Разработка и совершенствование технологий расконсервации и освоения газовых скважин в сложных климатических условиях севера Западно-Сибирского ТЭК

Ваганов, Юрий Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и совершенствование технологий расконсервации и освоения газовых скважин в сложных климатических условиях севера Западно-Сибирского ТЭК
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и совершенствование технологий расконсервации и освоения газовых скважин в сложных климатических условиях севера Западно-Сибирского ТЭК"

На правах рукописи

ВАГАНОВ ЮРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РАСКОНСЕРВАЦИИ И ОСВОЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ СЕВЕРА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ТЭК.

Специальность 25 00 15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

п ° ^ п Р 2008

Тюмень-2008

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

- Бастриков Сергей Николаевич - кандидат технических наук Саунин Виктор Иванович

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

Защита состоится 17 апреля 2008 года в 14 00 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре при ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72 а, каб 32

Автореферат разослан 17 марта 2008 года

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Зозуля Григорий Павлович

«Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Растущий спрос на природный газ у нас в стране и за рубежом обуславливает необходимость увеличения его годовой добычи в России к 2030 году до 830-840 млрд м3

Перспективы развития газодобывающей отрасли страны связаны, прежде всего, с эксплуатацией и освоением месторождений газа севера Тюменской области, где в настоящее время добывается 90 % российского газа, что составляет 20 % от его мировой добычи

Здесь достаточно давно разрабатываются такие крупнейшие месторождения газа, как Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Юбилейное, Ямсовейское, Комсомольское и др Действующий эксплуатационный фонд газовых скважин составляет более пяти тысяч скважин, из которых более тысячи требуют капитального ремонта При этом достаточно большое количество скважин находится в консервации и составляет более семи тысяч (скважины на балансе Госкомимущества РФ)

Наличие такого количества скважин, которые длительное время (30 лет и более) находятся в бездействии, колонны и внутрискважинное оборудование которых корродирует, их остаточный ресурс надежности снижается, что является реальной угрозой экологического загрязнения недр и окружающей природной среды

Особенностью ремонта газовых и газоконденсатных скважин в суровых климатических условиях на месторождениях севера Тюменской области является наличие в разрезе скважин мерзлых пород, зон аномальных пластовых давлений (пониженных - АНПД, или повышенных - АВПД), влияющих как на процесс и качество ремонта, так и на последующую эксплуатацию скважин Поэтому в таких условиях актуален поиск новых и совершенствование применяемых технологий ремонта газовых и газоконденсатных скважин

Цель работы. Разработка новых и совершенствование применяемых технологий расконсервации и освоения газовых и газоконденсатных скважин в

сложных климатических условиях Крайнего Севера

Основные задачи исследований

1 Анализ применяемых технологий расконсервации скважин, находящихся в длительной консервации (до 20-30 лет) при наличии в разрезе мерзлых пород и аномальных пластовых давлений на газовых месторождениях севера Западной Сибири

2 Разработка новой технологии расконсервации и освоения газовых и газоконденсатных скважин, позволяющей предотвратить в таких условиях возможные осложнения при их дальнейшей эксплуатации

3 Выбор метода и разработка новых технологических растворов для расконсервации и освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномальных пластовых давлений и наличия в разрезе мерзлых пород (МП)

4 Разработка технических средств с целью реализации предложенных технологий

5 Оценка эффективности применения разработанных технологий и технических средств

Научная новизна диссертационной работы

1 Изучен механизм и выявлены особенности вывода скважин из длительной консервации при закольматированном коллекторе в условиях аномальных пластовых давлений и наличия в разрезе мерзлых пород

2 Разработан комплекс технологий расконсервации газовых и газоконденсатных скважин, включающий техническое освидетельствование и ликвидацию негерметичности эксплуатационных колонн, промывку песчаных пробок, изоляцию притока пластовых вод, закрепление призабойной зоны и интенсификацию притока газа

3 Разработаны новые составы технологических растворов для ремонта скважин, применение которых предотвращает растепление мерзлых пород и сохраняет фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород призабойной зоны пласта (ПЗП)

4 Предложена новая технология расконсервации газовых и газоконденсат-

ных скважин, включающая бурение боковых стволов, что позволяет успешно преодолеть закольматированую зону продуктивного пласта

Практическая ценность и реализация

1 Усовершенствованы технологии расконсервации газовых и газоконденсатных скважин за счет разработки новых прогрессивных способов, учитывающих условия возникновения осложнений и позволяющих увеличить межремонтный период скважин в 1,5 раза за счет ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, промывки песчаных пробок, превентивного (опережающего) предотвращения притока пластовых вод и закрепления пород призабойной зоны пласта

2 Разработана технология расконсервации скважины, повышающая успешность работ в 2-3 раза за счет бурения бокового ствола (БС) с отходом его на расстояние, позволяющее успешно преодолеть закольматированную в процессе консервации ПЗП

3 Разработан состав технологического раствора для растепления гидратных пробок (на основе хлоркалия-электролита), применение которого позволяет вдвое сократить время проведения ремонтных работ в газовых скважинах

4 Разработан руководящий документ по глушению и растеплению газовых скважин на Пунгинском подземном хранилище газа (ПХГ) с применением растворов на основе хлоркалия-электролита (ООО «Тюментрансгаз»),

5 Разработан руководящий документ по выполнению ремонтно-изоляционных работ с применением тампонажного раствора на клеевой основе и пакера ПМ - 140 на скважинах ОАО ТНК-Нягань (ОАО ТНК-Нягань)

6 Разработаны рекомендации по сервисному обслуживанию ремонтных работ при расконсервации газовых и газоконденсатных скважин

Апробация работы

Основные положения диссертации, результаты научных исследований и экспериментов докладывались и обсуждались на региональной научно-

практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005 г), научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2006 г), 1-ой Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского отделения молодых инженеров-нефтянников SPE при ТюмГНГУ «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г), Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г) Публикации

Основные положения работы изложены в 10 печатных работах Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 166 наименований Изложена на 153 страницах машинописного текста и содержит 16 рисунков, 9 таблиц, два приложения

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований, кратко обоснована научная новизна, достоверность результатов и их практическая ценность, приведены сведения об апробации работы и внедрении ее результатов в производство

Первый раздел посвящен анализу состояния вопроса по существующим технологиям расконсервации газовых и газоконденсатных скважин в сложных климатических условиях ряда месторождений Западной Сибири, при наличии в их разрезе мерзлых пород и пластов с аномальными пластовыми давлениями

Промысловый опыт показывает, что сложность работ обусловлена прежде всего неоднородностью строения продуктивных отложений, так как с ростом

глубин их,залегания происходит увеличение глинизации и плотности горных пород, что приводит к ухудшению ФЕС пласта (ФЕС изменяются в пределах пористость 0,10-0,45, проницаемость от 0,001 до 3 10"12 м2, коэффициент газонасыщенности 0,20-0,96) Определенные трудности возникают при проведении ремонтных работ на скважинах с наличием аномально низких пластовых давлений Объективно многие газовые месторождения на севере Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, где имеет место интенсивное поступление пластовой жидкости и ее накопление на забоях скважин, что часто приводит к «глушению» продуктивного пласта Одним из главных отрицательных последствий обводнения продуктивных интервалов является разрушение пород ПЗП с образованием в стволе и на забое глинисто-песчаных пробок

Наиболее сложными являются работы по расконсервации скважин после их длительной консервации Ситуация, как правило, осложняется тем, что скважины пробурены давно, их техническое состояние неизвестно, практически нет объективных сведений о технологиях их строительства и последующей эксплуатации В этом случае необходимы работы по тщательному обследованию технического состояния ствола скважины с применением надежных в экстремальных климатических условиях технических средств, обеспечивающих эффективность и экологическую безопасность работ

В скважинах, простаивающих длительное время, температура в стволе выравнивается с температурой окружающего массива пород В таких условиях ремонт осложняется образованием газогидратных пробок в стволах газовых скважин Например, на Уренгойском газоконденсатном месторождении (ГКМ) средняя глубина нижней границы зоны гидратообразования для чистого метана составляет 570 м, а для природного газа - 820 м При этом зимой температура воздуха на широте Полярного круга может снижаться до минус 60 °С Известно, что начало образования гидратов характеризуется резким увеличением электросопротивления зоны их формирования и уменьшением в ней давления Разложение гидратов, наоборот, сопровождается ростом давления, так как в одном

объеме гидрата может содержаться от 70 до 300 объемов газа При удалении гидратов следует учитывать цикличность образования и разрушения гидратов Обусловленные этим циклические изменения давления способствуют разупрочнению пород пласта и тампонажного камня за колонной и, как следствие, к увеличению выноса механических примесей и образованию глинисто -песчаных пробок в стволе скважины Кроме того, резкое увеличение давления при разложении газогидратов в призабойной части скважины может передаваться по пласту в другие скважины куста (техногенное воздействие)

Решение проблемы освоения ранее законсервированных скважин зависит от того, насколько качественно были проведены ремонтные работы по расконсервации и какое влияние они оказали на фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП, на сколько ухудшены были эти свойства до консервации скважины

Анализ данных различных исследований показывает, что если приток флюида осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м до стенок скважины (радиусом 0,1 м), то половина всего перепада давления расходуется на продвижение жидкости в поровом пространстве в зоне, ограниченной радиусом 5,5 м вокруг скважины Глубина проникновения фильтрата в песчаники может достигать 5 - 8 м, при этом если проницаемость пористой среды в зоне кольматации (размером в 5 см) ухудшена в 20 раз, то скважина будет работать только на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18 % Поэтому при выводе скважин из длительной консервации необходимо учитывать, что за время бездействия скважины влияние жидкой и твердой фаз технологических растворов в максимальной степени ухудшило фильтрационные характеристики коллектора

Наиболее распространенным способом восстановления работоспособности законсервированных скважин является вторичная перфорация эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности (типа ПКС-105С), с последующей кислотной обработкой ПЗП и освоением скважины

Проблемам вскрытия продуктивных пластов, зон с аномально высокими и низкими пластовыми давлениями посвящены работы многих ведущих ученых и исследователей как у нас в стране, так и за рубежом Среди них О К Ангелопуло, В А Афанасьев, Ю Е Батурин, С Н Бастриков, Р А Гасумов, В Д Городнов, С И Грачев, М Г Гейхман, Н А Жидовцев, Н Н Закиров, Г П Зозуля, Г А Кулябин, Ю С Кузнецов, В Г Кузнецов, И И Клещенко, Р Р Лукманов, М Р Мавлютов, Р И Медведский, В И Мищевич, В П Овчинников, В Н Поляков, В И Саунин, А П Телков, К М Федоров, А К Ягафаров, Р И Яремийчук, Ь АяйчзПа, Я С Ошгс1ше]1, в Е Бабаев и др

В отечественной и зарубежной практике освоение расконсервированных скважин основано на снижении противодавления на пласт путем регулирования плотности задавочной жидкости или снижения ее уровня в скважине

