции пены при проведении ремонтных работ в скважинах в условиях АНПД (при высокой проницаемости вскрытых отложений и отсутствии уровня технологической жидкости глушения скважины на устье).

2.3. Проведены исследования влияния дифференциального давления в системе скважина-пласт на скорость удаления песчано-глинистых пробок из скважин. Получены зависимости в аналитической форме.

2.4. Установлено на практике, что в результате применения усовершенствованной технологии удаления песчано-глинистых пробок с применением пенных систем повышается эффективность ведения операции в результате использования пластовой энергии флюидов.

3. Разработана технология репрессионно-депрессионного воздействия на продуктивный пласт пенными системами с целью восстановления его проницаемости.

3.1. Установлено преимущество декольматации пласта пенными системами.

3.2. Разработана модель, описывающая поведение пласта при циклическом воздействии на него переменным давлением, позволяющая определить:

- оптимальное количество циклов обработки ПЗП, необходимых для достижения системой скважина-пласт установившегося состояния;

- время проведения технологического процесса в целом;

- гидропроводность пласта;

- коэффициент проницаемости;

- коэффициент пьезопроводности;

- коэффициент приемистости скважины.

- расход жидкости;

- необходимый для интенсификации объем ПОЖ;

- давление нагнетания пены в скважину;

- создаваемую репрессию на пласт.

3.3. Разработана технологическая схема осуществления процесса ре-прессионно-депрессионного воздействия на пласт пенными системами.

3.4. Для подбора, оптимизации и оперативного контроля за технологическими режимами разработана методика, предусматривающая тестирование ПЗП перед обработкой, а также разработанную модель циклического воздействия на пласт. Методика предусматривает решение следующих основных технологических задач:

- определение оптимальных технологических параметров процесса воздействия на пласт;

- определение прогнозируемого коэффициента продуктивности скважины после проведения каждого цикла воздействия, а также по завершению всей операции циклического воздействия;

- определение оптимального количества необходимых (прогнозируемых) циклов с целью полного восстановления коллекторских свойств пласта.

Применение методики позволяет гибко управлять технологическими параметрами в процессе репрессионно-депрессионного воздействия на пласт и оперативно оценивать восстановление проницаемости коллектора непосредственно при проведении работ.

4. Усовершенствована технология пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов.

4.1. Разработана методика, позволяющая прогнозировать основные технологические показатели процесса при планировании и проведении скважи-но-операций:

- необходимое давление закачки пены в скважину;

- забойное давление пены;

- требуемую плотность пены;

- степень аэрации пены;

- радиус обработки пласта;

- требуемый объем пенокислотной эмульсии для обработки запланированного объема пласта;

- характер взаимодействия пенокислотной эмульсии в пласте с карбонатными породами.

4.2. Разработан эффективный состав для обработки карбонатных коллекторов «Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта», получен патент РФ на изобретение.

4.3. Создана лабораторная установка, позволяющая изучать реологические свойства жидкостей при низких температурах.

5. Разработана комплексная технология промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт с целью интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб. Применение технологии позволяет одновременно выполнять как удаление из скважины песчано-глинистой пробки, так и производить очистку ПЗП с целью восстановления коллекторских свойств.

5.1. Разработана технологическая схема обвязки оборудования при промывке скважин и волновом воздействии на пласт с применением колтю-бинговой установки.

5.2. Разработаны алгоритмы промывки скважин (как в условиях заданной репрессии на пласт, так и с вызовом управляемого притока флюидов из пласта) и освоения нефтяных и газовых скважин, позволяющие оптимизировать технологические процессы, оперативно принимать решения непосредственно в процессе выполнения скважино-операций.

5.3. Применено нейросетевое моделирование для изучения пенообра-зующих свойств промывочных агентов, что позволяет оперативно, в процессе ведения работ, оценивать реологические свойства жидкостей и вносить изменения в их состав, а также управлять технологическими параметрами, оптимально используя реологические свойства ПОЖ.

6. Разработана эффективная технология выявления заколонных флюидо-перетоков путем проведения трассерных исследований. Доказано, что применение мелкодисперсных трассеров позволяет надежно диагностировать состояние заколонной крепи скважин, выявлять техногенные утечки флюидов по заколонному пространству из продуктивных отложений в надпродуктивные.

6.1. Разработаны и запатентованы два способа исследования динамических процессов, вошедшие составной частью в комплексную технологию трассерных исследований.

6.2. Разработаны методики приготовления тонкодисперсных трассеров и применения трассеров для различных горно-геологических условий.

7. Усовершенствованы технология селективной изоляции притока пластовой воды, а также технология изоляции подошвенной пластовой воды.

7.1. Разработан водоизоляционный состав селективного действия.

7.2. Разработано аналитическое обоснование технологических параметров проводимых операций, основными из которых являются;

- коэффициент приемистости скважины;

- объем ПЗП, и необходимый размер водоизоляционного экрана;

- необходимая репрессия на пласт при установке экрана;

- время выполнения технологической операции установки водоизоляционного экрана;

7.3. Разработано цементировочное устройство для использования при реализации технологии изоляции подошвенной воды.

8. Разработан комплекс технологического оборудования для проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений. На разработанное оборудование получены патенты РФ.

9. Проведены опытно-промышленные испытания комплекса технологий ремонта скважин и интенсификации притока флюидов в условиях низких пластовых давлений на Пунгинском, Совхозном и Михайловском ПХГ, а также Чиренском ПХГ. Испытания выполнены при ведении ремонтных работ на Крыловском и Деминском газоконденсатных месторождениях, а также Ватинском, Локосовском, Мегионском, Северо-Покурском и Южно-Покамасовском нефтяных месторождениях.

10. Разработки автора внедрены при бурении эксплуатационно-нагнетательных скважин Е-33, Е-50 на Чиренском ПХГ.

11. Разработаны, выпущены и внедрены в производство следующие инструктивные материалы:

- «Временная инструкция по переаттестации скважин ПХГ с целью определения их возможной эксплуатации»;

- «Временная инструкция по комплексному применению пен и полимерных жидкостей при капитальном ремонте скважин ПХГ»;

- «Временная инструкция по проведению комплексного капитального ремонта скважин на Пунгинском ПХГ в условиях АНПД»;

- «Регламент аттестации фонтанных арматур и колонных головок, отслуживших паспортный срок эксплуатации на скважинах подземных хранилищ газа»;

- «Временная инструкция по промывке глинисто-песчаных пробок в скважинах с АНГТД»;

- «Инструкция по переаттестации скважин ПХГ с целью определения их возможной эксплуатации»;

- «Рекомендации по промывке глинисто-песчаных пробок в газовых и газоконденсатных скважинах при АНГТД с применением пенных систем»;

- «Временная инструкция по ликвидации заколонных перетоков флюидов на Саратовских ПХГ»;

- «Регламент на проведение работ по промывке скважин и волновому воздействию на пласт»;

- «Рекомендации на проведение работ по промывке и освоению скважин после ГРП агрегатом с гибкой трубой с применением пенных систем»;

- «Регламент на проведение работ по промывке и освоению скважин после ГРП агрегатом с гибкой трубой с применением пенных систем».

12. Фактический экономический эффект от внедрения в производство выполненных по теме диссертации разработок составил:

- рублей - более 45 ООО тыс.;

- долл. США - 19 700 тыс.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 114 печатных работах, основными из которых являются:

1. Иванов Р., Долгов С., Бекетов С. Проверка на експлоатационния сон-дажен фонд на подземното газохранилище «Чирен» / София.: Минно дело и геология. 1994. №6. С. 33-37.

2. Долгов С., Бекетов С., Иванов Р. Интензификация на добива на газ в сон-дажите на «Чирен» / София. Геология и минерални ресурси. 1994. №3-4. С. 16-18.

3. Промиване на шламови утайки при аномално ниски пластови наляга-ния / С. Бекетов, С. Долгов, Р. Иванов, К. Петков / София.: Геология и минерални ресурси. 1995. №8. С. 3-5.

4. Избор на объекти за интензификация в фондажите на газохранилище «Чирен» / Р. Иванов, А. Керимов, С. Бекетов и др. / София. Геология и минерални ресурси. 1996. №2. С. 27-29.

5. Технология трассерных исследований с целью выявления путей миграции флюидов при формировании техногенных скоплений газа / А.Е. Ару-

тюнов, С.А. Варягов, С.Б. Бекетов и др. / Сборник научных трудов, сер. «Нефть и газ», Вып. 1. Ставрополь: СтГТУ. 1998. С. 77-86.

6. Бекетов С., Иванов Р. Технология на поетапно усвояване на експлоа-тационно-нагнетателните сондажи на подземно газово хранилище Чирен / София. Геология и минерални ресурси. 1999. С. 32-36.

7. Тагиров K.M., Бекетов С.Б., Гасумов P.A. Технология капитального ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / Материалы научно-технического Совета ОАО «Газпром» - «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах» Анапа.: 2000. С. 8-17.

8. Complex technology of tracing investigations at the objects oil and gas industry / Tagirov K.M., Arutiunov A.E., Variagov S.A., Beketov S.B. / Rio de Janeiro. 31st International Geological Congress. 2000. Brasilia.

9. Тагиров К., Бекетов С., Иванов Р. Увеличиване притока на газ в сон-дажите на газово хранилище «Чирен» / София. Геология и минерални ресурси. №4. 2000. С. 24-27.

10. Капитальный ремонт скважин в условиях АНПД / В.И. Шамшин, Д.А. Удодов, С.Б. Бекетов и др. / М.: Газовая промышленность, №4. 2001. С. 44-45.

11. Экспертное определение частоты опасных событий и факторов риска подземных хранилищ углеводородов в каменной соли / И.В. Арбузов, С.Б. Бекетов, В.Н. Евик и др. / Горный информационно-аналитический бюллетень, №11. 2002. М.: МГГУ. С. 214-219.

12. Бекетов С.Б. Евик В.Н. Суковицын В.А. Особенности формирования каналов техногенных перетоков газа в заколонных пространствах скважин / Горный информационно-аналитический бюллетень, №9.2003. М.: МГГУ. С. 9-12.

13. Определение частоты аварий и значений факторов риска подземных хранилищ углеводородов в каменной соли методом экспертного анализа / С.Б. Бекетов, В.Н. Евик, Г.Л. Гендель и др. / М.: Безопасность жизнедеятельности. №11. 2003.

14. Бекетов С.Б. Технология диагностики герметичности заколонной крепи скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа / Горный информационно-аналитический бюллетень, №6. 2003. М.: МГГУ. С. 38—42.

15. Бекетов С.Б. Косяк А.Ю. / Особенности промывки скважин пенными системами с применением колонны гибких труб / Горный информационно-аналитический бюллетень, №12.2003. М.: МГГУ. С. 5-7.

16. Бекетов С.Б. Особенности репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа / Горный информационно-аналитический бюллетень, №9. 2003. М.: МГГУ. С. 5-8.

17. Бекетов С.Б., Пуля Ю.А., Косяк А.Ю. Зависимость скорости разрушения песчано-глинистых пробок от величины дифференциального давления в системе скважина-пласт / Горный информационно-аналитический бюллетень, №10. 2003. М.: МГГУ. С. 8-9.

