Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение качества изоляционных работ при консервации и ликвидации газовых скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Повышение качества изоляционных работ при консервации и ликвидации газовых скважин"

На правах рукописи

КУСТЫШЕВ ИГОРЬ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПРИ КОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Специальность: 25.00.15 -Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тк>мень-2004

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Научный руководитель - доктор технических наук

Курбанов Ярагн Маммаевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук, ст. науч. сотр.

Лукманов Рауф Рахнмовнч - кандидат технических наук Сауинн Вектор Иванович

Ведущая организация - 0 0 0 «Надымгазпром»

Защита диссертации состоится 25 декабря 2004 года в 1100 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Государственном образовательном учре-жении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 25 ноября 2004 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

.П. Овчинников

ОБЩАЯХАРАКТЕРИСТИКАРАБОТЫ

Актуальность проблемы. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (ЗСНГП) является крупнейшим нефтегазовым регионом России, в котором интенсивно эксплуатируются такие крупные газовые и газоконденсатные месторождения, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Юбилейное, Комсомольское и др. Строительство скважин на месторождениях осуществляется опережающим бурением. Это означает, что после завершения бурения скважины консервируются на определенный срок до подключения их к шлейфу. Разработка месторождений осуществляется скважинами большой производительности, общий фонд которых в настоящее время составляет около 4,5 тысяч. Из них более тысячи скважин требуют капитального ремонта, многие законсервированы.

Наличие на территории Западной Сибири большого количества скважин, пробуренных в разные годы для поиска и разведки месторождений природного газа и нефти, и зачастую брошенных представляют большую техногенную опасность. Скважины длительное время бездействуют, корродируют, их техническая надежность с каждым годом снижается. Ликвидация таких скважин - насущная потребность сегодняшнего дня, которая позволит предотвратить возможную экологическую катастрофу.

Наличие в разрезах мерзлых горных пород (МГП) зон аномальных пластовых давлений требует от консервации обеспечение надежности и недопущения загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП). Применение надежных и экологически чистых технологий при проведении работ обеспечит промышленную безопасность, предотвратит возможность возникновения аварийных ситуаций. Поэтому поиск новых технологических решений и разработка новых технологий, снижающих затраты и повышающих эффективность и промышленную безопасность при проведении работ на скважинах по консервации и ликвидации, являются актуальными и

Цель работы. Обеспечение долговечности разобщения продуктивных, сложнопостроенных залежей газа и нефти путем разработки и внедрения новых технологий и технических средств при консервации и ликвидации скважин.

Основные задачи исследований

1. Обобщение и анализ существующих технологий и технических средств для консервации и ликвидации газовых скважин.

2. Разработка новых тампонажных материалов, пакерующих устройств для герметизации ствола скважины и повышения качества цементирования газовых скважин.

3. Промысловые испытания в условиях северных месторождений ЗСНГП предложенных технологий и созданных технических средств, оценка эффективности их внедрения в производство.

Научная новизна

1. Объяснен механизм поступления газа на устья законсервированных и ликвидированных скважин.

2. Научно обоснована и экспериментально подтверждена необходимость применения новых составов тампонажных материалов при выполнении работ по консервации и ликвидации скважин. Разработаны новые составы расширяющихся и облегченных тампонажных материалов, обеспечивающих повышение качества разобщения пластов при установке цементных мостов. Разработана новая технология установки цементных мостов с помощью колтюбинговой техники, позволяющая производить закачивание тампонажных растворов через гибкую трубу малого диаметра.

3. Выявлена зависимость места расположения перекрывающей втулки пакерующего устройства по отношению к его входному отверстию на степень герметизации затрубного пространства скважины.

Практическая ценность работы

1. Созданные технологии консервации и ликвидации скважин (патенты РФ №№ 2183739, 2215137, 2222687, 2225500, 2231630, 2235852, 35816) уменьшают загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП) на 25-50 %, сокращают про-

должительность ремонтных работ на газовых скважинах на 25-30 % (по результатам внедрения на добывающих предприятиях севера Тюменской области).

2. Разработаные тампонажные материалы для консервации и ликвидации скважин, позволяют снизить процент возникновения газопроявлений за счет устранения зазоров между стенками обсадной колонны и цементным мостом, повысить надежность установки цементных мостов и их прочность, устранить межколонные газопроявления при негерметичной эксплуатационной колонне.

3. Разработанное техническое устройство для консервации скважин (патент РФ № 2209295) позволяет обеспечить его надежную работу и высокую степень герметизации затрубного пространства скважины.

4. Выполненные исследования явились основой для разработки 14 руководящих документов, регламентов и инструкций, использующихся при строительстве, эксплуатации, ремонте, консервации и ликвидации газовых и газо-конденсатных скважин, а также в проектах, на консервацию и ликвидацию скважин ряда северных месторождений ЗСНГП.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Третьей Всероссийской научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Москва, 1999); Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе (г. Тюмень, 2001), научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2001); Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли - новые технологии и новая техника» (г. Ставрополь, 2002); Третьей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г. Тюмень, 2002); научно-технической конференции, посвященной 90-летию В.И. Муравленко «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки»» (г. Тюмень,

2002); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе (г. Тюмень, 2003); Третьей научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Новые решения при освоении месторождений Ямала» (г. Надым, 2003); отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности» (г. Тюмень, 2003), заседаниях кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2001,2002,2003,2004).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе один обзор, 6 статей, 9 патентов РФ. Разработано 7 руководящих документов.

Структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 6 разделов, основных выводов и рекомендаций, изложена на 165 страницах машинописного текста и содержит 17 рисунков, 8 таблиц, список использованных источников, включающий 184 наименований и одно приложение.

Автор выражает глубокую признательность и благодарность д-ру техн. наук, профессору Крылову Г.В., канд. техн. наук Штолю В.Ф., Щербичу Н.Е., д-ру геол.-минер. наук Клещенко И.И., инженерам Ребякину А.Н., Чижовой Т.Н., Шестаковой Н.А. за помощь и содействие в выполнении работы.

Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает зав. кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин, доктору технических наук, профессору Овчинникову Василию Павловичу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы направления, цели и задачи исследований, пути их решения, изложены научная новизна и практическая ценность выполненной диссертационной работы.

В первом разделе представлен обзор существующих методов и средств по консервации, расконсервации и ликвидации скважин, способов повышения качества изоляционных работ.

Изучением вопросов, связанных с проблемой консервации, расконсервации и ликвидации скважин, изучением природы заколонных перетоков, повышением качества изоляционных работ и совершенствованием составов тампо-нажных композиций занимались такие исследователи, как Агзамов Ф.А., Бережной А.И., Булатов А.И., Вяхирев В.И., Грачев В.В., Зозуля ГЛ., Каримов Н.Х., Коморин В.К., Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Куксов А.К., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д., Овчинников В.П., Овчинников П.В., Сибирко И.А., Сидоров Н.А., Сорокин В.Ф., Тени Р.А., Фролов А.А., Щербич Н.Е. и другие.

Консервация скважин осуществляется, в основном, тремя способами: изоляцией продуктивного пласта цементными мостами; созданием противодавления на пласт жидкостями глушения и перекрытием ствола скважины паке-рующими устройствами. В зависимости от продолжительности консервации выбирается тот или иной способ. В газовых скважинах, оснащенных подземным оборудованием, цементные мосты не устанавливаются, трубное пространство перекрывается глухой пробкой, выше нее ствол скважины заполняется ин-вертным (эмульсионным) раствором.

Расконсервацию скважин производят разбуриванием цементного моста или извлечением пакерующего устройства, а вызов притока - снижением депрессии на продуктивный пласт.

При ликвидации разведочных скважин устанавливаются цементные мосты против всех интервалов испытания, интервала установки муфты ступенчатого цементирования, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн. Затем производится отворот незацементиро-ванной части эксплуатационной колонны и установка цементного моста в башмаке кондуктора. Оставшаяся часть ствола заполняется незамерзающим раствором. В эксплуатационных скважинах цементные мосты устанавливаются

выше "продуктивного горизонта и в башмаке кондуктора. На устье скважины устанавливается бетонная тумба.

Во втором разделе представлен анализ состояния законсервированных и ликвидированных скважин. Анализ показывает, что во многих уже законсервированных и ликвидированных скважинах отмечается давление газа на устье, а порою и заколонные проявления, примером тому служат скважины №№ 153, 1007 Медвежьего месторождения, в которых отмечалось межколонное давление. Основными факторами возникновения заколонных проявлений являются геологические, технические, технологические, физико-химические и механические. Наиболее многочисленны физико-химические факторы. Они охватывают процессы, происходящие не только в тампонажном растворе при его твердении, но и на границах со стенками скважины и колонной. Наибольшее влияние на возникновение проявлений оказывают явления контракции, седиментации, поверхностное натяжение, заряд поверхностей раздела, осмос и другие. Кроме того, немаловажную роль играют способы цементирования скважины и установки цементных мостов, поскольку от качества разобщения пластов зависит срок ее службы, консервации или ликвидации.

