Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Концепция управления техническим состоянием и повышение надежности промыслового оборудования Астраханского газоконденсатного месторождения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Концепция управления техническим состоянием и повышение надежности промыслового оборудования Астраханского газоконденсатного месторождения"

ФИЛИППОВ АНДРЕЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

(

I

КОНЦЕПЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ И ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальности: 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений 05.26.03 Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ на соискание ученой степени кандидата технических наук

ФИЛИППОВ АНДРЕЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

КОНЦЕПЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ И ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальности: 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений 05.26.03 Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 w^f

Работа выполнена в Центре химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан (ЦХИМН АН РБ)

Научные руководители: доктор технических наук, профессор

Вадим Евгеньевич Андреев

доктор технических наук Азат Галянурович Вахитов

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор, член-кор. АН РБ Раис Янфурович Нугаев

кандидат технических наук, доцент Владимир Ильич Васильев

Ведущее предприятие: НПО «Нефтсгазтехпология» (г, Уфа)

Защита состоится «16» декабря 2005 г. в 1528 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, д. 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия «-Институт проблем транспорта энергоресурсов» (1"УП «ИПТЭР»)

Автореферат разослан «16» ноября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ ! БИБЛИОТЕКА { С. Петервург (к г \ «9 »Ц? шяф<? ^

JI П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) состоит из следующих основных компонентов: газовые углеводородные компоненты С1-С4 до 60% мол; неуглеводородные компопепты (7/25 — до 30 % мол, С02 — до 15 %мол.); жидкие углеводородные компоненты (конденсат) в количестве 260 г/нм3 газа сепарации; сероорганические соединения (в пересчете на серу) до 10 г/нм3 газа сепарации, меркаптаны — до 2,21 г/ньг газа сепарации; с газом выносится вода (пластовая И техногенная) — до 120 см3/ю>Г газа сепарации, которая по своему составу в основном относится к хлоркальциевому типу. Общая минерализация воды доходит до 100-120 г/л, плотность до 1,06 г/см . Перспектива и актуальность темы настоящей работы заключается в том, что объемы добычи на Астраханском газоконденсатном месторождении на сегодняшний день составляют менее 4% от начальных геологических запасов, утвержденных ГКЗ, и от дальнейшей правильной разработки и эксплуатации месторождения зависит экономическое благополучие целого региона Если дополнить картину аномально высокими пластовыми термобарическими и коррозионными условиями при добыче и сборе сырьевого флюида, то становится понятным, почему на АГКМ необходима разработка особых средств и методов обеспечения концепции управляемости техническим состоянием и надежности промыслового оборудования.

Ввиду вышеперечисленных особенностей эксплуатации техно-природного комплекса АГКМ, концепция управления техническим состоянием, средства и методы повышения надежности промыслового оборудования, применяемые на сегодня в том виде, в каком они представлены в инструкциях и других источниках, практически невозможно применить в условиях ООО «Ашраханьгазпром». При столь высоком содержании в пластовом флюиде сероводорода, который является не только коррозионноа1рессивным компонентом, но и сильным нервно-паралитическим ядом, концепция управления техническим состоянием промыслового оборудования должна быть настолько совершенной, чтобы не допускать даже малейших утечек газа. Соответственно, вновь разрабатываемые средства и методы повышения надежности промыслового оборудования совершенствуют и концепцию управления им. В работе предлагаются системные решения данных вопросов.

Цель работы. Совершенствование концепции управления техническим состоянием промыслового оборудования АГКМ включая повышение его надежности

Основные задачи исследований

1 На основании обобщения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований произвести оценку технического состояния, средств и меаодов повышения надежности 1азопромыслового оборудования АГКМ.

2 Разработать и обосновать концепцию управления техническим состоянием газопромыслового оборудования, включая средства и методы повышения его надежности для условий добычи высокоагрессивного флюида.

3. Усовершенствовать средства и методы управления техническим состоянием и повышения надежности промыслового оборудования

4. Определить техническое состояние и оценить ресурс газопромыслового оборудования после применения усовершенствованных средств и методов управления им и повышения его надежности.

Методы исследований. Поставленные в работе задачи решены путем теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием, в том числе, промыслового стенда изучения защитного действия ингибиторов коррозии и участков полевых коррозионных испытаний металлоизделий и промыслового оборудования. Обработка результатов, а также оценка их применимости и точности производилась в соответствии с РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов», ГОСТ Р 51901-2002 «Управление надежностью» Анализ риска технологических систем», ГОСТ 9 908-85 «Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости», «Методическими указаниями по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности» (1996 г.).

Научная новизна. На основании оценки технического и коррозионного состояния промыслового оборудования на начальной стадии разработки АГКМ проведён анализ и прогноз риска опасного производственного объекта - газодобывающей скважины

Разработана, обоснована и опробована концепция управления техническим состоянием и повышения надёжности газопромыслового оборудования, работающего в условиях АВПД и высокой агрессивности пластовых флюидов.

Создана модель управления ресурсом безопасности эксплуатации газодобывающей скважины

Предложены и защищены патентами РФ способ восстановления герметичности межколонного пространства, способ и состав для герметизации затрубного пространства, способ изоляции подошвенных вод и состав для обработки лризабойной зоны пласта.

Основные защищаемые положепия

1 Концепция управления техническим состоянием газопромыслового оборудования, работающего в аномальных термобарических и физико-химических условиях пластовых систем.

2 Результаты экспериментального обоснования применения ингибиторов коррозии газопромыслового оборудования в условиях высокоагрессивных сред АГКМ.

3 Новые составы и технологии восстановления герметичности межколонного и затрубного пространства, изоляции подошвешгых вод и обработки призабойной зоны пласта

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Результаты теоретических и лабораторных исследований, разработанные методические подходы, концепции и модели управления, новые составы и технологии прошли апробацию в промышленном масштабе при эксплуатации АГКМ. Внедрение разработанного комплекса рекомендаций и технологий позволили значительно повысить надежность работы газопромыслового оборудования, увеличить межремонтный период работы скважин, снизить энерго- и материалоёмкость производственных процессов добычи и подготовки газа и конденсата, а также дополнительно добыть 21,98 млн. м3 газа и 7,69млат конденсата Прибыль предприятия от внедрения технологий составила 5,1 млн. руб.

, Апробация результатов исследования. Основные положения

диссертационной работы доложены на: научно-технических советах предприятия ООО «Астраханьгазцром»; научно-техническом совете РАО «ГАЗПРОМ», секция «Защита от коррозии трубопроводов и оборудования»,

* Астрахань, апрель, 1998 г.; Ш Международном конгрессе «Защита 98»,

Москва, июнь, 1998 г.; 3-й научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 27-29 января 1999 г; Международной научно-технической конференции «Анализ диагностических работ за 1998 год на объектах предприятия «Оренбурггазпром» и перспективы их совершенствования в 1999 году на примере ОНПСМ», Оренбург, 27-28 февраля 1999 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах», Анапа, май 2000 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Научно-технические решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии», Оренбург, май 2000 г, Международной конференции «Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона», Астрахань, 2-6 октября 2000г.; Международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», Оренбург, 20-24 ноября 2000 г; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ», «Пути совершенствования методики и организации исследований на конденсатностъ в ОАО «ГАЗПРОМ», Ухта, ноябрь 2001 г; IV Международной научно-технической конференции «Диагностика оборудования и трубопроводов подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», Оренбург, 2002 г; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Научно-технические решения по повышению эффективности защиты от коррозии магистральных газопроводов, труб, оборудования газовых промыслов и ГПЗ по результатам диагностики и коррозионного мониторинга, анализ и разработка НТД», Екатеринбург, октябрь 2002 г.; научно-техническом совещании по проблеме межколотшых давлений на Астраханском ПСМ, Астрахань, п Аксарайский Красноярского р-на Астраханской области, 26-28 ноября 2002 г

Публикации. Основное содержание диссертационной работы изложено в 20 печатных работах и 5 патентах РФ

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав и заключения Объём работы составляет 128 страниц машинописного текста, содержит 17 таблиц, 37 рисунков и список использованных источников из 88 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении определены цель работы и задачи исследований, отмечена актуальность проблемы и дана общая характеристика диссертационной работы

Первая глава посвящена современному состоянию разработки АГКМ, а также анализу технического состояния газопромыслового оборудования

Астраханское газоконденсатное месторождение, открытое в 1976 году, расположено в Астраханской области в 60 км севернее г. Астрахань. Добыча газоконденсатного сырья ведётся из башкирской залежи.

Астраханское газоконденсатное месторождение приурочено к крупной структуре второго порядка по подсолевым палеозойским отложениям -Астраханскому своду и располагается в его наиболее приподнятой части - в толще среднекаменноугольных карбонатных пород. Газонасыщенная часть разреза месторождения включает в себя стратиграфические подразделения башкирского яруса среднего карбона.