18. Зависимост на скоростга на разрушаване на пясъчно-глинести натрупва-ния от диференциалното налягане в системата сондаж-пласг / К. Тагиров, С. Бекетов, Ю. Пуля и др. / София.: Геология и минерални ресурси. №2.2003. С. 14-16.

19. Комплекс от технологични и технически решения за провеждане на ремонтни работа в газови сондажи при ниски пластови налягания / К. Тагиров, Р. Гасумов, С. Бекетов и др. / Годишник на Минногеоложския университет «Св. Иван Рилски». Том №46. Свитьк №1. «Геология и геофизика». София. 2003. С. 469-472.

20. Бекетов С.Б. Интенсификация притока газа путем репрессионно-депрессионного воздействия пенными системами на продуктивные отложения / Горный информационно-аналитический бюллетень. №7.2003. М.:МГГУ. С. 30-32.

21. Бекетов С.Б. Технология волнового воздействия переменным давлением на продуктивный пласт с целью интенсификации притока газа / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Серия «Технические науки». №4. 2003. Ростов-на-Дону.: РГУ. С. 96-100.

22. Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К. Алгоритм принятия технологических решений при вскрытии продуктивных отложений с управляемым притоком газа при бурении и капитальном ремонте скважин / Горный информационно-аналитический бюллетень, №11. 2003. М.: МГТУ. С. 244-246.

23. Бекетов С.Б. Технология промывки песчано-глинистых пробок в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений, предотвращающая загрязнение продуктивных отложений / Ростов-на-Дону.: РГУ. Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. 2003. Прил. №3. С. 184-191.

24. Бекетов С.Б. Удаление песчано-глинистых пробок из скважин с применением пенных систем и воздействие на пласт в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, №8. 2003. М.: МГТУ. С. 17-22.

25. Бекетов С.Б., Евик В.Н. Концептуальные и методические подходы при оценке технического состояния скважин ПХГ / Горный информационно-аналитический бюллетень, №5. 2003. М.: МГГУ. С. 35-38.

26. Бекетов С.Б. Димитриади Ю.К. Математическая модель закачки пены в пласт при бурении и ремонте скважин / Известия ВУЗов. СевероКавказский регион. Технические науки. Спец. вып. «Математическое моделирование и компьютерные технологии». 2004. Ростов-на-Дону. Ростовский госуниверситет. С. 131-134.

27. Бекетов С.Б. Результаты интенсификации притока газа пенокислотными обработками продуктивных отложений на подземных хранилищах газа / Горный информационно-аналитический бюллетень, №5.2004. М.: МГГУ. С. 320-324.

28. Бекетов С.Б. Технология пенокислотного воздействия на продуктивные отложения с целью интенсификации притока флюидов / Горный информационно-аналитический бюллетень, №6. 2004. М.: МГГУ. С. 56-59.

29. Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К. / Алгоритм принятия технологических решений при промывке нефтяных скважин гибкими трубами в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, №4. 2004. М.: МГГУ. С. 63-66.

30. Технологические решения восстановления циркуляции и промывки нефтяных скважин с применением гибких труб в условиях АНПД / С.Б. Бекетов, Ю.В. Шульев, А.Ю. Косяк и др. / «Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин». Сборник научных трудов. Вып. 11. ОАО НПО «Бурение». Краснодар.: 2004. С. 273-281.

31. Бекетов С.Б., Косяк А.Ю., Димитриади Ю.К. Способ восстановления циркуляции пены при проведении ремонтных работ и освоении скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, №2. 2004. М.: МГГУ. С. 24-28.

32. Шульев Ю.В., Косяк А.Ю., Бекетов С.Б. Опыт промывки нагнетательных скважин пенными системами с применением колонны гибких труб / «Заканчивайте и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты». Сборник научных трудов. Вып. 12. ОАО НПО «Бурение». Краснодар.: 2004. С. 48-57.

33. Бекетов С.Б. Моделирование пенообразующих свойств нефти при промывке скважин в условиях аномально низких пластовых давлений с использованием колонны гибких труб / Горный информационно-аналитический бюллетень, №10. 2004. М.: МГГУ. С. 341-344.

34. Бекетов С.Б. Пищухин В.М. Серов A.B. Использование нейросетево-го базиса для обработки экспериментальных данных / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. Спец. вып. «Математическое моделирование и компьютерные технологии». 2004. Ростов-на-Дону.: Ростовский госуниверситет. С. 137-139.

35. Бекетов С.Б. Некоторые результаты промывки скважин и волнового воздействия на пласт пенными системами с применением колонны гибких труб в условиях аномально низкого пластового давления / Горный информационно-аналитический бюллетень, №11. 2004. М.: МГГУ. С. 12-16.

36. Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К., Косяк А.Ю. Математическая модель циклического воздействия переменным давлением на продуктивный пласт с целью интенсификации притока флюидов / Горный информационно-аналитический бюллетень. №3. 2004. М.: МГТУ. С. 34-38.

37. Димитриади Ю.К., Бекетов С.Б. Теоретическое обоснование метода регулирования давления в скважине при вскрьггии продуктивного пласта с управляемым притоком газа / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. Прил. 2.2004. Ростов-на-Дону.: Ростовский госуниверситет. С. 147-150.

38. Димитриади Ю.К., Бекетов С.Б. Вскрытие продуктивных отложений с управляемым притоком газа (с использованием метода регулирования давления в скважине) / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. Прил. 3.2004. Ростов-на-Дону.: Ростовский госуниверситет. С. 82-85.

39. Бекетов С.Б. Димитриади Ю.К. / Метод поддержания требуемой осевой нагрузки на долото при бурении и капитальном ремонте скважин с герметизированным устьем / Горный информационно-аналитический бюллетень. №9. 2004. М.: МГТУ. С. 67-70.

40. Димитриади Ю.К., Бекетов С.Б. Технологические особенности выбора плотности промывочной жидкости и обеспечения требуемой осевой нагрузки на долото при бурении и капитальном ремонте скважин с герметизированным устьем / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. Прил. 4.2004. Ростов-на-Дону.: Ростовский госуниверситет. С. 75-77.

41. Димитриади Ю.К., Бекетов С.Б. Математическая модель притока газа на забой скважины в процессе механического бурения газоносного пласта / Горный информационно-аналитический бюллетень, №1.2004. С. М.: МГТУ. 53-57.

42. Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К. Определение продуктивности газоносного пласта в процессе его вскрытия при бурении и капитальном ремонте

скважин / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. Прил. 9.2004. Ростов-на-Дону: Ростовский госуниверситет. С. 228-231.

43. Бекетов С.Б. Димитриади Ю.К. Метод тестирования призабойной зоны продуктивного пласта при интенсификации притока углеводородов / Горный информационно-аналитический бюллетень. №1.2005. М.: МГГУ. С. 39-41.

44. Бекетов С.Б. Технология избирательной изоляции притока пластовой воды в газовых скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / Горный информационно-аналитический бюллетень, №3. 2005. М.: МГГУ. С. 339-342.

45. Бекетов С.Б. Устьевой герметизатор для ведения ремонтных работ в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, №6.2005. М.: МГГУ. С. 52-54.

46. Долгов C.B., Керимов А-Г. Г., Бекетов С.Б. Некоторые результаты комплексных исследований эксплуатационных скважин Чиренского подземного хранилища газа / Научно-технический вестник «Каротажник» №2 (129). 2005. Тверь. С. 110-120.

47. Бекетов С.Б. Определение технологических параметров при изоляции притока пластовой воды в скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. Приложение №1.2005. Ростов-на-Дону.: Ростовский госуниверситет. С. 130-133.

48. Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К., Афанасьев A.B. Технология изоляции притока пластовой воды в скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / Сборник научных трудов №21. «Гипотезы, поиск, прогнозы». СКО Российской инженерной академии, КубГТУ, НТЦ ООО «Кубань-газпром». Краснодар: 2005. С. 49-56.

49. Шульев Ю.В., Бекетов С.Б. Результаты лабораторно-стендовых исследований с целью разработки состава для изоляции притока пластовой воды / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 4. 2006. - М.: МГГУ. С. 44-47.

50. Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К., Косяк А.Ю. Определение технологических параметров нагнетания жидкости в пласт с целью интенсификации притока флюидов / Сб. науч. трудов. №21. «Гипотезы, поиск, прогнозы». СКО Российской инженерной академии, КубГТУ, НТЦ ООО «Кубаньгаз-пром». Краснодар: 2005. С. 40-44.

51. Бекетов С.Б. Устьевое устройство для создания импульсов давления при гидроимпульсном воздействии на пласт / Горный информационно-аналитический бюллетень, №10. 2005. М.: МГГУ. С. 40-43.

52. Бекетов С.Б., Афанасьев Циркуляционный клапан для ремонта и освоения скважин / Горный информационно-аналитический бюллетень, №11. 2005. М.: МГГУ. С. 55-58.

53. Шульев Ю.В. Бекетов С.Б. Устройство для установки изоляционных экранов с целью ликвидации притока подошвенной воды в газовых и нефтяных скважинах / Горный информационно-аналитический бюллетень, №11. 2005. М.: МГГУ. С. 51-54.

54. Бекетов С.Б., Косяк А.Ю. Результаты лабораторно-стендовых исследований с целью разработки составов для обработки карбонатных коллекторов при интенсификации притока углеводородов / Горный информационно-аналитический бюллетень, №12. 2005. М.: МГГУ. С. 98-102.

55. Бекетов С.Б., Косяк А.Ю., Димитриади Ю.К. Функциональные зависимости для определения технологических параметров пенокислотной обработки скважин с целью интенсификации притока углеводородов / Горный информационно-аналитический бюллетень, №12. 2005. М.: МГГУ. С. 103-106.

56. Опыт вскрытия продуктивных отложений с использованием пенных систем / Тагиров K.M., Тагиров O.K., Димитриади Ю.К. Бекетов С.Б. и др./ Нефтяное хозяйство. №10. 2005. М. С. 32-34.

57. Способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа / K.M. Тагиров, А.Е. Арутюнов, С.Б. Бекетов и др. / Патент РФ №2167288 Приоритет от 17.06.1999 г.

58. Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости. / В.А. Машков, С.Б. Бекетов, С.А. Варягов и др. / Патент РФ №2148846. Приоритет от 19.04.1999 г.

59. Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением / K.M. Тагиров, С.А. Варягов, С.Б. Бекетов и др. / Патент РФ №2164599. Приоритет от 17.09.99 г.

60. Циркуляционный клапан / Бекетов С. Б., Машков В. А., Завальный П. Н. и др. / Патент РФ на изобретение № 2211915. Приоритет от 16.10.2001 г.

61. Устьевой герметизатор / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, A.B. Афанасьев и др. / Патент РФ на изобретение №2217574 Приоритет от 13.12.2001 г.

62. Разбуриваемый механический пакер / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, Ю.В. Шульев и др. / Патент РФ на изобретение №2236556. Приоритет от 15.04.2003 г.

63. Устьевой механический вибратор / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, В.А. Паросоченко и др. / Патент РФ на изобретение №2250982 Приоритет от 14.04.2003 г.

64. Гидромеханический пакер / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, А.Ю. Косяк и др. / Патент РФ на изобретение №2235850. Приоритет от 14.04.2003 г.