В третьем разделе представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований по изучению физико-механических свойств тампо-нажного раствора и цементного камня, применяемых при консервации и ликвидации скважин. Теоретические и экспериментальные исследования проводились с применением методов научного планирования эксперимента и статистической обработки результатов.

Опыт работ по консервации газовых и газоконденсатных скважин показывает, что в ряде скважин, законсервированных установкой цементных мостов, отмечаются давления газа на устье. Появление давления на устье законсервированной скважины может быть вызвано перетоками газа из пласта через каналы в тампонажном камне и в местах контакта цементного моста с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны. После закачивания тампонажного раствора при установке цементного моста на начальной стадии твердения про-

исходит движение пузырьков газа из недостаточно заблокированного пласта через цементный раствор, что приводит к образованию в нем сообщающихся пор и капилляров в твердеющей структуре. На поздней стадии из-за конторакта.-ционных явлений формируются каналы на границе раздела тампонажного камня с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны. Именно по этим каналам возможен прорыв газа на поверхность. Такая вероятность подтверждается анализом результатов цементирования скважин на ряде месторождений. При установке цементного моста заметное влияние на образование каналов дополнительно оказывает наличие на стенках обсадной колонны жидкости глушения, чаще всего глинистого раствора, который в еще большей степени способствует образованию каналов. Со временем жидкость глушения начинает расслаиваться. Твердые частицы оседают на забой, снижая плотность раствора, освобождая верхнюю часть интервала перфорации от своего блокирующего воздействия. Газ из пласта получает возможность поступать через ранее образованные каналы в тампонажном камне или в месте контакта цементного моста с внутренней стенкой эксплуатационной колонны на дневную поверхность. Этим можно объяснить, что на некоторых скважинах устьевые давления появляются с некоторой задержкой во времени после окончания работ по консервации скважин.

Анализ работ по консервации скважин показывает, что практически во всех скважинах при установке цементных мостов используется тампонажный бездобавочный портландцемент, обладающий высокой прочностью на изгиб, хорошей растекаемостью, но большим временем загустевания и схватывания. Раствор, применяемый для установки цементных мостов, должен обладать хорошей прокачиваемостью, низкой проницаемостью и высокой адгезионной способностью для обеспечения плотного контакта со стенкой эксплуатационной колонны.

Автором совместно со Щербичем Н.Е. проведены исследования по использованию в качестве тампонажного материала для установки цементных мостов в процессе консервации и ликвидации скважин расширяющихся цемен-

тов. Расширение цементного камня возможно при введении в цемент вещества, образующего при химической реакции газообразные продукты, или при введении в него расширяющихся добавок, которые при химической реакции между собой или другими веществами, находящимися в цементном растворе, образуют кристаллические продукты большего объема, чем исходные. При расширении тампонажного камня увеличивается его сцепление со стенкой эксплуатационной колонны, что исключает образование возможных каналов газопроявлений.

Введение гидрокарбоалюминатной добавки (ПСА) и гипса в одинаковых соотношениях в состав тампонажных растворов обеспечивает образование дополнительного количества гидросулюфоалюмината кальция, который и обеспечивает расширение твердеющей смеси. При добавке этих компонентов более 4 % масс, получаются нетекучие растворы с растекаемостью менее 180 мм. Для увеличения растекаемости такого раствора необходим ввод пластификатора.

Линейное расширение при исследованиях замерялось индикатором часового типа. Твердение одной части образцов производилось при температуре 20 °С, другой - при 40 °С, при одинаковом давлении, равном 15 МПа. Испытания образцов производились после одних, семи и четырнадцати суток твердения. Для приготовления образцов использовались следующие составы (таблица 1):

Таблица 1 - Составы исследуемых тампонажных материалов

№ Состав исследуемых тампонажных материалов, мас.%:

состава цемент добавки ГКА гипс пластификатор вода 4% раствор СаС12

1 100 - - ■ 50 •

2 96 2 2 • 50 -

3 96 2 2 • - 50

4 90 5 5 - 60 -

5 86 7 7 ■ 60

6 96 2 2 0,1 50 -

7 96 2 2 0,2 50 -

8 96 2 2 0.1 - 50

9 90 5 5 0.1 60 -

10 86 7 7 0;1 60 -

Результаты лабораторных исследований линейного расширения тампо-нажных растворов с добавками ПСА, гипса и пластификатора представлены на рисунке 1.

б)

Рисунок 1 - Изменение линейного расширения во времени а) при температуре 20 °С; б) при температуре 40 °С

Наибольший расширяющийся эффект был получен при содержании в смеси ПСА и гипса от 2 до 7 % масс, пластификатора - 0,2 % масс, тампонаж-ного портландцемента 86-96 % при водосмесевом соотношении 0,5-0,6 (таблица 2).

Таблица 2 - Результаты: лабораторных исследований линейного расширения

тампонажных растворов с добавками ПСА, гипса и пластификатора

Состав раствора в мае. % Плотность, кг/м3 Расте-кае-мость, мм Сроки схватывания, ч-мин Предел прочности на изгиб (через 2 суток), МПа Линейное рг ние (через кс во суток юшире-мшчест-),%

начало конец 1 7 14

При температу ре 20 "С

цемент 86 пластификатор 0,1 добавка ГКА 7 гипс 7 вода 60 1730 210 11-00 12-20 1,2 0,14 0,45 0,52

При температу| ре 40 "С

цемент 86 пластификатор 0,1 добавка ГКА 7 гипс 7 вода 60 1670 200 6-15 6-50 3,2 0,16 0,42 0,53

Анализ работ по ликвидации скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами путем закачивания в заколонное пространство тампонажно-го раствора показывает на невысокую успешность этих работ. Результаты проведенных при участии автора исследований позволили определить основные требования, предъявляемые к таким растворам: облегченный состав, обеспечивающий высокую текучесть и одновременно длительные сроки схватывания, высокую адгезию, предел прочности на изгиб и сидементационную устойчивость.

Этим требованиям наиболее удовлетворяют водоэмульсионные эпокси-полиуретановые композиции, состоящие из эпоксидноуретанового состава ЭПУ-01-Б, отвердителя (смесь алифатических аминов), воды, соэмульгатора

(для снижения водопотребления), растворителя, наполнителя (поливинилхло-рид - ПВХ и алюмосиликатных микросфер - АСМ).

Экспериментальные исследования, проведенные при участии автора, позволили построить экспериментально-статистическую модель и разработать ряд рецептур эпоксиполиуретановых композиций, физико-механические характеристики которых приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Физико-механические характеристики составов тампонажных растворов на основе эпоксиполиуретановых сополимеров

Состав композиции, мае. % Плотность, кг/м3 Растекаемость, мм Прочность камня, МПа на изгиб | на сжатие Адгезия на сдвиг, МПа

Состав № 1

ЭПУ-01-Б 45,0 Цемент 153 АСМ 2,7 ПВХ 18,0 Латекс 13,5 ТМХС 0,1 Отвердитель 5,4 1380 200 9,0/13,5* 15,0/22,' 3,6/5,4*

Состав №2

ЭПУ-01-Б 46,1 Цемент 15,0 АСМ 1Д ПВХ 18,4 Латекс 13,8 Отвешопель 5,5 * В числителе - через 2 1500 суток, в знам 200 ешпеяе-чер 8,7/13,0* ез 7 суток. 14,7/22,0* 3,5/5,2*

Область оптимальных значений количества компонентов ЭПУ-01-Б составила для: отвердителя - (10-18) %, воды - (0-15) %, соэмульгатора - (1-7) %, растворителя - (5-25) %, наполнителя - (18-21) %.

Испытание композиции, состоящей из этих компонентов, после двухсуточного твердения при температуре 20 °С показало, что ее адгезия и предел прочности на изгиб соответственно составляют (3,5±5) МПа и (14,7±0,7) МПа, максимальная растекаемость от (210+30) мм до (230+30) мм.