За основу проектирования принята шшкативная модель, в которой строение продуктивного резервуара рассматривается как массивно-пластовое при значительной неоднородности фильтрационно-ёмкостных свойств вмещающих пород по площади и разрезку. Высота залежи до 300 м.

Начальное пластовое давлении — 61,2 МПа, пластовая температура — 110 °С. Пластовым флюид АГКМ характеризуется высоким (3053 % мольн.) содержанием токсичных и корозионноактивных компонентов-сероводорода и диоксида углерода.

Опытно-промышленная эксплуатация АГКМ предусматривала подключение 124 эксплуатационных скважин (I очередь — 56 скважин и II очередь — 68 скважин) и строительство шести установок предварительной подготовки газа общей производительностью 12 млрд. м3 отсепарированного газа в год. Действующий в настоящее время проектный документ — «Проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения на период 2001 - 2019 годов» предусматривает сохранение добычи и переработки 12,0 млрд. м3 газа при действующем фонде 128 скважин.

На 01.01.2005 года эксплуатационный фонд АГКМ составляет 130 скважин, в том числе- действующий фонд скважин — 120 шт., скважины в капитальном ремонте — 10 шт.

Типовая схема подземного оборудования эксплуатационных скважин Астраханского ГКМ приведена на рис. 1

В состав комплектов подземного оборудования заложены следующие элементы в исполнении стойком против сероводородной и углекислотной

коррозии: расходные муфты; посадочные ниппеля; переводники; циркуляционные клапана, оправки ингибигорных клапанов, компенсаторы-удлинители; разъединители пакеров; стационарные гидравлически устанавливаемые пакера; выкачиваемые пробки.

Общее количество, _% фонда скважин

К

9

НКТ 114,3 X 10,92 мм (5 шт.)

Расходная муфта 4 M¡"

Посадочный ниппель КО "ВР-6НР" (Глубина — 50 м)

Расходная муфта 4 'Л"

НКТ 114,3 х 10,92 мм (57 шт.)

Переводник 4 'Л" * 3 '/г"

НКТ 88,9 х 9,52 мм (126 шт.)

Переводник 3 'Л" * з 'Л"

НКТ 88,9 х 7,34 мм, (210 шт.)

Циркуляционный клапан "С" — до 1991 года

НКТ 88,9 х 7,34 мм (1 шт.)

Оправка интибигорного клапана KBGH-12 (глубина 3760 - 3860 м)_

НКТ 88,9 х 7,34 мм (1 шт.)

Компенсатор-удлинитель OEJ-2Q/25 — до 1990 года

НКТ 88,9 х 7,34 мм (2 шт.)

Разъединитель пакера "RH"

Гидравлический пак ер "HSP-1" (глубина 3800 - 3900 м) — до 1995 г.

Высверливаемый удлинитель 4 'Л"

Переводник 4 'Л" х 3 'Л"

НКТ 88,9 х 9,52 мм (1 шт.)

Циркуляционный клапан "С" с посадочным ниппелем — до 1990 г.

НКТ 88,9 х 7,34 мм (5 - 16 шт.) Выкачиваемая пробка_

Рисунок 1 — Типовая схема подземного оборудования эксплуатационных скважин Астраханского ГКМ

Проектом первой очереди газового комплекса предусмотрена система ингибиторной защиты, включающая заполнение ингибиторным раствором (33 % объёма ингибитора коррозии VISCO 904 NIK в метаноле) пространства между эксплуатационной и лифтовой колоннами и постоянную подачу его же расходом 15 л на 1 млн. нм3 в газожидкостной поток через ингибиторный клапан, установленный в нижней части колонны НКТ. Дополнительно для предварительного и периодического покрытия внутренней поверхности НКТ

ингибиторами коррозии включена закачка ингибиторного раствора в трубное пространство скважин посредством передвижных агрегатов из расчета 50 -100 л на 1000 м2 трубной поверхности Для второй очереди проектом заложен ингибитор коррозии Секангаз 9Е с той же технологией ингибиторной защиты и ингибиторными растворами. Имелось лишь отличие в назначении ингибиторов коррозии. Ингибитор коррозии VISCO 904 NIK предназначен для защиты от углекислотной, сероводородной коррозии и от коррозии, вызываемой органическими кислотами и кислородом малых концентраций. Ингибитор Секангаз 9Б предназначен для защиты от сероводородной коррозии

Как показали промысловые исследования конденсация жидкой фазы пластовой смеси как в присутствии ингибитора, так и в его отсутствии происходит в НКТ на глубине около 2000 м. Даже подача больших (на практике нереальных) количеств высокомолекулярного ингибитора-концентрата — до 53 м3 на 1 млн. нм3 газа не приводит к изменению фазового состояния пластовой смеси на забое и в нижней части НКТ скважины.

Исследования фазового состояния пластовой смеси скважин АГКМ в присутствии ингибитора показали, что ингибитор на забое и в нижней части НКТ находится в газообразном состоянии. Это может быть причиной отсутствия на поверхности металла пленки ингибитора, обеспечивающей защиту от коррозии. Переход ингибитора в жидкую фазу происходит при конденсации жидкости из пластовой смеси при движении по НКТ, Давление начала конденсации жидкой фазы определяется свойствами пластовой смеси и не зависит от количества подаваемого ингибитора.

До настоящего времени остается открытым вопрос об эффективности периодических обработок скважин путем закачки раствора ингибитора через устье. Имеются предварительные данные о том, что закачанный раствор не стекает на забой, а находится выше переводника 4 Vi" х 3 Vi".

В процессе исследований защитных свойств метанольных ингибиторных растворов, предусмотренных проектом, установлено, что при высоких температурах метиловый спирт (метанол) превращается в коррозионноакгавный компонент, особенно в парогазовой фазе. Как показали стендовые испытания, в среде сырого газа Астраханского ГКМ, скорость коррозии в газовой фазе в присутствии паров метанола может достигать величин 3-5 мм/год.

Интенсификация добычи также предусматривала использование ингибированной соляной кислоты. Однако, заводское ингибирование ингибитором коррозии В-2 обеспечивало невысокие скорости коррозии низколегированных малоуглеродистых сталей (около 7 мм/год) только при атмосферных температурах. При забойных температурах порядка 110 °С скорости коррозии достигали значений выше 700 мм/год

Далее в работе приведены результаты анализа фактического технического состояния подземного оборудования после 15-летней эксплуатации скважин АГКМ.

Из-за отсутствия средств наблюдения за работой конкретных элементов подземного оборудования в процессе эксплуатации, достоверная

информация о работоспособности и состоянии подземного оборудования скважин поступала, в основном, при проведении работ по интенсификации притока, проведении геофизических исследований, проведении ремонтных работ, а также при профилактических обследованиях с извлечением из скважин лифтовых труб и подземного оборудования. Текущее наблюдение за состоянием скважин заключается в контроле за изменением величины давления на устье (Ртруб., Рзатр., Рм/к), а также контроле за изменением дебитов газа и конденсата.

Основным критерием работоспособности и пригодности к дальнейшей эксплуатации скважин считается коррозионное состояние обсадных колонн, ответственных за сохранение внешней герметичности конструкции скважин, текущее состояние которых практически никак не контролируется по глубине скважины, и, таким образом, при негерметичности обсадной колонны создается прямая угроза прорыва газа высокого давления за техническую колонну в вышележащие горизонты с более низким давлением и с последующим неконтролируемым выходом его на поверхность.

Оценку эффективности примененной системы защиты труб и оборудования от коррозии в процессе эксплуатации производили во время подъема лифтовых колонн и проведения ремонтных работ. В этот период осуществляли визуальный осмотр, приборный контроль наружной и внутренней поверхностей (в доступных местах) труб и элементов подземного оборудования. Производили отбор образцов дня комплексных исследований состояния металла и резьбовых соединений в лабораторных условиях.

Объективную картину состояния оборудования определяют только при капитальном ремонте скважин. Данные по количественному соотношению капитальных ремонтов скважин в зависимости от причин их проведения приведены на рисунке 2.

1 - негерметичность насосно-компрес-^ сорных труб; 2 - осложнения при освоении скважин, 3 - технологические причины (обрыв каротажного кабеля, негерметичность Р-уп-ний, и т. д); 4 - негерметичность элементов подземного оборудования.

Рисунок 2 — Причины проведения капитальных ремонтов скважин Астраханского месторождения

Контроль коррозионного и технического состояния эксплуатационной и технических колонн еще более сложен, чем контроль насосно-комнрессорных труб Он возможен на стадии строительства или капитального ремонта (при извлечении НКТ) скважин геофизическими методами. В процессе эксплуатации скважин косвенную информацию о

техническом состоянии колонн возможно получить по следующим параметрам: по величине затрубного и межколонных давлений; по составу затрубного и межколонных флюидов; по контролю за распространением помеченных радиоактивными изотопами индикаторов, устанавливаемых в наиболее ответственных с геологической точки зрения участках заколонного пространства.