65. Устройство для подвески потайной колонны / Бекетов С.Б., Машков В.А., Шакиров А.Р. и др. / Патент РФ на изобретение №2265118. Приоритет от 18.03.2003 г.

66. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта / С.Б. Бекетов, А.Ю. Косяк, A.B. Серов / Патент РФ на изобретение №2236576. Приоритет от 25.08.2003 г.

>

¡

i

i I

I

I ¡

*

3L OOgfi

»15928

Бекетов Сергей Борисович

АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук

Подписано в печать 16 06.2006 Усл.печл. -1,0. Тираж 125 экз. Бумага Xerox Performer

Отпечатано в ООО "Кавкяэ-Полшгр>фшГ г. Ставрополь, ул. Крупской, 31А тел./факс: (8652>956-626, тел.: (8652>955-282 www.kavpoly.ru, e-mail: mail@kavpoly.ro

Содержание диссертации, доктора технических наук, Бекетов, Сергей Борисович

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О ПУТЯХ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ В УСЛОВИЯХ АНПД

1.1. Причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта при эксплуатации скважин и проведении ремонтных работ

1.2. Методы снижения отрицательного воздействия ремонта скважин на емкостно-фильтрационные свойства призабойной зоны пласта

1.3. Применяемые методы восстановления коллекторских свойств продуктивного пласта и интенсификации притока нефти и газа

1.4. Применяемые методы ликвидации притока пластовой воды в скважины

1.5. Выявление путей миграции флюидов из продуктивных отложений по заколонному пространству скважин

1.6. Постановка задач исследований

2. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА СКВАЖИН И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ

2.1. Технология промывки песчано-глинистых пробок, предотвращающая загрязнение продуктивных отложений

2.2. Технология репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока углеводородов

2.3. Технология поэтапного освоения газовых скважин в процессе проведения ремонта в условиях аномально низких пластовых давлений

2.4. Технология промывки скважин с применением колонны гибких труб

2.5. Технология пенокислотного воздействия на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока углеводородов

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ВЫЯВЛЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ФЛЮИДОВ

3.1. Методология выявления заколонных перетоков газа с использованием трассерных методов

3.2. Усовершенствование технологий ликвидации притока пластовой воды

4. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ВНЕДРЕНИЯ КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ

4.1. Устьевой герметизатор

4.2. Циркуляционный клапан

4.3. Устьевой механический вибратор

4.4. Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости

4.5. Разбуриваемый механический пакер

4.6. Гидромеханический пакер

4.7. Устройство для подвески потайной колонны

5. ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТНЫХ РАБОТ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

5.1. Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Пунгинском подземном хранилище газа

5.2. Внедрение технологии выявления заколонных газоперетоков на Совхозном подземном хранилище газа

5.3. Внедрение технологии выявления заколонных газоперетоков на Михайловском подземном хранилище газа

5.4. Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Чиренском подземном хранилище газа

5.5. Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на Крыловском газоконденсатном месторождении

5.6. Внедрение технологий проведения ремонтных работ в скважинах на нефтяных месторождениях ХМАО

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка комплекса технологий ремонта скважин и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений"

Актуальность темы. Добыча плановых объемов нефти и газа, обеспечение эффективности работы подземных хранилищ газа, снижение эксплуатационных затрат, требует постоянного поддержания эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии, что связано с необходимостью совершенствования технологий проведения ремонтных работ и интенсификации притока углеводородов. Как показывает опыт разработки месторождений, по мере выработки ресурсов, снижения пластового давления, старения фонда скважин, количество скважино-ремонтов и их сложность (а также стоимость) с каждым годом увеличивается, что обуславливает необходимость разработки и внедрения новых, передовых технологий ремонта скважин (при этом необходимо снижать стоимость ремонтных работ) и технологического оборудования. Одним из главных условий, предъявляемых к применяемым технологиям является сохранение естественных коллектор-ских свойств вскрытых продуктивных отложений. Существенное повышение качества ремонтных работ требует комплексного подхода к их проведению, особенно в условиях низких пластовых давлений, характерных для большого числа месторождений нефти и газа, а также подземных хранилищ страны.

Актуальность задач решаемых в диссертационной работе подтверждается их соответствием основным направлениям стратегии научно-технического развития нефтяной и газовой промышленности страны в области строительства и ремонта скважин, разработки месторождений, строительства и эксплуатации ПХГ.

Цель работы. Разработать и внедрить комплекс технологий и технических средств проведения ремонтных работ, направленных на восстановление и повышение производительности скважин нефтяных, газовых месторождений и ПХГ, интенсификацию притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений.

Основные задачи исследований.

• усовершенствование технологии удаления песчано-глинистых пробок из скважин с применением пенных систем в условиях низких пластовых давлений, с последующим их освоением, позволяющей использовать пластовую энергию при проведении технологических операций;

• разработка технологии репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта пенными системами с целью восстановления естественной проницаемости пород в результате комбинированного воздействия на продуктивные коллектора;

• усовершенствование технологии пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов путем аналитического определения оптимальных технологических параметров процесса и разработки состава эффективной пено-кислотной эмульсии;

• разработка комплексной технологии промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт с целью интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб;

• разработка технологии выявления техногенных заколонных флюидоперетоков из продуктивных отложений с помощью трассерных методов;

• усовершенствование технологии селективной изоляции притока пластовой воды, а также технологии изоляции подошвенной пластовой воды, включающих применение нового состава селективного действия, технического обеспечения и аналитического обоснования технологических параметров проводимых операций;

• разработка комплекса технологического оборудования для проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений;

• проведение опытно-промышленных испытаний разработанных технологий на различных нефтяных, газовых месторождениях и ПХГ.

Методика исследований: основана на анализе и обобщении опыта проведения ремонтных работ в скважинах и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений; собственных результатов лабораторных, стендовых и аналитических исследований с использованием современных приборов, оборудования, химреагентов отечественного и импортного производства, программного обеспечения и др.

Научная новизна.

1. Усовершенствована технология удаления песчано-глинистых пробок из скважин с последующим их освоением, предотвращающая загрязнение продуктивных отложений в условиях низких пластовых давлений путем использования пенных систем и пластовой энергии флюидов.

Разработан способ восстановления циркуляции пены при проведении ремонтных работ в скважинах в условиях АНПД (при высокой проницаемости вскрытых отложений и отсутствии уровня технологической жидкости глушения скважины на устье), основанный на поэтапном замещении жидкости на пену с заданной степенью аэрации и восстановлении гидравлической связи забой - устье скважины.

В результате промысловых исследований на различных объектах выявлена зависимость скорости удаления песчано-глинистых пробок от дифференциального давления в системе скважина-пласт.

2. Разработана технология репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта пенными системами с целью восстановления естественной проницаемости пород.

Для подбора эксплуатационных режимов научно обоснована и сформулирована методика, основанная на динамической модели поведения пласта при циклическом воздействии на него переменными давлениями, которая позволила решить следующий комплекс основных технологических задач:

- определение прогнозируемого коэффициента продуктивности скважины после проведения циклического воздействия;

- определение количества необходимых (прогнозируемых) циклов с целью восстановления коллекторских свойств пласта.

Применение методики позволяет оперативно управлять технологическими параметрами в процессе репрессионно-депрессионного воздействия на пласт и оценивать восстановление проницаемости коллектора непосредственно в процессе проведения работ.

3. Усовершенствована технология пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов.

В результате лабораторно-стендовых и аналитических исследований научно обоснована методика, позволяющая прогнозировать основные технологические показатели процесса при планировании скважино-операций, что повышает эффективность применяемой технологии:

- необходимое давление закачки пены в скважину;

- забойное давление пены;

- требуемую плотность пены;

- степень аэрации пены;

- радиус обработки пласта;

- характер взаимодействия пенокислотной эмульсии в пласте с карбонатными породами.

Разработан состав эффективной пенокислотной эмульсии для интенсификации притока углеводородов в карбонатных отложениях.

4. Разработана комплексная технология промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт с целью интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб на основании лабораторно-стендовых исследований свойств промывочных жидкостей на нефтяной и водной основе, а также математического моделирования движения вязкопластических жидкостей в пласте.

Обоснованы и разработаны алгоритмы промывки скважин (как в условиях заданной репрессии на пласт, так и с вызовом управляемого притока флюидов из пласта) и освоения нефтяных и газовых скважин, позволяющие оптимизировать технологические процессы, оперативно принимать решения непосредственно в процессе выполнения скважи-но-операций.

При разработке составов промывочных жидкостей выполнен обширный комплекс лабораторно-стендовых исследований с целью определения пенообразующих свойств жидкостей, как на водной, так и на нефтяной основе. Применено нейросетевое моделирование пенообразующих свойств промывочных жидкостей, что позволило разработать научно обоснованный, оперативный подход к оценке реологических свойств жидкостей и вносить изменения в их состав, а также управлять технологическими параметрами, оптимально используя реологические свойства ПОЖ.

5. Обоснована и разработана эффективная технология выявления заколонных флюидоперетоков с применением тонкодисперсных трассеров с регулируемыми свойствами.

Разработаны методики приготовления тонкодисперсных трассеров и применения трассеров для различных горно-геологических условий.

6. Усовершенствована технология селективной изоляции притока пластовой воды и технология изоляции подошвенной пластовой воды.

Разработано и сформулировано аналитическое обоснование технологических параметров проводимых операций, основными из которых являются;

- коэффициент приемистости скважины;

- объем ПЗП, и необходимый размер водоизоляционного экрана;

- необходимая репрессия на пласт при установке экрана;

- время выполнения технологической операции установки водоизоляционного экрана.

Разработан водоизоляционный состав избирательного действия.

Следует отметить, что разработки автора применимы как при ремонте, так и при строительстве скважин различного фонда на месторождениях и ПХГ.

Основные защищаемые положения.

1. Усовершенствованная технология удаления песчано-глинистых пробок из скважин нефтяных и газовых месторождений, а также ПХГ с последующим их освоением в условиях низких пластовых давлений за счет применения пенных систем и пластовой энергии флюидов, а также специального технологического оборудования.

2. Технология репрессионно-депрессионного воздействия на при-забойную зону пласта для восстановления естественной проницаемости пород в результате использования пенных систем и прогнозирования технологических параметров процесса.

3. Усовершенствованная технология пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов путем определения основных технологических параметров с учетом характера движения границы раздела слабосжимаемой жидкости и газа в пласте и применения разработанного состава пенокислот-ной эмульсии.

4. Комплексная технология промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт для интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб в результате применения пенных систем и способа поэтапного восстановления гидравлической связи забой - устье скважины.

5. Технология выявления заколонных флюидоперетоков путем применением тонкодисперсных трассеров с регулируемыми свойствами.

6. Усовершенствованные технологии селективной изоляции притока пластовой воды и изоляции подошвенной пластовой воды за счет определения основных технологических параметров с учетом скоростей фильтрации в пласте тампонирующего раствора в водоносной и газоносной зонах и применения специального скважинного оборудования.

7. Комплекс технологического оборудования для проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений: устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости; устьевой герметизатор; циркуляционный клапан; гидромеханический пакер; разбуриваемый механический пакер; устьевой механический вибратор; устройство для подвески потайной колонны.

Практическая значимость и промышленная реализация работы.