Альтернативой установки цементного моста является способ консервации с применением пакерующего устройства, разработанного при участии ав-

тора (патент РФ № 2209295), по технологии, защищенной патентом РФ №35816. На лифтовой колонне в скважину на определенную глубину спускаются пакер и посадочный нипель. Па-кер распакеровывается, в посадочном ниппеле устанавливается или глухая пробка или забойный клапан - отсека-тель. Затрубное надпакерное пространство и трубное над пробкой заполняется незамерзающим раствором. Основным показателем надежности этого способа консервации является степень герметизации пакера. Автором установлено, что герметизация пакера зависит от местоположения подпружиненной втулки, предусмотренной в конструкции перепускного узла пакера (рисунок 2).

Проведенные исследования (рисунок 3) показали, что наибольшая герметичность пакера достигается при расположении втулки в интервале 0-5 мм от входного отверстия.

Неотъемлемой операцией при консервации таких скважин является глушение скважин и заполнение ствола технологическим раствором с обеспечением требуемого противодавления на пласт (глинистым раствором, водными растворами солей).

Рисунок 2 - Перепускной узел пакера:

1-ствол; 2-корпус; 3-уплотнительные элементы; 4-втулка; 5-пружина; 6-радиальные отверстия

Рисунок 3 - Зависимость давления открытия радиальных отверстий пакера, от местоположения подпружиненной втулки относительно верхнего радиального отверстия

В четвертом разделе представлены результаты исследований по разработке технологий консервации скважин установкой цементных мостов и паке-рующих устройств.

Автором разработана технология консервации скважин путем установки цементных мостов с применением расширяющихся тампонажных материалов.

Предлагаемая технология включает глушение скважины технологическими растворами, извлечение из скважины подземного оборудования с использованием малогабаритных элеваторов (патент РФ № 2194840), непосредственное заливание без давления через насосно-компресорные трубы (НКТ) там-понажного раствора и установку цементного моста над интервалом продуктивного пласта. Через 24 часа, не дожидаясь полного окончания затвердевания цемента (ОЗЦ), через НКТ закачивается под давлением дополнительное расчетное количество расширяющегося тампонажного раствора для заполнения им зазоров, образовавшихся между обсадной колонной и тампонажным камнем во время ОЗЦ. При этом в затрубном пространстве скважины поддерживается

противодавление, равное или чуть большее давления продавливают тампо-нажного раствора по НКТ. Затем производится вымывание излишек тампонаж-ного раствора и скважина оставляется на ОЗЦ. После ОЗЦ производится проверка цементного моста на прочность и герметичность. Колонна НКТ или извлекается из скважины, или приподнимается над цементным мостом, но остается в скважине. Ствол скважины в интервале МГП заполняется незамерзающей жидкостью. С фонтанной арматуры снимаются штурвалы и манометры, на боковых отводах арматуры устанавливаются заглушки.

Предлагаемый способ консервации скважин более надежен, так как устраняет зазоры между обсадной колонной и тампонажным камнем, являющиеся одной из причин межколонных газопроявлений и позволяет повысить экологическую безопасность находящейся в консервации скважины. Проведенные промысловые исследования показали, что установленный по предлагаемой технологии цементный мост герметичен.

Разработана при участии автора и предлагается новая технология установки цементных мостов с использованием колтюбинговой установки (патент РФ №2235852).

В скважину, находящуюся под давлением, с помощью колтюбинговой установки спускается гибкая труба. Ствол скважины заполняется стабильным газовым конденсатом, исключающим наличие в нем воды и водных растворов солей (СаОг» ИаО), в расчетном объеме. После этого в скважину через гибкую трубу, пропущенную через блок превенторов, закачивается сначала буферная жидкость (метанол в объеме 0,3-0,6 объема гибкой трубы), затем тампонажный раствор с замедлителем схватывания раствора и реагентом, увеличивающим его растекаемость до 220 мм (плотность - 1600-1650 кг/м3; вязкость - 40-50 с) с продавливанием его в скважину буферной жидкостью (последовательным закачиванием метанола, в объеме 1,0-1,3 объема гибкой трубы) и затем продавоч-ным раствором (газовым конденсатом) по расчету, но не более, внутреннего объема гибкой трубы, до момента освобождения гибкой трубы от тампонажно-го раствора.

После выдавливания из гибкой трубы тампонажного раствора одновременно в трубное и затрубное пространства начинают закачивать газовый конденсат для продавливания тампонажного раствора в скважину и формирования в ней цементного моста. Затем башмак гибкой трубы приподнимается на 1 м выше «расчетной» головы цементного моста, производится срезание головы цементного моста газовым конденсатом, подаваемым через гибкую трубу, и вымывание лишнего цементного раствора в трубное пространство. Скважина на 48 часов оставляется на период ОЗЦ. После ОЗЦ до головы цементного моста спускается гибкая труба и определяется фактическое местоположение головы цементного моста. При необходимости цементный мост наращивается путем заливания цементного раствора без давления. После этого производится проверка цементного моста на прочность с усилием не более 4,0-5,0 кН. Излишки тампонажного раствора остаются в трубном пространстве в жидком состоянии и удаляются из скважины при вызове притока и отработке скважины на факел. Схватывания тампонажного раствора в трубном пространстве не происходит из-за перемешивания его излишек с метанолом и газовым конденсатом. По окончании испытаний цементного моста на прочность и герметичность из скважины извлекают гибкую трубу.

Предлагаемый способ установки цементных мостов в скважинах, подлежащих консервации, позволяет снизить степень загрязнения ПЗП за счет использования растворов на углеводородной основе, сократить продолжительность работ в 5-6 раз, снизить стоимость в 3-4 раза за счет использования минимального количества технических средств и дешевых материалов, облегчить работы по расконсервации скважин и последующему их освоению.

Длительное нахождение скважины под воздействием технологических растворов негативно сказывается на продуктивной характеристике ПЗП. Практически эта зона становится нефильтрационной, не способной отдавать углеводороды.

Для восстановления скважин после длительного простоя необходимо преодолеть зону загрязнения (закальматированную зону).

Например, в настоящее время на Ямбургском месторождении более 200 скважин находятся в ожидании работ по восстановлению работоспособности (в ожидании освоения) после длительного простоя. Задача исследователей разработать технологию, позволяющую при минимальных затратах восстановить скважину и получить прирост добычи газа.

Для решения этой задачи предлагаются технологии восстановления скважин с использованием водоизолирующих и закрепляющих композиций (патент РФ № 2231630), а также проведением гидроразрыва пласта с использованием в качестве жидкости песконосителя отработанных моторных масел (патент РФ №2183739).

В пятом разделе представлены результаты исследований по разработке технологий ликвидации скважин с использованием устьевого и подземного оборудования.

Опыт ликвидации скважин, расположенных в зоне МГП, показывает, что существующие технологии недостаточно надежны и не полностью учитывают периодическое растепление и замораживание крепи скважины, приводящие к разрушению бетонной тумбы. Кроме того, ликвидация скважин в условиях удаленности и труднодоступности местности сопряжена со значительными затратами на проведение работ из-за необходимости вывоза демонтированного оборудования.

Автором предложен более надежный по сравнению с традиционным (установка фланца на кондукторе или технической колонне и бетонной тумбы на устье) способ ликвидации, предотвращающий возможное смятие колонн при сезонном промерзании и расширении крепи и обеспечивающий длительную герметизацию устья, по технологии, защищенной патент РФ № 2225500. Технология предусматривает следующее (рисунок 4а). После глушения скважины и извлечения подземного оборудования в интервале продуктивного пласта и выше его устанавливается нижний цементный мост путем закачивания первоначально тампонажного раствора на основе бездобавочного портландцемента, а затем, не дожидаясь его полного затвердевания, дополнительно - раствора на

основе расширяющегося цемента, разработанного при участии автора. Ствол скважины заполняется жидкостью глушения, например глинистым раствором. В башмаке кондуктора аналогичным способом устанавливается верхний цементный мост, а выше него, в зоне МГП, ствол заполняется незамерзающей жидкостью.

ф -13

•) б) »)

Рисунок 4 - Схемы ликвидации скважин: а) с использованием устьевого оборудования; б) с использованием забойного оборудования; в) при негерметичности эксплуатационной

колонны

1-продуктивный пласт; 2-эксплуатационная колонна; 3-интервал перфорации; 4-нижний цементный мост; 5-технологический раствор; 6-зона МгП; 7-верхний цементный мост; 8-незамерзающая жидкость; 9-глухая пробка; 10-колонная головка; 11-трубная головка; 12-цементный раствор; 13-заглушки; 14-эксплуатационный пакер; 15-бетонная тумба; 16-дополнительные перфорационные отверстия; 17-промежуточный цементный мост; 18-облегченныйтампонажный раствор; 19-нарощенный участок промежуточного цементного моста

После демонтажа фонтанной арматуры в стволе скважины на глубине залегания нейтрального слоя и слоя сезонных теплооборотов (3-10 м) устанавливается глухая пробка.. Внутренние полости колонной, трубной головок и. ствол скважины над глухой пробкой заполняются цементным раствором. Боковые отводы и верхний фланец трубной головки герметизируются заглушками.