Традиционно на месторождениях с высоким пластовым давлением в качестве жидкости глушения применяется водный раствор хлористого кальция Для снижения пластового давления до величины, близкой к гидростатическому давлению, в качестве технологической жидкости находят применение водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), нефть и конденсат, облегченные инвертные дисперсии (ОИД) и др При более низких пластовых давлениях наиболее целесообразным является освоение скважин с применением аэрированных жидкостей и пенных систем

Известно, что для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации была в 1,5 раза больше величины зоны проникновения фильтратов технологических жидкостей Поскольку радиус зоны проникновения фильтратов таких жидкостей может достигать 5 м и более, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 0,2-0,3 м, то выполнить указанное условие на данном уровне развития кумулятивной перфорации не удается, что подтверждает опыт восстановления простаивающих скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях При этом достаточно часто выявляются факты негерметичности

цементного камня за колонной и обводненности продуктивных пластов как подошвенными, так и водами из вышележащих горизонтов

Выбор способа обработки призабойной зоны (ОПЗ), как правило, осуществляют на основе изучения возможных причин низкой производительности скважин с учетом физико-механических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП

Часто на качество проведения ремонтных работ оказывают влияние субъективные факторы, среди которых основным является достигнутый уровень организации производства Анализ эффективности работ нефтедобывающих предприятий позволяет утверждать, что переход на сервисное обслуживание является для них наиболее приемлемым и перспективным условием При этом широкий спектр ремонтных сервисных работ предполагает привлечение значительного количества специализированных предприятий, способных качественно и своевременно выполнять необходимые договорные обязательства Такой подход позволит способствовать формированию объективных рыночных цен на сервисные услуги и увеличению эффективности работ предприятий нефтегазодобывающей отрасли в целом

На основании проведенного анализа существующих технологий расконсервации и последующего КРС предложена схема выбора вида работ в сложных климатических условиях, базирующаяся на детальном изучении ранее выявленных осложнений при проведении ремонтов скважин (рисунок 1)

Во втором разделе проведен анализ работ по ремонтам газовых и газоконденсатных скважин в условиях Крайнего Севера на примере ряда месторождений природного газа

Значительны объемы капитальных ремонтов газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях Севера Тюменской области (Медвежье, Ямсовейское, Юбилейное, Вынгапуровское, Комсомольское, Губкинское,

Первичное обследование кустовой площадки и устья скважины *

Расчистка устья скважины и планировка территории

I Завоз необходимого оборудования и материалов

Обследование технического состояния устья скважины (при необходимости доукомплектация и ремонт устьевого оборудования)

Растепление фонтанной арматуры

!аконсервировано жидкостью ■лугиения, целгентным мостом

Получение разрешения СВЧ на д/ж ф/а

. г........г*......~........

Д/ж Ф/А м/ж ПВО и выкидной линии

7. ~:г:

Замена жидкости глушения на свежий раствор закон сервировано\ЖГ 1 Извлечение НКТ

.--г- I

Спуск технологических НКТ

■законсервировано глухой пробкой Монтаж лубрикатора, глубинной лебедки

г_:________

Извлечение глухой пробки, с помощью канатной техники

законсервировано цементным мостом

Спуск конусной печати с промывкой и расстеплением ствола скважины

герметично

достигла цем. моста ссовка обсадной колонны

герметично

Спуск КНБК с промывкой разбуривание цем. мост

Промывка и отчистка забоя и ствола скважины

| негерметично

ГИС поиск негерметичности

п:".. т..'

Ч Ликвидация негерметичности

печать не достигла цементного моста Спуск печати меньшего диаметра

• Исправление нарушения э/к (ловильные работы)

Вскрытие пласта

! Водоизоляционные1 работы

■ Крепление ПЗП

Дополнительная перфорация!

Интенсификация притока

I I . I .

1ГПП | ГРП | КО I Бурение БС

.... г

; Спуск НКТ, демонтаж ПВО, монтаж фонтанной арматуры | Вызов притока и~отр¥ботга скважины на факел 1 Демонтаж агрегата и оборудования

Рисунок 1 - Рекомендуемая схема последовательности ремонтных работ при расконсервации газовых и газоконденсатных скважин в сложных климатических условиях Крайнего севера

Западно-Таркосалинское, Ямбургское и Уренгойское), куда входят работы по расконсервации и освоению скважин Динамика изменения КРС на месторождениях Крайнего Севера за 2002-2006 гг приведена в таблице 1

Таблица 1 - Сведения о количестве ремонтов газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири, разрабатываемых ОАО «Газпром», за 2002-2006 гг

Количество ремонтов

Месторождения Годы

2002 2003 2004 2005 2006

Н адым Газпром 40 43 43 43 47

- Медвежье 33 27 26 31 34

- Ямсовейское 7 9 15 8 8

- Юбилейное - 7 2 4 5

Ноябрьскгаздобыча 51 52 50 45 39

- Комсомольское 14 16 13 20 17

- Губкинское 4 10 1 - -

- Западно-Таркосалинское 2 1 4 - -

- Вынгапуровское 26 25 30 25 22

Ямбурггаздобыча 54 70 64 75 73

-Ямбургское (газовые

скважины) 40 35 34 42

-Ямбургское

(газоконденсатные 30 29 42 31

скважины)

Уренгойгазпром 245 201 190 - -

- Уренгойское (нефтяные 84 73 54 - -

СКВ )

- Уренгойское 36 33 36 30 27

(газоконденсатные скв ) 125 95 100 109 107

- Уренгойское (газовые скв )

Итого: 390 366 347 302 293

Анализ результатов КРС указывает на недостаточную эффективность технологий по изоляции притока пластовых вод и закреплению ПЗП Например, с целью увеличения периода положительного эффекта от применения технологии промывки песчаных пробок необходимо сразу после ее окончания проводить работы по изоляции притока пластовых вод и закреплению ПЗП При этом,

необходимы, более эффективные технические средства для освобождения подпакерных хвостовиков, которые находятся в прихваченном состоянии за счет образовавшихся песчаных пробок

Анализ данных работ и применяемых технологий показывает, что на всех скважинах при их расконсервации, помимо основной операции — вызова притока флюида из пласта, были проведены ремонтные работы (РИР, ОГО и др ), без которых скважины невозможно было ввести в эксплуатацию

Проведенный обзор применяемых технологий борьбы с основными видами осложнений при расконсервации газовых и газоконденсатных скважин показывает, что их характерной особенностью является необходимость глушения скважин и проведения комплекса работ по подготовке скважин к проведению ремонтных технологических операций, что является в специфических условиях Крайнего Севера весьма проблематичным

Поэтому для решения вопросов внедрения эффективных способов расконсервации скважин, освоения и поддержания их в работоспособном состоянии необходима разработка принципиально новых технологических решений, к которым относятся технологии ремонта скважин с применением гибких труб (ГТ или колтюбинга) К таким технологиям следует отнести оценку технического состояния ствола скважины, разбуривание цементных мостов, вызов притока и интенсификацию добычи газа, прежде всего через наклонные боковые (БС) и горизонтальные боковые стволы (БГС)

Вместе с тем, часто успешность работ объясняется небольшой продолжительностью (сроком) нахождения скважины в консервации, за период которой жидкости глушения и их фильтрат не успевают глубоко проникнуть в пласт и существенно ухудшить ФЭС ПЗП При этом определяющим является правильный выбор технологии консервации и применения в процессе рлушения не загрязняющих пласт жидкостей и материалов

По мере увеличения продолжительности нахождения скважин в консервации увеличивается степень загрязнения ПЗП, возрастает риск

значительного ухудшения ФЕС продуктивного пласта Примером является скважина № 707 Уренгойского месторождения, в которой из-за проникновения цементного раствора и его фильтрата в продуктивный пласт освоение затянулось на срок более 3 месяцев Аналогичная ситуация характерна для ряда скважин Ямбургского ГКМ

Особенно актуальна данная проблема при расконсервации разведочных скважин, пробуренных 30 и более лет назад, законсервированных с установкой цементных мостов и заполненных обычным или утяжеленным глинистым раствором

В таких скважинах необходим комплекс работ по их реанимации (восстановлению) Прежде всего это ремонтно-восстановительные работы при промывке песчаных пробок, изоляции притока пластовых вод, закреплению ПЗП и интенсификации притока газа, что подтверждается результатами многих исследований и опытом эксплуатации расконсервированных скважин

Актуальным направлением обеспечения рационального недропользования является организация на каждом месторождении при строительстве и капитальном ремонте скважин технологического надзора, осуществляемого специальной службой - супервайзинга На газовых месторождениях Западной Сибири накоплен определенный опыт привлечения сторонних ремонтных подрядных организаций Например, на Ямбургском месторождении для «сервисного» ремонта скважин привлекаются следующие различные фирмы и организации ДООО «Бургаз», ЗАО «ЗапСибГаз», ЗАО «СГС», ООО «КАТКонефть», а в последние годы и зарубежные фирмы «ЭсЫитЬе^ег» и др

Однако услуги сервисных организаций часто малоэффективны Так при проведении ГРП на Ямбургском ГКМ сервисные компании часто заведомо превышают расчетный объем закачиваемого проппанта с целью получения «любой ценой» положительного эффекта В результате ствол скважин заполняется излишней проппантовой массой, способствующей прихвату насосно-компрессорных труб Это влечет за собой увеличение продолжительности

промывки ствола и, в конечном итоге, к нерентабельности работ по ГРП с учетом затрат на дополнительную промывку скважин по удалению проппанта Необходимость введения в состав нефтегазодобывающих предприятий служб супервайзингового контроля часто обусловлена нарушениями лицензионных требований, авариями, неоправданными капиталовложениями Вполне естественно, что для организации и эффективного функционирования такой службы контроля необходимы квалифицированные специалисты Отсутствие целевой централизованной подготовки супервайзеров заметно тормозит развитие и негативно сказывается на эффективности ремонтов скважин, так как за сервисными службами и супервайзинговым контролем будущее Именно на сервисных предприятиях следует сосредотачивать высококвалифицированных специалистов, высокоэффективные технологии и наиболее современное и мобильное оборудование

В третьем разделе диссертации приведены результаты научных исследований по совершенствованию применяемых и разработке новых технологий расконсервации газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири

Опыт показывает, что сначала при расконсервации скважин на месторождениях Крайнего Севера необходимо проводить работы по растеплению и удалению газогидратных пробок, восстанавливая циркуляцию в стволе скважины Для повышения эффективности процесса растепления оптимизированна и предложена новая рецептура жидкости глушения на основе реагента «хлоркалий-электролит» (KCl), на применение которой разработан технологический регламент по глушению и растеплению газовых скважин на Пунгинском ПХГ (СТО 00154223-03-2006)

Технологический раствор на основе «хлоркалий-электролита» прост в приготовлении в промысловых условиях, не замерзает при минус 20 "С, коэффициент восстановления проницаемости керна после воздействия составляет более 0,9 Он не содержит токсичных соединений, пожаровзрывобезопасен По

степени воздействия на организм относится к 3 классу опасности Основные параметры раствора, предложенного для растепления и промывки скважины, приведены в таблице 2

Таблица 2 - Рекомендуемый состав и свойства технологических свойств раствора на основе «хлоркалий-электролита»