Работа выполнялась в рамках отраслевой Программы работ ОАО «Газпром» на 1998 - 1999 гг. по повышению суточной производительности ПХГ, долгосрочной Программы научных исследований для обеспечения эффективного развития ОАО «Газпром», Программы научно-исследовательских работ ОАО «Газпром» в области подземного хранения газа (договоры 12Г/96.98, 16Г/99.99); в области хранения газа (договоры 12Г/96.98, 16Г/99.99); в области эксплуатации и капитального ремонта скважин месторождений и ПХГ (договоры 8Г/98.99, ЗГ/97.99); договоров с ООО «Оренбурггазпром» (816-03, 87903, 1656-03) в период 1999 - 2001 гг.; договоров с ООО «Тюментранс-газ» (1СК, 2СК, ЗСК) в 2000 - 2002 гг.; договоров с Российско-Бельгийским СП «МеКаМинефть» (71, 586/05) в период 2003 - 2005 гг.; ряда договоров между Советско-Новозеландским СП «Интертоп» и ДФ «Булгаргаз» (Болгария) в период 1992 - 1993 гг.; а также ряда договоров с Болгаро-Российским СП «Петрогаз-Антика» и ДФ «Булгаргаз» в период 1992 - 2005 гг.

Практическая ценность работы характеризуется соответствием направлений исследований содержанию научно-технических программ, в том числе отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области подземного хранения газа; в области эксплуатации и капитального ремонта скважин месторождений и ПХГ, НИОКР «Оренбурггазпром»; НИОКР ООО «Тюментрансгаз», НИОКР ООО «Сама-ратрансгаз», НИОКР ООО «Югтрансгаз», НИОКР ООО «Кубаньгаз-пром», Программ развития предприятий: ЗАО СП «МеКаМинефть» (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), ЗАО «Газтехнология», СП «Петрогаз-Антика», ПХГЧирен ДФ «Булгаргаз».

На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований разработаны 11 руководящих документов (инструкции, регламенты, рекомендации) отраслевого значения (согласованных с Госгортехнадзором РФ и утвержденных ОАО «Газпром»), а также ряда региональных, применяемых при ремонте скважин.

Результаты проведенных автором исследований, выполненные разработки и сконструированное оборудование широко применяются при ремонте скважин в ООО «Оренбурггазпром», ООО «Тюментрансгаз», ООО «Югтрансгаз», ООО «Самаратрансгаз» и на других предприятиях ОАО «Газпром», а также ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология», СП «Петрогаз-Антика», ДФ «Булгаргаз».

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены: на Ставропольской краевой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (Ставрополь, 1987); Всесоюзной конференции молодых ученых и специалистов (Москва, 1989); I, III Региональных конференциях «ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 1997, 1999); Межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России, посвященной 35-летию ДАО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, 1997); совещаниях ОАО «Газпром» - «Прогрессивные методы капитального и текущего ремонта скважин» (Анапа, 1997); «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов при депрессии на пласт» (Анапа, 1998); совещании по состоянию и проблемам капитального ремонта скважин (Москва, 1999); «Состояние капитального ремонта скважин в газовой отрасли и основные направления его совершенствования» (Москва, 2000); «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах» (Анапа, 2000); «Пути повышения эффективности капитального ремонта скважин» (Москва, 2001); совещании по рассмотрению результатов работ по изучению и ликвидации техногенного скопления газа на Совхозном ПХГ (Москва, 2000); заседании Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» (Валдай, 2000); заседании Секции НТС ОАО «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» на тему «Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа к транспорту» (Сочи, 2002 г.); заседании НТС ОАО «Газпром» - «Пути повышения скоростей бурения и сокращения сроков строительства скважин» (Тюмень, 2004); отраслевом совещании ОАО «Газпром» «Состояние и проблемы совершенствования изобретательской и рационализаторской деятельности в организациях ОАО «Газпром» (Туапсе, 2004); научно-практической конференции на тему «Импортозамещающие материалы, химреагенты и технические средства для строительства и эксплуатации скважин» (Анапа, 2002); межотраслевой научно-практической конференции «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии» (Анапа, 2004); 31 Международном геологическом конгрессе (Рио де Жанейро, 2000); Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли - новые технологии» (Ставрополь, 2002); международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин (Кисловодск, 2004); международном семинаре «Воздействие на скважину» (Кассель, Германия, 2004).

Кроме того, результаты выполненных работ и положения диссертации докладывались (в период 1992 - 2006 гг.) на секциях ученого совета ОАО «СевКавНИПИгаз», научно-технических совещаниях в ОАО «Газпром», ООО «Оренбурггазпром», ООО «Самаратрансгаз», ООО «Юпгрансгаз», ООО «Тюментрансгаз», ООО «Кубаньгазпром», ЗАО СП «МеКаМинефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», СП «Петрогаз-Антика», ЗАО «Газтехнология», ДФ «Булгаргаз».

Публикации. Результаты проведенных исследований автора отражены в 36 коллективных научно-исследовательских отчетах и 114 публикациях в России, Болгарии, Бразилии, в т.ч. 10 изобретениях.

Выпущены 11 руководящих документов отраслевого и регионального значения.

Фактический материал. Основой диссертационной работы послужили исследования автора, выполненные в ОАО «СевКавНИПИгаз» в 1992 - 2002 гг., СП «Петрогаз-Антика» в период 1993 - 2000 гг., Ставропольском отделении РАЕН в период 1998 - 2002 гг., ООО «Кубаньгазпром» в период 2004 - 2005 гг., ЗАО «Газтехнология» в период 2001 - 2006 гг. Автором использован фактический материал, полученный при выполнении лабораторно-стендовых исследований, а также промысловых наблюдений и опытных работ, проведенных непосредственно на скважинах. Результаты работ изложены в открытой печати в нашей стране, Болгарии, Бразилии, а также отчетах ОАО «СевКавНИПИгаз», Ставропольского отделения РАЕН, СП «Интертоп», СП «Петрогаз-Антика», СП «МеКаМинефть».

Аналитическую основу исследований составили многочисленные промысловые данные, результаты лабораторно-стендовых, аналитических исследований.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 357 страницах машинописного

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Бекетов, Сергей Борисович

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Подводя итог выполненным автором в настоящей диссертации исследованиям можно сделать следующие выводы.

1. На основании научного обобщения исследований в области капитального ремонта и интенсификации притока нефти и газа, а также выполненных автором лабораторных, аналитических и промысловых исследований, конструкторских разработок - усовершенствованы существующие и разработаны новые технологии проведения ремонтных работ в скважинах и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений, позволяющие восстановить естественные коллекторские свойства вскрытых продуктивных отложений в процессе работ, а также разработан комплекс технических средств для проведения работ в условиях низких пластовых давлений.

2. Усовершенствована технология промывки песчано-глинистых пробок в условиях низких пластовых давлений, предотвращающая загрязнение продуктивного пласта.

2.1. Разработан алгоритм принятия технологических решений при промывке скважин с применением пены, позволяющий планировать и оперативно управлять технологическими параметрами работ, производя работы как с запланированной репрессией на пласт, так и в условиях равновесия в системе скважина-пласт или с вызовом контролируемого притока флюидов из пласта.

2.2. Разработан способ восстановления циркуляции пены при проведении ремонтных работ в скважинах в условиях АНПД (при высокой проницаемости вскрытых отложений и отсутствии уровня технологической жидкости глушения скважины на устье).

2.3. Проведены исследования влияния дифференциального давления в системе скважина-пласт на скорость удаления песчано-глинистых пробок из скважин. В результате обработки статистического материала получены графики.

2.4. Установлено на практике, что в результате применения усовершенствованной технологии удаления песчано-глинистых пробок с применением пенных систем с последующим освоением скважин повышается эффективность ведения операции в результате использования пластовой энергии флюидов.

3. Разработана технология репрессионно-депрессионного воздействия на продуктивный пласт пенными системами с целью восстановления его проницаемости.

3.1. Установлено преимущество декольматации пласта пенными системами.

3.2. Разработана модель, описывающая поведение пласта при циклическом воздействии на него переменным давлением, позволяющая определить:

- количество циклов обработки прискважинной зоны пласта, необходимых для достижения системой скважина-пласт установившегося состояния;

- время проведения технологического процесса в целом;

- гидропроводность пласта;

- гидропроводность пласта;

- коэффициент проницаемости;

- коэффициент пьезопроводности;

- коэффициент приемистости скважины.

- расход ПОЖ;

- необходимый для интенсификации объем ПОЖ;

- давление нагнетания пены в скважину;

- создаваемую репрессию на пласт.

3.3. Разработана технологическая схема осуществления процесса репрессионно-депрессионного воздействия на пласт пенными системами.

3.4. Для подбора, оптимизации и оперативного контроля за эксплуатационными режимами разработана методика, предусматривающая тестирование ПЗП перед обработкой, а также разработанную модель циклического воздействия на пласт. Методика предусматривает решение следующих основных технологических задач:

- определение оптимальных технологических параметров процесса воздействия на пласт;

- определение прогнозируемого коэффициента продуктивности скважины после проведения каждого цикла воздействия, а также по завершению всей операции циклического воздействия;

- определение оптимального количества необходимых (прогнозируемых) циклов с целью полного восстановления коллекторских свойств пласта.

Применение методики позволяет гибко управлять технологическими параметрами в процессе репрессионно-депрессионного воздействия на пласт и оперативно оценивать восстановление проницаемости коллектора непосредственно при проведении работ.

3.5. Экспериментально установлено, что при применении данной технологии воздействия на продуктивный пласт происходит эффективная декольматация ПЗП и восстановление естественной проницаемости пород.

4. Усдвершенствована технология пенокислотного воздействия на карбонатные породы с целью интенсификации притока углеводородов.

4.1. Разработана методика, позволяющая прогнозировать основные технологические показатели процесса при планировании и проведении скважино-операций:

- необходимое давление закачки пены в скважину;

- забойное давление пены;

- требуемую плотность пены;

- степень аэрации пены;

- радиус обработки пласта;

- требуемый объем пенокислотной эмульсии для обработки запланированного объема пласта;

- характер взаимодействия пенокислотной эмульсии в пласте с карбонатными породами.

4.2. Разработан эффективный состава для обработки карбонатных коллекторов «Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта» (патент РФ на изобретение №2236576).

4.3. Создана лабораторная установка, позволяющая изучать реологические свойства жидкостей при низких температурах.

4.4. Экспериментально, на различных ПХГ доказана высокая эффективность применения усовершенствованной технологии.

5. Разработана комплексная технология промывки и освоения скважин, а также воздействия на пласт с целью интенсификации притока углеводородов с использованием колонны гибких труб. Применение технологии позволяет одновременно выполнять как удаление из скважины-песчано-глинистой пробки, так и производить очистку ПЗП с целью восстановления коллекторских свойств.

5.1. Разработана технологическая схема обвязки оборудования при промывке скважин и волновом воздействии на пласт с применением колтюбинговой установки

5.2. Разработаны алгоритмы промывки скважин (как в условиях заданной репрессии на пласт, так и с вызовом управляемого притока флюидов из пласта) и освоения нефтяных и газовых скважин, позволяющие оптимизировать технологические процессы, оперативно принимать решения непосредственно в процессе выполнения скважино-операций.