Ликвидация скважин, оборудованных пакером, осуществляется после извлечения последнего. Автором предлагается производить ликвидацию таких скважин в соответствии с патентом РФ № 2222687. Вначале производится глушение скважины (рисунок 46), лифтовая колонна отсоединяется от пакера и извлекается из скважины.

После этого через внутреннюю полость оставшегося в скважине запаке-рованного пакера спускается колонна труб малого диаметра, например, колонна гибких труб колтюбинговой установки, через которую закачивается расчетное количество цементного раствора для заполнения ствола скважины ниже пакера, внутренней полости пакера и части ствола скважины выше пакера высотой 2030 метров, после чего колонну труб малого диаметра приподнимают. После ОЗЦ и проверки нижнего цементного моста на прочность колонна труб малого диаметра приподнимается выше башмака кондуктора. При этом трубное пространство скважины остается заполненным жидкостью глушения. В интервале башмака кондуктора аналогичным способом устанавливается верхний цементный мост, выше которого закачивается незамерзающая жидкость, а на устье скважины - бетонная тумба.

Ликвидацию скважин с негерметичной эксплуатационной колонной или с не поднятым за колонной цементом, осложненные межколонными газопроявлениями, предлагается осуществлять следующим образом. После определения интервала некачественного цементирования заколонного пространства скважины над продуктивным пластом устанавливается нижний цементный мост (рисунок 4в), предназначенный для изоляции продуктивного пласта, а ниже интервала некачественного цементирования - промежуточный цементный мост. После этого производится дополнительная перфорация эксплуатационной ко-

лонны для сообщения заколонного пространства с трубным, и через вновь образованные перфорационные отверстия за эксплуатационную колонну закачивается облегченный тампоиажный раствор, разработанный при участии автора, в объеме, достаточном для заполнения каналов в тампонажном камне или заколонного пространства скважины. После закачивания облегченного тампонаж-ного раствора в заколонное пространство скважину оставляют на ОЗЦ, а после затвердения тампонажного камня в заколонном пространстве промежуточный цементный мост дополнительно заливают цементным раствором аналогичного состава. После повторного ОЗЦ промежуточного цементного моста в башмаке кондуктора устанавливается верхний цементный мост, выше которого, в интервале МГП, ствол скважины заполняется незамерзающей жидкостью.

Затем из скважины извлекаются бурильные трубы, демонтируется фонтанная арматура и колонная головка, устье скважины герметизируется бетонной тумбой.

При проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) возможны потери композиции в каналах и трещинах коллектора. В таком случае допускается регулировать рецептуру такими материалами как: акриловые латексы взамен воды, модификатор триметилхлорсилоксана (ТМХС) взамен растворителя. Дополнительно рекомендуется вводить цемент с алюмосиликатными микросферами (АСМ), что позволит сократить долю дорогих компонентов и улучшить физико-механические свойства композиции за счет совместного гидратацион-ного твердения с ЭПУ-01-Б, снизить внутренние напряжения на стадии твердения.

В шестом разделе дана оценка экономической эффективности новых технологий. Показателем успешного проведения мероприятий по внедрению новых технологий в условиях рыночной экономики должна быть оптимальная цена операции, положительный баланс средств и прибыль.

Разработанные автором технологии внедрены на многих месторождениях ЗСНГП, эксплуатируемых добывающими предприятиями «Надымгазпром», «Уренгойгазпром», «Ноябрьскгаздобыча», «Ямбурггаздобыча» и разбуривав-

мых филиалом «Тюменбургаз».

Объем внедрения в 1998-2003 гг. составил более 1300 скважино-операций, а экономический эффект от применения разработанных технологий составил около 12 миллионов рублей.

основные выводы и рекомендации

1. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены факторы, определяющие процесс поступления газа на устье законсервированных и ликвидированных скважин.

2. Разработаны новые составы тампонажных растворов с расширяющими и облегчающими добавками, обеспечивающие герметизацию ствола при консервации и ликвидации скважин на месторождениях ЗСНГП.

3. Разработана новая конструкция пакерующего устройства, обеспечивающая герметизацию ствола при консервации скважин и предотвращающая загрязнение ПЗП.

4. Научно обоснованы, подтверждены результатами экспериментальных и промысловых исследований новые технологии: консервация скважин установкой цементных мостов, в том числе с помощью колтюбинговой техники; консервация скважин пакерующим устройством новой конструкции; ликвидация скважин с использованием устьевого и забойного оборудования; ликвидация скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами или с отсутствием цементного камня за колонной, осложненными межколонными газопроявлениями, обеспечивающие эффективность, качество и надежность проведения ремонтно-изоляционных работ.

5. По результатам исследований разработано 7 руководящих документов, применяемых при консервации и ликвидации скважин.

6. За счет внедрения разработанных технологий получена экономическая эффективность в сумме 12,0 млн. руб.

Основные положения диссертации нашли отражение в следующих печатных работах (обзор, статьи, тезисы конференций различного уровня, патенты РФ на изобретения):

1. Кустышев И.А. Исследование, разработка и технология применения расширяющихся облегченных тампонажных растворов для скважин с низкими градиентами гидроразрыва пород // Аннотированный сб. конкурсных работ аспирантов и специалистов ОАО «Газпром».- М.: ВНИИГАЗ, 2000.- С.45-46.

2. Кустышев А3., Чижова Т.И., Кустышев И.А., Чабаев Л.У., Шенбергер В.М. Ликвидация скважин в условиях Крайнего Севера // Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2001.- № 6.- С. 59-64.

3. Кустышев И.А., Штоль В.Ф., Ребякин А.Н., Сехниашвили В.А. Особенности проектирования сложных капитальных ремонтов скважин на примере Медвежьего месторождения // Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.- № 4.- С. 35-38.

4. Кустышев А.В., Симонов В.Ф., Чабаев Л.У., Барков А.П., Кустышев И.А. Обеспечение безопасности капитального ремонта скважин на действующих кустах газовых скважин // Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа: Сб. науч. тр. ТюменНИИгипрогаз.- Тюмень: Недра, 2002.- С. 86-91.

5. Кустышев И.А. Освоение скважин с открытым забоем в условиях аномально-высокого пластового давления // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы 3 Всерос. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета.- Тюмень: Вектор Бук, 2002.- С. 135-136.

6. Бакеев Р.А., Зозуля ГЛ., Кустышев А.В., Кустышев И.А., Уросов С.А., Чабаев Л.У., Чижова Т.Н. Предотвращение аварийного фонтанирования газовых скважин и восстановление их продуктивности // Обзорная информ. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин,- М.: ИРЦ Газпром, 2003.43 с.

7. Кустышев И.А., Щербич Н.Е., Овчинников В.П. К вопросу разобщения продуктивных пластов на месторождениях севера Тюменской области в процессе консервации скважин // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (25-27 сентября 2003 г.). Т. 1.- Тюмень, ТюмГНГУ.- С. 36-39.

8 Пат. 2183739 РФ. Е 21 В 43/26, 43/263, 43/267. Способ гидроразрыва пласта / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, В.Г. Матюшов, И.А Кустышев (РФ).-№ 2000118632; Заяв. 12.07.00; Опубл. 20.06.00, Бюл. № 17.

9. Пат. 2209295 РФ. Е 21 В 33/12. Пакер / А.В. Кустышев, Т.Н. Чижова, С.Г. Кочетов, И.А. Кустышев, В.В. Кузнецов, С.В. Шейко (РФ).- № 2002104008; Заяв. 26.02.02; 0публ.27.07.03, Бюл. № 21.

10. Пат. 2194840 РФ. Е 21 В 19/06. Элеватор для труб / А.В. Кустышев, В.В. Кузнецов, Т.Н. Чижова, С.Г. Кочетов, ИА Кустышев, М.Г. Аксенов, Я.И. Годзюр, ВТ. Якушев (РФ).- № 2001105853; Заяв. 01.03.01; Опубл. 20.12.02, Бюл. № 35.

И. Пат. 2215137 РФ. Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / Г.В. Крылов, А.В. Кустышев, Ю.В. Сухачев, А.Д. Тодорив, Т.И. Чижова, ИА Кустышев (РФ).- № 2002108986; Заяв. 08.04.02; Опубл. 27.10.03; Бюл. № 30.