Эти работы на промысле Астраханского месторождения проводят с 1992 г Радиоизотопные индикаторы установлены в 16 скважинах, в 11 из них объектом контроля является эксплуатационная колонна, по скв. № 228 — вторая техническая колонна, по скв. № № 1Ф, 411, 704, 833 индикаторы установлены как на эксплуатационной, так и на второй технической колоннах.

Техническая колонна может подвергаться коррозионному воздействию грунтовых вод в сочетании с блуждающими токами, на что указывают случаи обнаружения значительной намагниченности лифтовых труб. На большинстве скважин она наблюдалось на трубах, спущенных в интервале глубин от 1500 до 3500 м, с максимальным значением — на трубах, спущенных на глубину около 2000 м.

Данные о характере и местах нарушений целостности обсадных колонн, а также о предполагаемых причинах этих нарушений свидетельствуют о том, что за прошедший срок эксплуатации скважин основной причиной является смятие колонн под воздействием высокого горного давления текучих соляных пород кунгурского яруса в нижних его горизонтах. Ослабление прочности обсадной колонны коррозионными поражениями (как это установлено на скв. № 76, законченной строительством в 1986 г.) является дополнительным условием, способствующим разрушению колонны, работающей под воздействием высокого горного давления пород кунгурских отложений.

Схема зон повреждений лифтовых, обсадных колонн и элементов подземного оборудования с распределением температур по глубинам на работающей и простаивающей скважине (на примере скв № 82) приведет на рисунке 3.

Эффективность ингибиторной защиты складывается из эффективности применяемых ингибиторов коррозии и технологии ингибирования. В данном случае ингаб игорная защита недостаточно эффективна и под неэффективностью ингибиторной защиты подразумевается неэффективность технологии ингибирования.

Таким образом, по результатам всех видов обследований после 15-летней эксплуатации имели на 39% скважин — негерметичность затрубного пространства, на 34% скважин для определения причин негерметичности затрубного пространства требовалось проведение специальных работ IIa 65% скважин наблюдались межколонные давления, т.е возникли проблемы, которые напрямую связаны с безопасной эксплуатацией промысла, а именно: негерметичность уплотнительных элементов трубных и колонной головок,

негерметичность НКТ и подземного оборудования; межколонные давления, особенно между эксплуатационными и вторыми техническими колоннами.

Глу- Температура Температура Золы Зоны Элементы ПО,

бина, м остановленной работающей повреждений коррозионных имевшие

скважины, °С скважины, обсадных повреждении разрушения при

°С колонн, м НКТ,% эксплуатации

1 ООО

1 500

2 ООО

2 500

3 ООО 3 100 3 200 3 300 3 400 3 500 3 600 3 700 3 >00

3 900

4 000

56. 0

83. 5

63. 0

97.4

110. 1

70.0 60. 0

90. 0 94.5 99. 0

2 432 м смятие

2 600 м

смятие обрыв

3 446 м смятие

3 502 м

3 629 м 3 634 м 3 667 м

3 727 м

пакер 3 655 м

35

42

65

1- расходная муфта

2- оправка клалана-отсекателя ВР-6 НР

3- циркуляционный клапан "С"

4- оправка иигиби-торного клапана КВСН-12

5- тсрмо-

коипенсатор

О Ей 20/25

6-лакер НвР-1

7- циркуляционный клапан

"С"

100

Рисунок 3 — Схема зон повреждений лифтовых, обсадных колонн и элементов подземного оборудования (по фонду скважин, бывших в капитальном ремонте)

Во второй главе приводятся результаты анализа риска опасного производственного объекта — скважины после 15-летней её эксплуатации

Анализ риска эксплуатации скважин был проведен в соответствии с рекомендациями РД 03-418-01 "Методические указания по проведению

анализа риска опасных производственных объектов" с учетом опыта анализа риска нефтегазовых объектов, а также - с учетом опыта анализа риска эксплуатации нефтяных и газовых скважин Выявление и анализ опасностей базировался на эксплуатационных данных, включающих, во-первых, штатные отчеты, результаты инспекций и, во-вторых, результаты специальных исследований и обсуждений с имеющими большой практический опыт специалистами ООО "АстраханьГазпром"

Основными причинами, вызвавшими необходимость анализа надежности и рисков скважинного фонда АГКМ, являются- необходимость в условиях АГКМ проведение упреждающего анализа; общее старение фонда скважин и желание сделать более ясными и легальными те неопределенности и риски, которые связаны с этим старением; поддержка планируемого уровня добычи в пределах установленных экономических показателей; повышение обоснованности планируемых лимитов на КРС и особенно на ликвидацию скважин; повышение гарантий экологической безопасности при массовой консервации и ликвидации скважин.

Для анализа риска использованы следующие методы: метод "Что будет если ...", который позволил определить возможные последствия (исходы) принятия 4-х предположительных схем развития событий; методы АВПО (анализ видов и последствий отказов) и АОР (анализ опасности и работоспособности), которые позволили выделить основные элементы конструкции и технологические нагрузки, влияющие на системные риски (конструкция разделена на 37 отдельных элементов и были сформированы основные группы факторов и сценариев): метод АВПКО (анализ видов и критичности отказов), который позволил выделить 4 категории по степени риска в зависимости от частоты и тяжести последствий межколонных проявлений (этим категориям отвечают различные технические уровни расчета остаточного ресурса, отличающихся полнотой исходных данных и сложностью используемых моделей, необходимой компетентностью исполнителей, для опенки возможных значений приемлемого риска использованы данные анализа международных и российских нефтегазовых компаний); метод АДО (анализ дерева отказов), который позволил представить процессы иерархически (разработаны 3 "дерева отказов" для случая выбросов и утечек газа через наземную часть скважины, межколонного давления и нсгерметичного затруба, получены формулы для оценки вероятности возникновения соответствующих явлений по известным данным отказов 37 элементов скважины, дан анализ полного набора возможных сценариев).

За время эксплуатации Астраханского газоконденсатного месторождения накоплена обширная база данных и знаний по ресурсному потенциалу основных фондов В сотрудничестве с ведущими научно-исследовательскими институтами газовой отрасли выполнена подробная (системная) идентификация предельных (опасных) состояний скважин АПТУ в процессе их эксплуатации. Эта идентификация имеет вид логического дерева, отражающего иерархию этих состояний и их точную математическую связь (см рисунок 4). Часть соответствующих состояний имела место в

реальности и послужила причиной вывода скважин из действующего фонда, часть относится к разряду гипотетических прогнозов Следует подчеркнуть, что смысл проведённой идентификации не столько в констатации сложности и многообразии проблем, сколько в создании системной основы для разработки адекватных мер для их решения и предупреждения.

Головным событием дапной классификации принят потенциально возможный выброс пластовой энергии, на предупреждение которого должна работать вся система конструкторских и технологических мероприятий.

Головное событие может бьпъ связано с реализацией одной из трёх основных ветвей дерева- первая ветвь характеризует опасность выброса пластовой энергии по лифту при открытом клапане-отсекателе или по затрубному пространству в условиях его негерметичности и наличии цепи дефектов в верхней съёмной части фонтанного оборудования, вторая ветвь характеризует опасность выброса пластовой энергии при наличии межколонных проявлений и негерметичности нижней стационарной части фонтанного оборудования; третья ветвь характеризует опасность выброса пластовой энергии по 1ранице ствола скважины или вне его вследствие образования техногенной залежи в палеоген-неогеновых горизонтах.

Рассматриваемое дерево позволяет определять вероятность опасных событий, выявлять наиболее слабые узлы, критические пути, ранжировать базовые события по степени их влияния на головные события, что может служить основой для анализа приоритетности предупредительных мероприятий.

Анализ дерева показывает, что опасность возникновения головного события связана с одновременной реализацией нескольких пар независимых случайных событий. Эти события имеют критический характер. С другой стороны, они выполняют блокирующую роль, когда вероятность хотя бы одного из них равна нулю. Дерево включает в себя всего около полусотни независимых исходных базовых событий, объединение которых в определенные цепочки представляет опасность Результаты расчетов вероятности соответствующих событий показывают, что имеет место экспоненциальное нарастание риска

Для удобства все базовые события были разделены на 9 следующих групп нарушение крепи в межколонном пространстве; нарушение крепи в башмаке колонны; нарушение сплошности покрышек под продуктивными горизонтами, зонами аномально высоких пластовых давлений, нарушение герметичности колонн (разрушение, смятие, сквозная коррозия); разрушение корпусных деталей устьевого фонтанного оборудования (далее УФО), негерметичпость фланцевых соединений УФО; негерметичность каналов управления закачки герметика УФО, пегерметичность уплотнений между элементами УФО, разное, которое содержш все причины, не попавшие в группы 1-8.