Состав раствора, % масс Свойства раствора

плотность, р, кг/м3 вязкость условная, Т, с температура замерзания, 1, °С

10 %-ный водный раствор хлоркалий-электролита (99,90 - 99,95 %) ПАВ (дисолван) (0,10 - 0,05 %) 1010 17 минус 20

Технология растепления газогидратных пробок заключается в следующем На буферную задвижку фонтанной арматуры (рисунок 2) устанавливается специальный комплекс устьевого оборудования для промывки скважины С помощью данного комплекса через внутреннюю полость эксплуатационной или лифтовой колон спускаются промывочные трубы до места образования газогидратной пробки Затем в промывочные трубы закачивается подогретый (до плюс 60 °С) раствор «хлоркалий-электролита», следующего состава хлорид калия - 68 %, хлорид магния - (4-9) %, хлорид натрия - (12-24) %, хлорид кальция -(0,7-1,4) %, ПАВ (дисолван) - (0,10-0,05) %

При расконсервации скважин, законсервированных установкой цементного моста, проводятся работы по восстановлению гидравлической связи продуктивного пласта с устьем скважины Как правило, это работы по разбуриванию цементного моста, очистке ствола и ПЗП от технологического раствора и остатков цементного камня моста в сочетании с методами интенсификации притока (например, кислотными обработками или дополнительной перфорацией, с последующим освоением скважины) Однако очистить закольматированую технологическим и цементным растворами ПЗП за счет обработки кислотными растворами или преодолеть ее перфорацией

Рисунок 2 — Схема обвязки устья при растеплении газовых скважин: 1-скважина; 2-эксплуатационная колонна; 3-лифтовые трубы; 4-фонтанная арматура; 5-специальный комплекс оборудования для промывки скважины; 6-промывочные трубы; 7-переводник; 8-вертлюг; 9-грязевый шланг; 10-буферная задвижка; II-обратный клапан; 12-насосная установка; 13-регулируемый штуцер

не всегда удается. В результате расконсервированную скважину часто трудно освоить и вывести на проектный режим эксплуатации.

Предлагаемый способ обеспечивает надежную расконсервацию скважины за счет преодоления закольматированной в процессе консервации ПЗП путем бурения бокового ствола с отходом его от «старого» на расчетное расстояние При этом осуществляется восстановление надежной гидравлической связи продуктивного пласта со стволом и устьем скважины, что способствует получению проектных дебитов газа из расконсервированной скважины

Данный способ сокращает продолжительность ремонтных работ за счет исключения операций по разбуриванию цементного моста, а также работ по интенсификации притока газа из пласта Основным преимуществом способа является увеличение продолжительности добычи газа с высокими дебитами за счет подключения зон, не задейственных ранее в эксплуатации На предлагаемый способ подана заявка № 2007114427 и получен приоритет от 16 04 07

Практика установки цементных мостов с целью последубщей опоры на них клина-отклонителя показывает, что не всегда удается выполнить точную установку цементного моста Поэтому возникает необходимость разбуривания «излишней» части цементного моста до расчетной глубины с последующей промывкой Если мост оказался негерметичным либо сместился ниже расчетного уровня, то возникает необходимость проводить повторные работы

Автором совместно с сотрудниками ООО «Югсон-Сервис» и ОАО «Тюменские моторостроители» предложен новый способ установки клина-отклонителя с применением мостовых пробок (ПМ) Данная технология позволяет повысить качество работ, сократить время на спуско-подъемные операции (СПО) и на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) (рисунок 3)

При выводе скважины из длительной консервации необходимо учитывать уменьшение пластового давления, а также подъем ГВК за период эксплуатации (до консервации) скважины При снижении пластового давления в залежи происходит передвижение границ подошвенных вод, то есть происходит подъем ГВК и интенсивное обводнение газовых и газоконденсатных скважин При этом происходит ускорение процессов разрушения пород продуктивного пласта и

Рисунок 3 - Схема установки

клина-отклонителя на мостовую пробку типа ПМ при расконсервации газовой скважины: 1 — лифт НКТ; 2 -гидравлическая установочная компоновка ГУК; 3 - пробка мостовая ПМ; 4 - забойный двигатель; 5 - фрезер; 6 - клин-отклонитель

интенсифицируется вынос песка в ствол газовой или газоконденсатной скважины с образованием песчаных пробок, которые перекрывают интервал перфорации вплоть до полного прекращения поступления газа из скважины.

Предлагаемый способ направлен не только на эффективное удаление песчаных пробок из обводняющихся газовых и газоконденсатных скважин с низкими пластовыми давлениями, но и способствует устранению причин появления в них песка. На данный способ подана заявка № 2007109969 и получен приоритет от 28.11.06.

Суть данной технологии заключается в том, что после удаления в процессе промывки песчаной пробки в стволе скважины при помощи гибкой трубы (ГТ) геофизическими методами определяют текущее положение ГВК (рисунок 4).

Затем, с целью опережающего предотвращения притока пластовых вод и разрушения ПЗП, в интервал перфорации закачивают водоизолирующую композицию, формирующую водоизоляционный экран и оттесняющую воду от забоя в глубь пласта по радиусу (рисунок 4 а). Затем закачивают в скважину тампонажный раствор до уровня

Рисунок 4 - Схема промывки песчаных пробок и предотвращения пескопроявления в обводняющейся скважине в условиях подъема ГВК: а) схема процесса оттеснения пластовых вод от забоя и установки водоизолирующего экрана закачиванием водоизолирующей композиции; б) схема процесса установки цементного моста на забое скважины; в) схема процесса закрепления призабойной зоны пласта закачиванием герметизирующего состава; г) схема процесса кислотной обработки призабойной зоны пласта: 1 - лифтовая колонна НКТ; 2 — гибкая труба; 3 - забой скважины; 4 — газоводяной контакт; 5 -перфора-ционные отверстия; 6 - водоизолирующая композиция; 7 - продуктивный пласт; 8 - тампонажный раствор; 9 - герметизирующий состав; 10 - кислотный раствор

на 20 м выше текущего ГВК, перекрывая нижние отверстия интервала перфорации (рисунок 4 б) После ОЗЦ через верхние отверстия интервала перфорации закачивают герметизирующий состав, закрепляющий породы ПЗП (рисунок 4 в) После закрепления обрабатывают ПЗП (рисунок 4 г) и осваивают скважину

В четвертом разделе приведена экономическая оценка эффективности новых технологий и технических средств Внедрение разработанных технических решений позволяет существенно повысить эффективность, снизить затраты на проведение работ по расконсервации газовых и газоконденсатных скважин, обеспечить дополнительную добычу газа и газового конденсата

Экономический эффект от применения технологий и технических средств за 2007 г составил около 1 млн рублей (300 тыс руб доля автора)

В результате выполненного промыслово-экономического обоснования разработанных новых технологий и технических средств в определенной мере решается проблема повышения надежности и эффективности ремонта газовых скважин, о чем свидетельствуют показатели эффективности, доказывающие необходимость их более широкого применения

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 На основании анализа и изучения опыта вывода газовых и газоконденсатных скважин из длительной консервации (до 20-30 лет) предложен комплекс технологий их реанимации в сложных климатических условиях для ряда газовых месторождений севера Тюменской области

2 Разработана технология расконсервации газовых и газоконденсатных скважин, включающая зарезку и бурение боковых стволов, что позволяет увеличить дебеты расконсервированных скважин на 50-60 %

3 Предложен новый состав технологического раствора для растепления газогидратных пробок (на основе «хлоркалий-электролита») в процессе

расконсервации скважины, применение которого позволяет в 1,5-2 раза сократить время ремонтных работ

4 Разработана новая технология промывки песчаных пробок в обводняющихся газовых и газоконденсатных скважинах с низкими пластовыми давлениями, включающая эффективное удаление пробки, которая предупреждает причины появления в них песка, что позволяет увеличить межремонтный период скважин в 1,5 раза

5 Усовершенствованы технологии ремонта газовых скважин за счет разработки новых технических средств (пробка мостовая ПМ, гидравлическая установочная компоновка), применение которых позволило повысить эффективность ремонта скважин на 30 %

6 За счет внедрения разработанных автором технологий и технических средств получен экономический эффект в размере около 1 млн рублей

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Лесниченко А Г Анализ особенностей ремонтов газовых скважин в условиях эксплуатации Медвежьего месторождения / А Г Лесниченко, ДА Кряквин, А В Кустышев, Ю В Ваганов, Г П Зозуля // Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования Материалы III Рос межвуз науч -практ конф с междунар участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП (Тюмень, 25-26 февраля 2006 г) -Тюмень ТюмГНГУ,2006 - С 197-202

2 Ваганов Ю В Расконсервация газовых и газоконденсатных скважин в условиях Крайнего севера на примере Уренгойского месторождения / Ю В Ваганов, Н В Рахимов, В Б Обиднов, С В Кисев, М Г Гейхман, И Е Платонов, AB Кустышев//Известия вузов Нефть и газ -2007 - №4 - С 16-20

3 Ваганов ЮВ Проблемы и перспективы сервисных технологий в нефтегазовом комплексе / Ю В Ваганов, Г П Зозуля, А В Кустышев, Н В

Рахимов, В Б Обидное // Нефтегазовое дело - 2007 (http www ogbus ru/authors / Vaganov / Vaganov_l pdf)

4 Матиешин И С Проблемы строительства боковых стволов из скважин на Талинской площади / И С Матиешин, А Б Тулубаев, М А Елфимов, Ю В Ваганов, С В Кисев, В М Шенбергер // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири. Сб науч. тр и матер межрегион науч -практич конф студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ - Тюмень ТюмГНГУ, 2007. - Т 1 - С. 16-24

5 Мамедов ТА Служба супервайзерского контроля при ремонте скважин /ТА Мамедов, Ю В Ваганов, Н С Норицина // Там же - С 77-79

6 Афанасьев AB Исследования составов и опыт применения пенных систем при ремонте и освоении газовых Скважин на Пунгинском ПХГ / А.В Афанасьев, С Б Бекетов, Ю В Ваганов, Г П Зозуля, И С Матиешин И Там же -Т 1.-С 162-167

7 Кустышев ДА. К вопросу ликивидации притока верхних пластовых вод к забоям скважин на многопластовых месторождениях / ДА. Кустышев, И В Чйжов, A B Кустышев, Е Г Казаков, Е К Зозуля, Ю В Ваганов // Там же -С 167-168

8.-Кустышев AB Растепление скважин облегченным солевым раствором / А В Кустышев, А В Афанасьев, Ю В Ваганов, Е К. Зозуля, Е Ю. Лахно // Там же - С 254-257

9 Ваганов ЮВ Эффективность сервисного ремонта скважин / ЮВ Ваганов, Г.П Зозуля, A.B. Кустышев // Там же - С 272-275

10 Ваганов Ю В Проблемы, перспективы и реалии сервисного ремонта скважин / Ю.В Ваганов, ГП Зозуля, AB Кустышев, В В Дмигрук, HB Рахимов, В Б Обиднов// Нефтегазовое дело -2008 - Т. 5. - № 2 -С 58-63

Соискатель

ЮВ Ваганов

Подписано в печать 14.03.08. Формат 60x84/16. Бумага Ballet. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,00. Тираж 100. Заказ 176.

Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук». Лицензия ПД № 170003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04, 46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ваганов, Юрий Владимирович

Здесь достаточно давно разрабатываются такие крупнейшие месторождения газа, как Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Юбилейное, Ямсовейское, Комсомольское и др. Действующий эксплуатационный фонд газовых скважин составляет более пяти тысяч скважин, из которых более тысячи требуют капитального ремонта. При этом достаточно большое количество геологоразведочных скважин находится в консервации и составляет более семи тысяч (скважины на балансе Госкомимущества РФ).

Особенностью ремонта газовых и газоконденсатных скважин в суровых климатических условиях на месторождениях севера Тюменской области является наличие в разрезе скважин мерзлых пород, зон аномальных пластовых давлений (пониженных - АНПД, или повышенных - АВПД), влияющих как на процесс и качество ремонта, так и на последующую эксплуатацию скважин. Поэтому в таких условиях актуален поиск новых и совершенствование применяемых технологий ремонта газовых и газоконденсатных скважин.

Цель работы. Разработка новых и совершенствование применяемых технологий расконсервации и освоения газовых и газоконденсатных скважин в сложных климатических условиях севера Западно-Сибирского ТЭК.

Основные задачи исследований

1. Анализ применяемых технологий расконсервации скважин, находящихся в длительной консервации (до 20-30 лет) при наличии в разрезе мерзлых пород и аномальных пластовых давлений на газовых месторождениях севера Западной Сибири.

2. Разработка новой технологии расконсервации и освоения газовых и газоконденсатных скважин,, позволяющей предотвратить в таких условиях возможные осложнения при их дальнейшей эксплуатации.

3. Выбор метода и разработка новых технологических растворов для расконсервации и освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномальных пластовых давлений и наличия в разрезе мерзлых пород (МП).

4. Разработка новых технических средств с целью реализации предложенных технологий.

5. Оценка эффективности применения разработанных технологий и технических средств.

Научная новизна диссертационной работы

1. Объяснен механизм и обоснованы особенности вывода газовых скважин из длительной консервации при закольматированном коллекторе в условиях аномальных пластовых давлений и наличия в разрезе мерзлых пород.

2. Разработаны составы технологических растворов для ремонта скважин, на основе комплексной соли «хлоркалий-электролит», содержащей хлорид калия - 68 %, хлорид натрия - (12-24) %, хлорид магния - (4-9) %, хлорид кальция -(0,7-1,4) %,), применение которых сохраняет фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород призабойной зоны пласта (ПЗП).

3. Предложена технология расконсервации газовых и газоконденсатных скважин, за счет бурения боковых стволов, применение которой позволяет сохранить фильтрационно-емкостные свойства «загрязненной» призабойной зоны скважины в интервале продуктивного пласта.

Практическая ценность и реализация

1. Разработан комплекс технологий расконсервации газовых и газоконденсатных скважин, применение которого позволяет увеличить межремонтный период скважин в 1,5 раза за счет ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, промывки песчаных пробок, превентивного (опережающего) предотвращения притока пластовых вод и закрепления пород призабойной зоны пласта.

2. Разработана технология расконсервации скважины, повышающая успешность работ в 2-3 раза за счет бурения бокового ствола (БС) с отходом его на расстояние, позволяющее успешно преодолеть «загрязненную» в процессе длительной консервации ПЗП.

3. Разработан состав технологического раствора для растепления гидратных пробок (на основе хлоркалия-электролита), применение которого позволяет в 2 раза сократить время проведения ремонтных работ в газовых скважинах. ~ л"

4. Разработан руководящий документ по глушению и растеплению газовых скважин на Пунгинском подземном хранилище газа (ПХГ) с применением растворов на основе хлоркалия-электролита (ООО «Тюментрансгаз»);

5. Разработан руководящий документ по выполнению ремонтно-изоляционных работ с применением тампонажного раствора на клеевой основе и пакера ПМ - 140 на скважинах ОАО ТНК-Нягань (ОАО ТНК-Нягань)

6. Разработаны рекомендации по сервисному обслуживанию ремонтных работ при расконсервации газовых и газоконденсатных скважин.

Апробация работы

Основные положения диссертации, результаты научных исследований и экспериментов докладывались и обсуждались на: региональной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005 г.); научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2006 г.); 1-ой Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского отделения молодых инженеров-нефтянников 8РЕ при ТюмГНГУ «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.).

Публикации

Основные положения работы изложены в 10 печатных работах.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 166 наименований. Изложена на 153 страницах машинописного текста и содержит: 16 рисунков, 9 таблиц, два приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Промысловый опыт показывает, что сложность работ обусловлена прежде всего неоднородностью строения продуктивных отложений, так как с ростом глубин их залегания происходит увеличение глинизации и плотности горных пород, что приводит к ухудшению ФЕС пласта (ФЕС изменяются в пределах: пористость 0,10-0,45; проницаемость от 0,001 до 3 • 10"12 м2, коэффициент газонасыщенности 0,20-0,96). Определенные трудности возникают при проведении ремонтных работ на скважинах с наличием аномально низких пластовых давлений. Объективно многие газовые месторождения на севере Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, где имеет место интенсивное поступление пластовой жидкости и ее накопление на забоях скважин, что часто приводит к неуправляемому «глушению» продуктивного пласта. Одним из главных отрицательных последствий обводнения продуктивных интервалов является разрушение пород ПЗП с образованием в стволе и на забое глинисто-песчаных пробок.

Наиболее сложными являются работы по расконсервации геологоразведочных скважин после их длительной консервации. Ситуация, как правило, осложняется тем, что скважины пробурены давно, их техническое состояние неизвестно, практически нет объективных сведений о технологиях их строительства и последующей эксплуатации. В этом случае необходимы работы по тщательному обследованию технического состояния ствола скважины с применением надежных в экстремальных климатических условиях технических средств, обеспечивающих эффективность и экологическую безопасность работ.

В скважинах, простаивающих длительное время, температура в стволе выравнивается с температурой окружающего массива пород. В таких условиях ремонт осложняется образованием газогидратных пробок в стволах газовых скважин. Например, на Уренгойском газоконденсатном месторождении (ГКМ) средняя глубина нижней границы зоны гидратообразования для чистого метана составляет 570 м, а для природного газа - 820 м. При этом зимой температура воздуха на широте Полярного круга может снижаться до минус 60 °С. Известно, что начало образования гидратов характеризуется резким увеличением электросопротивления зоны их формирования и уменьшением в ней давления. Разложение гидратов, наоборот, сопровождается ростом давления, так как в одном объеме гидрата может содержаться от 70 до 300 объемов газа. При удалении гидратов следует учитывать цикличность образования и разрушения гидратов. Обусловленные этим циклические изменения давления способствуют разупрочнению пород пласта и тампонажного камня за колонной и, как следствие, к увеличению выноса механических примесей и образованию глинисто -песчаных пробок в стволе скважины. Кроме того, резкое увеличение давления при разложении газогидратов в призабойной части скважины может передаваться по пласту в другие скважины куста (техногенное воздействие).

Решение проблемы освоения ранее законсервированных скважин зависит от того, насколько качественно были проведены ремонтные работы по расконсервации и какое влияние они оказали на фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП, а также насколько ухудшены были эти свойства до консервации скважины.

Анализ данных различных исследований показывает, что если, например, приток флюида осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м до стенок скважины (радиусом 0,1 м), то половина всего перепада давления расходуется на продвижение жидкости в поровом пространстве в зоне, ограниченной радиусом 5,5 м вокруг скважины. Глубина проникновения фильтрата в песчаники может достигать 5 - 8'ivi. При этом, если проницаемость пористой среды в зоне кольматации (размером в 5 см) ухудшена в 20 раз, то скважина будет работать только на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18 %. Поэтому при выводе скважин из длительной консервации необходимо учитывать, что за время бездействия скважины влияние жидкой и твердой фаз технологических растворов в максимальной степени ухудшило фильтрационные характеристики коллектора.

На практике наиболее распространенным способом восстановления работоспособности законсервированных скважин является вторичная перфорация эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности (типа ПКС-105С), с последующей кислотной обработкой ПЗП и освоением скважины.

Грачев, М.Г. Гейхман, H.A. Жидовцев, H.H. Закиров, Г.П. Зозуля, А.Т. Кошелев, Г.А. Кулябин, Ю.С. Кузнецов, В.Г. Кузнецов, И.И. Клещенко, P.P. Лукманов, М.Р. Мавлютов, Р.И. Медведский, В.И. Мищевич, В.П. Овчинников, В.Н. Поляков, В.И. Саунин, А.П. Телков, K.M. Федоров, А.К. Ягафаров, Р.И. Яремийчук, L. Astrella, R.C. Churchwell, G.E. Dawies и др.

Традиционно на месторождениях с высоким пластовым давлением в качестве жидкости глушения применяется водный раствор хлористого кальция. Для снижения пластового давления до величины, близкой к гидростатическому давлению, в качестве технологической жидкости находят применение водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), нефть и конденсат, облегченные инвертные дисперсии (ОИД) и др. При более низких пластовых давлениях наиболее целесообразным является освоение скважин с применением аэрированных жидкостей и пенных систем.

Известно, что для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации была в 1,5 раза больше величины зоны проникновения фильтратов технологических жидкостей. Поскольку радиус зоны проникновения фильтратов таких жидкостей может достигать 5 м и более, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 0,2-0,8 м, то выполнить указанное условие на данном уровне развития кумулятивной перфорации не удается, что подтверждает опыт восстановления простаивающих скважин на Уренгойском и Ямбургском месторождениях. При этом достаточно часто выявляются факты негерметичности цементного камня за колонной и обводнения продуктивных пластов как подошвенными, так и водами из вышележащих горизонтов.

Часто на качество проведения ремонтных работ оказывают влияние субъективные факторы, среди которых основным является достигнутый уровень организации производства. Анализ эффективности работ нефтедобывающих предприятий позволяет утверждать, что переход на сервисное обслуживание является для них наиболее приемлемым и перспективным условием. При этом широкий спектр ремонтных сервисных работ предполагает привлечение значительного количества специализированных предприятий, способных качественно и своевременно выполнять необходимые договорные обязательства. Такой подход позволит способствовать формированию объективных рыночных цен на сервисные услуги и увеличению эффективности работ предприятий нефтегазодобывающей отрасли в целом.

На основании проведенного анализа 1 существующих технологий расконсервации и последующего КРС предложена схема выбора вида работ в сложных климатических условиях, базирующаяся на детальном изучении ранее выявленных осложнений при проведении ремонтов скважин (рисунок 1).

Во втором разделе проведен анализ работ по ремонтам газовых и газоконденсатных скважин.

Анализ показал, что значительны объемы капитальных ремонтов газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях севера Тюменской области (Медвежье, Юбилейное, Вынгапуровское, Комсомольское, Ямбургское и Уренгойское и другие), куда входят работы по расконсервации и освоению скважин. Динамика изменения КРС на указанных месторождениях Крайнего Севера за 2002-2006 гг. приведена в таблице 1.