5.3. Применено нейросетевое моделирование пенообразующих свойств промывочных жидкостей, что позволяет оперативно, в процессе ведения работ, оценивать реологические свойства жидкостей и вносить изменения в их состав, а также управлять технологическими параметрами, оптимально используя реологические свойства ПОЖ.

5.4. Практически доказана эффективность разработанной комплексной технологии.

6. Разработана эффективная технология выявления заколонных флюидоперетоков путем проведения трассерных исследований. Доказано, что применение мелкодисперсных трассеров позволяет надежно диагностировать состояние заколонной крепи скважин, выявлять техногенные утечки флюидов по заколонному пространству из продуктивных отложений в надпродуктивные.

6.1. Разработаны и запатентованы два способа исследования динамических процессов, вошедшие составной частью в комплексную технологию трассерных исследований:

- «Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением» (патент РФ на изобретение №2164599);

- «Способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа» (патент РФ на изобретение №2167288).

6.2. Разработаны методики приготовления тонкодисперсных трассеров и применения трассеров для различных горно-геологических условий.

7. Усовершенствованы технология селективной изоляции притока пластовой воды, а также технология изоляции подошвенной пластовой воды.

7.1. Разработан эффективный водоизоляционный состав селективного действия.

7.2. Разработано аналитическое обоснования технологических параметров проводимых операций, основными из которых являются;

- коэффициент приемистости скважины;

- объем ПЗП, и необходимый размер водоизоляционного экрана;

- необходимая репрессия на пласт при установке экрана;

- время выполнения технологической операции установки водоизоляционного экрана;

7.3. Разработано цементировочное устройство для изоляции подошвенной воды.

8. Разработан комплекс технологического оборудования для проведения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений. На разработанное оборудование получены патенты РФ:

- «Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости» (патент РФ на изобретение» №2148846);

- «Циркуляционный клапан» (патент РФ на изобретение №2211915);

- «Устьевой герметизатор» (патент РФ на изобретение №2217574);

- «Гидромеханический пакер» (патент РФ на изобретение №2235850);

- «Разбуриваемый механический пакер» (патент РФ на изобретение №2236556);

- «Устьевой механический вибратор» (патент РФ на изобретение №2250982);

- «Устройство для подвески потайной колонны» (патент РФ на изобретение №2265118);

9. Проведены опытно-промышленные испытания комплекса технологий ремонта скважин и интенсификации притока флюидов в условиях низких пластовых давлений на Пунгинском, Совхозном и Михайловском ПХГ (Россия), а также Чиренском ПХГ (Болгария). Испытания выполнены при ведении ремонтных работ на Крыловском и Демин-ском газоконденсатных месторождениях, а также Ватинском, Мегион-ском, Северо-Покурском и Южно-Покамасовском нефтяных месторождениях.

10. Разработаны, выпущены и внедрены в производство следующие инструктивные материалы:

- «Временная инструкция по переаттестации скважин ПХГ с целью определения их возможной эксплуатации»;

- «Временная инструкция по комплексному применению пен и полимерных жидкостей при капитальном ремонте скважин ПХГ»;

- «Временная инструкция по проведению комплексного капитального ремонта скважин на Пунгинском ПХГ в условиях АНПД»;

- «Регламент аттестации фонтанных арматур и колонных головок, отслуживших паспортный срок эксплуатации на скважинах подземных хранилищ газа»;

- «Временная инструкция по промывке глинисто-песчаных пробок в скважинах с АНПД»;

- «Инструкция по переаттестации скважин ПХГ с целью определения их возможной эксплуатации»;

- «Рекомендации по промывке глинисто-песчаных пробок в газовых и газоконденсатных скважинах при АНПД с применением пенных систем»;

- «Временная инструкция по ликвидации заколонных перетоков флюидов на Саратовских ПХГ»;

- «Регламент на проведение работ по промывке скважин и волновому воздействию на пласт»;

- «Рекомендации на проведение работ по промывке и освоению скважин после ГРП агрегатом с гибкой трубой с применением пенных систем»;

- «Регламент на проведение работ по промывке и освоению скважин после ГРП агрегатом с гибкой трубой с применением пенных систем».

11. Опытно-промышленные испытания разработанных технологий ремонта скважин и интенсификации притока углеводородов в условиях низких пластовых давлений проводились на предприятиях: ООО «Оренбурггазпром», ООО «Самаратрансгаз, ООО «Югтрансгаз», ООО «Тюментрансгаз», ООО «Кубаньгазпром», ЗАО СП «МеКаМинефть», ОАО «Слдвнефть-Мегионнефтегаз», СП «Петрогаз-Антика», ДФ «Бул-гаргаз».

12. Фактический экономический эффект от внедрения в производство выполненных по теме диссертации разработок составил:

- рублей

- долл. США

- более

- 12 300 тыс.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Бекетов, Сергей Борисович, Краснодар

1. Каюмов М.Ш., Владимиров И.В. Причины снижения дебита добывающей скважины, вскрывающей многопластовую систему коллекторов. Нефтепромысловое дело. №3, 2002, С. 8-13.

2. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти / М.: Наука. 2000. С. 414.

3. Шлеин Г.А., Газимов P.P., Ирипханов Р.Д. Применение вибра-ционно-циклических методов интенсификации притоков и восстановления приемистости при освоении скважин. Нефтяное хозяйство, №9, 2000. С. 76-79.

4. Освоение скважин / А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко и др. / Справочное пособие. Под ред. Р.С. Яремийчука. М.: ООО «Не-дра-Бизнесцентр». 1999. С. 472.

5. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика / М.: Гостоптехиздат. 1961. С. 359.

6. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоп-» техиздат. 1949. С. 75.

7. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах/М.: Недра. 1987. С. 152.

8. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон / М.: Недра. 1996. С. 339.

9. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин / Учеб. для ВУЗов. Краснодар.: «Советская Кубань». 2002. С. 584.

10. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / М.: Недра. 1996. С. 183.

11. Николаевский Н.Н. Геомеханика и флюидодинамика / М.: Недра. 1996,'С. 447.

12. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин / М.: Недра. 1984. С. 268.

13. Заканчивание газовых скважин / У.Д. Мамаджанов, Г.А. Рахим-кулов, Г.А. Поляков и др. / М.: Недра. 1974. С. 174.

14. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.Н. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа / М.: Недра. 1976. С. 88.

15. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов / Нефтяное хозяйство. 1983. №11. С. 25-27.

16. Сидоровский В.А. Опробование разведочных скважин / М.: Недра. 1968. С. 165.

17. Вскрытие продуктивных пластов и испытание скважин в условиях заслонного разреза / Б.А. Фукс, В.В. Казанский, Г.Н. Москалец и др. / М.: Недра. 1978. С. 127.

18. Леонидов В.И. Вскрытие продуктивных пластов и выбор рационального способа обработки / М.: Труды геол. фонда РСФСР. 1975. №5. С. 42-46.

19. Абдулин Ф.С. Проникновение бурового раствора в призабой-ную зону пласта в процессе его вскрытия / Промывка и цементирова1.ние скважин. М.: 1973. С. 37-42.

20. Саттаев А.С. Фильтрация суспензий через пористые среды / Экспресс-информация. М.: ВНИИЭгазпром. 1974, №45. С. 25-30.

21. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности сквджин / М.: Недра. 1978. С. 256.

22. Ибрагимов Л.Х., Видовский Л.А. Проникновение глинистых и солевых частиц в призабойную зону при вскрытии продуктивного пласта /Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. 1982. Вып. 165. С. 36-42.

23. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов / М.: Недра. 1994. С. 233.

24. Подгорнов В.М., Стрельченко В.В., Беляков М.А. Влияние состава и качества промывочной жидкости на эффективность геофизических исследований скважин / Обзор сер. Бурение газовых и газокон-денсатных скважин. М.: ВНИИЭГазпром. 1987. С. 35.

25. Алекперов В.Т., Никишин В.А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин / М.: НТС Бурение. 1972, №12. С. 36-38.

26. Демьяненко Н.А., Минеев Б.П. Оценка влияния некоторых геолого-технологических факторов на степень кольматации околоствольной зоны пласта продуктами буровых растворов / Баку.: Азербайджанское нефтйное хозяйство. 1986, №12. С. 3-7.

27. Ус Е.М., Кожина К.С. Об определении зоны фильтрации бурового раствора в коллекторы на месторождениях Западного Предкавказья / Геология нефти и газа. 1966. №5. С. 36-39.

28. Юровский Ю.М. Разрешающая способность газового каротажа /М.: Недра. 1970. С. 200.'

29. Паус К.Ф. Буровые промывочные жидкости / М.: Недра. 1967. С. 308.

30. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи / Баку.: Азнеф-теиздат. 1956. С. 254.

31. Кусаков М.М., Мекеницкая Л.И. О толщине слоев связанной воды / Доклад на IV Международном нефтяном конгрессе в Риме. М.: Изд. АН СССР. 1955. С. 46.

32. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов / М.:

33. Гостоптехиздат. 1945. С. 139.

34. Требин Ф.А. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах /М.: Гостоптехиздат. 1959. С. 157.

35. Ханин А.А. Коллекторы нефти и газа месторождений СССР / М.: Гостоптехиздат. 1962. С. 302.

36. Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении / М.: Недра. 1976.С. 200.

37. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин / М.: Недра. 1998. С. 271.

38. Макаренко П.П., Матвеев Д.Ф., Бережной И.В. Совершенствование системы разработки малодебитных газоконденсатных месторождений / Газовая промышленность. 1987. №11. С. 10-11.

39. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта / С.Б. Бекетов, А.Ю. Косяк, А.В. Серов / Патент РФ на изобретение №2236576. Приоритет от 25.08.2003 г.

40. Басарыгин Ю.М., Матвеев Д.Ф. Новые гидрофобные эмульсионные растворы для глушения скважин / Газовая промышленность. 1995. №9. С. 14-15.

41. Исследование факторов и реализация мер долговременной эксплуатации нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников.'А.И. Булатов и др. / Т. 4. Кн. 2. Гидроразрыв пласта. Краснодар.: Просвещение-Юг. С. 357.

42. Глушение скважин в условиях снижающегося пластового давления на месторождениях Западной Сибири / Г.С. Поп, В.М. Кучеров-ский, А.С. Зотов, Л.Ю. Бодачевская / М.: Нефтепромысловое дело. №11.2002. С. 26-29.

43. Курочкин Б.М. Ликвидация нарушений в обсадных колоннах тампонажным раствором с высокой водоотдачей (ТРВВ) / М.: Нефтепромысловое дело. №11. 2002. С. 29-32.

44. Проблемы эксплуатации и ремонта газовых скважин на за* вершающей стадии разработки месторождений / А. Ахметов, М. Гейхман, В. Нифантов, А. Харитонов / М.: Бурение и нефть. №9. 2004. С. 39-41.

45. Сохранение коллекторских свойств пластов при заканчивании и ремонте скважин / С. Рябоконь, Б. Мартынов, А. Бояркин, И. Александров, Я. Дударов / М.: Бурение и нефть. №3. 2004. С. 6-10.

46. Универсальная технологическая жидкость глушения при ремонте и заканчивании скважин / С.А. Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А. Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г. Дударов / М.: Нефтяное хозяйство. №5. 2004. С. 62-64.