12. Пат. 2222687 РФ. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин / И.А Кустышев, А.В. Кустышев, А.С. Зотов, М.Г. Гейхман, Т.И. Чижова, Л.У. Чабаев (РФ).- № 2002118485; Заяв. 09.07.02; Опубл. 27.01.04; Бюл. № 3.

13. Пат 2225500 РФ. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А Кустышев, Г.И. Облеков, Л.У. Чабаев (РФ).-№ 2002112404; Заяв. 08.05.02; Опубл. 10.03.04; Бюл. № 7.

14. Пат. № 35816 РФ. Е 21 В 33/00. Устройство для консервации газовых скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, ИА Кустышев.- № 2003128722, Заяв. 29.09.03, Опубл. 10.02.04, Бюл. № 4.

15 Пат 2231630 РФ. Е 21 В 43/00,43/32. Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин

/ ИЛ. Кустышев, А.В. Кустышев, И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Т.И. Чижова (РФ).- № 2002130668; Заяв. 22.11.02; Опубл. 27.06.04; Бюл. № 18.

16. Пат. № 2235852 РФ. Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста в скважине / И.А. Кустышев, Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев.- 2003117290, 3аяв.09.06.03, Опубл. 10.09.04, Бюл. № 25.

Соискатель

Подписано к печати 24.11.2004 г.

Бум. писч. № 1 0,8

Заказ № 1220

Уч.-изд.л.

Формат

60х841/16

Усл. печ. л. 0,8 Тираж 100 экз.

Отпечатано на ризографе отделом оформления ООО «ТюменНИИгипрогаз»

Издательство ООО «ТюменНИИгипрогаз» 625019, Тюмень, ул. Воровского, 2

1127335

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кустышев, Игорь Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ПРИ КОНСЕРВАЦИИ, РАСКОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

1.1 Обзор существующих методов разобщения пластов.

1.2 Обзор существующих методов консервации и ликвидации скважин.

2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ КОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА

МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.

3 ИССЛЕДОВАНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ КОНСЕРВАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

3.1 Исследование причин межколонных и заколонных газопроявлений.

3.2 Исследования свойств тампонажных материалов.

3.3 Исследование работоспособности технических средств.

4 4 ТЕХНОЛОГИИ КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН.

4.1 Консервация скважин.

4.2 Ввод скважин в эксплуатацию после длительной консервации.

5. ТЕХНОЛОГИИ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН.

5.1. Техническое освидетельствование при ликвидации скважин.

5.2 Ликвидация межколонных газопроявлений при ликвидации скважин.

• 5.3 Ликвидация скважин с использованием устьевого оборудования.

5.4 Ликвидация скважин с использованием забойного оборудования.

5.5 Ликвидация скважин с негерметичной эксплуатационной колонной.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ.

6.1 Объем и результаты внедрения результатов разработанных технических решений.

6.2 Экономическая эффективность разработанных технических решений.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение качества изоляционных работ при консервации и ликвидации газовых скважин"

Актуальность проблемы. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (ЗСНГП) является крупнейшим нефтегазовым регионом России, в котором интенсивно эксплуатируются такие крупные газовые и газоконденсат-ные месторождения, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Юбилейное, Комсомольское и др. Строительство скважин на месторождениях осуществляется опережающим бурением, это означает, что после завершения бурения скважины консервируются на определенный срок до подключения их 11 к шлейфу. Разработка месторождений осуществляется скважинами большой производительности, общий фонд которых в настоящее время составляет около 4,5 тысяч. Из них более тысячи скважин требуют капитального ремонта, многие законсервированы.

Наличие на территории Западной Сибири большого количества скважин, пробуренных в разные годы для поиска и разведки месторождений природного газа и нефти, и зачастую брошенных представляют большую техногенную опасность. Скважины длительное время бездействуют, корродируют, их техническая надежность с каждым годом снижается. Ликвидация таких скважин - насущная потребность сегоднящнего дня, которая позволит предот-♦ вратить возможную экологическую катастрофу.

Наличие в разрезах мерзлых горных пород (Ml 11) зон аномальных пластовых давлений требует от консервации обеспечение надежности и недопущения загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП). Применение надежных и экологически чистых технологий при проведении работ обеспечит промышленную безопасность, предотвратит возможность возникновения аварийных ситуаций. Поэтому поиск новых технологических решений и разработка новых технологий, снижающих затраты и повышающих эффективность и промышленную безопасность при проведении работ на скважинах по консервации и ликвидации, являются актуальными и необходимыми.

Цель работы. Обеспечение долговечности разобщения продуктивных, сложнопостроенных залежей газа и нефти путем разработки и внедрения новых технологий и технических средств при консервации и ликвидации скважин.

Основные задачи исследований

1. Обобщение и анализ существующих технологий и технических средств для консервации и ликвидации газовых скважин.

2. Разработка новых тампонажных материалов, пакерующих устройств для герметизации ствола скважины и повышения качества цементирования газовых скважин.

3. Промысловые испытания в условиях северных месторождений ЗСНГП предложенных технологий и созданных технических средств, оценка эффективности внедрения их в производство.

Научная новизна

1. Объяснен механизм поступления газа на устья законсервированных и ликвидированных скважин.

2. Научно обоснована и экспериментально подтверждена необходимость применения новых составов тампонажных материалов при выполнении работ по консервации и ликвидации скважин. Разработаны новые составы расширяющихся и облегченных тампонажных материалов, обеспечивающих повышение качества разобщения пластов при установке цементных мостов. Разработана новая технология установки цементных мостов с помощью колтю-бинговой техники, позволяющая производить закачивание тампонажных растворов через гибкую трубу малого диаметра.

3. Выявлена зависимость места расположения перекрывающей втулки пакерующего устройства по отношению к его входному отверстию на степень герметизации затрубного пространства скважины

Практическая ценность работы

1. Созданные технологии консервации и ликвидации скважин (патенты РФ №№ 2183739, 2215137, 2222687, 2225500, 2231630, 2235S52, 35S16 уменьшают загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП) на 25-50 %, сокращают продолжительность ремонтных работ на газовых скважинах на 25-30 % (по результатам внедрения на добывающих предприятиях севера Тюменской области).

2. Разработаные тампонажные материалы для консервации и ликвидации скважин, позволяют снизить процент возникновения газопроявлений за счет устранения зазоров между стенками обсадной колонны и цементным мостом, повысить надежность установки цементных мостов и их прочность, устранить межколонные газопроявления при негерметичной эксплуатационной колонне.

3. Разработанное техническое устройство для консервации скважин (патент РФ № 2209295) позволяет обеспечить его надежную работу и высокую степень герметизации затрубного пространства скважины.

4. Выполненные исследования явились основой для разработки 7 руководящих документов, регламентов и инструкций, использующихся при строительстве, эксплуатации, ремонте, консервации и ликвидации газовых и газо-конденсатных скважин, а также в проектах на консервацию, ликвидацию скважин ряда северных месторождений ЗСНГП.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Третьей Всероссийской научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Москва, 1999); Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе (г. Тюмень, 2001), научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2001); Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли - новые технологии и новая техника» (г. Ставрополь, 2002); Третьей Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г. Тюмень, 2002); научно-технической конференции, посвященной 90-летию В.И. Муравленко «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки»» (г. Тюмень, 2002); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе (г. Тюмень, 2003); Третьей научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Новые решения при освоении месторождений Ямала» (г. Надым, 2003); отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности» (г. Тюмень, 2003), заседаниях кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2001,2002, 2003,2004).

Автор выражает глубокую признательность и благодарность д-ру техн. наук, профессору Крылову Г.В., канд. техн. наук Штолю В.Ф., Щербичу Н.Е., д-ру геол.-минер. наук Клещенко И.И., инженрам Ребякину А.Н., Чижовой Т.И., Шестаковой Н.А. за помощь и содействие в выполнении работы.

Особую признательность и искреннюю благодарность автор выражает зав. кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин доктору технических наук, профессору Овчинникову Василию Павловичу.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Кустышев, Игорь Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены факторы, определяющие процесс поступления газа на устье законсервированных и ликвидированных скважин.

2. Разработаны новые составы тампонажных растворов с расширяющими и облегчающими добавками, обеспечивающие герметизацию ствола при консервации и ликвидации скважин на месторождениях ЗСНГП.

3. Разработана новая конструкция пакерующего устройства, обеспечивающая герметизацию ствола при консервации скважин и предотвращающая загрязнение ПЗП.