Первичное обследование кустовой площадки и устья скважины i -

Расчистка устья скважины и планировка территории

Завоз необходимого оборудования и материалов

Растепление фонтанной арматуры законсервировано жидкостью глушения, цементным мостом

Получение разрешения СВЧ на д/ж ф/а законсервировано глухой пробкой

Д/ж Ф/А м/ж ПВО и выкидной линии

Замена жидкости глушения на свежий раствор законсервированоОКГ [" Извлечение НКТ [

Монтаж лубрикатора, глубинной лебедки

Извлечение глухой пробки, с помощью канатной техники законсервировано цементным мостом

Спуск технологических НКТ герметично

Спуск конусной печати с промывкой и расстеплением ствола скважины достигла цем. моста ¡Опрессовка обсадной колонны"]«. негерметично герметично

Спуск КНБК с промывкой разбуривание цем. мост I

Промывка и отчистка забоя и ствола скважины

ГИС поиск негерметичности печать не достигла цементного моста

Спуск печати меньшего диаметра

Исправление нарушения э/к (ловильные работы)

Ликвидация негерметично сти

Вскрытие пласта

Водоизолядионные работы

Крепление ПЗП

Интенсификация притока

Дополнительная перфорация] ГПП ГРП КО [Бурение БС

Спуск НКТ, демонтаж ПВО, монтаж фонтанной арматуры Вызов притока и отработка скважины на факел

ГДемонтаж агрегата и оборудования

Рисунок 1 - Рекомендуемая схема последовательности ремонтных работ при расконсервации газовых скважин в сложных климатических условиях севера Западной Сибири

Таблица 1 — Сведения о количестве ремонтов газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях севера Западной Сибири, разрабатываемых ОАО «Газпром» (за 2002-2006 гг.)

Количество ремонтов

Месторождения Годы разработки

Надымгазпром

- Медвежье

- Ямсовейское

- Юбилейное

Ноябрьскгаздобыча

- Комсомольское

- Губкинское 4 10 1 -

-Западно-Таркосалинское 2 1 4 -

- Вынгапуровское

Ямбурггаздобыча

-Ямбургское (газовые скважины)

-Ямбургское газоконденсатные скважины)

Уренгойгазпром 245 201 190 -

- Уренгойское (нефтяные 84 73 54 - скв.)

- Уренгойское газоконденсатные скв.)

- Уренгойское (газовые скв.)

Итого:

Анализ результатов КРС указывает на недостаточную эффективность технологий по изоляции притока пластовых вод и закреплению ПЗП. Например, с целью увеличения периода положительного эффекта от применения технологии промывки песчаных пробок необходимо сразу после ее окончания проводить работы по изоляции притока пластовых вод и закреплению ПЗП. При этом, необходимы более эффективные технические средства для освобождения подпакерных хвостовиков, которые находятся в прихваченном состоянии за счет образовавшихся песчаных пробок.

Анализ данных работ и применяемых технологий показывает, что на всех скважинах при их расконсервации, помимо основной операции - вызова притока флюида из пласта, были проведены ремонтные работы (РИР, ОПЗ и др.), без которых скважины невозможно было ввести в эксплуатацию.

Проведенный обзор применяемых технологий борьбы с основными видами осложнений при расконсервации газовых и газоконденсатных скважин показывает, что их характерной особенностью является необходимость глушения скважин и проведения комплекса работ по подготовке скважин к проведению ремонтных технологических операций, что является в специфических климатических условиях севера Западной Сибири весьма проблематичным.

Поэтому для решения вопросов внедрения эффективных способов расконсервации скважин, освоения и поддержания их в работоспособном состоянии, необходима разработка принципиально новых технологических решений, к которым относятся технологии ремонта скважин с применением гибких труб (ГТ или колтюбинга). К таким технологиям следует отнести оценку технического состояния ствола скважины, разбуривание цементных мостов, вызов притока и интенсификацию добычи газа, прежде всего через наклонные боковые (БС) и горизонтальные боковые стволы (БГС).

Вместе с тем, часто успешность работ объясняют небольшой продолжительностью (сроком) нахождения скважины в консервации, за период которой жидкости глушения и их фильтрат не успевают глубоко проникнуть в пласт и существенно ухудшить ФЭС ПЗП. При этом определяющим является правильный выбор технологии консервации и применения в процессе глушения не загрязняющих пласт жидкостей и материалов.

По мере увеличения продолжительности нахождения скважин в консервации увеличивается степень загрязнения ПЗП, возрастает риск значительного ухудшения ФЕС продуктивного пласта. Примером является скважина № 707 Уренгойского месторождения, в которой из-за проникновения цементного раствора и его фильтрата в продуктивный пласт освоение затянулось на срок более 3 месяцев. Аналогичная ситуация характерна для ряда скважин Ямбургского ГКМ.

В таких скважинах необходим комплекс работ по их реанимации (восстановлению). Прежде всего это ремонтно-восстановительные работы при промывке песчаных пробок, изоляции притока пластовых вод, закреплению ПЗП и интенсификации притока газа, что подтверждается результатами многих исследований и опытом эксплуатации расконсервированных скважин.

Актуальным направлением обеспечения рационального недропользования является организация технологического надзора на каждом месторождении при строительстве и капитальном ремонте скважин, осуществляемого специальной службой — супервайзинга. На газовых месторождениях Западной Сибири накоплен определенный опыт привлечения сторонних ремонтных подрядных организаций. Например, на Ямбургском месторождении для «сервисного» ремонта скважин привлекаются следующие различные фирмы и организации: ДООО «Бургаз», ЗАО «ЗапСибГаз», ЗАО «СГС», ООО «КАТКонефть», а в последние годы и зарубежные фирмы: «БсЫитЬе^ег» и др.

Однако услуги сервисных организаций часто малоэффективны. Так при проведении ГРП на Ямбургском ГКМ сервисные компании часто заведомо превышают расчетные объемы закачиваемого проппанта с целью получения «любой ценой» положительного эффекта. В результате ствол скважин заполняется излишней проппантовой массой, способствующей прихвату насосно-компрессорных труб. Это влечет за собой увеличение продолжительности промывки ствола и, в конечном итоге, к нерентабельности работ по ГРП с учетом затрат на необходимую дополнительную промывку скважин по удалению проппанта. Необходимость введения в состав нефтегазодобывающих предприятий служб супервайзингового контроля часто обусловлена нарушениями лицензионных требований, авариями, неоправданными капиталовложениями. Вполне естественно, что для организации и эффективного функционирования такой службы контроля необходимы квалифицированные специалисты.

Отсутствие целевой централизованной подготовки супервайзеров заметно тормозит развитие и негативно сказывается на эффективности ремонтов скважин, так как за сервисными службами и супервайзинговым контролем будущее. Именно на сервисных предприятиях следует сосредотачивать высококвалифицированных специалистов, высокоэффективные технологии и наиболее современное и мобильное оборудование.

Опыт показывает, что сначала при расконсервации скважин на таких месторождениях необходимо проводить работы по растеплению и удалению газогидратных пробок, восстанавливая циркуляцию в стволе скважины. Для повышения эффективности процесса растепления оптимизированна и предложена новая рецептура жидкости глушения на основе реагента «хлоркалий-электролит» (КС1), на применение которой разработан технологический регламент по глушению и растеплению газовых скважин на Пунгинском ПХГ (СТО 0015422303-2006).

Рекомендуемый раствор на основе «хлоркалий-электролита» технологичен в приготовлении в промысловых условиях, не замерзает при минус 20 °С, коэффициент восстановления проницаемости керна после воздействия составляет более 0,9. Он не содержит токсичных соединений, пожаровзрывобезопасен. По степени воздействия на организм относится к 3 классу опасности. Основные параметры раствора, предложенного для растепления и промывки скважины, приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Рекомендуемый состав и свойства технологических свойств раствора на основе «хлоркалий-электролита»

Состав раствора, % масс. Свойства раствора плотность, р, кг/м3 вязкость условная, Т,с температура замерзания, °С

10 %-ный водный раствор хлоркалий-электролита (99,90 - 99,95 %) ПАВ (дисолван) (0,10- 0,05 %) 1010 17 минус

Технология растепления газогидратных пробок заключается в следующем. На буферную задвижку фонтанной арматуры (рисунок 2) устанавливается специальный комплекс устьевого оборудования для промывки скважины. С помощью данного комплекса через внутреннюю полость эксплуатационной или лифтовой колон спускаются промывочные трубы до места образования газогидратной пробки. Затем в промывочные трубы закачивается подогретый (до плюс 90 °С) раствор «хлоркалий-электролита» следующего состава: хлорид калия -68 %, хлорид магния - (4-9) %, хлорид натрия - (12-24) %, хлорид кальция -(0,7-1,4) %, ПАВ (дисолван) - (0,10-0,05) %.

При расконсервации скважин, законсервированных установкой цементного моста, необходимы работы по восстановлению гидравлической связи продуктивного пласта с устьем скважины. Как правило, это работы по разбуриванию цементного моста, очистке ствола и ПЗП от технологического раствора и «остатков» цементного камня моста в сочетании с методами интенсификации притока (например, кислотными обработками или дополнительной перфорацией, с последующим освоением скважины). Однако очистить закольматированую технологическим и цементным растворами ПЗП за счет обработки кислотными растворами или преодолеть ее перфорацией не всегда удается. В результате расконсервированную скважину часто трудно освоить и вывести на проектный режим эксплуатации.

Выкидная линия

Факельная линия

Задавочная

XXI л

Газогидратная 3. пробка

Рисунок 2 - Схема обвязки устья при растеплении газовых скважин: 1-скважина; 2-эксплуатационная колонна; 3-лифтовые трубы; 4-фонтанная арматура; 5-специальный комплекс оборудования для промывки скважины; 6-промывочные трубы; 7-переводник; 8-вертлюг; 9-грязевый шланг; 10-буферная задвижка; П-обратный клапан; 12-насосная установка; 13-регулируемый штуцер

Предлагаемый способ обеспечивает надежную расконсервацию скважины за счет преодоления закольматированной в процессе консервации ПЗП путем бурения бокового ствола с отходом его от «старого» на расчетное расстояние. При этом осуществляется восстановление надежной гидравлической связи продуктивного пласта со стволом и устьем скважины, что способствует получению проектных дебитов газа из расконсервированной скважины.

Данный способ сокращает продолжительность ремонтных работ за счет исключения операций по разбуриванию цементного моста, а также работ по интенсификации притока газа из пласта. Основным преимуществом способа является увеличение продолжительности добычи газа с высокими дебитами за счет подключения зон, не задейственных ранее в эксплуатации. На предлагаемый способ подана заявка № 2007114427 и получен приоритет от 16.04.07.

Практика установки цементных мостов с целью последубщей опоры на них клина-отклонителя показывает, что не всегда удается выполнить точную установку цементного моста. Поэтому возникает необходимость разбуривания «излишней» части цементного моста до расчетной глубины с последующей промывкой. Если мост оказался негерметичным либо сместился ниже расчетного уровня, то возникает необходимость проводить повторные работы.