47. Мерзляков В.Ф. Технология сохранения естественной продуктивности пласта при первичном и вторичном вскрытиях / М.: Нефтяное хозяйство. №6. 2003. С. 38-39.

48. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Механизм селективного регулирования проницаемости неоднородных продуктивных пластов / М.: Нефтяное хозяйство. №6. 2003. С. 46-47.

49. Курочкин Б.М. Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / М.: НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ. №2. 2003. С. 17-19.

50. Габдуллин Р.Г., Хусаинов В.М., Хаминов Н.И. Сохранение кол-лекторских свойств пластов при вторичном их вскрытии, эксплуатации и ремонте скважин / М.: Нефтяное хозяйство. №6. 2003. С. 78-81.

51. Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ / М.: Нефтяное хозяйство. №7. 2002. С. 120-124.

52. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03 / Е.А. Иванов, С.Н. Мокроусов, Ю.К. Гиричев и др. / М.: Госгортехнадзор РФ. 2003. С. 127.

53. Тимашев Г. В., Чернышева Т. А., Строгий А .Я. Способ глушения скважин / Авторское свидетельство №1231933 МКЛЕ 21 В 33/10. Приоритет от 07.06.84 г.

54. Способ временной изоляции призабойной зоны пласта / К.М.

55. Тарифов, Р.А Максутов, М.Г. Газимов и др. / Авторское свидетельство №579408 Мкл5: Е21В 33/13. Приоритет от 13.10.75 г.

56. Способ временной изоляции продуктивного пласта при проведении ремонтных работ в скважине / К.М. Тагиров, С.В. Долгов, В.И. Нифантов и др. / Авторское свидетельство №1620608 Мкл5. Е 21В 33/138. Приоритет 4372775/03 от 01.02.88 г.

57. Способ глушения скважины I В.Е. Шмельков, Н.Р. Акопян, Ю.Н. Луценко и др. / Авторское свидетельство №724688 Мкл5 Е 21В 33/10, Приоритет 2414782/22-03 от 25.10.76 г. /

58. Шмельков В.Е. Технология глушения и освоения скважин с использованием трехфазных пен / Газовая промышленность. 1976, №3. С. 18-19.

59. Способ временной изоляции призабойной зоны пласта / А.Б. Сулейманов, Б.М. Халилов, Т.Б. Геокмаев и др. / Авторское свидетельство №1423726 Мкл5 Е 21В 33/13 Приоритет 4132999/22-03 от 28.08.86 г.

60. Способ временной изоляции призабойной зоны пласта./ Е.П. Капитанов А.У. Бальдеков, Г.Г. Баязитова и др. / Авторское свидетельство №1362115. Приоритет 3992336/22-03 от 19.11.85 г.

61. Хоминец З.Д. Геолого-техническое обеспечение технологических операций при испытании, ремонте и освоении нефтяных скважин / М.: Нефтяное хозяйство. №11. 2001. С. 46-55.

62. Реагент для инвертных эмульсионных растворов / Г.С. Поп, А.В. Бачериков, И.П. Нагирняк и др. / Патент РФ на изобретение № 2039075. приоритет от 18.06.90.

63. Буровой раствор на основе афронов: новый метод разбурива-ния истощенных пластов / К.К. Уайт, А.П. Честер, К.Д. Айвен и др. / М.: Нефтегазовые технологии. Вып. 3. 2004. С. 19-23.

64. Ерохин В.П., Щавелев Н.Л., Рассадников В.И. Развитие техники и технологий строительства скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» / М.: Нефтяное хозяйство. №2. 2004. С. 74-79.

65. Промывочные жидкости для проходки пластов с низким давлением на подземных газохранилищах / В.П. Банатов, А.И. Бережной, В.Н. Розов и др. / М.: Газовая промышленность. 1973. № 5. С. 15-18.

66. Сафин С.Г. Разработка рецептуры технологических жидкостей для промывки скважин / М.: Нефтяное хозяйство. №6. 2003. С. 72-74.

67. Кудряшов Б.Б., Кирсанов А.И. Бурение разведочных скважин с применением воздуха / М.: Недра. 1990. С. 263.

68. Сантус X., Роса Ф.С.Н., Кунья Ж.К. Промышленное применение метода бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины в северо-восточной части Бразилии / М.: Нефтегазовые технологии. №1. 2004. С. 50-53.

69. Джапаридзе А.Ю., Сампиев М.Х.-Б., Вайгель А.А. Результаты применения компанией «Петроальянс сервисис компани лимитед» интегрированных подходов при проведении ремонтно-изоляционных работ/ М.: Нефтяное хозяйство. №5. 2002. С. 82-86.

70. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / М.: Недра. 1980. С. 380.

71. Белей И.В., Карлов Р.Г. Бурение структурных скважин с при» менением аэрированной жидкости в условиях поглощения на Малоиргизской впадине / М.: Труды ВНИИБТ. 1973. Вып. XX. С. 93-99.

72. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин / М.: Недра. 1976. С. 231.

73. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / А.Г. Молчанов, С.М. Вайншток, В.И. Некрасов и др. / ISBN 57892-0038-9. 2000. С. 224.

74. Gary S.C. Coiled tubing drilling requires economic and technical analyses / Oil and Gas Journal/ 1995 Vol. 93. №8. 3. 59-62.

75. Джон Роберте. Weatherford предлагает услуги Weatherford Rounds и оборудование Out Offering для проведения ремонтов через НКТ / Время колтюбинга. 2004. №8. С. 7-11.

76. Гордон Макензи. Разработка, применение и практика использования надувных инструментов и систем, спускаемых на колтюбинго-вой трубе / Время колтюбинга. 2004. №8. С. 20-24.

77. Комплексное применение колтюбинговых технологий с традиционными способами ремонта скважин / P.P. Сахабутдинов, А.А. Ах-метов, Д.Н. Хадиев и др. / Время колтюбинга. 2004. №9. С. 32-34.

78. Операции по ремонту скважин, выполняемые с применением колтюбинговых установок в ООО «Татнефть» / Время колтюбинга. 2004. №10. С. 68-69.

79. Опыт проведения геофизических исследований в горизонтальных скважинах с использованием гибкой трубы на нефтяных месторождениях республики Татарстан / Я.К. Нуретдинов, Н.Ю. Степанов, В.В. Баженов и др. / Время колтюбинга. 2004. №10. С. 31-35.

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

81. Гузеев В.В., Поздняков А.А., Зайцев Г.С. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа / Нефтяное хозяйство. 2002. №6. С. 116-119.

82. Состояние и совершенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / А. Г.

83. Малышев, Г.А. Малышев, В.Ф. Седач, Л.М. Кочетков / М.: Нефтяное хозяйство. 2004. №2. С. 38-42.

84. Зинченко И.А., Кирсанов С.А., Юшков Ю.Ф. Интенсификация притока посредством ГРП на газоконденсатных скважинах Ямбургско-го месторождения / М.: Газовая промышленность. 2004. №10. С. 35-40.

85. Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гиллард М.Р. Супер-ГРП повышает рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения (Западная Сибирь) / М.: Нефтегазовое Обозрение. 2002. №2. С. 80-93.

86. Майкл Дж. Икономайдс, Рональд Э. Олигни, Питер Валко. Применение унифицированного метода проектирования трещин разрыва для газовых скважин / М.: Нефтегазовые технологии. 2003. №1. С. 17-23. ■

87. Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи в ОАО «Татнефть» / P.P. Ибатуллин, Ш.Ф. Татаутдинов,

88. Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов / М.: Нефтяное хозяйство. 2002. №5. С. 74-76.

89. Кудинов В.И. Новые технологии повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями / М.: Нефтяное хозяйство.2002. №5. С. 92-95.

90. Чуйко А.И., Кузьмичев Н.Д., Заров А.А. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Мегионского свода / М.: Нефтяное хозяйство. 2002. №7. С. 113-116.

91. Эффективные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана / Е.Н. Сафронов, И.А. Исхаков, К.Х. Гайнуллин, Е.В. Лозин, Р.Х. Алмаев / М.: Нефтяное хозяйство. 2001. №11. С. 18-19.

92. Пути повышения эффективности доразработки месторождений ООО, «Лукойл-Нижневолскнефть» / А.А. Новиков, Б.И. Бочкарев, А.С. Саблин, и др. /М.: Нефтяное хозяйство. 2001. №11. С. 66-68.

93. Трахачева Е.А. Оценка эффективности применения гидродинамических методов повышения нефтеотдачи залежи фундамента месторождения Белый Тигр / М.: Нефтяное хозяйство. 2003. №10. С. 102-103.

94. Коваленко Ю., Карев В. Метод георыхления новый подход к проблеме повышения продуктивности скважин / М.: Технологии ТЭК.2003. №1.С.31-35.

95. Грайфер В., Лысенко В. Газовое заводнение как радикальное средство увеличения нефтеотдачи пластов на воёлекаемых в разработку нефтяных месторождений Западной Сибири / М.: Технологии ТЭК. 2003. №1. С. 37-40.

96. Эллингсен О. Как отражается на притоке углеводородов в скважину воздействие на пласт электрического тока и механических колебаний / М.: Нефтегазовые технологии. 2003. №2. С. 24-29.

97. Технология обработки призабойной зоны и освоения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах с применением кислотной композиции / Ю.Л. Вердеревский, Ю.Н. Арефьев, P.P. Галимов и др. /М.: Нефтепромысловое дело. 1996. №7. С. 14-17.

98. Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздействий на месторождениях АО «Ноябрьскнефтегаз» / А.И. Еси-пенко, В.В. Калашнев, Н.А. Петров и др. / М.: Нефтепромысловое дело. 1996. №5. С. 12-15.

99. Мордвинов В.А., Глущенко В.Н. Влияние свойств коллектора и состава кислотных растворов на эффективность обработок скважин / М.: Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2002. №11. С. 22-26.

100. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Аббасов Э.М. Синергетиче-ские эффекты при системном воздействии на залежь термо-реохимическими методами / М.: Нефтяное хозяйство. 2002. №11. С. 61-65.

101. Создание и результаты применения гелеобразующей композиции избирательного действия на месторождениях Урало-Поволжья / Ю.А. Котенев, Ф.А. Селимов, С.А. Блинов и др. / М.: Нефтяное хозяйство. 2004. №6. С. 81-83.

102. Исследование свойств гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента / А.В. Овсюков, С.А. Блинов, Т.Н. Максимова и др. / М.: Нефтепромысловое дело. 1996. №11. С. 25-29.

103. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследования / В.Г. Уметбаев, В.Н. Павлычев, Н.В. Прокшина и др. / М.: Нефтяное хозяйство. 2001. №11. С. 32-34.

104. Полимерцементные композиции для установки водоизоляци-онных мостов в сеноманских скважинах / А.А. Ахметов, Г.А. Киряков, И.А. Клюсов и др. / М.: Нефтяное хозяйство. 2003. №3. С. 68-69.

105. Комплексная техника и технология изоляции пластовых вод при заканчивании скважин / Р.Г. Габдуллин, В.М. Хусаинов, Н.И. Ха-минов и др. / М.: Нефтяное хозяйство. 2003. №3. С. 70-73.

106. Изоляция зон водопритоков в наклонно направленных скважинах / Г.С. Абдрахманов, И.Г. Юсупов, Г.А. Орлов и др. / М.: Нефтяное хозяйство. 2003. №2. С. 42-46.

107. Диниченко И.К., Подшивалов Н.Ф., Шангареев И.Р. Технология изоляции притока воды в горизонтальных стволах скважин / М.: Нефтяное хозяйство. 2003. №2. С. 48-49.

108. Ганиев P.P. Комбинированное применение технологий регулирования проницаемости с целью ограничения водопритоков и повышения степени нефтеизвлечения из полимиктовых высокотемпературных пластов / М.: Нефтепромысловое дело. 1996. №8. С. 2-5.

109. Потокоотклоняющие технологии основной метод регулирования разработки высокозаводненных залежей / С.А. Сулима, В.П. Сонич, Д.В. Самсоненко и др. / М.: Нефтяное хозяйство. 2004. №2. С. 44-50.

110. Куксов А.К., Черненко А.В. Заколонные проявления при I строительстве скважин / Обзорная информация, серия «Техника итехнология бурения». 1988. №9 М.: ВНИОЭНГ. С. 68.

111. Предупреждения межколонных проявлений в газовых и газоконденсатных скважинах / А.И. Булатов, Н.Н. Кошелев, В.А. Серпен-ский и др. / Серия «Разработка и эксплуатация нефтяных и газоконденсатных месторождений Кубани». Краснодар.: 1966. С. 126-137.

112. Причины деформации обсадных колонн эксплуатационных скважин (межколонные газопроявления) / В.Н. Виноградов, В.В. Савченко, Г.Г. Жиденко и др. / Серия Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИЭгазпром. 1990. С. 47.

113. Агишев А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений / М.: Недра. 1966. С. 204.

114. Особенности и перспективы использования методов промы-слово-геофизическиого контроля на нефтяных и газовых месторождениях Оренбургской области / А.С. Деркач, Р.Г. Темиргалеев, А.И. Платов и др. / М.: ВНИИОЭНГ. 1995. С. 72.

115. Инструкция по проведению исследований скважин с межколонными флюидопроявлениями на месторождениях и ПХГ. / К.М. Та-гиров, А.Е. Арутюнов, Р.А. Тенн и др. / М.: РАО Газпром. «СевКавНИ-ПИгаз». 1997. С. 14.

116. Методические указания по оценке герметичности скважин ПХГ, имеющих межколонные давления. / А.Е. Арутюнов, Р.А. Тенн, Е.П. Серебряков и др. / М.: РАО Газпром. «СевКавНИПИгаз». 1997. С. 17.

117. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. / М.: Недра. 1986. С. 157.

118. Соколовский Э.В., Зайцев В.М. Применение изотопов на нефтяных промыслах. / М.: Недра. 1971. С. 160.

119. Определение профиля приемистости нагнетательной скважины радоновым индикаторным методом /Киляков В.Н., Пинкензон

120. Д.Б., Романов В.В. и др. / Сборник «Ядерная геофизика и геоакустические методы при определении фильтрационно-емкостных свойств пород в залежах нефти и газа». М.: 1989. С. 40-45.

121. Куваев А.А. Проблемы моделирования миграции рассолов в потоках подземных вод. / Обзорная информация. Сер. «Охрана человека и окружающей среды в газовой промышленности». М.: ИРЦ Газпром. 1995. С. 39.

122. Поляков В.А., Ткаченко А.Е., Ежов М.П. К вопросу использования изотопных методов при гидрогеологической съемке среднего масштаба. / Водные ресурсы. 1986. №3. С. 163-167.

123. Бекетов С.Б., Косович Т.А., Штепа С.И. Анализ рисков при реализации научно-технических решений в области бурения и капитального ремонта скважин / Горный информационно-аналитический бюллетень. 2005. №6. М.: МГГУ. С. 52-54.

124. Бекетов С.Б. Удаление песчано-глинистых пробок из скважин с применением пенных систем и воздействие на пласт в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, №8. 2003. М.: МГГУ. С. 17-22.

125. Долгов С.В., Бекетов С.Б. Промывка шламовых пробок в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений / Сбор1.ник научных трудов «Строительство газовых и газоконденсатных скважин». М.: ВНИИгаз. 1995. С. 53-57.

126. Промиване на шламови утайки при аномално ниски пластови налягания / С. Бекетов, С. Долгов, Р. Иванов, К. Петков / София.: Геология и минерални ресурси. 1995. №8. С. 3-5.

127. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению / М.: Недра. Книга 1. 1993. С. 320.

128. Пенный режим и пенные аппараты / Э.Я. Тарат, И.П. Мухле-нов, А.Ф. Туболкин, Е.С. Тумаркина / Л. Химия. 1977. С. 304.

129. Булычев Г.А. Применение эжектирования при эксплуатации нефтяных и газовых скважин / М.: Недра. 1989. С. 116.

130. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С.

131. Алиев, О.М. Ермилов и др. / М. Наука. 1995. С. 523.

132. Димитриади Ю.К., Бекетов С. Б. Теоретическое обоснование метода регулирования давления в скважине при вскрытии продуктивного пласта с управляемым притоком газа / Известия ВУЗов. Северо

133. Кавказский регион. Технические науки. Прил. 2. 2004. Ростов-на-Дону.: Ростовский госуниверситет. С. 147-150.

134. Инструкция по бурению скважин и вскрытию продуктивных пластов / Ю.С. Лопатин, И.В. Белей, И.П. Елманов и др. / М.: ВНИИБТ. 1985. С. 75.

135. Тагиров К.М., Дубенко В.Е., Димитриади Ю.К. / Особенности контроля за осевой нагрузкой на долото при бурении с герметизированным устьем. / Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИгаз. М.: 1997. С. 90-92.

136. Бекетов С.Б. Устьевой герметизатор для ведения ремонтных работ в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, №6. 2005. М.: МГГУ. С. 52-54.

137. Лавандел Э.Э. / Расчет резинотехнических изделий. / М.: Машиностроение. 1976. С. 182.

138. Циркуляционный клапан / Бекетов С. Б., Машков В. А., Завальный П. Н. и др. / Патент РФ на изобретение № 2211915. Приоритет от 16.10.2001 г.

139. Димитриади Ю.К., Бекетов С.Б. Математическая модель притока газа на забой скважины в процессе механического бурения газоносного пласта / Горный информационно-аналитический бюллетень, №1. 2004. С. М.: МГГУ. 53-57.

140. Капитальный ремонт скважин в условиях АНПД / В.И. Шамшин, Д.А. Удодов, С.Б. Бекетов и др. / М.: Газовая промышленность, №4. 2001. С. 44-45.

141. Бекетов С.Б., Пуля Ю.А., Косяк А.Ю. Зависимость скорости разрушения песчано-глинистых пробок от величины дифференциального давления в системе скважина-пласт / Горный информационно-аналитический бюллетень, №10. 2003. М.: МГГУ. С. 8-9.

142. Зависимост на скоростта на разрушаване на пясъчно-глинести натрупвания от диференциалното налягане в системата сон-даж-пласт/ К. Тагиров, С. Бекетов, Ю. Пуля и др. / София.: Геология и минерални ресурси. №2. 2003. С. 14-16.

143. Бекетов С.Б. Интенсификация притока газа путем репресси-онно-депрессионного воздействия пенными системами на продуктивные отложения / М.: МГГУ. Горный информационно-аналитический бюллетень. №7. 2003. С. 30-32.

144. Бекетов С.Б. Технология волнового воздействия переменным давлением на продуктивный пласт с целью интенсификации притока газа / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Серия «Технические науки». №4. Ростов-на-Дону.: РГУ. С. 96-100.

145. Яремийчук Р.С., Лесовой Г.А. Технология воздействия на призабойную зону пласта многократными депрессиями / Нефтяное хозяйство, №5. 1985. С. 70-73.

146. Рабинович Е.З. Гидравлика / М.: Недра. 1980. С. 278.

147. Усиление ударных волн в неравновесной системе жидкость-пузырьки растворенного газа / Б.Е. Гальфанд, В.В. Степанов, Е.И. Тимофеев и др. / М.: ДАН. 1978. Т. 239.

148. Сизоненко О.Н., Малюшевский Р.А., Максутов Р.А. Особенности взрывного воздействия в условиях скважин / Сборник научных трудов ВНИИнефть. 1981. Вып. 77. С. 101-106.

149. Обработка ПЗП депрессией в импульсном режиме/ Ю.В. Зуев, В.М. Воронцов, А.Г. Корженевский и др. / Нефтяное хозяйство. 1983, №9. С. 42-50.

150. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин / М.: Недра. 1975. С 264.

151. Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин/М.: Недра. 1990. С. 138.

152. Нигматулин Р.И., Пыж В.А., Симоненков И.Д. Эффект аномальных колебаний с интенсивными всплесками давления в ударной волне, распространяющихся по водной суспензии бентонитовой глины / Известия ВУЗов. Серия «Нефть и газ». 1983. №11. С. 45-47.

153. B.C. Зарубин B.C. Математическое моделирование в технике/

154. М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана. Математика в техническом университете. Выпуск XXI. 2001.

155. Советов Б.Я., Яковлев С.А. Моделирование систем / Учеб. для ВУЗов. 3-е изд. М.: Высшая школа. 2001. С. 343.

156. Бронштейн И. Н., Семендяев К. А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов / М.: Наука. Главн. ред. физ.-мат. лит. Изд. 13. 1986. С. 544.

157. Степанов В.В. Курс дифференциальных уравнений / М.: Наука. 1966.

158. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика / М.: Недра. Учебник для ВУЗов. 1993. С. 416.

159. А.Н. Канатников А.Н., А.П. Крищенко А.П. Линейная алгебра / М.: Изд. МГТУ им. Н.Э. Баумана. Математика в техническом университете. Вып. IV. 2001.

160. Бекетов С.Б. Димитриади Ю.К. Метод тестирования приза-бойной зоны продуктивного пласта при интенсификации притока углеводородов / Горный информационно-аналитический бюллетень. №1. 2005. М.: МГГУ. С. 39-41.

161. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин / О.Д. Даниленко, К.И. Джафаров, В.Г. Колесников и др. / РД от 01.07.1997 г., М.: Федеральный горный и промышленный надзор России. М.: 1997. С. 194.

162. Инструкция по переаттестации скважин ПХГ с целью определения их возможной эксплуатации / А.Е. Арутюнов, К.М. Тагиров, С.Б. Бекетов и др. / Ставрополь.: СевКавНИПИгаз. 2001. С. 29.

163. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин / Самара.: Самарское книжное издательство. 1996. С. 414.

164. Совершенствование конструкций забоев скважин / М.О. Аш-рафьян, О.А. Лебедев, Н.М. Саркисов и др./ М.: Недра. 1987. С. 183.

165. Тагиров К., Бекетов С., Иванов Р. Увеличиване притока на газ в сондажите на газово хранилище «Чирен» / София. Геология и мине-рални ресурси. №4. 2000. С. 24-27.

166. Бекетов С.Б. Особенности репрессионно-депрессионного воз-t действия на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа / М.: МГГУ. Горный информационно-аналитический бюллетень, №9. 2003. С. 5-8.

167. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. / Спутник нефтяника и газовика. Справочник. М.: Недра. 1986. С. 325.

168. Бекетов С., Иванов Р. Технология на поетапно усвояване на експлоатационно-нагнетателните сондажи на подземно газово хранилище Чирен / София. Геология и минерални ресурси. 1999. С. 32-36.

169. Коротаев Ю.П. Избранные труды / Том 1. Под редакцией Р.И. Вяхирева. М.: Недра. 1996. С. 606.

170. Долгов С.В., Бекетов С.Б. Технология интенсификации добычи газа в скважинах ПХГ Мирен / Сборник научных трудов «Строительство газовых и газоконденсатных скважин». М.: ВНИИгаз. 1993. С. 66-68.

171. Долгов С., Бекетов С., Иванов Р. Интензификация на добива на газ в сондажите на «Мирен» / София. Геология и минерални ресур-си. 1994. № 3-4. С. 16-18.

172. Избор на объекти за интензификация в фондажите на газохранилище «Мирен» / Р. Иванов, А. Керимов, С. Бекетов и др. / София. Геология и минерални ресурси. 1996. №2. С. 27-29.

173. Бекетов С.Б. Результаты интенсификации притока газа пено-кислотными обработками продуктивных отложений на подземных хранилищах газа / М.: МГГУ. Горный информационно-аналитический бюллетень, №5. 2004. С. 320-324.

174. Бекетов С.Б. Технология пенокислотного воздействия на продуктивные отложения с целью интенсификации притока флюидов / М.: МГГУ. Горный информационно-аналитический бюллетень, №6. 2004. С. 56-59.

175. Зотов Г.А., Алиев З.С. / Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / М.: Недра. 1980. С. 301.

176. Бекетов С.Б. Косяк А.Ю. / Особенности промывки скважинтпенными системами с применением колонны гибких труб / Горный информационно-аналитический бюллетень, №12. 2003. М.: МГГУ. С. 5-7.

177. Способ вскрытия продуктивного газоносного пласта бурением / Р.А. Гасумов, Ю.К. Димитриади, A.M. Тагирова и др. / Патент РФ №2196869. Приоритет от 17.08.2000.

178. Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К. / Алгоритм принятия технологических решений при промывке нефтяных скважин гибкими трубами в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, №4. 2004. М.: МГГУ. С. 63-66.

179. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин / М.: Недра. 1984. С. 224.

180. Маковей Н. Гидравлика бурения. / Пер. с румынского. М.: Недра. 1986. С. 536.

181. Бекетов С.Б., Афанасьев Циркуляционный клапан для ремонта и освоения скважин / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 11. 2005. М.: МГГУ. С. 55-58.

182. Бекетов С.Б., Косяк А.Ю. Опыт промывки скважин пенными системами в условиях аномально низких пластовых давлений с применением колонн гибких труб / Сборник докладов международной конференции. Ставрополь.: 2004.

183. Бекетов С.Б. Моделирование пенообразующих свойств нефти при промывке скважин в условиях аномально низких пластовых давлений с использованием колонны гибких труб / Горный информационно-аналитический бюллетень, №10. 2004. М.: МГГУ. С. 341-344.

184. Галушкин А.И. Теория нейронных сетей / Кн. I. Под ред. А.И. Галушкина. М.: ИПРРЖР. 2000. С. 417.

185. Леховицкий Д.И. Обобщенный алгоритм Левинсона и универсальные решетчатые фильтры / Известия ВУЗов. Радиофизика. 1992. Т. 35. №9-10. С. 790-808.

186. Леховицкий Д.И., Атаманский Д.В., Кириллов И.Г. Разновидности «сверхразрешающих» анализаторов пространственно-временного спектра случайных сигналов на основе обеляющих адаптивных решетчатых фильтров / http://www.eleron.net/rus/articles/Articel2LK.pdf

187. Радиоэлектронные устройства: основы построения и теория / Я.Д. Ширман, Ю.И. Лосев, Н.Н. Минервин и др./ Под ред. Я.Д. Ширма-на. М.: АО «Маквис», АО «Реам-Билдинг». 1997. С. 89.

188. Леховицкий Д.И., Флексер П.М. Статистический анализ разрешающей способности квазигармонического спектрального оценивания методом Кейпона / Сборник докладов международной НТК «Современная радиолокация». Вып.1. Киев. 1994. С. 66-71.

189. Комарцова Л.Г., Максимов А.В. Нейрокомпьютеры / Учеб. пособие для ВУЗов. Сер. Информатика в техническом университете. М.: Изд. МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2002. С. 320.

190. Способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа / К.М. Тагиров, А.Е. Арутюнов, С.Б. Бекетов и др. / Патент РФ №2167288 Приоритет от 17.06.1999 г.

191. Бекетов С.Б. Технология диагностики герметичности зако-лонной крепи скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа / М.: МГГУ. Горный информационно-аналитический бюллетень, №6. 2003.С. 38-42.

192. Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости. / В.А. Машков, С.Б. Бекетов, С.А. Варягов и др. / Патент РФ №2148846. Приоритет от 19.04.1999 г.

193. Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением / К.М. Тагиров, С.А. Варягов, С.Б. Бекетов и др. / Патент РФ №2164599. Приоритет от 17.09.99 г.

194. Бекетов С.Б., Суковицын В.А. Метод диагностики состояния заколонной крепи скважин / Тезисы докладов международной конференции «ВНИИгаз на рубеже веков наука о газе и газовые технологии». М.: ВНИИгаз. 2003. С. 38.

195. Complex technology of tracing investigations at the objects oil and gas industry / Tagirov K.M., Arutiunov A.E., Variagov S.A., Beketov S.B. /

196. Rio de Janeiro. 31st International Geological Congress. 2000. Brasilia.

197. Бекетов С.Б. Технология избирательной изоляции притока пластовой воды в газовых скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / Горный информационно-аналитический бюллетень, №3. 2005. М.: МГГУ. С. 339-342.

198. А.С. Шатурин, Б.И. Есьман. Бурение скважин при проходке поглощающих горизонтов / М.: Недра. 1964. С. 216.

199. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин / М.: Недра. 1984. С. 268.

200. Котяхов Ф.И. / Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. С. 287.

201. Разбуриваемый механический пакер / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, Ю.В. Шульев и др. / Патент РФ на изобретение №2236556. Приоритет от 15.04.2003 г.

202. Устьевой герметизатор / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, А.В. Афанасьев и др. / Патент РФ на изобретение №2217574 Приоритет от 13.12.2001 г.

203. Устьевой механический вибратор / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, В.А. Паросоченко и др. / Патент РФ на изобретение №2250982 Приоритет от 14.04.2003 г.

204. Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости / В.А. Машков, В.Н. Коршунов, С.Б. Бекетов и др. / Патент РФ на изобретение №2148846. Приоритет от 19.04.1999 г.

205. Бекетов С.Б. Технология капитального ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / Тезисы докладов межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России. Ставрополь.: СтГТУ. 1997. С. 9-10.

206. Тагиров К.М., Долгов С.В., Бекетов С.Б. Особенности глушения скважин на ПХГ с аномально низким пластовым давлением / Сборник научных трудов «Строительство газовых и газоконденсатных скважин». М.: ВНИИгаз. 1993. С. 63-66.

207. Газовые месторождения СССР / Справочник под редакцией Н.А. Васильева. М.: Недра. 1968. С. 628.

208. Гитауллин О.Н., Жардецкий А.В., Иванов Н.Н. Контроль за эксплуатацией Пунгинского подземного хранилища газа методами ГИС / М.: Геология нефти и газа, 1999. №7-8. С. 37-40.

209. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. / Б.А. Никитин, В.И. Резуненко, Б.Л. Александров и др. / М.: НПО ОБТ, 1993. С. 130.

210. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-200-98 / Е.А. Малов, Ю.А. Дадонов, А.А. Шестаков и др. / М.: Госгортехнадзор РФ. 1998. С. 161.

211. Временная инструкция по проведению комплексного капитального ремонта скважин на Пунгинском ПХГ в условиях АНПД / Р.А. Гасумов, С.Б. Бекетов, М.Н. Пономаренко и др. / Ставрополь.: СевКавНИПИгаз. 1998. С. 22.

212. Временная инструкция по вскрытию газоносного пласта с промывкой пеной по герметизированной системе циркуляции / К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин, В.И. Нифантов и др. / Ставрополь.: СевКавНИПИгаз. 1985. С. 61.

213. Временная инструкция по промывке глинисто-песчаных пробок в скважинах с АНПД / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, С.Б. Бекетов и др. / Ставрополь.: СевКавНИПИгаз. 2000. С. 38.

214. Причины разрушения неустойчивых коллекторов и способы Ь удаления песчаных пробок из скважин / Р.А. Гасумов, С.А. Варягов,

215. С.Б. Бекетов и др. / Сборник научных трудов, серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа». Вып. 34. Ставрополь.: СевКавНИПИгаз. 2001. С. 5-13

216. Бекетов С.Б., Евик В.Н. Концептуальные и методические подходы при оценке технического состояния скважин ПХГ / Горный информационно-аналитический бюллетень, №5. 2003. М.: МГГУ. С. 35-38.

217. Иванов Р., Долгов С., Бекетов С. Проверка на експлоатаци-онния сондажен фонд на подземното газохранилище «Чирен» / София.: Минно дело и геология. 1994. №6. С. 33-37.

218. Опыт выявления источников образования техногенной залежи на основе анализа результатов текущего промыслового контроля в процессе эксплуатации ПХГ / Н.А. Егурцов, В.Н. Дулова, Ю.Н. Попов и др. / Сб. науч. трудов. М.: ВНИИгаз, 1998. С. 271-282.

219. Экспертное определение частоты опасных событий и факторов риска подземных хранилищ углеводородов в каменной соли / И.В. Арбузов, С.Б. Бекетов, В.Н. Евик и др. / Горный информационно-аналитический бюллетень, №11. 2002. М.: МГГУ. С. 214-219.

220. Бекетов С.Б. Евик В.Н. Суковицын В.А. Особенности формирования каналов техногенных перетоков газа в заколонных пространствах скважин / Горный информационно-аналитический бюллетень, №9. 2003. М.: МГГУ. С. 9-12.

221. Определение частоты аварий и значений факторов риска подземных хранилищ углеводородов в каменной соли методом экспертного анализа / С.Б. Бекетов, В.Н. Евик, Г.Л. Гендель и др. / М.: Безопасность жизнедеятельности. №11. 2003

222. Новые данные о перспективах поисков водорастворенного газа на больших глубинах / Е.С. Баркан, В.В. Тихомиров, В.А. Лебедев и др. / Советская геология. №2. М.: 1984. С. 11-20.

223. Долгов С.В., Керимов А-Г. Г., Бекетов С.Б. Некоторые результаты комплексных исследований эксплуатационных скважин Чиренского подземного хранилища газа / Научно-технический вестник «Ка-ротажник» №2 (129). 2005. Тверь. С. 110-120.

224. Газовые и газоконденсатные месторождения / В.Г. Васильев, В.И. ЕрмИлов, И.П. Жабреев и др. / Справочник. 2 изд. М.: Недра. 1983. С. 375.

225. Требин Г.Ф. Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза / Справочник. 2 изд. М.: Недра. 1980. С. 583.

226. Кудряшов Б.Б., Кирсанов А.И. Бурение разведочных скважин с применение воздуха / М.: Недра. 1990. С. 263.