Выход пластового флюида

Выход через НКТ, затрубное пространство Выход через МКП, УФО Выход вне ствола

о-)

^ т

®> -чУу -ж

{, Ц'МХЖ V * о

- V«» * ^ '•уч

а» -

Л - «схгг. Г.' ••хчъглч

и • »»>ч':ч:ка >:о» <•::< л-рч "«хэ сох^. ччсче.> к»- «чо <.\

УФО • \пч<<гул«Л!$ ф^куаяклг4 'ХЪууе^У.ч? МКП • мздсже:«?):«)* хгхкц'зхс.чо

Логика: ф- -или4 Ь -1С

Рисунок 4 — Системная идентификация предельных (опасных) состояний скважин Астраханского ГПУ в процессе их эксплуатации

Определены частоты встречаемости элементов этих групп в логическом дереве Из анализа риска такого промыслового объекта как скважина следует, что без мероприятий по реконструкции промысла имеется четкая вероятность эксплуатации его в зоне неприемлемого риска.

Третья глава диссертации посвящена разработке мероприятий по реконструкции промыслового оборудования Астраханского ГКМ.

Комплекс разработанных мероприятий представлен несколькими блоками, которые включают в себя вопросы материального и конструктивного исполнения лифтовых колонн и подземного оборудования эксплуатируемых и вновь строящихся скважин, способы повышения надёжности обвязки устья газодобывающих скважин, увеличения эффективности ингибиторной защиты, рекомендации по эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонными давлениями.

Предложенная схема подземного оборудования показана на рисунке 5.

НКТЗ 1/2", 12,7 U_

Расходная муфта 3 1/2"_

Коммуникационный ниппель RHH-15, 3 1/2"

Переводник 3 1/2" х 2 7/8"_

2 7/8" трубный КО TRDP 15 SSA_

Эксплуатационная колоппа 6 5/8" 28 #_

НКТ 2 7/8" 7,8 #_

Эксплуатационная колонна 5 1/2" 23 #_

Циркуляционный клапан 2 7/8"

СМ 10 ООО "Baker"_

НКТ 2 7/8" 7,8 #_

Расходная муфта_

Посадочный ниппель_

НКТ 2 7/8" 7,8 #_

Эксплуатационная колонна 5 1/2" 26 #_

Узел уплотнений НКТ типа "М" или узел

уплотнений НКТ типа "L"___

Пакер НЕ с уплотняющим удлинителем или пакер НЕА с высверливаемым удлинителем НКТ 2 7/8" 7,8 U

Расходная муфта_

Посадочный ниппель_

НКТ 2 7/8" 7,8 #_

Сбросной башмак НКТ (после срезки)

Рисунок 5 — Предлагаемая компоновка подземного оборудования скважин Астраханского ГКМ

Одним из определяющих факторов безопасной и надежной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием кислых компонентов является правильно выбранная система ингибиторной защиты и контроля коррозии. Применяемые ингибиторы коррозии и технологии ингибиторной защиты должны обеспечивать надежную защиту от различных видов коррозии - общей, язвенной, сероводородной и углекислотной.

В процессе всего периода эксплуатации месторождения непрерывно осуществлялись подбор и разработка новых ингибиторов коррозии, удовлетворяющих по своим технологическим и защитным свойствам условиям эксплуатации месторождения и процессам переработки газа на Астраханском 1113. Оценка свойств ингибиторов осуществляется в строгом соответствии с разработанными техническими требованиями.

Таблица — Классификация скважин с МКД по степени опасности

Характерные признаки принадлежности МКД к соответствующему классу опасности

Класс опасности

П

Ш

IV

Предполагаемый источникМКД АВПД продуктивного башкирского яруса АВПД филипповского горизонта

АВПД рапоносных пропластков и солевой тектогенез

иреньского горизонта

АВПД пермотриасовых горизонтов

Наведенные АВПД

Фазовые переходы межколонного флюида при изменении температуры

Негерметичность обсадной колонны и колонной головки

Газорндродинамический тип источника МКД Внешний источник большой емкости и высокой энергии Несколько источников с преобладанием внешнего источника высокой энергии

Внешний источник со слабой связью с МКП и ряд источников в самом МКП

Внешние источники малой емкости и экранированные источники в МКП

Основные компоненты межколонного флюида Газообразный сероводород Углеводородный газ Упгеводородная жидкость или нефть Минерализованная вода плотностью более 1,! г/см3 Минерализованная вода плотностью менее 1,1 г/см3 Глинистый (буровой) раствор_

Примечание (+) - принадлежность признака к указанному классу опасности (-) отсуклвие признака в указанном классе опасности

Было исследовано более 80 промышленно выпускаемых как в России, так и за рубежом ингибиторов коррозии, в т ч. ведущих фирм-

Т7

производителей данной продукции — NALCO и Petrolite (США), CECA (Франция), BASF и Hoechst (Германия), Servo (Голландия). Испытано также более 110 лабораторных образцов ингибиторов, разработанных различными научно-исследовательскими организациями применительно к условиям АГКМ Исследования показали, что как среди отечественных, так и среди зарубежных серийно выпускаемых иншбиторов коррозии немало реагентов, соответствующих по своим защитным свойствам условиям АГКМ. Вместе с тем, на первоначальном этапе не нашлось ни одного, который бы полностью удовлетворял технологическим требованиям. Многие ингибиторы вызывают вспенивание растворов аминов, используемых на установках очистки газа от кислых компонентов. Это обусловлено природой выпускаемых дня нефтегазовой промышленности пленочных ингибиторов, которые являются поверхностно-активными веществами.

По результатам проведённых испытаний был рекомендован к применению на АГКМ ингибитор Dodigen 4482-1 сопс. (с добавлением деэмульгатора), который показал высокие защитные свойства: скорость общей коррозии образцов-свидетелей не превышала 0,01 мм/год, величина остаточной пластичности проволочных образцов-свидетелей составляла 9095%, поток водорода через активную поверхность водородного зонда не превышал 0,02 см3/см2хсут.

Далее в диссертационной работе приведены результаты по разработке рекомендаций по эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонными давлениями (МКД). Классификация скважин с МКД по степени опасности приведена в таблице.

Для скважин с МКД предусматривается подконтрольная эксплуатация с целью раннего обнаружения признаков предельного состояния скважины. Схема организации работ по контролю и ограничению МКД на скважинах Астраханского ГКМ приведена на рисунке 6.

Особое внимание уделено технологиям изоляционных и ремонтных работ по восстановлению герметичности крепи скважин. Восстановление изолирующей способности и герметичности крепи путем нагнетания специальных составов в устьевые отводы колонной головки включает следующие способы и технологии.

Для ликвидации пор, каналов, микротрещин и микрозазоров производится последовательная закачка в межколонное пространство (МКП) разбавленных кремнеземсодержащих щелочных и щелочноземельных золей, которые в результате химических взаимодействий между собой и с продуктами твердения цементного камня образуют тонкодисперсные гидросиликаты кальция, обладающие способностью к кристаллизации на стенках пор, каналов, микротрещин и микрозазоров. В результате продолжительных закачек пропиточных составов, поровая структура МКП постепенно кольматируется на значительную глубину, при этом за счет уменьшения площади сечения проводящих каналов (эффект «залечивания») в МКП создаются полностью непроницаемые участки или участки с высоким сопротивлением для миграции флюидов.

Рисунок 6 — Схема организации работ по контролю и ограничению МОД на скважинах

Для ограничения и ликвидации межколонных углеводородных (УВ) проявлений применяется комплексообразователь - раствор карбамида в метаноле, вызывающий депарафинизацию нефти в каналах МКП. При этом происходит заполнение каналов МКП благодаря высокой проникающей способности, фильтруемости и низкой вязкости раствора В ходе закачки происходит также гравитационное замещение и обработка межколонного флюида (нефти) технологическим составом Затем скважину охлаждают. При температуре 30 °С и ниже начинается процесс депарафинизации нефти. В связи с образованием в МКП комплексов парафиновых углеводородов с карбамидом, изменяются условия равновесия в нефтяной (газо-нефгяной) системе, уменьшается растворимость парафина в нефти, увеличивается вязкость флюида. При достаточной концентрации карбамида происходит осаждение УВ различных классов. Под действием пластовой энергии комплексы закупоривают миграционные каналы МКП и предотвращают дальнейшее продвижение пластового флюида.

Для ограничения МКД скважин, где межколонным флюидом является газонасышенный рассол, предлагается закачивать осадкообразующие растворы солей в несущей жидкости. Герметизация МКП достигается за счет кольматирующего осадка, образуемого в процессе химической реакции растворов с составляющими цементного камня и солями межколонного флюида. Низкая плотность и вязкость истинных растворов может обеспечить хорошую прокачиваемость и возможность проникновения в микротрещины и поры цементного камня в условиях малой приемистости скважины. Реологические свойства состава и глубина проникновения регулируются количеством разделительной и продавочной жидкостей.