Автором совместно с сотрудниками ООО «Югсон-Сервис» и ОАО «Тюменские моторостроители» предложен новый способ установки клина-отклонителя с применением мостовых пробок (ПМ). Данная технология позволяет повысить качество работ, сократить время на спуско-подъемные операции (СПО) и на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ) (рисунок. 3).

При выводе скважины из длительной консервации необходимо учитывать уменьшение пластового давления, а также подъем ГВК за период эксплуатации (до консервации) скважины. При снижении пластового давления в залежи происходит продвижение границ подошвенных вод, то есть происходит подъем ГВК и интенсивное обводнение газовых и газоконденсатных скважин. При этом происходит ускорение процессов разрушения пород продуктивного пласта и интенсифицируется вынос песка в ствол газовой или газоконденсатной скважины с образованием песчаных пробок, которые перекрывают интервал перфорации вплоть до полного прекращения поступления газа из скважины.

Рисунок 3 - Схема установки клина-отклонителя на мостовую пробку типа ПМ при расконсервации тазовой скважины: I - лифт НКТ; 2 -гидравлическая установочная компоновка ГУК; 3 - пробка мостовая ПМ; 4 - забойный двигатель; 5 - фрезер; 6 - клин-отклонитель

Суть данной технологии заключается в том, что после удаления в процессе промывки песчаной пробки в стволе скважины при помощи гибкой трубы (IT) геофизическими методами сначала определяют текущее положение ГВК (рисунок 4).

Затем, с целью опережающего предотвращения притока пластовых вод и разрушения ПЗГ1, в интервал перфорации закачивают водоизолирующую композицию, формирующую водоизоляционный экран и оттесняющую воду от забоя в глубь пласта по радиусу (рисунок 4 а). Затем закачивают в скважину тампонажный раствор до уровня на 20 м выше текущего ГВК, перекрывая нижние отверстия интервала перфорации (рисунок 4 б). После ОЗЦ через верхние отверстия интервала перфорации закачивают

Рисунок 4 - Схема промывки песчаных пробок и предотвращения пескопроявления в обводняющейся скважине в условиях подъема ГВК: а) схема процесса оттеснения пластовых вод от забоя и установки водоизолирующего экрана закачиванием водоизолирующей композиции; б) схема процесса установки цементного моста на забое скважины; в) схема процесса закрепления призабойной зоны пласта закачиванием герметизирующего состава; г) схема процесса кислотной обработки призабойной зоны пласта: 1 - лифтовая колонна НКТ; 2 - гибкая труба; 3 - забой скважины; 4 - газоводяной контакт; 5 -перфора-ционные отверстия; 6 - водоизолирующая композиция; 7 - продуктивный пласт; 8 - тампонажный раствор; 9 - герметизирующий состав; 10 - кислотный раствор герметизирующий состав, закрепляющий породы ПЗП (рисунок 4 в). После закрепления обрабатывают ПЗП (рисунок 4 г) и осваивают скважину.

В четвертом разделе приведена экономическая оценка эффективности новых технологий и технических средств. Внедрение разработанных технических решений позволяет существенно повысить эффективность, снизить затраты на проведение работ по расконсервации газовых и газоконденсатных скважин, обеспечить дополнительную добычу газа и газового конденсата.

Экономический эффект от применения технологий и технических средств за 2007 г. составил около 1 млн. рублей (300 тыс. руб. доля автора).

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и совершенствование технологий расконсервации и освоения газовых скважин в сложных климатических условиях севера Западно-Сибирского ТЭК"

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА ПО ПРОБЛЕМАМ РАСКОНСЕРВАЦИИ И ПОСЛЕДУЮЩЕГО РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА.8

1.1. Особенности технологий строительства, ремонта и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в суровых климатических условиях севера Тюменской области.].8

1.2. Осложнения, возникающие при выводе скважин из консервации после их длительного простоя.10

1.2.1. Причины снижения проницаемости призабойной зоны продуктивных пластов после длительной консервации скважины.10

1.2.2. Механизм разрушения пород призабойной зоны пласта с образованием в стволе и на забое глинисто-песчаных пробок.12

1.2.3. Образования гидратов в газовых и газоконденсатных скважинах, находящихся в консервации, на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения.16

1.2.4. Виды и причины нарушения герметичности обсадных колонн.20

1.3. Анализ современных технологий расконсервации скважин.22

1.3.1. Оценка технического состояния устья и ствола скважииы.25

1.3.2. Очистка забоя и ствола скважины в процессе расконсервации скважины.29

1.3.3. Способы предупреждения образования и удаления песчаных пробок из скважин, выводимых из консервации.30

1.3.4. Способы удаления газогидратных пробок в стволах газовых скважин.34

1.3.5. Анализ методов предупреждения разрушения пород призабойной зоны пласта и составов для их закрепления.34

1.3.6. Устранение негерметичности крепи ствола скважииы, выводимой из длительной консервации.44

1.4. Вторичное вскрытие продуктивного пласта и освоение скважины, выводимой из консервации.51

1.5. Анализ состояния методов обработки призабойной зоны пласта с целью повышения добычи газа.54

1.5.1. Технические методы интенсификации притоков нефти, газа и газоконденсата.55

1.5.2. Физико-химические методы интенсификации притоков нефти.61

1.6. Сервисные технологии как условие совершенствования ремонтно-восстановительных работ.66

2 АНАЛИЗ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ.74

2.1. Состояние работ по расконсервации скважин на месторождениях Севера Тюменской области.85

2.2. Анализ состояние сервисного ремонта скважин на месторождениях Севера Тюменской области.96

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ

ОБЛАСТИ.102

3.1. Разработка состава для растепления ствола расконсервируемых скважин.102

3.2. Расконсервация газовой или газоконденсатной скважины путем зарезания бокового ствола.108

3.3. Технология установки клин-отклонителя с применением мостовой пробки ПМ.112

3.4. Способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине в условиях подъема газоводяного контакта.115

4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ.121

4.1. Обоснование состава промывочной жидкости для вскрытия сеноманской залежи углеводородов.121

4.2. Разработка коэффициента экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин.124

4.3. Оценка экономической эффективности расконсервации скважины, зарезанием второго ствола с использованием мостовой пробки

ПМ.127

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.128

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.129

ПРИЛОЖЕНИЕ А.146

ПРИЛОЖЕНИЕ Б.150

ВВЕДЕНИЕ

Здесь достаточно давно разрабатываются такие крупнейшие месторождения газа, как Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Юбилейное, Ямсовейское, Комсомольское и др. Действующий эксплуатационный фонд газовых скважин составляет более пяти тысяч скважин, из которых более тысячи требуют капитального ремонта. При этом достаточно большое количество скважин находится в консервации и составляет более семи тысяч (скважины на балансе Госкомимущества РФ).'

Особенностью ремонта газовых и газоконденсатных скважин в суровых климатических условиях на месторождениях севера Тюменской области является наличие в разрезе скважин мерзлых пород, зон аномальных пластовых давлений (пониженных - АНПД, или повышенных - АВПД), влияющих как на процесс и качество ремонта, так и на последующую эксплуатацию скважин. Поэтому в таких условиях актуален поиск новых и совершенствование применяемых технологий ремонта газовых и газоконденсатных скважин.

Основные задачи исследований

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Ваганов, Юрий Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обоснован и предложен комплекс технологий расконсервации газовых и газоконденсатных скважин из длительной консервации (до 20-30 лет и более) при наличии в разрезе мерзлых пород и аномальных пластовых давлений на газовых месторождениях в условиях сурового климата севера Западной Сибири, включающий зарезку и бурение боковых стволов, что позволяет увеличить дебиты расконсервированных скважин на 50-60 %.

2. Разработан руководящий документ на применение состава технологического раствора на основе «хлоркалий-электролита», (содержащего хлорид калия - 68 %, хлорид натрия -12-24 %, хлорид магния -4-9 %, хлорид кальция -0,7-1,4 %,) для растепления газогидратных пробок, в процессе расконсервации скважины, применение которого позволяет в 1,5-2 раза сократить время ремонтных работ.

3. Разработана новая технология промывки песчаных пробок в обводняющихся газовых и газоконденсатных скважинах с низкими пластовыми давлениями, которая предупреждает причины появления в них песка и позволяет увеличить межремонтный период скважин в 1,5 раза.

4. Усовершенствованы технологии ремонта газовых скважин за счет разработки новых технических средств (пробка мостовая ПМ и заливочная ПМЗ, гидравлическая установочная компоновка), применение которых позволило повысить эффективность ремонта скважин на 30 %.

5. Внедрения разработанных технологий и технических средств способствовали получению экономическиго эффекта в размере около 1 млн. рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ваганов, Юрий Владимирович, Тюмень

1. Дюков JI.M. Бурение газовых и газоконденсатных скважин / JI.M. Дюков, И.И. Ханмурзин. — М.: Недра, 1979. 296 с.

2. Потюкаев М.И. Выбор конструкции и особенности проводки газовых скважин / М.И. Потюкаев, В.И. Зильберман, М.Г. Ульянов. М.: ВНИИОЭНГ, 1972.

3. Басарыгин Ю.М. Ремонт газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, П.Г1. Макаренко, В.Д. Мавромати. -М.: ОАО Изд-во «Недра», 1998.-271 с.

4. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. — Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 1997. 85 с.

5. Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Краснодар: «Сов.Кубань», 2002. - 584 с.

6. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. — М.: Госгортехнадзор РФ, 2003. 198 с.

7. Молчанов А.Г. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких груб / А.Г. Молчанов, С.М. Вайншток, В.И. Некрасов, В.И. Чернобровкин. М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - 224 с.

8. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справочное пособие / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булашов. М.: ООО Недра-Бизнесцептр, 2000.-Т. 1.-510 с.

9. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999.-656 с.

10. Ермилов О.М. Совершенствование систем разработки, добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера / О.М. Ермилов, JI.C. Чугунов, В.В. Ремизов. -М.: Наука, 1996. 415 с.

11. Телков А.П. Особенности разработки нефтегазовых месторождений / А.П. Телков, С.И. Грачев, И.Б. Дубков, Т.Л. Краснова, С.К. Сохошко. Тюмень: ООО НИПИКБС-Т, 2001. - Ч. 2. - 482 с.

12. Гереш Г.М. Причины осложнений при эксплуатации сеиомапских скважин на Ямбургском месторождении // Повышение эффективности разработки месторождений природного газа: Сб. науч. тр. ВНИИГаза. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2001. - С. 36-40.

13. Энергосберегающие технологии при добыче природного газа // Аналитический альбом / Под ред. А.И. Гриценко. М., 1995. - 236 с.

14. Степанов Н.Г. Влияние растворенного в пластовых водах газа на обводнение газовых залежей / Н.Г.Степанов, Н.И.Дубина, Ю.Н.Васильев. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 1999. - 124 с.

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

16. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников. -М.: Недра, 1997. Т. 1-5.

17. Клюсов A.A. Классификация осложнений в системе пласт-скважина и причин, их вызывающих / A.A. Клюсов, В.А. Клюсов, М.Г. Гейхман, A.A. Ахметов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2002. -№ 2. -С. 35-39.