4. Научно обоснованы, подтверждены результатами экспериментальных и промысловых исследований новые технологии: консервация скважин установкой цементных мостов, в том числе с помощью колтюбинговой техники; консервация скважин пакерующим устройством новой конструкции; ликвидация скважин с использованием устьевого и забойного оборудования; ликвидация скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами или с отсутствием цементного камня за колонной, осложненными межколонными газопроявлениями, обеспечивающие эффективность, качество и надежность проведения ремонтно-изоляционных работ.

5. По результатам исследований разработано 7 руководящих документов, применяемых при консервации и ликвидации скважин.

6. За счет внедрения разработанных технологий получен экономическая эффективность в сумме 12,0 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кустышев, Игорь Александрович, Тюмень

1. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера / Под ред. Р.И. Вяхирева.- М.: Наука, 1997.- 655 с.

2. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов.- М.: Недра, 1999.- 412 с.

3. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов.- М.: Недра, 1999.- 659 с.

4. Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин.-М.: Недра, 1982.- 376 с.

5. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник.- М.: Недра, 1990.- 348 с.

6. Медведский Р.И. Строительство и эксплуатация скважин на нефть и газ в вечномерзлых породах.- М.: Недра, 1987.- 230 с.

7. Ли Г.Е., Кутасов И.М. Регулирование температуры при креплении кондуктором мерзлых пород // Нефтяное хозяйство, 1978.- № 1.- С. 13-16.

8. Зельцер П.Я. Особенности крепления скважин в многолетней мерзлоте // Газовая промышленность, 1985.- № 3.- С. 22-23.

9. Зельцер П.Я., Машуков Е.А., Камышова Е.Б. Применение облегченного тампонажного раствора // Нефтяное хозяйство, 1980.- №11.- С. 55-57.

10. Логанов Ю.Д., Соболевский В.В., Симонов В.М. Открытые фонтаны и борьба с ними: Справочник.- М.: Недра, 1991.- 189 с.

11. Полозков А.В., Ясашин A.M., Баду Ю.Б. Техника и технология строительства скважин в зоне многолетнемерзлых породах.- М.: ВНИИОЭНГ,1989.

12. Коротаев Ю.П., Полозков А.В., Рудницкий А.В. Строительство и эксплуатация скважин в многолетнемерзлых породах // Газовая промышленность, 1999.-№ 1.-С. 33-37.

13. Полозков А.В., Потапов А.Г., Коротаев Ю.П. Расчет просадок многолетнемерзлых пород при оттаивании вокруг скважин при их строительстве и эксплуатации //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999.-№6.- С. 5-8.

14. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними.-М.: Гостоптехиздат, 1963.- 288 с.

15. Гайворонский А.А. Исследование причин возникновения затрубных газопроявлений в период ожидания затвердевания цемента // Крепление скважин: Сб. науч. тр. ВНИИБТ.- М.: 1968.- Вып. 23.- С. 13-21.

16. Булатов А.И., Сидоров Н.А., Рябченко В.И. Газопроявления в скважинах и борьба с ними.- М.: Недра, 1969.- 281 с.

17. Игревский В.И., Мангушев К.И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов.- М.: Недра, 1974.- 192 с.

18. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / А.Ф. Озеренко, А.К. Куксов, А.И. Булатов.- М.: Недра, 1978,- 279 с.

19. Зубарев В.Г., Пешалов Ю.А. Прогнозирование, предупреждение и ликвидация проявлений в скважинах // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1979.- Вып. 5.-55 с.

20. Дон Н.С., Шумилов В.А, Горбачев В.М. Предупреждение и ликвидация межколонных перетоков флюидов в наклонно направленных скважинах на месторождениях Западной Сибири // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1981.-Вып. 17.- 52 с.

21. Асфандияров Х.А., Максутов Р.А. Нефтегазопроявления и открытые фонтаны при эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1986.- 232 с.

22. Киселев А.И., Рябоконь С.А., Шумилов В.А. Способы и материалы для герметизации и восстановления герметичности соединительных узлов обсадных колонн // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1987.- Вып. 13.- 48 с.

23. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин.- М.: Недра, 1988.- 200 с.

24. Якушев B.C. Одна из возможных причин газовых выбросов в толщах многолетнемерзлых пород // Геология нефти и газа, 1988.- № 4.- 48 с.

25. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов.- М.: Недра, 1990.- 230 с.

26. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении.- М.: Недра, 1992.- 251 с.

27. Ясов В.Г. Осложнение в бурении: Справочное пособие / В.Г. Ясов, М.А. Мыслкж.- М.: Недра, 1998.- 334 с.

28. Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов: Пер. с англ.-М.: Недра, 1987.- 288 с.

29. Casing and Tubing Joint Jntegriti (Elimination of Leaks in Pipe Connek-tion).- BWT Technology A Division of Baker World Trade, Jnc. ,1981.

30. Cheung P.R. Jas Flow in Cemets. JPT // Jurnal of Petroleum technology,1985.

31. Соловьев E.M. Заканчивание скважин M.: Недра, 1979.- 303 с.

32. Анализ состояния качества цементирования эксплуатационных скважин, пробуренных в 1995-1996 гг. на Ямсовейском и Заполярном месторождениях. Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель работы Н.Е. Щербич.- Тюмень: 1997.- 59 с.

33. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин.- Самара: ВНИИБТ, 1997.- 196 с.

34. Коморин В.К. О природе межтрубных газоводонефтепроявлений //Газовая промышленность, 1966.- № 7.- С. 10-15.

35. Сибирко И.А. Контракционный эффект цемента и каналообразова-ние в кольцевом пространстве скважины после ее цементирования //Сб. науч. тр. КФ ВНИИГАЗ.- Краснодар: 1967.- Вып. 18.- С. 10-15.

36. Булатов А.И., Обозин О.М. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Крепление скважин, буровые растворы ипредупреждение осложнений: Сб. науч. тр. КФ ВНИКрнефть.- Краснодар: 1970.-№23.- С. 256-267.

37. Булатов А.И., Марухняк Н.И. Количественная оценка влияния кон-тракционных явлений на возможные газопроявления при цементировании скважин // Нефтяная и газовая промышленность, 1970.- № 3.- С. 18-21.

38. Булатов А.И., Обозин О.Н., Куксов А.К. Возникновения каналов в затрубном пространстве скважины после цеметирования // Газовая промышленность, 1970.- № 2.- С. 3-6.

39. Геранин М.П. Исследование тампонирующей способности цементных растворов- Автореф. дис. канд. техн. наук- М.: 1976.- 26 с.

40. Щ 42. Гильманшин И.Г. Исследование причин снижения коэффициентаприемистости нагнетательных скважин, связанных с фильтрацией суспензий-Автореф. дис. канд. техн. наук- Уфа: 1970. 25 с.

41. Сибирко А.И. Исследование некоторых причин возникновения газопроявлений после цементирования скважин- Автореф. дис. канд. техн. наук- М.: 1973.-26 с.

42. Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Кравцов В.М. Седиментационная устойчивость раствора на основе тампонажного материала для широкого интервала температур // Бурение нефтяных и газовых скважин: межвуз. науч.-тематич. сб.- Уфа: 1978.- Вып. 5.- 53 с.

43. Овчинников В.П., Игнатьев Н.И. Некоторые вопросы повышениякачества цементирования скважин при бурении на ПХГ // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: межвуз. науч.-тематич. сб.- Уфа: 1980.- Вып. 7.62 с.

44. Грачев В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства- Автореф. дис. канд. техн. наук- М.: 1981.-19 с.

45. Кадыров Ю.Т. Исследование факторов, влияющих на разобщение пластов нефтяных и газовых скважин в различных геолого-технических условиях- Автореф. дис. канд. техн. наук- Уфа: 1981.- 24 с.

46. Будников В.Ф., Булатов А.И., Макаренко П.П. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин.- М.: Недра, 1996.- 493 с.

47. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин.- М.: Недра, 1998.- 495 с.

48. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Минаков В.В. Эксплуатация и ремонт скважин // Газовая промышленность, 1999.- № 3.- С. 42-44.

49. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами дисперсных систем М.: Недра, 1976.- 248 с.

50. Грачев В.В., Леонов Е.Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1969.- № 8.- С. 17-21.

51. Куксов А.К. Установление и исследование некоторых факторов, предотвращающих заколонные проявления в начальный период ОЗЦ- Автореф. дис. канд. техн. наук- Грозный: 1972.- 22 с.

52. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения. // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1964.- № 2.- С. 16-19.

53. Булатов А.И., Куксов А.К. О необходимости учета седиментацион-ной устойчивости и тампонажных растворов // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1971.-№2,-С. 19-22.

54. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ // Обзорная информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1969.-№9.- С. 31-34.