Для устранения негерметичности резьбовых соединений, а также кольматации микротрещин и проводящих каналов цементного камня применяется суспензия мелкодисперсного материала (аэросила) в УВ жидкости Кольматирующий состав закачивается в интервал негерметичного элемента эксплуатационной колонны или устьевого оборудования. Затем создается перепад давления на негерметичный элемент путем стравливания давления за негерметичным элементом. В процессе фильтрации кольматирующего состава через негерметичный элемент происходит постепенная адсорбция частиц мелкодисперсной фракции, что приводит к образованию срочного, непроницаемого изоляционного экрана и герметизации данного элемента.

Д ля герметизации МКП применяются составы на основе синтетических полимерных смол-термопластов с модифицирующими добавками Суть данного способа заключается в том, что в межколонное пространство остановленной скважины закачивают фенолспирт (ФС), температура отверждения которого выше 60°С Высокая температура отверждения ФС позволяет вести устьевые закачки в течение длительного времени и на значительную глубину, что достигается также благодаря его высокой проникающей способности, фильтруемости в пористые среды и низкой вязкости Вязкость состава уменьшается с увеличением температуры

(глубины проникновения) и при достижении запланированной температуры ФС отверждается в монолитный полимер, обеспечивая сцепление камня со стенками скважины и колонны. При этом отмечается прекращение приемистости и рост давления в МКП. После пуска скважины в работу ее ствол нагревается, и отверждение состава происходит по всему каналу.

Разработанные способы и составы защищены патентами РФ.

В четвёртой главе приведены результаты анализа риска эксплуатации опасного производственного объекта — скважины после внедрения технологических и противокоррозионных мероприятий.

После разработки мероприятий, приведенных в главе 3, был произведен повторный анализ риска эксплуатации скважин по аналогии с произведенным в главе 2. Результаты повторного анализа риска эксплуатации скважин после разработки технологических и противокоррозионных мероприятий, направленных на его снижение, представлены на рисунке 7

О Текущее

состоящем 15 лет эксплуатации

В Прогнозируемо»

состоящее последующие 10

лет 6*3

проведения реконструкции и спецмерсприятмй

■Пропюжруеыое

отверстия для закачек и контроля г

уплотнения трубной головки

смятие обсадной колонны

последующие 10 летпри - проведении реконструкции и тецмерсприятий

Рисунок 7 — Результаты повторного анализа риска эксплуатации скважин до и после разработки

технологических и противокоррозионных мероприятий, направленных на его снижение

Результаты повторного анализа риска эксплуатации скважин после разработки технологических и противокоррозионных мероприятий, направленных на его снижение однозначно показывают, что при внедрении мероприятий, приведённых в главе 3, эксплуатируемые в течение 15-ти лет скважины, оказавшиеся в зоне неприемлемого риска переходят в зону приемлемого риска и, более того, могут находиться в ней еще следующие, как минимум, 10 лет Последнее, достигается снижением вероятности возникновения отказов подземного оборудования скважин Из оценки вероятности возникновения и развития отказов подземного оборудования скважин после разработки технологических и нротивокоррозиошшх

мероприятий следует, что при внедрении мероприятий, представленных в третьей главе, снижается не только уровень вероятности отказов, но и выравнивается временной разброс их возникновения и развития В свою очередь выравнивание временного разброса возникновения и развития и снижения уровня вероятности отказов ведет к стабилизации работы промысла, обеспечиваемой равномерным исчерпанием ресурса подземного оборудования скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На основе выполненного анализа работы эксплуатационного фонда скважин установлены основные причины проведения капитальных ремонтов скважин: негерметичность элементов подземного оборудования (47 %), осложнения при освоении скважин (29 %), негерметичность насосно-компрессорных труб (12 %) и технологические причины (обрыв каротажного кабеля, негерметичность уплотнений и т д. — 12 %).

Установлены закономерности распределения интенсивности коррозионных поражений НКТ по стволу скважин, бывших в капитальном ремонте, в зависимости от продолжительности их эксплуатации.

Анализ отказов подземного оборудования по фактам проведения капитальных ремонтов показал, что 38 % их приходится на пакеры, по 25 % — на клапаны-отсекатели и циркуляционные клапаны и 12 % — на расходные муфты.

По результатам проведённого комплекса лабораторных исследований и промысловых испытаний рекомендован к применению на АГКМ ингибитор коррозии ПосЩ*еп 4481 - 1 сопс. (с добавлением деэмульгатора), который показал высокие защитные свойства: скорость общей коррозии - не более 0,01 мм/год, величина остаточной пластичности проволочных образцов-свидетелей — 90-95 %, поток водорода через активную поверхность водородного зонда менее 0,02 см3/см2хсут.

Проведена системная идентификация предельных (опасных) состояний скважин астраханского ГКМ в процессе их эксплуатации, послужившая системной основой для разработки адекватных мер для их решения и предупреждения Оценена вероятность эксплуатации опасного промыслового объекта — скважины — в зоне недопустимого риска.

Разработана концепция управления техническим состоянием и повышения надёжности промыслового оборудования АГКМ, включающая комплекс организационно-технических и геолого-техпологических мероприятий по материальному и конструктивному исполнению лифтовых колонн и подземного оборудования, повышению надёжности обвязки устья скважин, увеличению эффективности ингибиторной защиты, эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонными давлениями

В рамках реализации данной концепции предложены и защищены патентами РФ способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, способ и состав для герметизации затрубного

пространства скважины, способ изоляции подошвенной воды в порово-трещинном коллекторе, состав для обработки призабойной зоны пласта.

МАТЕРИАЛЫ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ ПЕЧАТНЫХ РАБОТАХ:

1. Консервация газовых скважин.- Газовая промышленность, № 2 1997, с. 36-37. (Соавторы: Токунов В.И., Рылов E.H., Бусыгин Г И. и др.)

2. Оценки технического и коррозионного состояния газопромыслового технологического оборудования трубопроводов после 10-летнего срока эксплуатации АГКМ. Материалы НТС ОАО «Газпром» секция "защита от коррозии трубопроводов и оборудования" по теме: о коррозионном состоянии труб и оборудования объектов добычи и переработки газа АГКМ (Астрахань, апрель 1998 г.). М., ИРЦ Газпром,

1998, с. 65-69. (Соавторы: Рылов E.H.)

3. Разработка способов прогнозирования обводнения скважин Астраханского ГКМ Тезисы докладов. 3-я научно-техническая конференция, посвящённая 70-летию Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина (27-29 января 1999 г.), М.,

1999, с. 24. (Соавторы: Калачихина Ж.В., Алексеева И В., Масленников

A.И.)

4. Методические основы контроля за процессом обводнения скважин при разработке Астраханского ГКМ. Обз. Инф. Сер Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатаых месторождений. М., ИРЦ Газпром, 1999, 62 с. (Соавторы: Лапшин В.И., Масленников А.И., Калачихина Ж.В. и др )

5. Разработка и внедрение способов повышения надёжности обвязки устья эксплуатационных скважин материалы НТС ОАО «Газпром» новая техника при проведении ремонтных работ на скважинах (Анапа, май 2000 г), М., ИРЦ Газпром, 2000, с. 89-96. (Соавторы: Елфимов

B.В , Казаев В.Н., Рылов Е Н. и др.)

6 Анализ работоспособности элементов конструкции скважин и скважинного оборудования в условиях Астраханского ГКМ и пути повышения их эксплуатационной надежности. Обз Инф Сер. Бурение газовых и газоконденсатаых скважин. М, ИРЦ Газпром, 2000, 63 с (Соавторы: Софонов И.М., Елфимов В.В., Рылов Е Н. и др.)

7. Проблемы коррозии и ингибигорной защиты на месторождениях природного газа Практика противокоррозионной защиты, № 3, 2000, с 53-59. (Соавторы: Антонов В Г, НабутовскийЗ.А.)

8 Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины (11) Патент № 2153571 № 4/2000, (19) RU. (46) 27.07 2000 Бюл. № 21. (Соавторы- Фатгахов ЗМ., Поляков ИГ, Кунавин В В, К останов И. А )

9 Состав для обработки призабойной зоны пласта (11) Патент № 2153579 № 5/2000, (19) RU (46) 27.07 2000 Бюл. № 21 (Соавторы: Саушин А.З., Прокопенко В А., Токунов В.И и др )

10 Анализ работоспособности элементов конструкции скважин и скважинного оборудования в условиях астраханского гкм и пути повышения их эксплуатационной надежности Обз. инф Сер. Бурение газовых и газохонденсатных скважин. - М.. ИРЦ Газпром, 2000, 63 с. (Соавторы: Сафонов И.М., Елфимов В.В., Рылов E.H. и др )

11. Техника и технология проведения газодинамических и газоконденсатных исследований на АГКМ тезисы докладов международной конферен-ции (2-6 октября 2000 года, Астрахань) проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых каспийского решона. Астрахак гос. техи ун-т.-Астрахань' Изд-во АГТУ, 2000, с. 56-57. (Соавторы: Елфимов В В., Лапшин В.И., Поляков И Г. и др.)

12. Разработка астраханского ГКМ. тезисы докладов международной конферен-ции (2-6 октября 2000 года, Астрахань) проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых каспийского региона. Астрахан. гос. техн. ун-т.-Астрахань: Изд-во АГТУ, 2000, с. 59-61. (Соавторы: Ильин А.Ф., Перепеличенко В.Ф., Елфимов В.В. и др.)

13. Термодинамический и гидрохимический котроль за разработкой Астрахапского ГКМ. Тезисы докладов международной конференции (2-6 октября 2000 года, Астрахань) проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых каспийского решона. Астрахан. гос. техн. ун-т.- Астрахань: Изд-во АГТУ, 2000, с. 61-62. (Соавторы: Ильин А.Ф., Лапшин В.И., Алексеева И.В. и др.)

14 Ингибиторная защита и котроль коррозии на Астраханском ГКМ. материалы НТС ОАО «Газпром» нау чн о -технически е решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии (Оренбург, май 2000), М, ИРЦ Газпром, 2000, с. 121- 141. (Соавторы. Ляшенко A.B., Севостьянов С.Е )

15. Оценка риска и планирование ресурса безопасной эксплуатации скважин. Тезисы докладов международной конференции (2-6 октября 2000 года, Астрахань) проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых каспийского региона Астраханский государственный технический университет, с. 135-136. (Соавторы: Елфимов В.В., Павловский Б.Р., Поляков И.Г. и ДР)

16. Методические подходы, разработка и внедрение технологических средств по продлению сроков эксплуатации скважин АГКМ до капитального ремонта. Материалы НТС ОАО «Газпром» новая техника при проведении ремонтных работ на скважинах (Анапа, май 2000 г ), М., ИРЦ Газпром, 2000, с. 97-104. (Соавторы- Кунавин В.В., Поляков И.Г, Токунов В.И. и др )

17 Анализ причин недостаточной эффективности ингибигорной защиты скважин Астраханского ПСМ Научные труды Астрахань! ШПИгаз

«Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений». Астрахань, ИЩ «Факел», 2001, с. 323-326. (Соавторы. Ляшенко А.В., Ширяев C.B.)

18. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ. Астрахань, ИПЦ «Факел», 2001, 44 с. (Соавторы- Тихонов В.Г., Вагнер Г.Р., Круглов Ю.И. и др.)

19 Применение методов риск - анализа для оценки межколонных проявлений на АПСМ. материалы конференции. IV Международная научно-техническая конференция диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводород - содержащих сред, Оренбург, 2002, с. 154-160.

20. Промысловый опыт контроля и управления затрубными давлениями на АГКМ. Материалы научно-технического совещания по проблеме межколонных давлений на АГКМ 26-28 ноября 2002 г., Астрахань, ИПЦ Факел, 2002, с. 52-55. (Соавторы: Поляков И.Г., Куиавин В.В., Елфимов В.В.)

21. Герметизирующая композиция для ремонтных и изоляционных работ в скважине. Официальный бюллетень российского агентства по патентам и тов. Знакам. Патент на изобретение № 2183725, г. Москва, 20 июня 2002 г., с. 1-12 (Соавторы: ЦхайВ.А., Токунов В.И., Рылов Е.Н. и др.)

22. Способ герметизации затрубного пространства скважины. Официальный бюллетень российского агентства по патентам и тов. Знакам. Патент на изобретение № 2183726, г. Москва, 20 июня 2002 г., с. 1-10 (Соавторы: Токунов В.И., Поляков И.Г., КунавинВ.В. и др.)

23. Способ изоляции подошвенной воды в порово-трещинном коллекторе. Официальный бюллетень российского агентства по патентам и тов. знак. Патент на изобретение № 2194843, г. Москва, 20 декабря 2002 г., е. 1-8 (Соавторы: Токунов В.И., Поляков И.Г., Поляков Г.А., и др.)

24. Ингибиторы сероводородной коррозии и технические условия их поставки. Научные труды АстраханьНИПИгаз. Выпуск 5 Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений. Астрахань, ИПЦ «Факел», 2004, с. 144-146. (Соавторы: Светличкин А.Ф., Перепеличенко В.Ф.)

25. Анализ риска возникновения межколонных проявлений в условиях АГКМ Научные труды VI конгресса нефтепромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, май 2005), Уфа, «Монография», 2005, с. 269-271. (Соавторы. Андреев В.Е., Надршин А С.)

I

)

^24128

РНБ Русский фонд

2006-4 27437

Подписано к печати 12.11.2005 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16 Отпечатано методом ризографии Тираж 100 экз. Уч.-изд. л. 3,64; усл.-печ. л 2,79

Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. (3472) 35-77-19.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Филиппов, Андрей Геннадьевич

Введение.

1 Текущее состояние разработки Астраханского газоконденсатного месторождения.

1.1 Краткая история разработки месторождения.

1.2 Техническое состояние газопромыслового оборудования.

1.2.1 Проектная комплектация подземного оборудования.

1.2.2 Состояние ингибиторной защиты подземного оборудования скважин.

1.2.3 Фактическое техническое состояние подземного оборудования после 15-летней эксплуатации.

2 Анализ риска опасного производственного объекта — скважины после 15-летней эксплуатации 3 Мероприятия по реконструкции промыслового оборудования.

3.1 Предложения по материальному и конструктивному исполнению лифтовых колонн и подземного оборудования эксплуатируемых скважин.

3.2 Предложения по материальному и конструктивному исполнению эксплуатационных, лифтовых колонн и подземного оборудования, выходящих из капитального ремонта и вновь lv строящихся скважин.'.

3.3 Способы повышения надежности обвязки устья эксплуатационных скважин.

3.3.1 Предложения по реконструкции уплотнений устьевого оборудования.

3.3.2 Способ временной герметизации уплотнений трубной головки.

3.4 Повышение эффективности ингибиторной защиты.

3.5 Рекомендации по эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонными давлениями.

3.5.1 Природа межколонных давлений и классификация скважин по степени их опасности.

3.5.2 Особенности эксплуатации и консервации скважин с МКД.

3.5.3 Методы исследования и контроля межколонных проявлений.

3.5.3.1 Барогидрогазодинамическне исследования.

3.5.3.2 Контроль межколонного флюида на содержание неокисленных соединений серы.

3.5.3.3 Геофизические методы контроля межколонных проявлений. г 3.5.4 Способы и технологии снижения межколонных давлений. уУ v ' 3.5.4.1 Способы снижения межколонных давлений.

3.5.4.2 Технологии снижения межколонных давлений.

3.5.5 Изоляционные и ремонтные работы по восстановлению герметичности крепи скважин

Чф 3.5.5.1 Способы и технологии изоляционных и ремонтных работ. h 3.5.5.2 Составы для проведения изоляционных и ремонтных работ.

3.5.6 Управление затрубными давлениями.

4 Анализ риска эксплуатации опасного производственного объекта — скважины после разработки технологических и противокоррозионных мероприятий.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Концепция управления техническим состоянием и повышение надежности промыслового оборудования Астраханского газоконденсатного месторождения"

Актуальность проблемы. Пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) состоит из следующих основных компонентов: газовые углеводородные компоненты С1-С4 до 60 % мол; неуглеводородные компоненты {HjS — до 30 % мол, СО2 — до 15% мол.); жидкие углеводородные компоненты (конденсат) в количестве 260 г/нм газа сепарации; сероорганические соединения (в пересчете на серу) до 10 г/нм3 газа сепарации, меркаптаны — до 2,21 г/нм3 газа сепарации; с газом выносится вода (пластовая и техногенная) — до 120 см3/нм3 газа сепарации, которая по своему составу в основном относится к хлоркальциевому типу. Общая минерализация воды доходит до 100-120 г/л, плотность до 1,06 г/см3. Перспектива и актуальность темы настоящей работы заключается в том, что объемы добычи на Астраханском газокоиденсатном месторождении на сегодняшний день составляют менее 4% от начальных геологических запасов, утвержденных ГКЗ, и от дальнейшей правильной разработки и эксплуатации месторождения зависит экономическое благополучие целого региона. Если дополнить картину аномально высокими пластовыми термобарическими и коррозионными условиями при добыче и сборе сырьевого флюида, то становится понятным, почему на АГКМ необходима разработка особых средств и методов обеспечения концепции управляемости техническим состоянием и надежности промыслового оборудования.

Ввиду вышеперечисленных особенностей эксплуатации техно-природного комплекса АГКМ, концепция управления техническим состоянием, средства и методы повышения надежности промыслового оборудования, применяемые на сегодня в том виде, в каком они представлены в инструкциях и других источниках, практически невозможно применить в условиях ООО «Астраханьгазпром». При столь высоком содержании в пластовом флюиде сероводорода, который является не только коррозиопиоагресеивным компонентом, но и сильным нервно-паралитическим ядом, концепция управления техническим состоянием промыслового оборудования должна быть настолько совершенной, чтобы не допускать даже малейших утечек газа. Соответственно, вновь разрабатываемые средства и методы повышения надежности промыслового оборудования совершенствуют и концепцию управления им. В работе предлагаются системные решения данных вопросов.

Цель работы. Совершенствование концепции управления техническим состоянием промыслового оборудования АГКМ, включая повышение его надежности.

Основные задачи исследовании

1.Ha основании обобщения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований произвести оценку технического состояния, средств и методов повышения надежности газопромыслового оборудования АГКМ.

2. Разработать и обосновать концепцию управления техническим состоянием газопромыслового оборудования, включая средства и методы повышения его надежности для условий добычи высокоагрессивного флюида.

3. Усовершенствовать средства и методы управления техническим состоянием и повышения надежности промыслового оборудования.

4. Определить техническое состояние и оценить ресурс газопромыслового оборудования после применения усовершенствованных средств и методов управления им и повышения его надежности.

Методы исследований. Поставленные в работе задачи решены путем теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием, в том числе, промыслового стенда изучения защитного действия ингибиторов коррозии и участков полевых коррозионных испытаний металлоизделий и промыслового оборудования. Обработка результатов, а также оценка их применимости и точности производилась в соответствии с РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов», ГОСТ Р 51901-2002 «Управление надежностью». Анализ риска технологических систем», ГОСТ 9.908-85 «Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости», «Методическими указаниями по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности» (1996 г.).

Научная новизна. На основании оценки технического и коррозионного состояния промыслового оборудования на начальной стадии разработки АГКМ проведён анализ и прогноз риска опасного производственного объекта - газодобывающей скважины.

Разработана, обоснована и опробована концепция управления техническим состоянием и повышения надёжности газопромыслового оборудования, работающего в условиях АВПД и высокой агрессивности пластовых флюидов.

Создана модель управления ресурсом безопасности эксплуатации газодобывающей скважины.

Предложены и защищены патентами РФ способ восстановления герметичности межколонного пространства, способ и состав для герметизации затрубного пространства, способ изоляции подошвенных вод и состав для обработки призабойиой зоны пласта.

Основные защищаемые положения

1. Концепция управления техническим состоянием газопромыслового оборудования, работающего в аномальных термобарических и физико-химических условиях пластовых систем.

2. Результаты экспериментального обоснования применения ингибиторов коррозии газопромыслового оборудования в условиях высокоагрессивных сред АГКМ.

3. Новые составы и технологии восстановления герметичности межколонного и затрубного пространства, изоляции подошвенных вод и обработки призабойной зоны пласта.

Практическая ценность н реализация результатов работы. Результаты теоретических и лабораторных исследований, разработанные методические подходы, концепции и модели управления, новые составы и технологии прошли апробацию в промышленном масштабе при эксплуатации АГКМ. Внедрение разработанного комплекса рекомендаций и технологий позволили значительно повысить надёжность работы газопромыслового оборудования, увеличить межремонтный период работы скважин, снизить энерго- и материалоёмкость производственных процессов добычи и подготовки газа и конденсата, а также дополнительно добыть 21,98 млн. м3 газа и 7,69 млн. т конденсата. Прибыль предприятия от внедрения технологий составила 5,1 млн. руб.

Апробация результатов исследования. Основные положения диссертационной работы доложены на: научно-технических советах предприятия ООО «Астраханьгазпром»; научно-техническом совете РАО «ГАЗПРОМ», секция «Защита от коррозии трубопроводов и оборудования», Астрахань, апрель, 1998 г.; III Международном конгрессе «Защита 98», Москва, июнь, 1998 г.; 3-й научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 27-29 января 1999 г.; Международной научно-технической конференции «Анализ диагностических работ за 1998 год на объектах предприятия «Оренбурггазпром» и перспективы их совершенствования в 1999 году на примере ОНГКМ», Оренбург, 27-28 февраля 1999 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах», Анапа, май 2000 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Научно-технические решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии», Оренбург, май 2000 г.; Международной конференции «Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона», Астрахань, 2-6 октября 2000г.; Международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», Оренбург, 20-24 ноября 2000 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ», «Пути совершенствования методики и организации исследований на кондепсатность в ОАО «ГАЗПРОМ», Ухта, ноябрь 2001 г.; IV Международной научно-технической конференции «Диагностика оборудования и трубопроводов подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», Оренбург, 2002 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Научно-технические решения по повышению эффективности защиты от коррозии магистральных газопроводов, труб, оборудования газовых промыслов и ГПЗ по результатам диагностики и коррозионного мониторинга, анализ и разработка НТД», Екатеринбург, октябрь 2002 г.; научно-техническом совещании по проблеме межколонпых давлений на Астраханском ГКМ, Астрахань, п. Аксарайский Красноярского р-на Астраханской области, 26-28 ноября 2002 г.

Публикации. Основное содержание диссертационной работы изложено в 20 печатных работах и 5 патентах РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав и заключения. Объём работы составляет 129 страниц машинописного текста, содержит 17 таблиц, 37 рисунков и список использоваппых источников из 88 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Филиппов, Андрей Геннадьевич

Заключение

На основе выполненного анализа работы эксплуатационного фонда скважин установлены основные причины проведения капитальных ремонтов скважин: негерметичность элементов подземного оборудования (47 %), осложнения при освоении скважин (29 %), негерметичность насосно-компрессорных труб (12 %) и технологические причины (обрыв каротажного кабеля, негерметичность уплотнений и т.д. — 12 %).

Установлены закономерности распределения интенсивности коррозионных поражений НКТ по стволу скважин, бывших в капитальном ремонте, в зависимости от продолжительности их эксплуатации.

Анализ отказов подземного оборудования по фактам проведения капитальных ремонтов показал, что 38 % их приходится на пакеры, по 25 % — на клапаны-отсекатели и циркуляционные клапаны и 12 % — на расходные муфты.

По результатам проведённого комплекса лабораторных исследований и промысловых испытаний рекомендован к применению на АГКМ ингибитор коррозии Dodigen 4481 - 1 сопс. (с добавлением деэмульгатора), который показал высокие защитные свойства: скорость общей коррозии — не более 0,01 мм/год, величина остаточной пластичности проволочных образцов-свидетелей — 90-95 %, поток водорода через активную поверхность водородного зонда менее 0,02 см /см хсут.

Проведена системная идентификация предельных (опасных) состояний скважин астраханского ГКМ в процессе их эксплуатации, послужившая системной основой для разработки адекватных мер для их решения и предупреждения. Оценена вероятность эксплуатации опасного промыслового объекта — скважины — в зоне недопустимого риска.

Разработана концепция управления техническим состоянием и повышения надёжности промыслового оборудования АГКМ, включающая комплекс организационно-технических и геолого-технологических мероприятий по материальному и конструктивному исполнению лифтовых колонн и подземного оборудования, повышению надёжности обвязки устья скважин, увеличению эффективности ингибиторной защиты, эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонными давлениями.

В рамках реализации данной концепции предложены и защищены патентами РФ способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, способ и состав для герметизации затрубного пространства скважины, способ изоляции подошвенной воды в порово-трещинном коллекторе, состав для обработки призабойной зоны пласта.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Филиппов, Андрей Геннадьевич, Уфа

1. Tyler W., Hamby Jr. Departament of High-Pressure Sour Gas Technology // Journal of Petroleum Technology. 1981. May. P.789-792.

2. Place Jr. Corrosion Inhibition for Severely Corrosive Gas Wells // Corrosion. 1992. V. 48. N4. P.341-352.

3. Gaschler V.W., Buyken K.P. Betriebserfahrungen mit ringraum-sicherheitsequipment and chemical injection lines in Sauergasbohrungen // Erdol Erdgas Kohle. 1991. Jahrgang. Heft 11. November. P.459-464.

4. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03, утвержденные Госгортехнадзором России 05.06.2003 г. №56.

5. РД 39-1-843-82. Инструкция по ремонту крепи скважин. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1983.-172 с.

6. Геологические отчеты Газопромыслового управления за 1986 2003 года.

7. Совершенствование систем разработки продуктивных пластов Ново-Елховского месторождения: Учебное пособие/ В.Е. Андреев и др. Уфа: издательство УГНТУ, 2001.-164 с.

8. Геологические отчеты Газопромыслового управления за 1986 2003 года., Проект разработки Астраханского месторождения. - М.: ВНИИгаз, 2001.-589 с.

9. Экспертное заключение № 2.1 по конструкциям и проектным технологическим параметрам работы скважин АГКМ. Астрахань: 1997. - 56 с.

10. Экспертное заключение № 2.3 по техническому состоянию и ресурсу НКТ, эксплуатационных колонн и внутрискважинного оборудования промыслов Астраханского ГКМ. Астрахань: 1997. - 65 с.

11. Отчёт о научно-исследовательской работе "Разработка технологии защиты оборудования скважин высокосернистых газоконденсатных месторождений методом закачки ингибитора в пласт". Астрахань: АНИПИгаз, 1995.-78 е.,

12. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. м.: Недра. 1984.-322 с.

13. Цхай В.А. Лященко А.В.: Филиппов А.Г. Рекомендации по ингибированию соляной (абгазной) кислоты при проведении солянокислотных обработок на скважинах Астраханского ГКМ. Астрахань: АНИПИгаз, 1995. - 41 е.,

14. Амиян В.А., Уголев В.А. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. - 259с.

15. Ибрагимов Г.З., Фазлутдииов К.С., Хисамутдииов Н.И. Применение химреагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. - 205 с.

16. Логинов В.Л. Малышев Л.Г., Гарифуллин III.C. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966. - 287 с.

17. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин М.: Наука, 1995, - 523с.

18. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под. Ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М.: Недра, 1980, - 301с.

19. Г.А. Зотов, С.М. Тверковкин Газогидродинамические методы исследований газовых скавжин М.: Недра, 1970, - 192с.,

20. Ю.П. Коротаев. Определение параметров пласта и энергосберегающего дебита с учетом верхней границы применимости закона Дарси./Отраслевой сборник научных трудов М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1990, -с.90 - 109 с.

21. А.с. 1562435 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ для обработки призабойной зоны карбонатного пласта / И.А. Галанин, Л.М. Зиновьева, А.Д. Осташ, Р.Е. Шестирикова, Г.П. Ли, А.З. Саушин,

22. А.с. 1647202 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.Н. Цыбизов, Ю.М. Басарыгин, Н.Ф. Больбат, Е.Н. Рылов. В.М. Лачимов, В.И. Соколов. Заявл. 19.05.89. Опубл.07.05.91.Б.И.№ 17.

23. А.с. 1745898 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ отбора жидкостей из подземного резервуара / B.C. Семенякин, А.З. Саушин, Е.Н. Рылов, А.И. Банькин. Заявл. 24.08.89. Опубл. 07.07.92. Б.И.№25.

24. А.с. № 1803546 СССР, МПК Е21 В 43/26; С 09 К 7/02. Состав для гидравлического разрыва пласта / Л.И. Мясникова, Н.В. Рябоконь, В.В. Медведева, В.А. Киреев, Н.Е. Середа, А.З. Саушин, Е.Н.Рылов, А.В. Калачихин. Заявл.04.04.91. Опубл.23.03.93. БИ №11.

25. А.с. № 1808858 СССР, МПК С09 К 7/06. Эмульсионный состав для обработки скважин. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.М. Басарыгин, Е.Н. Рылов, А.П. Артамохин, В.Г. Перфильев, В.А. Алчинов, Ю.Н. Чибизов. Заявл. 19.12.90. Опубл. 15.04.93. БИ № 14.

26. А.с. 1808859 СССР, МПК С09 К 7/06. Эмульсионный состав для обработки скважин. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.М. Басарыгин, Е.Н. Рылов, А.П. Артамохин, ВТ.Перфильев, В.А.Алчинов, Ю.Н. Цибизов. Заявл. 19.12.90. Опубл. 15.04.93.Б.И. № 14.

27. Патент № 1835136 Россия, МПК С09 К 7/06. Способ очистки призабойной зоны пласта/ В.Е. Шмельков, В.М. Найденов, Ю.В.Терновой, А.З.Саушин, А.Ф. Ильин. Заявл. 05.12.89. Опубл. 10.03.95. Б.И. № 7.

28. Саушин А.З., Прокопенко В.А. Новая технология интенсификации притока на основе фосфороорганических комплексонов / В сб. "Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного Комплекса". Труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -1999. -с. 146-149.

29. Саушин А.З., Токунов В.И., Поляков Г.А., Шевяхов А.А., Прокопенко В.А. Зависимость межколонных давлений от кислотных обработок / В сб. "Проблемы освоения Астраханского36 газоконденсатного комплекса". Труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -1999.-е. 170-173.

30. Круглов Ю.И., Саушин А.З., Сиговатов JI.A. Об одном критерии оптимизации добычи газа / В сб. "Теория и практика добычи, транспорта и переработки газоконденсата". Вып.1. РАЕН, АНИПИГАЗ. Астрахань. - 1999. - с. 115-119.

31. Шевяхов А.А, Саушин А.З., Поляков Г.А., Прокопенко В.А., Поляков И.Г. Справочпо-информационный комплекс АГКМ фонд скважин. Свидетельство о регистрации № 2000610856. Зарегестрировано 06.09.2000. Приоритет 05.01.2000.

32. Саушин А.З., Токунов В.И., Прокопенко В.А. Интенсификация притока газа // Газовая промышленность. 2000. - № 8. -с.28-30.

33. Саушин А.З, Токунов В.И. Гидрофобно-эмульсионные растворы на основе биологически активной дисперсионной среды//Нефтяное хозяйство.-2000.-№7.- с. 1618.

34. Саушин А.З., Токунов В.И., Прокопенко В.А. Технология интенсификации притока газа из порово-трещинных коллекторов большой мощности // Промышленность России. 2000. - № 10-е. 42-45.

35. Саушин А.З., Поляков Г.А., Прокопенко В.А. Совершенствование технологии СКО на АГКМ. / В сб. "Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений". Научные труды АНИПИГАЗ. Астрахань. - 2001. - с. 172-175.

36. Викторин В.Д, Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей.-М: Недра, 1988, 150с.

37. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / M.JI. Сургучев, В.И. Колганов, А.В. Гавура и др.- М: Недра, 1987, 230с.

38. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.-Самара: Кн. изд-во, 1996, 440с.

39. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин.- М: Недра, 1966, 219с.

40. Баширов В.В., Андреев В.Е., Гизетдинов М.С. Исследование статики и кинетики процесса растворения карбонатных пород соляной кислотой.-В кн.: Бурение геотехпологических скважин.- М: ГИГХС, 1984, с.124-128.

41. Особенности кинетики процесса выщелачивания карбонатных пород-коллекторов нефти/Андреев В.Е., Блинов С.А. и др. // НТЖ "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений",- М: ВНИИОНГ, 1996, N3, с. 46-54.

42. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти карбонатных коллекторов/ Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. // Учебное пособие-Уфа: Из-во УГНТУ, 1997.-137с.

43. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983, 312 с.

44. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов/ Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура А.В. и др. М.: Недра, 1987, 230 с.

45. Головко С.А., Ефанова Э.А., Вайсман М,Ш. Кинетика взаимодействия серной кислоты и реагентов на её основе с карбонатной породой пласта.- Нефтепромысловое дело: РНТС / ВНИИОЭНГ, 1978, N6.

46. Иванов Р.В., Богданов Ц.М., Семенов Ю.В. Исследование кинетики растворения карбонатных пород в кислотных растворах на установке УИПК-1М.-Нефтепромысловое дело:РНТС/ВНИИОЭНГ, 1974, N12, с.21-24.

47. Качмар Ю.Д. Проектирование кислотной обработки поровых слабокарбонатных коллекторов.-Нефт. хозяйство, 1981,N1, с.33-35.

48. Киреев В.А., Назаров В.М. Результаты экспериментальных исследований растворения углекислого кальция соляной кислотой.-Тр./Всес.н.-и. ин-т газ. прм-сти, 1974, вып.1, с.117-124.

49. Мищенков И.С. Влияние некоторых факторов на глубину проникновения активной соляной кислоты в карбонатную пористую среду. -Тр./Перм.политехн.ин-т,1970, N66, с.68-72.

50. Консервация газовых скважин.- Газовая промышленность, № 2 1997, с. 36-37. (Соавторы: Токунов В.И., Рылов Е.Н., Бусыгин Г.И. и др.)

51. Проблемы коррозии и ингибиторной защиты на месторождениях природного газа. Практика противокоррозионной защиты, № 3, 2000, с. 53-59. (Соавторы: Антонов В.Г., Набутовский З.А.)

52. Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины. (11) Патент № 2153571. № 4/2000, (19) RU. (46) 27.07.2000 Бюл. № 21. (Соавторы: Фаттахов З.М., Поляков И.Г., Кунавин В.В., Костанов И.А.)

53. Состав для обработки призабойной зоны пласта. (11) Патент №2153579. № 5/2000, (19) RU. (46) 27.07.2000 Бюл. № 21. (Соавторы: Саушин А.З., Прокопенко В.А., Токунов В.И. и др.)

54. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ. Астрахань, ИПЦ «Факел», 2001, 44 с. (Соавторы: Тихонов В.Г., Вагнер Г.Р., Круглов Ю.И. и др.)

55. Екатеринбург, октябрь 2002 г.), М., ИРЦ Газпром, 2002, с. 111-119. (Соавторы: Ляшенко А.В., Мерчева B.C.)

56. Способ герметизации затрубного пространства скважины. Официальный бюллетень российского агентства по патентам и тов. Знакам. Патент на изобретение № 2183726, г. Москва, 20 июня 2002 г., с. 1-10 (Соавторы: Токунов В.И., Поляков И.Г., Кунавин В.В. и др.)