18. Новые технологии капитального ремонта скважин: Курс лекций и материалы по программе «Tacix». 1998.

19. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справочное пособие / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булашов. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000.-Т. 2.-413 с.

20. Клюсов A.A. Классификация осложнений в системе пласт-скважина и причин, их вызывающих / A.A. Клюсов, В.А. Клюсов, М.Г. Гейхман, A.A. Ахметов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2002. -№2.-С. 35-39.

21. Оськин В.Н. Двадцатилетний опыт борьбы с пескопроявлеписм на Касимоском ПХГ / В.Н. Оськин, М.Г. Гейхман, В.П. Казарян // Обзорная информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. 1998. - С. 74-81.

22. Тагиров K.M. К вопросу крепления скважин при вскрытии продуктивных пластов в условиях равновесия давления в системе «скважина -пласт» / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма, В.И. Нифантов // Газовая промышленность. 1998. - № 7. - С.

23. Тагиров K.M. К вопросу о механизме возникновения флюидопроявлений при цементировании / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, Ю.И. Петраков // Строительство газовых и газоконденсагных скважин. 1992. - С. 7376.

24. Дегтярев Б.В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах / Б.В. Дегтярев, Г.С. Лутошкин, Э.Б. Бухгалтер. М., «Недра», 1976.- 119 с.

25. Данилов И.Д. Подземные льды. -М.: Недра, 1990. 141 с.

26. Трофимчук A.A. Газогидраты новые источники углеводородов / A.A. Трофимчук, A.B. Черский, В.П. Царев // Природа. - 1979. - № 1. - С. 18-27.

27. Макагон Ю.Ф. Определение условий образования гидратов и их предупреждение / Ю.Ф. Макагон, A.C. Схалехо. М.: ВНИИэкопомика, 1972. - 42 с.

28. Гейхман М.Г. Разработка и совершенствование технологий ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.17. Тюмень, 2005.- 199 с.

29. Макагон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. -М.: Недра, 1965. 232 с.

30. Вяхирев Р.И. Теория и опыт добычи газа / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов. М.: Недра, 1998. - 478 с.

31. Кузнецов В.Г. Техника и технология повышения долговечности крепи скважин в криолитозоне (проблемы и решения): Дис. . д-ра техн. наук: 25.00.15. Тюмень, 2004. - 329 с.

32. Балаба В.И. Промышленная безопасность строительства и реконструкции скважин: Науч. изд. / В.И. Балаба, И.Р. Василенко, А.И. Владимиров, Ю.Р. Гарин, В.Я. Кершенбаум, A.B. Михайличенко. М.: МФ «Национальный институт нефти и газа», 2006. - 456 с.

33. РД 39-1-843-82. Инструкция по ремонту крепи скважин. Краснодар: ВНИИКрнефть, 1983.

34. Горский А.Т. Инструкция по креплению скважин в многолетнемерзлых породах/А.Т. Горский, В.Д. Швецов. Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1981.

35. Шинкевич Г.Г. Инструкция по испытанию обсадных колопп па герметичность / Г.Г. Шинкевич, В.Ф. Кузнецов, В.Г. Колесников. М.: ОАО Типография Нефтяник, 1999.

36. Клещенко И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко, A.B. Григорьев, А.П. Телков. -М: Недра, 1998.

37. A.c. 772294 СССР. Способ удаления жидкости с забоя газовой скважины / С.Н. Закиров, P.M. Кондрат, М.М. Билецкич (СССР). -Зарегистрирован 20.06.1980.

38. A.c. 1835136 СССР, Е 21 В 43/25. Способ очистки призабойной зоны пласта.

39. A.c. 1423723 СССР, Е 21 В 21/00. Состав для очистки скважины отпесчаной пробки.

40. А.С. 132591 СССР, Е 21 В 21/00. Способ промывки песчаных пробок в нефтяных скважинах.

41. А.с. 2061731 СССР, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор.

42. Stein N. Mechanical properties of friable sands from conventional log data. -Journal of Petroleum Technology, July, 1976.

43. Маслов И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 63 с.

44. Баррил Р. Предотвращение .выноса песка при высоких дебатах газовых скважин / Р. Баррил, JT. Гей //Нефть, газ и нефтехимия. 1983. - Вып. 9. - С. 10-14.

45. Stein N., Oden A.S., Jones LG. Estimating maxsimum sand free production rates from friable sands for different well completion geometry. - Journal of Petroleum Technology, October, 1974.

46. Корнеев В.И. Растворимое и жидкое стекло / В.И. Корпеев, В.В. Данилов. СПб.: Стройиздат, 1996. - 64 с.

47. Айлер Р. Химия кремнезема. М., 1982. - Т. 1-2 - 197 с.

48. Фролов Ю.Г. Влияние состава и структуры исходного силиката натрия на устойчивость кремнезолей, полученных из их растворов / Ю.Г. Фролов, Н.А. Шабанова, В.В. Лескин. М.: Химия, 1976. - Деп. ВИНИТИ, № 3703-75.

49. Шабанова Н.А. Структурообразование в золях кремниевой кислоты / Н.А. Шабанова, Т.В. Корнеева, Ю.Г. Фролов / Получение, и применение гидрозолей кремнезема: Тр. МХТИ. М., 1980. - 16 с.

50. Пат. 2078907 РФ, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для временной изоляции пласта / Р.А. Гасумов, А.А. Перейма, С.В.Долгов, В.Б.Беликов (Россия). № 95101801/03; Заяв. 07.02.1995; Опубл. 10.05. 1997, Бюл. № в.

51. A.c. 1398510 СССР, МКИ Е 21 В 43/25. Прообразующий состав для освоения скважин / В.Е. Шмельков. 1985.

52. Зозуля Г.П. Теория и практика выбора технологий и материалов для РИР в нефтяных и газовых скважинах / Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, М.Г. Гейхман, Л.У. Чабаев. Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.

53. Башкатов А.Д. Предупреждение пескования скважин. М.: Недра, 1991.-С. 54-81.

54. Norbert Е. Methven, Jerome С Kemick Drilling and-gravel packing with an oil base fluid system. J. of Petroleum Technology. 1969, VI, v. 21, № 6, p. 671-679.

55. Маслов И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин. — М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 63 с.

56. Цайгер М.А. Современное состояние методов укрепления призабойных зон скважин смолами. М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - 44 с.

57. Базлов М.Н. Крепление призабойной зоны скважин смолопесчаными смесями /М.Н. Базлов, И.И. Маслов, Г.М. Швед. М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

58. Айрес Х.Дж. Борьба с выносом песка из скважин / Х.Дж. Айрес, Дж. Реймос //Инженер-нефтяник. 1972. -№ 10. - С. 150-154.

59. Бутко О.Г. Методы борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации нефтяных скважин / О.Г. Бутко, Б.А. Скуин // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1987. - С. 3-4.

60. Гаврилко В.М. Фильтры водозаборных, водопонизительных и гидрогеологических скважин. М., 1962. - 32 с.

61. Василевский JI.B. Скважинный фильтр из лавсана // Газовая промышленность. 1980. — № 10.-24 с.

62. A.c. 636374 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Полимерный состав для упрочнения пород, вмещающих горные выработки / Г.С. Пиньковский, В.И. Стыщип (СССР). № 2359393/22-03; Заявлено 05.05.76; Опубл. 05.12.78, Бюл. № 45.

63. A.c. 637528 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / H.A. Пестова, А.П. Руденко (СССР). № 2383649/22-03; Заявлено 09.07.76; Опубл. 15.12.78, Бюл. №46.

64. Соломатин Г.Г. Крепление призабойной зоны скважины составом на основе эпоксидной смолы / Г.Г. Соломатин, В.Д. Дулова, К. Оразклычев // Тр. Сахалинского научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности. 1978. -№ 18.-С. 11-16.

65. Тронов O.A. О креплении призабойной зоны пласта крепителем «М» в сочетании с термокислотной обработкой / O.A. Тронов, В.А. Лавренников // Там же.-1979.-№6.-С. 70-73.

66. Алиманян P.P. Выбор компонентного состава проницаемого полимерного тампонажного материала для крепления призабойной зоны скважин / Р.Р. Алиманян, В.В. Гольдштейн, В.И. Дадыка // Бурение. 1980. - № 3. - С. 28-29.

67. A.c. 1170120 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны газовой скважины / М.Ф. Каримов, А.Г. Латыпов (Россия). № 3680114/22-03; Заявлено 31.10.83; Опубл. 30.07.85, Бюл. № 28.

68. A.c. 2119041 РФ, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для укрепления слабосцементированного пористого пласта / Ф.Г. Тахбатулин, Ф.А. Сахипов, A.A. Баранов (Россия). № 97104326/03; Заявлено 25.02.97; Опубл. 20.09.98, Бюл. № 26.

69. Басин В.Е. Адгезионная прочность. М.: Химия, 1981.

70. A.c. 1694857 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны пласта / В.И. Дадыка, H.A. Изюмрва, Р.Б. Бекаев (СССР). -Заявлено 21.06.89; Опубл. 1991, Бюл. № 44.

71. Менжинская В.В. Методы искусственного закрепления песчаных и глинистых грунтов. М.: ОНТИ ВИЭМС, 1967. - 33 с.

72. Григорьев П.Н. Растворимое стекло / П.Н. Григорьев, М.А. Матвеева. -М.: Стройиздат, 1956.

73. Ворониевич С.Д. Современные проблемы химического инъекционного закрепления песчанистых отложений / С.Д. Ворониевич, Л.А. Евдокимова,

74. Райт T.P. Новое оборудование и методы добычи нефти и газа // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. № 11. - С. 13-21.

75. Ашрафьян М.О. Конструкции забоев при заканчивании скважин / М.О. Ашрафьян, O.A. Лебедев //Нефтяное хозяйство. 1979. - № 6. - С. 27-30.

76. Гамзатов С.М. Исследование седименгационной устойчивости тампопажного материала для крепления призабойной зоны скважин / С.М. Гамзатов, В.В. Гольштейп, В.И. Дадыка. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - С. 20-26.

77. Дадыка В.И. Исследование коррозионной стойкости проницаемых тампонажных материалов / В.И. Дадыка, Г.А. Еремип, Ю.В. Морозов II Технология крепления скважин: Тр. ВНИИКРнефть. 1979. - Вып. 17. - С. 95-98.

78. Пат. 2059059 РФ, МКИ3 Е 21 В 33/138 Газоцементный состав / A.A. Перейма, K.M. Тагиров, В.И. Ильяев (Россия). Заявлено 18.11.93; Опубл. 27.04.96, Бюл. № 12.

79. A.c. 1698422 СССР, Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста. -№ Заявлено 20.09.88; Опубл. 1991, Бюл. № 46.

80. A.c. 1434080 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ цементирования скважин / A.B. Котов, В.П. Борцов (СССР). № 4157285/22-03; Заявлено 20.10.86; Опубл. 1988, Бюл. №44.