55. Малеванский В.Д. О повышении качества цементирования нефтяных и газовых скважин //Нефтяное хозяйство, 1962.- № 10.- С. 18-22.

56. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин.- М.: Недра, 1997.-395 с.

57. Бережной А.И. Формирование структуры цементного камня в условиях фильтрации дисперсионной среды // Фильтрация воды через бетон, бетонные конструкции и сооружения: Тр. координационного совещания по гидротехнике.- М.: 1974.- № 68.

58. Бережной А.И., Зальцер А.Я., Муха А.Г. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин М.: Недра, 1976.183 с.

59. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А. Газопроявления в скважинах и борьба с ними,- М.: Недра, 1969.- С. 278.

60. Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин- Автореф. дис. канд. техн. наук- Ивано-Франковск: 1970.- 26 с.

61. Марухняк Н.И. Целесообразность удаления глинистой корки со стенок скважины перед цементированием обсадных колонн // Тр. конф. по во

62. Ф просам технологии цементирования скважин,- М.: ВНИИОЭНГ, 1970.- 102 с.

63. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушения глинистых корок при цементировании скважин // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1969.- 75 с.

64. Гельфман Г.Н., Клявин P.M. К вопросу о водоотдаче цементных растворов // Нефтяное хозяйство, 1963.- № 8.- С. 15-17.

65. Детков В.П., Макаров JI.B. Пути упрочнения контакта цементного камня с глинистыми породами, слагающими стенки скважин // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1968.- Вып.-12.- С. 15-17.

66. Зейналов Н.Э., Соловьев Е.М. О сцеплении цементного камня с песчаником // Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.- № 10.-С. 31-32.

67. Мавлютов М.Р., Рябов В.М., Берштейн Д.А. Причины неудачного цементирования на Туймазинском нефтяном месторождении // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1967.- № 8.- С. 24-27.

68. Серпенский В.А., Булатов Л.И. Пути обеспечения контакта цементного камня с фильтрационной коркой на стенках скважины // Газопроявления и борьба с ними: Материалы XX Всесоюзной конф.- Краснодар: 1970.- 132 с.

69. Шерстнов Н.М., Расизаде Я.И., Сидоров Н.А. Применение вязкоуп-# ругих сред при бурении скважин // Обзорная информ. Сер.: Бурение, 1976.35 с.

70. Carter L.G/, Evang G.W. A study oi cement pipe bonding. "J.Petroleum Technology", 1964, II, v.16,1 2, p.157-160.

71. Алекперов B.T. Предотвращение прихвата бурильного инструмента в зоне проницаемых пластов // Экспресс-информация Сер.: Бурение, 1972.-№15.-С. 5-7.

72. Ломоносов В.В. Совершенствование комплекса мероприятий технологии цементирования скважин на ПХГ // Обзорная информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1977.44 с.

73. Курочкин В.М., Алекперов В.Т. Интенсификация процесса кольма-тации мелкопористых проницаемых пород механическим способом // Нефтяное хозяйство, 1973.- № 6.- С. 11-14.

74. Куприна Г.А. Кольматация песков.- М.: МГУ, 1968.- 173 с.

75. Oberg С.Н., Basters R.W. The Deterrmination of Stressos in Oil Well Casing in Place. 'The Petrol.Eng. J." 1947. VI. № 9.

76. РД 00158758-178-96. Регламент по технологии управляемой гидро-♦ динамической кольматации.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1996,- 18 с.

77. Агзамов Ф.А. Исследование путей повышения эффективности вибровоздействия при креплении скважин- Автореф. дис. канд. техн. наук- Уфа: УНИ, 1974.- 20 с.

78. Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Экспериментальные исследования влияния гидроударных импульсов на качество цементирования обсадных колонн // Бурение нефтяных и газовых скважин. Межвуз. науч.-тематич. сб.- Уфа: 1975.- Вып. 2.- С. 206-209.

79. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов.- М.: Недра, 1978,- 293 с.

80. РД 00158758-194-97 Инструкция по приготовлению и применениюрасширяющихся тампонажных растворов.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1997.- 14 с.

81. Сурков В.Г. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважины подошвенной водой Н Опыт изоляций пластовых вод: Нефтепромысловое дело, 1963.- с. 100-102.

82. Куксов А.К., Булатов А.И., Ситников М.Ф. О давлении в затрубном пространстве скважины после цементирования // Нефтяное хозяйство, 1971.-№ 10.-С. 26-30.

83. Куксов А.К., Обозин О.Н., Булатов А.И. О проницаемости цементного камня в начальный период формирования структуры // Буровые растворыи крепление скважин: Сб. науч. тр. ВНИИКРнефть,- М.: 1971.- 170 с.

84. Видовский А.Л., Булатов А.И. Напряжения в цементном камне глубоких скважин.- М.: Недра, 1977.- 175 с.

85. Крылов В.И., Небыков А.И., Сухенко Н.И. Зависание тампонажных смесей на стенках труб при проводке скважин в осложненных условиях // Осложнения при бурении и цементировании скважин: Сб. науч. тр. ВНИИКр-нефть.- Краснодар: Книгоиздат, 1973.- 160 с.

86. Бережной А.И., Титков Н.И. К вопросу изменения гидростатического давления структурированных жидкостей // Нефтяное хозяйство, 1968.-№ 3.- С. 23-37.

87. Зельцер И.Я. Активизация тампонажных смесей // Экспресс-информация. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1970.- № 14.- 40 с.

88. Круглицкий Н.Н. Цементирование скважин с предварительным структурированием тампонажного раствора в статистических условиях.- Киев: Техника, 1973.-С. 14-17.

89. Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Влияние вибрационного поля в форме гидроударных импульсов на свойства цементного раствора и камня // Бурение нефтяных и газовых скважин: Межвуз. науч.-тематич. сб.- Уфа : 1975.- Вып. 2.- С. 210-214.

90. Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Разработка и промысловые испытания вибробашмаков для цементирования обсадных колонн // Бурение нефтяных и газовых скважин: Межвуз. науч.-тематич. сб.- Уфа: 1976.- Вып.-3.-С. 201-205.

91. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Госгортехнадзор РФ, 2003,- 160 с.

92. РД 07-291-99. Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недр. М.: Госгортехнадзор РФ, 1999.- 20 с.

93. РД 08-492-02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.- М.: Госгортехнадзор РФ, 2002.

94. Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д., Яшин А.С., Джафаров А.А. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1979.- 309 с.

95. Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1981.- 344 с.

96. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин.- М.: Недра, 1986.208 с.

97. Кустышев А.В., Клещенко И.И., Телков А.П. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Вектор Бук, 1999.- 204 с.

98. РД 39-0147276-216-87Р. Методические указания по ликвидации скважин на нефтяных месторождениях объединения «Башнефть».- Уфа: БашНИПИнефть, 1987.- 64 с.

99. РД 39Р-0135648-0002-89. Временная инструкция по вторичному• цементированию кондуктора, восстановлению герметичности и вторичному цементированию обсадных колонн в осложненных скважинах НГДУ «Туйма-занефть».- Уфа: БашНИПИнефть, 1989.- 27 с.

100. РД 39Р-0135648-008-91. Принципиальные технологические схемы разобщения пластов за кондуктором при ликвидации скважин ПО «Баш-нефть».- Уфа: БашНИПИнефть, 1991.- 15 с.

101. Пат. 2074308 СССР. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин / Б.П. Губанов, К.А. Рахимов, Ю.А. Еремеев (СССР).- № 94025095, Заяв. 04.07.94; Опуб. 27.02.97; Бюл. № 6.

102. Пат. 2168607 СССР. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин с источником межколонного давления / В.Ф. Перепиличенко, Н.Х. Авилов, В.В. Елфимов (СССР).- № 98122184, Заяв. 30.11.98; Опуб. 10.06.01; Бюл. № 17.

103. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кустышев И.А., Чабаев Л.У., Шен-бергер В.М. Ликвидация скважин в условиях Крайнего Севера // Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2001.- № 6.- С. 59-64.

104. РД 04803457-225-00. Технологический регламент по ликвидации скважин на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча» / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2000- 51 с.

105. РД 05751745-210-01. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев, А.А. Ахметов.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001.278 с.

106. РД 00158758-229-01. Технологический регламент по ликвидации и консервации скважин на месторождениях ООО «Надымгазпром» / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев, В.В. Дмитрук.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001 65 с.

107. Пат. 2042782 РФ. Е 21 В 33/13. Способ консервации скважин / В.Н. Бакулин, А.В. Бакулин (РФ).- № 5047301/03, Заяв. 10.01.92; Опубл. 27.08.95, Бюл. № 24.

108. Временная инструкция по проведению работ для предупреждения смятия колонн в зоне многолетнемерзлых пород (ММП) при длительных простоях скважин месторождений севера Тюменской области.- Тюмень: Тюмен-НИИгипрогаз, 1984.- 18 с.

109. Положение о порядке консервации скважин на нефтяных, газовых месторождениях, подземных хранилищ газа (ПХГ) и месторождениях термальных вод.- М.: Госгортехнадзор СССР, 1989.- 6 с.

110. РД 00158758-200-2000. Технологический регламент по консервации скважин Пунгинского ПХГ.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2000.- 50 с.

111. Технологический регламент по консервации скважин на Бованен-ковском месторождении (временный).- М.: ВНИИГАЗ, 1993,- 24 с.

112. РД 04803457-178-96. Технологический регламент по консервации газовых и газоконденсатных скважин Заполярного месторождения (временный).- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1996.- 37 с.

113. РД 0575179-206-99. Технологический регламент по консервации скважин на месторождениях предприятия «Ноябрьскгаздобыча».- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1999.- 32 с.

114. Технологический регламент по консервации скважин на Губкин-ском месторождении.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз,1999.- 29 с.

115. Рябоконь С.А., Гамзатов С.М., Сурков А.Б. Технологические жидкости на основе тяжелых рассолов для заканчивания и ремонта скважин за рубежом // Обзорная информ. Сер.: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1990.- 52 с.

116. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Минаков В.В. Технологический раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных скважин // Известия вузов: Нефть и газ, 1997.- № 6.- С. 109.

117. Пат. 2136717 РФ. С 09 К 7/06. Раствор для заканчивания и глуше• ния низкотемпературных газовых скважин / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, В.Г. Матюшов, В.И. Кононов, Я.И. Годзюр (РФ).- № 97120206/03; Заяв. 03.12.97; Опубл. 10.09.99, Бюл. № 25.

118. Пат. 2167275 РФ. С 09 К 7/06. Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, О.Г. Иваш, В.Г. Матюшов (РФ).- № 99114400/20; Заяв. 12.07.99; Опубл. 20.05.01, Бюл. № 14.

119. Пат. 2187529 РФ. С 09 К 7/06. Жидкость для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров, А.В. Кустышев и др. (РФ).- № 2001108734; Заяв. 02.04.01; Опубл. 20.08.02, Бюл.23.

120. Кряквин Д.А., Кустышев И.А., Годзюр Я.И. Некоторые решения по консервации скважин полуострова Ямал // Новые решения при освоении месторождений Ямала: Материалы 3 науч.-практич. конф. молодых специалистов и ученых, 2003.- С.47.

121. Агзамов Ф.А., Латыпов А.Г., Апь-Самави А.С. Надпакерная жидкость для ликвидации межколонных давлений в скважинах подземных хранилищ газа // Известия вузов. Нефть и газ, 2001, № 6.- С. 18-22.

122. А.с. 1472641 СССР. Е 21 В 43/32. Гелеобразующий состав / О.Н. Мироненко, Г.Н. Лышко (СССР). Заяв. 01.10.86; Опубл. 15.04.89; Бюл. № и.

123. Бакеев Р.А., Кустышев И.А. Необходимость совершенствования технологии расконсервации скважин на месторождениях Крайнего Севера // Сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: 2003.- С. 73-76.

124. Булатов А.И., Шаманов С.А. Проблемы механики крепления и цементирования нефтяных и газовых скважин.- Краснодар: Просвещение-ЮГ, 2002.-310 с.

125. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Орешкин Д.В. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы.- М.: Недра-Бизнесцентр, 1999.- 180 с.

126. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Овчинников П.В. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин.- М.: Недра-Бизнесцентр, 2000.- 134 с.

127. РД 00158758-209-99. Инструкция по приготовлению и применению тампонажных растворов с алюмосиликатными микросферами.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1999.- 24 с.

128. Кустышев А.В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Вектор Бук, 2002.- 168 с.

129. Пат. 2209295 РФ. Е 21 В 33/12. Пакер / А.В. Кустышев, Т.Н. Чижова, С.Г. Кочетов, И.А. Кустышев, В.В. Кузнецов, С.В. Шейко (РФ).-№ 2002104008; Заяв. 26.02.02; Опубл. 27.07.03; Бюл. № 21.

130. Пат. № 2235852 РФ. Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста в скважине / И.А. Кустышев, Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев.- 2003117290, 3аяв.09.06.03, Опубл. 10.09.04, Бюл. № 25.

131. Пат. 35816 РФ. Е 21 В 33/00. Устройство для консервации газовых скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев (РФ).- № 2003128722; Заяв. 29.09.03; Опубл. 10.02.04; Бюл. № 4.

132. Пат. 2183739 РФ. Е 21 В 43/26, 43/263, 43/267. Способ гидроразрыва пласта / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, В.Г. Матюшов, И.А. Кустышев (РФ).- № 2000118632; Заяв. 12.07.00; Опубл. 20.06.00, Бюл. № 17.

133. Абдуллин Ф.С., Лапшин В.И. Расчет параметров трещин ГРП с внутрипластовой термохимической обработкой скважин с применением гранулированного магния // Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1980.-№5.-С. 43-46.

134. Пат. 2200280 РФ. Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / Г.В. Крылов, А.В. Кустышев, Ю.В. Сухачев, А.Д. Тодорив, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев (РФ).- № 2002110034; Заяв. 16.04.02; Опубл. 27.10.03; Бюл. № 30.

135. Пат. 2215137 РФ. Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / Г.В. Крылов, А.В. Кустышев, Ю.В. Сухачев, А.Д. Тодорив, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев (РФ).- № 2002108986; Заяв. 08.04.02; Опубл. 27.10.03; Бюл. № 30.

136. Чабаев Л.У., Бакеев Р.А., Кустышев И.А. Совершенствование технологии ремонта скважин по ликвидации гидратных пробок на месторождениях Севера // Тр. СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: 2002.- С. 122-127.

137. Кустышев И.А., Штоль В.Ф., Ребякин А.Н., Сехниашвили В.А. Особенности проектирования сложных капитальных ремонтов скважин на примере Медвежьего месторождения // Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.- № 4.- С. 35-38.

138. Пат 2225500 РФ. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев, Г.И. Облеков, Л.У. Чабаев (РФ).-№ 2002112404; Заяв. 08.05.02; Опубл. 10.03.04; Бюл. № 7.

139. Пат. 31147 РФ. Е 21 В 33/06. Превентор / А.В. Кустышев, А.А. Ахметов, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев (РФ).- № 2001129208; Заяв.29.10.01; Опубл. 27.07.03; Бюл. № 20.

140. Патент 2194840 РФ. Е 21 В 19/06. Элеватор для труб / А.В. Кустышев, В.В. Кузнецов, Т.И. Чижова, С.Г. Кочетов, И.А. Кустышев, М.Г. Аксенов, Я.И. Годзюр, В.Г. Якушев (РФ).- № 2001105853; Заяв. 01.03.01; Опубл. 20.12.02; Бюл. № 35.

141. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Вынгапуровском, Комсомольском, Западно-Таркосалинском и Губкинском месторождениях / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001.- 61 с.

142. Пат. 2239046 РФ. Е 21 В 33/06. Способ извлечения пакера из наклонно направленной скважины / Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев, И.А. Кустышев, Т.И. Чижова (РФ).- № 2003116865, Заяв. 05.06.03 Опубл. 27.10.04, Бюл. № 30.

143. Пат. 2222687 РФ. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин / И.А. Кустышев, А.С. Зотов, М.Г. Гейхман и др. (РФ).- № 2002118485; Заяв. 09.07.02; Опубл. 27.01.04; Бюл. № 3.

144. НД 04803457-301-2004. Технологический регламент на ремонтно-изоляционные работы с помощью колтюбинговых установок в скважинах месторождений ООО «Ямбурггаздобыча» / А.В. Кустышев, Я.И. Годзюр, И.А. Кустышев.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.- 18 с.

145. РД 00153761-203-99. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на месторождениях П «Надымгазпром» / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев.-Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1999.- 34 с.

146. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Губкинском месторождении / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1999.-36 с.

147. Технические правила ведения ремонтных работ в скважинах Пун-гинского ПХГ и на месторождениях ООО «Тюментрансгаз» / А.В. Кустышев, И.А. Кустышев, А.В. Афанасьев.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.- 226 с.

148. Технологический регламент на ремонтно-изоляционные работы в скважинах Пунгинского ПХГ с помощью колтюбинговых установок / А.В. Кустышев, Я.И. Годзюр, И.А. Кустышев.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.- 19 с.162