81. Поп Г.С. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластовгазоконденсатных месторождений / Г.С. Поп, В.М. Кучеровский, П.Л. Гереш. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1995. 100 с.

82. Маслов И.И. Крепление призабойной зоны скважин вспененными смолами / И.И. Маслов, Г.М. Швед, H.A. Сушкова // Нефтяное хозяйство. 1979. -№ 12.-С. 53-55.

83. A.c. 1640372 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для цементирования прифильтровой зоны скважины / А.Б. Сулейманов, К.К. Мамедов, A.M. Шаринов (СССР). № 4487119/03; Заявлено 26.08.88; Опубл. 07.04.91, Бюл. № 13.

84. A.c. 1689589 РФ, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав крепления призабойной зоны пласта / О.Х. Гусейнов, М.К. Багиров, И.Ю. Эфендиев (РФ). Заявл. 16.12.88; Опубл. 07.11.01; Бюл. №41.

85. Эфендиев И.Ю. Крепление пород призабойной зоны скважин гранулированным полиэтиленом / И.Ю. Эфендиев, М.Д. Насиров, Ф.Г. Тазмазов // Нефтяное хозяйство. 1981. -№ 8. -С. 53-55.

86. A.c. 1726731 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / А.Б. Сулейманов, К.К. Мамедов, A.M. Шаринов (СССР). Заявлено 12.06.89; Опубл. 15.04.92, Бюл. № 14.

87. A.c. 1154435 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138 Состав для крепления призабойной зоны слабосцементировапных пластов / А.Р. Рзаев, Д.А. Рагимов, И.Ю. Эфендиев (СССР). Заявлено 19.08.83; Опубл. 07.05.85, Бюл. № 17.

88. A.c. 1168700 РФ, МКИ3 Е 21 В 33/13. Способ крепления призабойной зоны пласта / Е.И. Жирное, Ш.Г. Ширинов, Ю.И. Соколов (Россия). Заявлено 27.08.81; Опубл. 23.07.85, Бюл. № 27.

89. Пат. 3867986 США, Е 21 В 43/04, 33/138. Метод формирования сцементированного гравийного пакера в продуктивном пласте. Заявлено 28.01.74; Опубл. 25.02.75.

90. Пат. 5219026 США, Е 21 В 33/138, 43/04, 27. Кислотная обработка скважин с гравийной набивкой / Mobil Oil Corp. 1981. - Заявлено 19.12.91; Опубл. 15.06.93.

91. Клещенко И.И. Двухкомпонеитная композиция растворов для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров // Информ. листок. Тюмень: ЦНТИ, 1987. - № 229-87.

92. Клещенко И.И. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров // Ипформ. листок. Тюмень: ЦНТИ, 1985. - № 58 - 6.

93. Федорцев В.К. Временные технические условия на проведение водоизоляционных работ кремнийорганическими жидкостями в поисково-разведочных скважинах / В.К. Федорцев, А.К. Ягафаров, И.И. Клещенко. -Тюмень: Главтюменьгеология, 1985.

94. Шапатин A.C. Кремиийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности // Новые области применения металлооргапических соединений.-М.: ГНИИХТЗОС, 1983.-С. 83-84.

95. Шумилов В.А. О задачах и возможностях селективной изоляции вод // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1973. - Вып. 10. - С. 36-39.

96. Ягафаров А.К. Способ вторичного цементажа и ликвидации негерметичиости эксплуатационных колонн / А.К. Ягафаров, И.И. Клещенко // Инфор. листок. Тюмень: ЦНТИ, 1985. - № 179-85.

97. Кондрат P.M. Интенсификация выноса жидкости из газовых скважин / P.M. Кондрат, Ю.В. Марчук, М.П. Ковалко // Газовая промышленность. 1986. -№ 4. - С. 8-9.

98. Рязанцев Е.Ф. Испытание скважин в процессе бурения / Е.Ф. Рязанцев, M.JI. Карнаухов, А.Т. Белова. -М.: Недра, 1982.

99. Яремийчук Р.И. Восстановление коллекторских свойств пласта в приствольной зоне скважины / Р.И. Яремийчук, H.A. Рабинович // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 5.

100. Ш.Захаров В.А. Восстановление и увеличение приемистости скважин месторождений Западной Сибири / Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1984. - С.48-50.

101. Справочник инженера по бурению // под редакцией В.И. Мищевича. -М.: Недра, 1987. Т. 1. - 492 с.

102. Крысин Н.И. Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности / Н.И. Крысин, A.M. Ишмухаметов, М.Р. Мавлютов. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-48 с.

103. Митильман Б.И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении. -М.: Гостоптехиздат, 1963.

104. Гилаев Г.Г. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на сложнопостроенных нефтегазовых месторождениях. Советская Кубань, 2003.-278 с.

105. Хавкин А.Я. Классификация технологий воздействия- на нефтяные игазовые пласты // Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Междунар. технолог, симпозиума. М, 2002. - С. 175-180.

106. Решения XV Губкинских чтений «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоностности недр» // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 1. — С.70-73.

107. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. — 2001. № 4. - С.38-40.

108. РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений / Минтопэнерго РФ. М., 1996. - 205 с.

109. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, М.М. Глоговский, М.Ф. Мирчинк, Н.М. Николаевский, И.А. Чарный. М.: Гостоптехиздат, 1948. - 217 с.

110. Константинов С.В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом / С.В. Константинов, В.И. Гусев // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. -1985. Вып. 8.-61 с.

111. Dusterhofi: R.G., Chapman BJ. Fracturing high-permeability reservoirs increases productivity // Oil and Gas j. 1994. - № 20. - P.40-44.

112. Al-Hashim H., Kissami M., Al-Yursef H.Y. Effect of multiple hydraulic fractures on gas-well performance // J.Petrol.Technol. 1993. - V. 45. - № 6. - P. 558563.

113. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing/ Developments in petroleum science Elsevier Science Publeshers, 1989. -V. 26. - 1240 pp.

114. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. Penn Well Books, 1991. 533pp.

115. Blanco E.R. Hydraulic fracturing requires extensive disciplinary interaction // Oil and Gas J. -1990. № 12. - P. 112-118.

116. Дияшев И.Р. Супер-ГРП на Ярайнерском месторождении / И.Р. Дияшев, А.А. Смаровозов, М.Р. Гиллард // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 7. — С.44-48.

117. Гапонова JI.M. Факторы, определяющие целесообразность проведения

118. ГРП / JI.M. Гапонова, П.Ю. Казанцев, A.B. Шилов, Г.О. Крамар // Тр. Междупар. науч.-техн. конф. посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. Тюмень, 2003. - С. 176.

119. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. Screening Criteria Revisited/SPE Engineering.-Aug. 1997.-Part 1.-P. 189-198.

120. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. Screening Criteria Revisited/SPE Engineering. Aug. 1997. - Part 2. - P. 189-198.

121. Сургучев M.JI. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л.Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин. М.: Недра, 1991.-347 с.

122. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко М.: Нефть и газ, 1996. - 478 с.

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

124. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник / Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлу гдииов, Н.И. Хисамутдинов. М.: Недра, 1991. - 384 с.

125. Химические методы в процессах добычи нефти / Под ред. ILM. Эммануэля. М.: Наука, 1987. - 239 с.

126. Хисамутдинов Н.И. Проблема извлечения остаточной нефти физико-химическими методами / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин, Т.И. Зайнетдинов, М.З. Тазиев, P.C. Нурмухаметов. -М.: ВНИИОЭНГ, 2001.

127. Газиев А.Ш. Оценка эффективности технологии применения полимер-дисперсной системы по результатам промысловых исследований / А.Ш. Газиев, Р.Х. Низамов // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 7. - С.49-52.

128. Девятов В.В. Применение водоизолирующих химреагентов па обводненных месторождениях Шаимского Региона / В.В." Девятов, Р.Х. Алмаев, П.И. Пастух, В.М Санкин. М.: ВЕШИОЭНГ, 1995. - 99с.

129. Григоращенко Г.И. Применение полимеров в добыче нефти / Г.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин. -М.: Недра, 1978.-213 с.

130. Алтунина JI.К. Увеличение нефтеотдачи композициями ПАВ / JT.K. Алтунина, В.А. Кувшинов. Новосибирск: Наука, 1995. - 198 с.

131. Алтунина JI.K. Физико-химическое регулирование фильтрационных потоков в нефтяном пласте гелеобразующими системами / JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов // Материалы III Междунар. конф. по химии нефти, 2-5.12.1997. — Томск, 1997. — Т. 2. — С.5-6.

132. Гарифуллин Ш.С. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида / Ш.С. Гарифуллин, И.М. Галлямов, И.Г. Плотников, A.B. Шувалов // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 2. - С.32.

133. Пат. 2060375 РФ, МКИ 6 Е 21 В 43/22. Состав для вытеснения нефти из пласта / А.Ш. Газизов, C.B. Клышников, JI.A. Галактионова, A.A. Газизов (Россия). № 94018774/03, Заявлено 05.25.1994.

134. Галлеев P.P. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводорного сырья. М.: КУБКа, 1997. - 352 с.

135. Noik С, Audibert A.A. New Polymers For High Salinity And High Temperature 17th IOR European Symposium. Moscow 27-29.10.1993.

136. Фахретдинов P.H. Остаточные нефти и способ их извлечения / Р.И. Фахрегдинов, Н.В. Давиденко, Р.Х. Старцева, Г.Г. Халигов, P.C. Мухаметзянова // Нефтяное хозяйство. -1992. № 4. - С.25-27.

137. Разработка нефтяных месторождений (в 4-х томах) / Под редакцией H.H. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т. 1. - 240 с. -T. П. - 272 с. - Т. III - 149 с. - T. IV - 263 с.

138. Foster W.R. // J. Pet. Techn. 1973. - Vol. 25. - P.205.

139. Куликов С.Г. Рынок сервисных операций: состояние и перспективы // Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа: Сб. докл. XI Междунар. науч.-практ. конф. М.:2007.

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

141. Кустышев A.B. Консервация и ликвидация скважин на месторождениях Западной Сибири: Монография / A.B. Кустышев, И.А. Кустышев. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2007.- 166 с.

142. Чабаев Л.У. Совершенствование технологии ремонта скважин по ликвидации гидратных пробок на месторождениях Севера / Л.У. Чабаев, P.A. Бакеев, И.А. Кустышев // Тр. СевКавНИПИгаз. Ставрополь, 2002.- С. 58-61.

143. Амиров А.Д. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров, К.А. Карапетов, Ф.Д. Лемберанский, A.C. Яшин, A.A. оглы Джафаров. -М.: Недра, 1975. С. 216-220.

144. Пат. 2114983 РФ, 6 Е 21 В 37/00. Устройство для очистки и обработки скважин / Л.Х. Ибрагимов, Р.Г. Ямлиханов, Р.К. Уширов (Россия). № 97103824/03, Заявл. 13.03.97.

Информация о работе

Ваганов, Юрий Владимирович
кандидата технических наук
Тюмень, 2008
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка и совершенствование технологий расконсервации и освоения газовых скважин в сложных климатических условиях севера Западно-Сибирского ТЭК - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы