Разработка и совершенствование технологий ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей

Гейхман, Михаил Григорьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и совершенствование технологий ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и совершенствование технологий ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей"

На правах рукописи

Гейхман Михаил Григорьевич

РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ПОНИЖЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ И ИНТЕНСИВНОГО ОБВОДНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень -2005

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

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Зозуля Григорий Павлович

доктор физико-математических наук, профессор

Федоров Константин Михайлович

кандидат технических наук Кряквии Александр Борисович

Ведущая организация - Государственное унитарное предприятие «Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов» (ТУП «НИИНефтеотдача»)

Защита состоится 17 декабря 2005 года в 14 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 библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 17 ноября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинников

2О0(гА_

Иш

Ш<о8Ж

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Перспективы развития газодобывающей отрасли страны и ее основы - ОАО «Газпром», связаны с освоением месторождений газа на севере Тюменской области, где в настоящее время добывается 90 % российского газа, что составляет 20 % его мировой добычи.

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.

Однако в газовой отрасли наметилось объективное уменьшение газодобычи, обусловленное вступлением в позднюю стадию разработки основных поставщиков газа, каковыми в России являются крупнейшие газовые и газокон-денсатные месторождения (ГКМ) - Уренгойское, Медвежье и Ямбургское.

Для решения имеющихся проблем в ОАО «Газпром» приняты краткосрочная и долгосрочная программы развития газовой отрасли, предусматривающие поддержание на проектном уровне добычу газа в стране.

При неизбежном снижении пластового давления и поступлении воды в при-забойную зону скважин существенно уменьшается ее устойчивость, ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, интенсифицируется образование минеральных отложений, песчаных и газогидратных пробок, повышается коррозионная активность продукции и др. В результате существенно снижаются добывные возможности эксплуатационных газовых скважин. С этих позиций решение указанных проблем продолжает оставаться актуальным для газодобывающей отрасли.

Цель работы - увеличение добывных возможностей газовых скважин путем разработки новых и совершенствования применяемых технологий их ремонта в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей.

Основные задачи исследований:

1. Анализ проблем эксплуатации и ремонта скважин в условиях пониженных пластовых давлений на поздней и заключительной стадиях разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

2. Обобщение опыта применения гибких труб (ГТ) с целью совершенствования технологий ремонта обводняющихся газовых скважин.

3. Разработка новых составов технологических жидкостей на водной и углеводородной основе для вскрытия продуктивных пластов и ремонта газовых скважин в высокообводненных коллекторах.

4. Разработка составов водоизолирующих композиций, способов установки мостов и крепления призабойной зоны газодобывающих скважин.

5. Разработка методики оценки технологической эффективности капитального ремонта газовых скважин.

Научная новизна выполненной работы:

1. Для решения проблемы временного блокирования интенсивно обводняющегося газоносного терригенного пласта большой мощности (отложения сеномана) и предупреждения образования глинисто-песчаных пробок в условиях АНПД (до 0,4-0,6 от условного гидростатического) разработан состав облегченной инвертной дисперсии (ОИД).

2. Разработаны новые составы технологических жидкостей для промывки при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов (на основе фурфурилового спирта), для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (эмульсионный состав на основе газоконденсата и гидрофобизирую-щей кремнийорганической жидкости).

3. Предложены новые способы изоляции поступающих в газодобывающие скважины пластовых и конденсационных вод (с помощью гидромонитора МГСК-168 в вертикальных и с помощью гибких труб в субгоризонтальных и горизонтальных скважинах), новый способ установки цементных мостов, новые изолирующие и закрепляющие составы (на основе пенополиуретана и поливинилового спирта).

регламент по глушению скважин технологическим раствором на основе полимера Praestol на месторождениях ООО «Надымгазпром» (г. Надым, 2001 г.); «Рекомендации по интенсификации притока газа в скважинах, вскрывающих карбонатные коллекторы» (г. Москва, 2001 г.); СТО ОАО «Газпром» 32-21-2002 «Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ композициями на основе поливинилового спирта в вертикальных и наклонно направленных скважинах» (г. Тюмень, 2002 г.); СТО ОАО «Газпром» 39-21-2003 «Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин» (г. Тюмень, 2003 г.); «Временный технологический регламент по приготовлению и применению ОИД при капитальном ремонте скважин в условиях низких пластовых давлений для сеноманских залежей Ямбургского ГКМ» (г. Новый Уренгой, 2004 г.); «Методическое руководство. Оценка технологической эффективности ремонтных работ на скважинном фонде газовых и газо-конденсатных месторождений» (г. Москва, 2004 г.); комплексная технология глушения высокообводненных газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Основные результаты работы реализованы на производстве в виде технико-экономических обоснований, проектов, регламентов, технологий производства работ по вскрытию, глушению, при интенсифицирующих обработках пластов и водоизоляционных работах, в том числе с применением колтюбинговых установок на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем ГКМ. Экономический эффект от применения комплексной технологии глушения с использованием облегченной инвертной дисперсии только на 3-х скважинах Ямбургского ГКМ в 2004 году за счет сокращения времени на глушение и повышения качества работ составил более 8 млн. рублей.

Применение современных технологий ГТ при ликвидации водопротоков, ликвидации песчаных пробок и выводе скважин из бездействия позволило в 2002 году в ООО «Ямбургтаздобыча» получить экономический эффект в размере 20 654 105 руб. В целом в рамках краткосрочной программы развития газовой отрасли, в соответствии с планом реализации которой выполнена данная работа, затраты времени по освоенным видам ремонтов с помощью ГТ снизились от 1,1 до 2,0 раз.

«Технологии и материалы для РИР», «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», «Осложнения и аварии при ремонте скважин», читаемых для студентов направления «Нефтегазовое дело» со специализацией «Капитальный ремонт скважин» (КРС).

Публикации. По теме диссертации опубликована 41 печатная работа, в том числе: 7 тематических обзоров, 2 учебных пособия, 11 статей в сборниках трудов и реферируемых журналах, 2 авторских свидетельства и 7 патентов РФ на изобретения.

Апробация работы. Основные положения и результаты докладывались на различных конференциях и конгрессах: Всероссийской конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского НГДК» (Тюмень, 2000); III конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2001); Всероссийской НТК, посвященной 45-летию высшего профессионального образования Республики Татарстан (Альметьевск, 2001); Всероссийской НТК «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001); региональной НТК «Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала» (Салехард, 2002); Международной НТК, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003); Международных совещаниях и семинарах (Москва, 2004, Тюмень, 2005).

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных и выводов и рекомендаций, списка использованных источников, содержащего 218 наименований, приложения. Общий объем работы составляет 199 страниц, в том числе 25 рисунков, 25 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко обосновывается актуальность диссертационной работы, цели и задачи исследования, объект и предмет исследования, информационная база исследования, научная новизна и практическая значимость работы, апробация результатов исследования, основные положения, выносимые на защиту.

Первый раздел посвящен обобщению и анализу работ по проблемам эксплуатации и ремонта газовых скважин, который показал, что их можно классифицировать по следующим направлениям: состояние и перспективы развития газо-

вой отрасли; научный подход к ремонту газовых скважин для сохранения и наращивания объемов его добычи в условиях падения пластового давления; снижение текущей обводненности продукции путем совершенствования технологий водога-зоизоляционных работ; укрепление призабойной зоны дренированных терриген-ных коллекторов и установка цементных мостов; предупреждение образования и ликвидация глинисто-песчаных, газогидратных и парафиногидратных пробок; разработка и совершенствование перспективных технологий ремонта с помощью гибких труб, в том числе конструкций забоев в горизонтальных участках основных и боковых стволов; методическое обеспечение расчетов технологической эффективности ремонтных работ с учетом созданного банка данных эксплуатационного фонда скважин в ОАО «Газпром».

Анализ показал, что выработанность запасов (например, на Медвежьем ГКМ - 77 %) и падение пластового давления (с 11,7 до 3,0 МПа и более) предопределяет падение дебита, рост объемов и сложности ремонтных работ, эффективность которых только на сеноманских скважинах снизилась с 95 до 81 %, а отдельно по РИР она не превышает 62 %. При этом количество ремонтов скважин в целом по ОАО «Газпром» за 2001 - 2004 годы возросло в 2,05 раза, в том числе и по Западно-Сибирскому газодобывающему региону - в 1,68 раза.

В газодобывающей отрасли началось активное внедрение передовых технологий мирового уровня, в развитие и применение которых большой вклад внесли ведущие ученые отраслевых научно-исследовательских и проектных НИИ, вузов нефтегазового профиля, производственных объединений, совместных предприятий и зарубежных фирм.

Анализ показал, что в процессе длительной эксплуатации скважин все возрастающее отрицательное воздействие на продуктивные коллекторы оказывает пластовая вода. Это подтверждает опыт разработки залежей Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего ГКМ, где в период падающей добычи возникли и прогрессируют отрицательно влияющие на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) продуктивных пластов процессы. К характерным причинам увеличения бездействующего фонда скважин относятся: в сеноманских скважинах - низкий дебит, приток пластовых вод и негерметичность эксплуатационных колонн; в нефтяных - низкий дебит или отсутствие притока. При этом уменьшение количества и сложности ремонтов должно планироваться с учетом накопленных ос-

ложнений в процессе всего периода «жизни» скважины: от бурения - до капитального ремонта ее в процессе эксплуатации.

Если следствием воздействия осложнений в процессе бурения в основном являются низкая продуктивность объекта эксплуатации и негерметичность эксплуатационных колонн, то в процессе добычи газа падение пластового давления и поступление пластовых и конденсационных вод приводит к изменению структуры порового пространства коллектора, ухудшению его ФЕС и интенсификации процесса разрушения скелета породы.

Разрушение сопровождается интенсивным выносом механических примесей (в 57 % фонда скважин Уренгойского и 27 % на Ямбургском ГКМ). Высокий темп подъема (до 4-6 м в год) газо-водяного контакта (ГВК), активное разрушение пород в призабойной зоне и возможность гидратообразования способствуют формированию в скважинах различного рода пробок, что в итоге является основной причиной снижения объемов добычи газа и газового конденсата.

Таким образом, объективно необходимой стала разработка классификации осложнений в системе «скважина-пласт», изучение как причин, их вызывающих, так и способов предупреждения и ликвидации нарушений ФЕС пласта на всех стадиях существования добывающих газовых скважин. Это позволило уточнить подход к выбору стратегии планового своевременного ремонта газовых скважин, который должен осуществляться не «фрагментарно», а по схеме: явление - основные и сопутствующие причины - природа явления - профилактика - борьба с происшедшим явлением.

В целом, представленный в первом разделе анализ позволил выбрать направления исследований, обосновать цель и сформулировать задачи, решаемые в диссертационной работе.

Во втором разделе проведен анализ и обобщение опыта, перспектив и особенностей применения технологий ГТ (колтюбинга) при эксплуатации, ремонте и бурении скважин, который показал, что в настоящее время в мире эксплуатируется немногим более 1000 установок ГТ. В нашей стране их количество приблизилось к 100, в том числе в Западной Сибири - превысило 70 единиц. По оценкам отечественных и зарубежных экспертов освоенных технологий ГТ в нефтегазовом деле насчитывается около 100, в то время как в России таковыми можно считать 26-30. Из их общего количества на очистку ствола и забоев скважин, продувку скважин азотом и кислотные обработки приходится 70 %, на ло-

вильные работы - 13 %, каротаж и перфорацию - 7 %, на цементирование - 5 %, на бурение - 2 %, на другие виды - 3 %.

Область применения технологий ГТ расширяется прежде всего за счет преимуществ, связанных с возможностью работ под давлением без глушения скважин, что особенно важно для газодобывающих скважин.

Такие технологии повышают эффективность ремонтных работ, увеличивают их производительность (в 2-3 раза), снижают затраты на один КРС (в 1,632,76 раза), сокращают простои бригад (в 1,3-1,5 раза), уменьшают технологические и эксплуатационные риски.

В настоящее время на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Газпром», ежегодно выполняется более 1500 различных видов ремонтов скважин. Из них преобладают: работы по изоляции и ограничению зон водопротоков; очистке забоев и восстановлении приемистости скважин; установке цементных мостов; ликвидации песчаных, песчано-глинистых, гидратных и асфальтено-смоло-парафиновых пробок; приобщению дополнительных интервалов и пластов; физико-химическому и гидродинамическому воздействию на пласт. При этом на технологии ГТ в среднем по отрасли приходится около 40 % (в газовых скважинах - до 48 %, газоконденсатных и нефтяных - до 30 %).

Применение ГТ эффективно в условиях АНПД и интенсивного обводнения залежей, когда необходимо снижение гидростатического давления на забой и стенки скважин. Положительные результаты получены при спуске на ГТ струйных насосов и закачивании азота, который осуществляется через гибкие трубы, спускаемые под давлением внутрь колонн лифтовых труб. Совершенствование очистки стволов и забоев скважин с помощью ГТ достигается за счет применения пен и вспененных жидкостей, в которые добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Технологии удаления парафиновых пробок и асфальтено-смолисто-солевых отложений при применении ГТ существенно повышают эффективность, особенно при применении полимерных гелей, нагретой нефти или толуола, пенных систем, очистке от осадконакоплений при помощи забойного двигателя и расширителя, спускаемых на ГТ в любые по профилю скважины.

Перспективной технологией ремонта является спуск ГТ в кольцевое пространство скважин, эксплуатируемых механизированным способом. При этом ремонт совмещается с работой скважин.

Возросла эффективность и успешность установок цементных пробок и мостов, а также удаления жидкости из газовых скважин. Актуальность последней технологии существенно возрастает для месторождений газа на поздней стадии эксплуатации, когда при реальном режиме работы скважины при использовании обычных лифтовых труб не удается обеспечить минимально необходимую скорость восходящего потока (не менее 3 м/с), в то время как меньший диаметр ГТ позволяет при прочих равных условиях обеспечить условие выноса из скважины скопившийся на забое жидкости (конденсата, нефти, воды).

Перспективна технология применения ГТ в качестве сифонной колонны, спущенной в скважину внутрь обычной лифтовой колонны и закрепленной на устье. Данная технология позволяет удалять жидкость по лифтовой колонне не останавливая скважину, из которой газ подается в промысловую систему сбора газа по колонне ГТ.

Расширились возможности технологий по интенсификации обработок пластов, избирательной обработке призабойной зоны отдельных интервалов и про-пластков, обработке вспененной кислотой большого по мощности интервала ствола скважины при пониженном давлении на забое и ухудшении эксплуатационных свойств пласта, гидроразрыве пласта с применением ГТ большего диаметра (60,3 мм и более).

Улучшены технологии заканчивания скважин с применением ГТ, особенно при необходимости применения изменения направления течения потока, установке надувных пакеров или мостовых пробок в процессе РИР.

С применением ГТ освоены технологии ловильных работ. Эффективны технологии проработки и расширения ствола скважины, спуска хвостовика из ГТ в скважину при ремонте обсадной колонны, в том числе с помощью потока жидкости.

Доказана эффективность применения ГТ в эксплуатационных скважинах с песконакоплением, когда при условии сохранения в скважине забойного оборудования имеется возможность проводить очистку перфорационных отверстий, осуществлять закрепление песка и удаление материала образовавшейся забойной «пробки» через обсадную колонну по кольцевому пространству.

В настоящее время с помощью ГТ освоено исследование скважин, длина горизонтальных участков которых достигает 1000 м и более, а измерения можно проводить в процессе спуска и подъема ГТ со скоростью до 0,5 м/с без глушения скважины.

Прогрессирует направление применения ГТ как в процессе буровых работ при ремонте скважин (разрушение плотных пробок из песка, парафина, кристаллогидратов, цементного камня), так и сооружении боковых стволов из реконструируемых скважин, включая многоствольное горизонтальное бурение. Целесообразно бурение с помощью ГТ стволов скважин малого диаметра с последующим их расширением. Развивается в газовой отрасли бурение на депрес-си основных и дополнительных стволов скважин на месторождениях в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей.

Анализ проведенного во 2 разделе опыта и особенностей применения ГТ позволил выделить приоритетные направления их применения при ремонте скважин в газодобывающей отрасли (РИР и исследования в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах, очистка стволов и забоев от пробок и жидкости, гидродинамическое и физико-химическое воздействие на пласт, установка гравийно-намывных фильтров и мостов, зарезка вторых и бурение горизонтальных участков стволов и др.).

Таким образом, применению ГТ в газовой отрасли нет альтернативы, но оно должно осуществляться при правильном выборе приоритетных технологий, тщательном планировании и проектировании работ, реконструкции сложившихся отношений между предприятиями КРС ОАО «Газпром» на современной сервисной основе.

Третий раздел содержит результаты исследований различных по назначению технологических жидкостей и изолирующих композиций, а также комплексных технологий их применения для условий АНПД и интенсивного обводнения газодобывающих скважин, для которых характерно разрушение при-забойной зоны пласта (ПЗП) и образование глинисто-песчаных и парафино-гидратных пробок.

Такая специфика высокопроницаемых коллекторов крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири обусловлена снижением пластового давления , что требует разработки технологических жидкостей пониженной плотности и облегченных (по мере снижения давления в процессе эксплуатации ГКМ) для глушения скважин, обладающих способностью блокировать обводняющиеся коллектора. Поэтому в работе, с учетом накопленного в других регионах опыта, проведены исследования новых рецептур на основе различных реагентов.

Для условий АНПД на месторождениях, эксплуатируемых (XX) «Надым-газпром», разработана совместно с сотрудниками ООО «ТюменНИИгипрогаз» рецептура технологической жидкости пониженной плотности для глушения (ЖГ) скважин на основе анионоактивного полимерного реагента марки Praestol-2530 и технологический регламент на ее применение. Состав раствора (%, мае.) следующий: Praestol-2530 - (0,20-0,50); сульфацелл - (0,50-2,00); сульфат алюминия - (0,15-0,50); АСМ (алюмосиликатные микросферы) - (2,50-10,0); вода -остальное. Основные технологические свойства разработанного состава ЖГ изменяются в пределах: плотность по АБР-1 (940-1010 кг/м3); фильтратоотдача по ВМ-6 (1,6-2,0 см3/30 мин.); пластическая вязкость (28,0-58,0 мПа-с); динамическое напряжение сдвига (167,6-392,6 дПа); показатель среды рН (6,70-7,35).

Данная ЖГ успешно применена при глушении скв. № 804 Медвежьего ГКМ и скв. А-1 Ямсовейского ГКМ.

Для глушения скважин в условиях АНПД разработан (в соавторстве) следующий эмульсионный состав ЖГ пониженной плотности (%, мае.): газоконденсат - (25,0-30,0), эмультал - (4,5-5,0), АСМ - (15,0-20,0), гидрофобизирую-щая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н - (2,5-3,0), минирализованная вода - остальное. Параметры технологических свойств состава изменяются в пределах: плотность р = 900-960 кг/м3; условная вязкость по ВБР-1 Т = 344-540 с; фильтратоотдача от 0 до 1,0 см3/30 мин. при нормальных условиях (22 °С); статическое напряжение сдвига через 1/10 мин.: от 43/67 до 215/249 дПа; рН от 10,90 до 11,90.На состав получен патент на изобретение (Пат. № 2213762 РФ) и разработан регламент на его применение.

Необходимость обеспечения ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений (до 0,4-0,6 от гидростатического), разрушения ПЗП и возможных поглощений явилась основой для разработки (совместно с сотрудниками ООО НТЦ «Современные газовые системные технологии») облегченной инвертной дисперсии (ОИД) и комплексной технологии ее применения для условий сено-манских залежей Ямбургского ГКМ. Состав ОИД (%, мае.) следующий: углеводородная жидкость (инверно-эмульсионный раствор - ИЭР) - (20-52) стеклянные полые микросферы (МС) - (2,0-30,0); ПАВ - (0,5-3,0); вода - остальное. На состав (в соавторстве) получен патент на изобретение (Пат. № 2176261 РФ).

Технологические свойства разработанной ОИД представлены в табл. 1. Плотность ОИД определяется свойствами исходного инвертно-эмульсионного раствора (ИЭР) и объемным содержанием МС (таблица. 2).

Таблица 1 - Показатели технологических свойств ОИД

Показатели Значение

1. Объемное содержание МС, %об 15-55

2. Вязкость по Брукфильду, Па-с 0,3-1,06

3. Плотность, кг/м1 900-550

4. Электростабильность, В 240-260

5. Термостабильность, "С 100

6. Отделение УВ, %ов/сут 0

7. Фильтрация (ФП-100) при ДР=5,0 МПа, см3/ч (установившийся режим) Менее 1

8. Состав фильтрата 98 % внешняя среда ИЭР

Таблица 2 -Расчётные значения плотности ОИД при различном содержании МС

Плотность исходного ИЭР, кг/м3 Плотность ОИД (kt/mj) при содержании MC,

15 25 50

1100 980 900 700

1050 938 863 675

1000 895 825 650

950 853 788 625

900 810 750 600

Комплексная технология глушения газовых скважин с использованием ОИД включает промывку ее водно-спиртовым раствором ПАВ, закачивание в околоскважинную зону мицеллярного углеводородного раствора ПАВ, блокирование пласта структурированной высоковязкой дисперсией (плотностью не более 650 кг/м3) и заполнение ствола маловязкой ОИД, в которой природный газ практически не растворяется. При этом, в зависимости от состава применяемых жидкостей, возможна реализация технологии в различных вариантах, сохраняющих устойчивость ПЗП в зависимости от степени обводненности пласта.

Эффект от применения ОИД достигается прежде всего за счет блокирования облегченным дисперсным наполнителем (MC) поровых каналов продуктивного пласта. Размер фракций наполнителя составляет от 15 до 200 мкм и соизмерим с размерами поровых каналов. Образование «сводовых» пробок на входе в эти каналы предотвращает «загрязнение» порового пространства пласта, сокращает расход компонентов при ремонте и уменьшает время на освоение скважин после ремонта.

Для эффективного осуществления ремонтов, связанных с буровыми работами, разработан (совместно с A.A. Яковенко и В.Е. Дубенко) комплекс специальных инструментов: алмазный калибратор с левосторонней навивкой КЛС-139,7, гидравлический монитор МГСК-168, гидромеханический расширитель,

которые прошли промысловые испытания на скв. № 138 Щелковского подземного хранилища газа (ПХГ). Сведения о комплексе опубликованы в открытой печати.

Для повышения эффективности первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов разработан состав высокоингибированного бурового раствора на основе фурфурилового спирта, обеспечивающего гидрофобизацию поверхности порового пространства коллектора и снижающего поверхностное натяжение на границе раздела «вода - углеводородная фаза». На состав (в соавторстве) получен патент на изобретение (Пат. № 2203920 РФ).

Для совершенствования ремонтных работ по креплению обводняющейся ПЗП скважин проведены исследования закрепляющих составов и фильтрующих материалов, сохраняющих приемлемыми условия фильтрации газа через искусственно создаваемую среду. В результате совместных с сотрудниками ОАО «ВНИИГАЗ» исследований разработана рецептура пенополиуританового материала (таблица 3).

Таблица 3 - Результаты исследований свойств пенополиуританового фильт-

рующего материала

Содержание компонентов, масс. % Время Давление, МПа Напряжение Эффективность очистки

Состав полиэфир (П-2200) толуилен-диизоциа-нат(ТДИ) карбамид вода полимеризации, ч. сжатия при деформации 40 %, МПа

1 50 27 4 19 3 0,7 4,0 Есть песок

2 52 27 4 17 4 2,1 1,0

3 58 27 4 11 1 1,5 3,0

4 60 27 4 9 3 0,8 -

5 55 24 4 17 2 0,3 6,0

6 55 26 4 15 6 2,3 7,0 Нет песка

7 55 29 4 12 4 2,7 3,0

8 55 31 4 10 7 0,6 4,0

9 55 27 3 15 4 0,5 4,0

10 55 27 4 14 4 2,3 4,0

И 55 27 5 13 4 2,6 12,0 Есть песок

12 60 27 1 12 4 0,9 4,0

13 55 27 4 14 5 2,4 10,0 Нет песка

14 56 26 5 12 5 23 2,0

известный * 68 26 2,7 0,17 До 24 0,00250,0075 0,1

* Другие добавки - остальное

Реализация разработанного фильтрующего материала в промысловых усло-

виях позволила обеспечить производительность скважины по газу до 121 м3/сут.

На данный способ получено авторское свидетельство на изобретение (A.c. 1608330 СССР).

Для совершенствования технологии крепления ПЗП газовых скважин разработан (в соавторстве) способ доставки гравия в фильтровую зону скважины в жидкости-носителе с последующим его закреплением. В качестве жидкости-носителя рекомендован водный раствор минеральной соли или 30-32 % водный раствор окисленного таллового пека (ОТП). Закрепление гравия осуществляется за счет закачивания буферной жидкости, активной по отношению к жидкости-носителю, при этом фазовая проницаемость по газу закрепляемой ПЗП восстанавливается до 86,7 % от первоначальной. На способ получено авторское свидетельство на изобретение (A.c. № 1611401 СССР).

Для повышения качества установки цементных мостов при заканчивании и ремонте скважин разработан способ, реализуемый с помощью гидромонитора МГСК-168. Способ предусматривает спуск гидромонитора в заполненную жидкостью скважину до нижней границы интервала установки моста, прокачивание тампонажного раствора с одновременным подъемом к верхней границе установки цементного моста с расчетной скоростью.

Гидромонитор формирует неразрывную струю из всей порции тампонажного раствора в направлении от оси колонны труб между наружной поверхностью монитора и стенками скважины. При этом неразрывную струю тампонажного раствора направляют из гидромонитора в сторону верхней границы интервала установки цементного моста относительно оси колонны труб под углом ß, пределы изменения которого определяются неравенством:

где Р - величина угла наклона начального участка неразрывной струи тампонажного раствора к оси колонны труб, град; А - коэффициент, характеризующий расширение неразрывной струи тампонажного раствора по ее течению; <10 -наружный диаметр щелевой насадки гидромонитора, м; У0 - начальная скорость истечения неразрывной струи тампонажного раствора при выходе из щелевой насадки, м/с; Б - диаметр ствола скважины, м; () - расход промывочной жидкости при продавливании тампонажного раствора через гидромонитор, м3 /с; Укр -

0 < р < 90°,

О) (2)

где

ß = arcsm

п. л.и .v

критическая скорость неразрывной струи тампонажного раствора при контакте со стенкой скважины, м/с.

Скорость подъема из скважины гидромонитора на трубах определяют для рассчитанного по формуле (2) для наклона р на основе следующего неравенства:

22 ЭШ Р

(3)

где V„ - скорость подъема гидромонитора на колонне труб, м/с; к - коэффициент, зависящий от формы шламовой частицы; d4 - диаметр шламовой частицы, м; р„ - плотность шламовых частиц, кг/м3; ртр - плотность тампонажного раствора, кг/м3.

На данный способ установки цементных мостов получен (в соавторстве) патент на изобретение (Пат. № 2170334 РФ).

Для повышения эффективности РИР в высокопроницаемых коллекторах сеноманских отложений основных ГКМ Западной Сибири, в которых газопроницаемость «промытых» зон составляет от 1 до 5 мкм2 и более, разработан состав, включающий: ГКЖ-11Н, водный раствор поливинилового спирта (ПВС), АСМ. Сведения о составе и свойствах получаемого изолирующего материала представлены в таблице. 4.

Таблица 4 - Состав рецептур и результаты определения времени формирования и характеристики изолирующего материала

Состав рабочего раствора, % (массовая доля) Объемное соотношение раствора ПВС + АСМ и ГКЖ- 11Н Время образования изолирующего материала, ч Качественная характеристика образовавшегося изолирующего материала

(5 %-ный раствор ПВС + 2,5 % АСМ) + ГКЖ-11Н 1,0:0,5 24 Гелеобразная масса

(5 %-ный раствор ПВС + 2,5 % АСМ)+ГКЖ-11Н 1,0:1,0 24 Резиноподобный гель

(7,5 %-ный раствор ПВС + 2,5 %АСМ)+ГКЖ-11Н 1,01,0 24 -«-

(7,5 %-ный раствор ПВС + 5,0 %АСМ)+ПСЖ-11Н 1,0.1,0 24 Плотный резиноподобный гель

(10,0 %-ный раствор ПВС + 5,0 % АСМ) + ГКЖ-11Н 1,0:1,0 24 -«-

На состав получен (в соавторстве) патент на изобретение (Пат. № 2211306 РФ).

Для проведения водоизоляционных работ в пологих (субгоризонтальных) и горизонтальных скважинах разработан способ (рисунок 1), основанный на применении ГТ.

Рисунок 1 - Схема реализации способа изоляции притока пластовых вод с помощью ГТ в субгоризонтальных и горизонтальных скважинах

Реализация способа осуществляется за счет обеспечения условий проведения водоизоляционных работ при прорыве пластовой воды в центральный участок ствола, оборудованного фильтром 5. Фильтры 6 и 7 находятся в необ-водненных частях горизонтального ствола.

На первом этапе с помощью традиционной канатной техники открывают циркуляционный клапан (на схеме не показан). В скважину, горизонтальный участок которой обсажен хвостовиком (либо НКТ) 8 с центраторами 9, спущены фильтры 5,6 и 7.

Далее производят спуск ГТ 1 до забоя и методом «уходящей заливки» последовательно закачивают блокирующую жидкость 2 (зона фильтра 6), водо-изолирующую композицию 4 (зона фильтра 5), блокирующую жидкость 2 (зона фильтра 7), поднимая ГТ по мере заполнения ствола до башмака НКТ 10. Ствол скважины выше башмака НКТ заполняют жидкость глушения 3, осуществляя циркуляцию по НКТ и кольцевому пространству. По окончании операции ГТ поднимают с промывкой жидкостью глушения и оставляют скважину под давлением на время протекания реакции между компонентами водоизолирующей композиции.

Способ применим в скважинах как с открытым, так и с обсаженным забоем. На разработанный способ получен патент (в соавторстве) на изобретение (Пат. № 2232265).

В четвертом разделе приведена методика, содержащая обоснование единого методологического подхода к оценке технологической эффективности всех видов ремонтов на скважинном фонде ОАО «Газпром», содержащихся в созданном на научной основе с участием автора банке данных.

В качестве основных критериев эффективности предлагается применять: фактический эффект за счет дополнительной добычи газа с момента проведения ремонта; ожидаемый эффект за счет дополнительной добычи газа с момента проведения расчетов до момента окончания действия эффекта от ремонта; общий эффект за счет дополнительной добычи газа с момента проведения ремонта до момента окончания действия эффекта от ремонта; период времени положительного эффекта от ремонта; период времени с момента проведения одного ремонта до момента проведения следующего ремонта; фактическое изменение коэффициентов эксплуатации вследствие проведения ремонта; фактическое изменение коэффициента падения дебита газа вследствие проведения ремонта.

По данной методике произведен расчет эффективности применения разработанного состава ОИД, который по трем скважинам, заглушённым по предлагаемой комплексной технологии на Ямбургском ГКМ, составил 8202174 руб.

Приложение к диссертации содержит сведения об эффективности выполнения краткосрочной программы КРС в целом по ОАО «Газпром», включая базу данных по скважинам за 2004 г. на месторождениях газа на севере Тюменской области, находящихся на поздней стадии разработки. Приводится динамика послеремонтного дебита на примере ряда скважин Медвежьего месторождения, а также сведения о материалах и современных технологиях, внесенных в базу данных эксплуатационного фонда скважин ОАО «Газпром» и применяемых, либо рекомендуемых к применению.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложен и реализован в рамках краткосрочной программы развития * ОАО «Газпром» (2001-2005 гг.) новый подход к выбору стратегии своевременного капитального ремонта газовых скважин, учитывающий причины возникновения осложнений в системе «пласт-скважина» и базирующийся на информации

о технологиях и эксплуатационном фонде скважин, накапливаемой в созданном банке данных.

2. Изучен зарубежный и отечественный опыт, проанализированы перспективы и эффективность применения колтюбинговых технологий при ремон-

те нефтяных и газовых скважин, что позволило определить приоритетные направления их применения в газодобывающей отрасли (от промывки забоев до бурения вторых стволов). Удельный вес таких технологий за время реализации краткосрочной программы составил 40 % от общего объема ремонтных работ, а затраты времени и средств за счет внедрения разработанных на них регламентов сократились в 1,1-2,0 раза.

3. С целью совершенствования технологий ремонта обводняющихся газовых скважин на уровне изобретений разработаны следующие новые составы технологических жидкостей и (или) регламенты на их применение:

- бурового ингибирующего раствора для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов на основе фурфурилового спирта (Пат.№ 2203920 РФ);

- облегченной жидкости (плотность 940-1010 кг/м3) глушения скважин на основе реагента Praestol (технологический регламент);

- эмульсионного состава пониженной плотности (900-960 кг/м3) для глушения газовых скважин в условиях АНПД (Пат.№ 2213762 РФ);

- облегченной инвертной дисперсии (плотность 550-900 кг/м3), обладающей способностью временного блокирования обводняющегося высокопроницаемого газоносного пласта, для обеспечения его устойчивости в условиях АНПД (снижение пластового давления до 0,6-0,4 от условного гидростатического) и предупреждения образования глинисто-песчаных пробок (Пат.№ 2176261 РФ). Разработаны временный технологический регламент и инструкция на приготовление и применение ОИД для условий Ямбургского ГКМ

4. Для эффективного крепления призабойной зоны пласта механическими (бурение ствола малого диаметра и его расширение) и гидродинамическими методами (воздействие струей жидкости) разработан специальный технологический инструмент (долота типа KJIC-139,7, расширители, гидромониторы МГСК-168), а для химического крепления предложен новый фильтрующий материал на основе пенополиуретана (A.C. № 1608330 СССР).

5. Для повышения качества установки цементных мостов предложен гидромониторный способ их установки в скважинах, дано аналитическое описание процесса (Пат. № 2170334 РФ).

6. Для ограничения водопритоков скважины разработаны эффективные изолирующие композиции на основе поливинилового спирта (Пат. № 2211306

РФ.) и способы их применения с помощью гибких труб в вертикальных, наклонных и горизонтальных газовых скважинах (Пат. № 2232265 РФ, Пат. № 2244115 РФ)

7. Разработана методика оценки технологической эффективности ремонтных работ в газовых скважинах, позволяющая объективно оценивать ожидаемый (плановый) и рассчитывать фактический эффект от применения любого вида КРС (Отраслевое методическое руководство).

8. Применение современных технологий ГТ по разработанным регламентам при ликвидации водопритоков, глинисто-песчаных пробок и выводе скважин из бездействия позволило только в 2002 году в ООО «Ямбурггаздобыча» получить экономический эффект в размере более 20 млн. рублей. Экономический эффект от применения технологий ОИД за счет сокращения времени на глушение и обеспечения качества работ при вызове притока на трех скважинах Ямбур-ского ГКМ составил в 2004 году более 8 млн. руб.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 41 печатной работе, основные из которых:

1. Оськин В.Н. Двадцатилетний опыт борьбы с пескопроявлением на Касимовском ПХГ / В.Н. Осышн, М.Г. Гейхман, В.П. Казарян, О.Г. Семенов II40 лет - Калужскому, 20 лет - Касимовскому подземным хранилищам газа: Юбилейный сб. тр. // Обзорная информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. -М.: 1998.-С. 74-81.

2. Юпосов A.A. Классификация осложнений в системе «пласт-скважина» и причин, их вызывающих / A.A. Юпосов, В.А. Юпосов, М.Г. Гейхман, A.A. Ахметов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2000.-№2. -С. 35-39.

3. Зозуля Г.П. Опыт и особенности технологий ремонта скважин и обработки пластов с помощью установок «гибкая труба» на месторождениях Западной Сибири / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, В.М. Шенбергер, К.В. Бурдин.: Известия вузов. Нефть и газ, 2000. - № 5. - С. 100-107.

4. Гейхман М.Г. Технология проведения водоизоляционных работ в сено-манских скважинах колтюбинговыми установками М-10 / М.Г. Гейхман, A.C. Зотов, А.И. Райкевич. - М.: Нефть и Капитал. Технологическое приложение к журналу, 2001. - № 1. - С. 36-37.

5. Зозуля Г.ГТ. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, A.B. Кустышев.: Известия вузов. Нефть и газ, 2001. - № 6. - С. 55-59.

6. Шенбергер В.М. Бурение боковых горизонтальных стволов при ремонте скважин в Федоровском УПНП и КРС / В.М. Шенбергер, В.А. Гауф, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, О.Н. Подкорытов. - Тюмень: Известия вузов. Нефть и газ, 2001.-№6-С. 65-70.

7. Зозуля Г.П. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие для вузов / Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, М.Г. Гейхман, Л.У. Чабаев -Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.

8. Клещенко И.И. Составы для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров, М.Г. Гейхман.: Известия вузов. Нефть и газ, 2003. - № 3. - С. 56-60.

9. Зозуля Г.П. Расчеты при капитальном ремонте скважин: Учебное пособие для вузов / Г.П. Зозуля, В.М. Шенбергер, М.Г. Гейхман. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - 188 с.

Ю.Гасумов P.A. Технология очистки забоев газовых скважин на месторождениях Западной Сибири в условиях аномально низких пластовых давлений / P.A. Гасумов, М.Г. Гейхман, В.З. Минликаев // Обзорная информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин, 2004. - 108 с.

11. Гасумов P.A. Проведение капитального ремонта в скважинах месторождений Крайнего Севера, предотвращающего образование песчаных пробок и разрушение призабойной зоны пласта / P.A. Гасумов, М.Г. Гейхман, З.С. Са-лихов, В.Г. Моисеико // Обзорная информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин., 2004. - 108 с.

12.Нифантов В.И. Эффективность ремонта газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений / В.И. Нифантов, М.Г. Гейхман, С.И. Иванов, Г.Н Либерман, А.Н. Харитонов, Ю.Н. Попов, Н.Е. Середа, A.A. Соколов. // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений., 2004. - 65 с.

13. A.c. 1608330 СССР, А 1 Е 21 В 33/138, 33/13. Способ крепления призабойной зоны скважины / А.И. Бережной, М.Ф. Каримов, А.Г. Латыпов, В.А. Кайгородов, М.Г. Гейхман, Г.Н. Либерман, В.В. Марчук, H.A. Каланчина, O.A.

Тихомиров, Л.П. Табанина. - № 4394531; Заявлено 10.02.88; Опубл. 23.11.90, Бюл. № 42.

14. A.c. 1611401 СССР, А 1 Е 01 D 39/00, Е 03 В 3/18. Способ получения пе-нополиуретанового фильтрующего материала / А.М. Полещук, В.Н. Оськин, М.Г. Гейхман, Н.В. Иванов. - № 4369919; Заявлено 24.12.87; Опубл. 07.12.90, Бюл. № 45.

15. Пат. 2170334 РФ, МКИ Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста / В.Е. Дубенко, Н.И. Андрианов, В.И. Шамшин, М.Г. Гейхман. - № 99118277; Заявлено 24.08.99; Опубл. 10.07.2001, Бюл. № 19.

16. Пат. 2176261 РФ. Облегченная инвертная дисперсия / В.М. Кучеров- * ский, Г.С. Поп, A.C. Зотов, А.И. Райкевич, М.Г. Гейхман, Е.Г. Леонов, А.Н. Ковалев. - № 2000111828/03; Заявлено 15.05.2000; Опубл. 20.02.2005, Бюл. № 5.

17. Пат. 2203920 РФ, МКИ6 С 09 К 7/00. Буровой раствор / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман. Т.В. Грошева и др.- № 2001113592; Заявлено 18.05.2001; Опубл. 10.05.2003, Бюл. №13

18. Пат. 2232265 РФ, МКИ7 Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод в скважину / С.К. Сохошко, В.К. Романов, И.И. Клещенко, М.Г. Гейхман. - № 2003107662; Заявлено 20.03.2003; Опубл. 10.07.2004, Бюл. № 19.

19. Пат. № 2213762 РФ, МКИ7 Е 21 В 43/12. Эмульсионный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Н.Е. Юшкова, A.B. Кустышев, М.Г. Гейхман, В.В. Дмитрук, Я.И. Годзюр. - № 2002105033/03; Заявлено 26.02.2002; Опубл. 10.10.2003, Бюл. №28.

20. Пат. № 2211306 РФ, МКИ7 Е 21 В 33/138. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, A.B. Кусты- . шев, М.Г. Гейхман, В.В. Дмитрук, Я.И. Годзюр. - Заявлено 11.03.2002; Опубл. 27.08.2003, Бюл. №24.

21. Пат. 2244115 РФ, МПК7 Е 21 В 43/32, 33/13. Способ изоляции притока * пластовых вод / Я.И. Годзюр, A.B. Кустышев, И.А. Кустышев, М.Г. Гейхман,

A.B. Афанасьев. - № 2003117291; Заявлено 09.06.2003; Опубл. 10.01.2005, Бюл. № 1.

Соискатель

М.Г. Гейхман

Подписано к печати /У// 2005 г. Заказ № ¿У/9

Бум. писч. №1 Уч.-изд. л.

Формат 60x84 '/16 Отпечатано на МБО вЯ 3750

Усл. печ. п. У, У Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

№24339

РНБ Русский фонд

2006-4 26703

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гейхман, Михаил Григорьевич

о Введение.

Г 1 Анализ состояния вопроса по проблемам эксплуатации и ремонта газовых скважин.

1.1 Состояние и перспективы развития газовой промышленности России.

1.2 Особенности технологий строительства, ремонта и эксплуатации газовых скважин.

1.3 Анализ осложнений в системе «пласт - скважина».

1.4 Анализ современных методов очистки забоев эксплуатационных газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

1.4.1 Влияние обводнения на продуктивность пластов.

1.4.2 Влияние образования газогидратов на снижение продуктивности сеноманских газовых и газоконденсатных скважин на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения.

1.4.3 Прогнозирование подъема газоводяного контакта в газовой залежи сеноманского горизонта.

1.4.4 Анализ представлений о механизме разрушения призабойной зоны пласта и образовании глинисто-песчаных пробок.

1.4.5 Способы предупреждения образования и удаления забойных пробок из газовых и газоконденсатных скважин.

1.4.6 Рабочие жидкости и технологии промывки глинисто-песчаных пробок в условиях аномально низких пластовых давлений.

1.4.7 Технология временного блокирования продуктивного пласта в газовых скважинах при аномально низких пластовых давлениях.

1.4.8 Составы технологических жидкостей для промывки глинисто-песчаных пробок в условиях аномально низких пластовых давлений.

1.4.9 Разработка технологии промывки глинисто-песчаных пробок в газовых и газоконденсатных скважинах без их предварительного глушения.

1.5 Анализ способов ремонтно-изоляционных работ по предупреждению разрушения призабойной зоны продуктивных пластов.

1.5.1 Причины разрушения призабойной зоны продуктивных пластов.

1.5.2 Анализ методов предупреждения разрушения и составов для крепления призабойной зоны пласта.

1.6 Бурение горизонтальных дополнительных стволов в низкопродуктивных реконструируемых в процессе ремонта скважинах.

1.6.1 Особенности технологии строительства дополнительных стволов.

1.6.2 Исследования влияния диаметров эксплуатационной и лифтовой колонн на дебит газа.

1.6.3 Выбор конструкции эксплуатационных забоев наклонных и горизонтальных скважин.

2 Анализ опыта и перспектив применения технологий гибких труб

I (колтюбинга) при бурении, заканчивании, эксплуатации и ремонте скважин

2.1 Краткая история развития колтюбинговой техники и технологии.

2.2 Перспективы и особенности применения технологий гибких труб (колтюбинга).

3 Экспериментальные исследования технологических жидкостей, составов для ремонтно-изоляционных работ и технологий их применения.

3.1 Разработка состава и технологии применения облегченной инвертной дисперсии.

3.1.1 Разработка составов облегченных инвертных эмульсий для ремонта скважин.

3.1.2 Разработка технологии применения облегченной инвертной дисперсии.

3.2 Разработка эмульсионного состава для глушения газовых и газоконденсатных (нефтяных) скважин.

3.3 Разработка состава жидкости пониженной плотности для глушения газовых и газоконденсатных скважин.

3.4 Разработка инструмента для ремонтных работ, связанных с бурением стволов скважин малого диаметра.

3.5 Разработка высокоингибированного бурового раствора для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.

3.6 Исследование процесса разрушения призабойной зоны продуктивного пласта вращаемой гидромониторной струей жидкости.

3.7 Разработка фильтрующего материала для крепления призабойной зоны скважины.

3.8 Разработка способа установки цементных мостов в скважинах.

3.9 Разработка состава и способов для ремонтно-изоляционных работ в газовых скважинах с помощью гибких труб (колтюбинга).

3.9.1 Разработка состава для ремонтно-водоизоляционных работ.

3.9.2 Разработка способа изоляции притока пластовых вод в газовые скважины с помощью гибких труб (колтюбинга).

3.9.3 Разработка способа изоляции притока пластовых вод в субгоризонтальные и горизонтальные скважины с помощью гибких труб . 162 4 Разработка методики оценки технологической эффективности ремонтных работ в газовых скважинах.

4.1 Обоснование необходимости разработки методики.

4.2 Разработка критериев оценки эффективности ремонта газовых скважин

4.3 Разработка методики оценки сравнительной технологической эффективности капитального ремонта газовых скважин.

4.4 Оценка эффективности применения облегченной инвертной дисперсии при ремонте газовых скважин.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и совершенствование технологий ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей"

Перспективы развития газодобывающей отрасли страны и ее основы -ОАО «Газпром», связаны с освоением месторождений газа на севере Тюменской области, где в настоящее время добывается 90 % российского газа, что составляет 20 % мировой добычи.

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.

Цель работы- увеличение добывных возможностей газовых скважин путем разработки новых и совершенствования применяемых технологий их ремонта в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей.

Объект исследования - процессы при добыче газа на ГКМ, находящихся на поздней и завершающей стадиях эксплуатации.

Предмет исследования - технологии проведения ремонта газодобывающих скважин, составы технологических жидкостей и изолирующие композиции для ремонтно-изоляционных работ (РИР), методы и способы их эффективного применения.

Основные задачи исследований:

1. Анализ проблем эксплуатации и ремонта скважин в условиях понижен ных пластовых давлений на поздней и заключительной стадиях разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

5. Разработка методики оценки технологической эффективности капитального ремонта газовых скважин.

Научная новизна выполненной работы:

Практическая ценность работы. По результатам выполненных исследований разработаны: РД 00158758-208-99 «Технологический регламент на глушение скважин при капитальном ремонте» (г. Тюмень, 1999 г.); «Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговой техники на месторождениях ООО «Надымгазпром» (г. Надым, 2000 г.); «Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговой техники на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча» (г. Новый Уренгой, 2000 г.); «Технологический регламент по безпакерной эксплуатации скважин Заполярного месторождения» (г. Тюмень, 2000 г.); РД 51-31323949-2000 «Методика оценки степени освоения газовых скважин и состояния их призабойной зоны» (г. Москва, 2000 г.); «Технологический регламент по глушению скважин технологическим раствором на основе полимера Praestol на месторождениях ООО «Надымгазпром» (г. Надым, 2001 г.); «Рекомендации по интенсификации притока газа в скважинах, вскрывающих карбонатные коллекторы» (г. Москва, 2001 г.); СТО ОАО «Газпром» 32-21-2002 «Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ композициями на основе поливинилового спирта в вертикальных и наклонно направленных скважинах» (г. Тюмень, 2002 г.); СТО ОАО «Газпром» 39-21-2003 «Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин» (г. Тюмень, 2003 г.); «Временный технологический регламент по приготовлению и применению ОИД при капитальном ремонте скважин в условиях низких пластовых давлений для сеноманских залежей Ямбургского ГКМ» (г. Новый Уренгой, 2004 г.); «Методическое руководство. Оценка технологической эффективности ремонтных работ на скважинном фонде газовых и газоконденсатных месторождений» (г. Москва, 2004 г.); комплексная технология глушения высокообводненных газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Основные результаты работы реализованы на производстве в виде технико-экономических обоснований, проектов, регламентов, технологий производства работ по вскрытию, глушению, при интенсифицирующих обработках пластов и водоизо-ляционных работах, в том числе с применением колтюбинговых установок на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем ГКМ. Экономический эффект от применения комплексной технологии глушения с использованием облегченной инвертной дисперсии только на 3-х скважинах Ямбургского ГКМ в 2004 году за счет сокращения времени на глушение и повышения качества работ составил более 8 млн. рублей.

Применение современных технологий ГТ при ликвидации водопритоков, ликвидации песчаных пробок и выводе скважин из бездействия позволило в 2002 году в ООО «Ямбурггаздобыча» получить экономический эффект в размере 20 654 105 руб. В целом в рамках краткосрочной программы развития газовой отрасли, в соответствии с планом реализации которой выполнена данная работа, затраты времени по освоенным видам ремонтов с помощью ГТ снизились от 1,1 до 2,0 раз.

Результаты диссертации внедрены в учебный процесс в ТюмГНГУ в виде 2-х учебных пособий и 2-х методических указаний при изложении теоретической и практической частей дисциплин: «Ремонт и восстановление скважин», «Технологии и материалы для РИР», «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», «Осложнения и аварии при ремонте скважин», читаемых для студентов направления «Нефтегазовое дело» со специализацией «Капитальный ремонт скважин» (КРС).

По теме диссертации опубликована 41 печатная работа, в том числе: 7 тематических обзоров, 2 учебных пособия, 11 статей в сборниках трудов и реферируемых журналах, 2 авторских свидетельства и 7 патентов РФ на изобретения.

Основные положения и результаты докладывались на различных конференциях и конгрессах: Всероссийской конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для ЗападноСибирского НГДК» (Тюмень, 2000); III конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2001); Всероссийской НТК, посвященной 45-летию высшего профессионального образования Республики Татарстан (Альметьевск, 2001); Всероссийской НТК «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001); региональной НТК «Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала» (Салехард, 2002); Международной НТК, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003); Международных совещаниях и семинарах (Москва, 2004, Тюмень, 2005).

Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных и выводов и рекомендаций, списка использованных источников, содержащего 218 наименований, приложения. Общий объем работы составляет 199 страниц, в том числе 25 рисунков, 25 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Гейхман, Михаил Григорьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложен и реализован в рамках краткосрочной программы развития ОАО «Газпром» (2001-2005 гг.) новый подход к выбору стратегии своевременного капитального ремонта газовых скважин, учитывающий причины возникновения осложнений в системе «пласт-скважина» и базирующийся на информации о технологиях и эксплуатационном фонде скважин, накапливаемой в созданном банке данных.

2. Изучен зарубежный и отечественный опыт, проанализированы перспективы и эффективность применения колтюбинговых технологий при ремонте нефтяных и газовых скважин, что позволило определить приоритетные направления их применения в газодобывающей отрасли (от промывки забоев до бурения вторых стволов). Удельный вес таких технологий за время реализации краткосрочной программы составил 40 % от общего объема ремонтных работ, а затраты времени и средств за счет внедрения разработанных на них регламентов сократились в 1,1-2,0 раза.

- бурового ингибирующего раствора для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов на основе фурфурилового спирта (Пат.№ 2203920 РФ.);

6. Для ограничения водопритоков скважины разработаны эффективные изолирующие композиции на основе поливинилового спирта (Пат. № 2211306 РФ.) и способы их применения с помощью гибких труб в вертикальных, наклонных и горизонтальных газовых скважинах (Пат. № 2232265 РФ, Пат. № 2244115 РФ)

8. Применение современных технологий ГТ по разработанным регламентам при ликвидации водопритоков, глинисто-песчаных пробок и выводе скважин из бездействия позволило только в 2002 году в ООО «Ямбурггаздобыча» получить экономический эффект в размере более 20 млн. рублей. Экономический эффект от применения технологий ОИД за счет сокращения времени на глушение и обеспечения качества работ при вызове притока на трех скважинах Ямбурского ГКМ составил в 2004 году более 8 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гейхман, Михаил Григорьевич, Тюмень

1. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела / А.А. Коршак, A.M. Шамма-зов. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 544 е.: ил.

2. Дюков Л.М. Бурение газовых и газоконденсатных скважин / Л.М. Дю-ков, И.И. Ханмурзин. М.: Недра, 1979. - 296 с.

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

4. Авдеев Я.И. Опыт проводки скважин и РИР на подземных хранилищах газа / Я.И. Авдеев, В.И. Лапин. М.: ВНИИЭгазпром, 1975.

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

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

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

8. 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.

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

10. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ, пособие / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булашов. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000. - Т. 1-6.

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

12. Клюсов А.А. Классификация осложнений в системе пласт-скважина и причин, их вызывающих / А.А. Клюсов, В.А. Клюсов, М.Г. Гейхман, А.А. Ах-метов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2002. - № 2. - С. 35-39.

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

14. Джуде О. Амаефуле. Достижения в оценке нарушений эксплуатационных качеств пласта и стратегии управления: курс лекций / Джуде О. Амаефуле, Давид Дж. Керсей Кор Лаборатория: Western Atlas International. - 1993.

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

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

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

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

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

20. 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.

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

22. Нифантов В.И. Эффективность ремонта газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений / В.И. Нифантов, М.Г. Гейхман,

23. С.И. Иванов и др. // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 65 с.

24. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1972.

25. Сливнев В.А. Определение интервалов водопритока в скважинах Уренгойского НГКМ / В.А. Сливнев, Л.Д. Никитин, A.M. Свечников и др. // Газовая промышленность. 1993.-№4.-С. 10-11.

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

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

28. Макагон Ю.Ф., Схалехо А.С. Определение условий образования гидратов и их предупреждение. М.: ВНИИэкономика, 1972. - 42 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. Коро-таев, Н.И. Кабанов. М.: Недра, 1998. - 478 с.

31. Ермилов О.М. Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах / О.М. Ермилов, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский. М.: Недра, 1987.

32. Масленников В.В. Системный геофизический контроль разработки крупных газовых месторождений / В.В. Масленников, В.В. Ремизов. М.: Недра, 1999.

33. Башкатов А.Д. Предупреждение пескования скважин. М.: Недра, 1991.- 176 с.

34. Оськин В.Н. Двадцатилетний опыт борьбы с пескопроявлением на Ка-симоском ПХГ / В.Н. Оськин, М.Г. Гейхман, В.П. Казарян // Обзорная информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: «ИРЦ Газпром», 1998. - С. 74-81.

35. Гасумов Р.А. Технология очистки забоев газовых скважин на месторождениях Западной Сибири в условиях АНПД / Р.А. Гасумов, М.Г. Гейхман,

36. B.З. Минликаев // Обзорная информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 108 с.

37. Интенсификация выноса жидкости из газовых скважин / Р.М. Кондрат, Ю.В. Марчук, М.П. Ковалко и др. // Газовая промышленность. 1986. - № 4. - С. 8-9.

38. А.с. № 772294. Способ удаления жидкости с забоя газовой скважины /

39. C.Н. Закиров, P.M. Кондрат, М.М. Билецкич и др. Зарегистрирован 20.06.1980.

40. А.с. № 1835136 СССР, Е 21 В 43/25. Способ очистки призабойной зоны пласта.

41. А.с. № 1423723 СССР, Е 21 В 21/00. Состав для очистки скважины от песчаной пробки.

42. А.с. № 132591 СССР, Е 21 В 21/00. Способ промывки песчаных пробок в нефтяных скважинах.

43. А.с. № 2061731 СССР, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор.

44. Кравцов И.Н. Создание и внедрение технологии вторичной добычи на истощенных залежах газа: Дис. . канд. техн. наук. М., 1990.

45. А.с. № 1391201. Способ удаления жидкости с забоя газовой скважины / И.Г. Бойченко, Ю.К. Игнатенко, И.Н. Кравцов. БИ № 13 от 14.05.87г. д.с.п.

46. Смирнов В.И. Энергосберегающие технологии эксплуатации обводняющихся залежей нефти и газа // Научные труды ПЭТЭнефтегаза. Волгоград, 1997.-Вып. 1.

47. Гриценко А.И. Реверсивные насадки для газоконденсатных скважин // Газовая промышленность. 1984. - № 2. - С. 20-22.

48. Гвоздев В.П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие / В.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов. М.: Недра, 1988.

49. А.с. № 1573142 СССР. Способ реагентной обработки пластов нефтяных и газовых месторождений / Смирнов В.И., 1985.

50. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. — М.: Недра, 1974.

51. Патент № 2065027 РФ, Е 6 В 21 43/00. Способ эксплуатации нефтяных малодебитных скважин и устройство для его осуществления / А.Т. Малышев, Р.А. Булатов и др. Опубл. 10.08.96, Бюл. № 22.

52. Патент № 2058476 РФ Е 6 В 21 43/00. Устройство для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин / А.Н. Мурадов и др. Опубл. 20.04.96, Бюл. №11.

53. Яровой В.А. Новый пескообразующий состав для удаления жидкости из скважин / Первая Региональная науч.-техн. конф.: Тезисы докладов. Ставрополь, 1997.-С. 162-170.

54. Кондрат P.M. Удаление жидкости с забоя газовой скважины / P.M. Кондрат, М.М. Билецкий // Экспресс-информация. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1976. Вып. 15. - С. 11-13.

55. А.с. № 1155728. Скважинное диспергирующее регулируемое устройство / P.M. Кондрат, М.М. Билецкий, Ю.В. Марчук и др. Опубл. 15.05.85., БИ№ 18.

56. Кравцов Н.А. Оказать научно-методическую помощь во внедрении способа удаления жидкости из скважин с помощью диспергирующих устройств: Отчет по заказ-наряду 02.В.21/85.87 / Н.А. Кравцов, И.Г. Бойченко, И.Н. Кравцов. Ставрополь, 1987.

57. Ли Г.С. Некоторые вопросы применения диспергаторов в газлифтных скважинах / Г.С. Ли, М.М. Кабиров, Ю.В. Нигай // Нефтепромысловое дело. -1983.-№ 12.-С. 9-11.

58. Корнеев В.И. Растворимое и жидкое стекло / В.И. Корнеев, В.В. Данилов. С.-Пб.: Стройиздат, 1996. - 64 с.

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

60. 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.

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

62. Carman P.S. Trans. Farodau Soc., 1947, v. 36, p. 964.

63. Пат. № 2078906 РФ, МКИ E 21 В 33/138. Состав для временной изоляции пласта / Р.А. Гасумов, А.А. Перейма, С.В.Долгов, В.Б.Беликов. Бюл. № 13, 1997.

64. А.с. № 1398510 СССР, МКИ Е 21 В 43/25. Пенообразующий состав для освоения скважин / В.Е. Шмельков и др., 1985.

65. Тагиров К.М. Временная инструкция по глушению скважин с применением пенных систем с наполнителем в условиях АНПД. / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, Н.И. Кабанов, В.З. Минликаев и др. М.: ОАО Газпром, 1998.

66. Тарнавский Н.И. Глушение и освоение скважин в условиях пониженных пластовых давлений / Н.И. Тарнавский, Н.Р. Акопян, Т.В. Рассохин и др. // Газовая промышленность. 1972. - № 8. - С. 5-8.

67. Ветренко Л. Опыт применения углеводородномеловой пасты для ликвидации сифонного поглощения / Л. Ветренко, Л. Железняк // Газовое дело. -М.: РИТС ВНИИОЭНГа, 1968. -№ 3. С. 9-10.

68. Anderson J.L. Only new soled particle Dissert II meets light tough requirements. - Drilling. - 1970, vol. 31, № 1.

69. Harrison N. W. Diverting Agents History and appreciation - Journal of Petroleum Technology - 1972, vol. - 5. № 9.

70. Пат. № 3500929 США, Е 21 В 33/138. Временно закупоривающий материал.

71. Гасумов Р.А. Технологические жидкости для глушения и восстановления работы скважин / Р.А. Гасумов, В.Е. Шмельков, Р.Н. Каллаева // Газовая промышленность. 1997. - № 9. - С. 36.

72. Тагиров К.М. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, В.З. Минликаев, А.А. Перейма // Газовая промышленность. 1999. -№ 8. - С. 50-51.

73. Гасумов Р.А. Применение пенных систем с ТЩН для глушения скважин при проведении ремонтных работ / Р.А. Гасумов, А.А. Перейма, В.З. Минликаев и др. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. статей ВНИИгаза. -М.: ООО "ВНИИГАЗ", 1999.

74. Глушение скважины на длительный срок при помощи трехфазной пены / Агишев А.П. и др. // Газовая промышленность. 1974. - № 6.

75. Глушение газовых скважин пеной / Шмельков В.Е. и др. // Газовая промышленность. 1994. — № 10. - С. 12-14.

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

77. Минсукс JI. Поведение пен в пористой среде // Нефтегазодобывающая промышленность.-М.: ЭИ ВИНИТИ, 1974. -№ 19.-С. 12-18.

78. Гасумов Р.А. Промывочные системы для глушения и восстановления работы скважин при АНПД / Р.А. Гасумов, В.Е. Шмельков // Строительстве и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами: Тез. докладов семинара, Анапа.-М., 1996.-31 с.

79. Гасумов Р.А. Технологические жидкости для глушения и восстановления работы скважин / Р.А. Гасумов, В.Е. Шмельков, Р.Н. Каллаева // Газовая промышленность. 1997. - № 9. - С. 34-39.

80. Разработать и внедрить технологию удаления глинисто-песчаных пробок из горизонтальных участков газовых и газоконденсатных скважин: Отчет о НИР по договору 8Г/98.99, задание 7; Руководитель Р.А. Гасумов- Ставрополь: ОАО "СевКавНИПИгаз", 1998. 57 с.

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

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

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

84. 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.

85. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти: пер. с англ. и фр. / Под ред. В. Мори и Д. Фурментро. М.: Мир, 1994.-С. 149-156.

86. Амиян А.В. Освоение нефтяных и газовых скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

87. Афанасьев А.П. Оценка возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах / А.П. Афанасьев, А.Н. Лаперди // Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области.-М.: ВНИИЭгазпром, 1981.-С. 48-51.

88. Сиротин A.M. Перспективные технологии и техника эксплуатации скважин / A.M. Сиротин, B.C. Смирнов, В.И. Шулятиков, С.А. Сидорова, И.В. Шулятиков // Наука о природном газе. Настоящее и будущее. М.: ВНИИГАЗ, 1998.-С. 235-250.

89. Зотов Г.А. Геомеханические принципы установления предельных добыв-ных возможностей газовых скважин // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 52-71.

90. Гасумов Р.А. Анализ причин выноса песка при эксплуатации сеноманских газовых скважин Уренгойского ГКМ / Р.А. Гасумов, А.А. Перейма, Ю.А. Лексуков, P.P. Гасумов // Строительство газовых и газоконденсатных скважин. -М.: ВНИИГАЗ, 1996. С. 41-43.

91. Алибеков Б.М. Техника и технология эксплуатации залежей нефти с низким пластовым давлением и интенсивным пескопроявлением. — Баку: Аз. Гос. Изд-во, 1962.- 164 с.

92. Башкатов А.Д. Предупреждение пескования скважин. М.: Недра, 1991.

93. Тагиров К.М. К вопросу крепления скважин при вскрытии продуктивных пластов в условиях равновесия давления в системе «скважина пласт» / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма, В.И. Нифантов // Газовая промышленность. - 1998. - №7.

94. Тагиров К.М. К вопросу о механизме возникновения флюидопроявле-ний при цементировании / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, Ю.И. Петраков // Строительство газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИГАЗ, 1992. - С. 73-76.

95. 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. Гейх-ман, Л.У. Чабаев. Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.

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

97. Мартос В.Н. Методы борьбы с выносом песка. М.: ВНИИОЭНГ, 1973.- 112 с.

98. Цайгер М.А. Современное состояние методов укрепления призабой-ных зон скважин смолами. М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - 44 с.

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

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

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

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

103. Василевский J1.B. Скважинный фильтр из лавсана // Газовая промышленность. 1980. - № 10.-24 с.

104. George О. Suman Ir. Exclusive three-part report gives valuable data for evaluating and specifyind completion fluids that will not damage sensitive wells. World Oil, 1974, XII, v. 179, № 7.

105. E.B. Rogers Sizing gravel-pack-liner slots in oil and gas wells. Oil and Gas J., 1971, v. 69, № 45, p. 58-60.

106. Norbert E. 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.

107. Опыт подземного капитального ремонта скважин ПХГ в условиях слабосцементированных водоносных коллекторов // Обзорная информ. Сер. Передовой производственный опыт в газовой промышленности. — М.: ВНИИОЭГазпром, 1987. Вып. 9. - 23 с.

108. А.с. 636374 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Полимерный состав для упрочнения пород, вмещающих горные выработки / Г.С. Пиньковский, В.И. Сты-щин (РФ). № 2359393/22-03; Заявлено 05.05.76; Опубл. 05.12.78, Бюл. № 45.

109. А.с. 637528 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Н.А. Пестова, А.П. Руденко (РФ). № 2383649/22-03; Заявлено 09.07.76; Опубл. 15.12.78, Бюл. №46.

110. W.B. Dleakley. Where we stand on sand consolidation. Oil and Gas J., 1967, 13/111, v. 65, № 11, p. 87-93.

111. E.B. Rogers. Chemical consolidation. Oil and Gas J., 1971, v. 69, № 46, p. 152-154, 156, 161.

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

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

114. А.с. 2119041 РФ, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для укрепления слабо-сцементированного пористого пласта / Ф.Г. Тахбатулин, Ф.А. Сахипов, А.А. Баранов и др. (РФ). № 97104326/03; Заявлено 25.02.97; Опубл. 20.09.98, Бюл. № 26.

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

116. А.с. 1694857 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны пласта / В.И. Дадыка, Н.А. Изюмрва, Р.Б. Бекаев и др. Заявлено 21.06.89; Опубл. 1991, Бюл. № 44.

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

118. Григорьев П.Н., Матвеева М.А. Растворимое стекло. М.: Стройиз-дат, 1956.

119. Ворониевич С.Д. Современные проблемы химического инъекционного закрепления песчанистых отложений / С.Д. Ворониевич, JI.A. Евдокимова, С.С. Морозов // Вопросы инженерной геологии: Сб. М., 1970.

120. A.c. 977709 СССР, МКИ3 E 21 В 33/138, С 09 К 17/00. Состав для крепления неустойчивых пород / А.И. Комисаров, С.К. Петров (РФ). № 3313854/22-03; Заявлено 03.04.81; Опубл. 30.11.82, Бюл. №44.

121. Райт Т.Р. Новое оборудование и методы добычи нефти и газа // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1981. -№ 11. - С. 13-21.

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

123. Гамзатов С.М. Исследование седиментационной устойчивости тампонажного материала для крепления призабойной зоны скважин / С.М. Гамзатов, В.В. Голыитейн, В.И. Дадыка. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - С. 20-26.

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

125. Пат. 2059059 РФ, МКИ3 Е 21 В 33/138 Газоцементный состав / А.А. Перейма, К.М. Тагиров, В.И. Ильяев (РФ). Заявлено 18.11.93; Опубл. 27.04.96, Бюл. № 12.

126. А.с. 1698422 СССР, Е 21 B33/13. Способ установки цементного моста. Заявлено 20.09.88; Опубл. 1991, Бюл. № 46.

127. А.с. 1434080 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ цементирования скважин / А.В. Котов, В.П. Борцов (РФ). № 4157285/22-03; Заявлено 20.10.86; Опубл. 1988, Бюл. №44.

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

129. Маслов И.И. Крепление призабойной зоны скважин вспененными смолами / И.И. Маслов, Г.М. Швед, Н.А. Сушкова и др. // Нефтяное хозяйство. -1979.-№12.-С. 53-55.

130. А.с. 1640372, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для цементирования при-фильтровой зоны скважины / А.Б. Сулейманов, К.К. Мамедов, A.M. Шаринов и др. (РФ). № 4487119/03; Заявлено 26.08.88; Опубл. 07.04.91, Бюл. № 13.

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

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

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

134. А.с. 1154435 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138 Состав для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов / А.Р. Рзаев, Д.А. Рагимов, И.Ю. Эфендиев. Заявлено 19.08.83; Опубл. 07.05.85, Бюл. № 17.

135. Эллис Р.С. Оптимизация борьбы с выносом песка / Р.С. Эллис, Р.И. Снайдер, Дж.О. Самен // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1981. - № 12. -С. 13-21.

136. А.с. 1168700 РФ, МКИ3 Е 21 В 33/13. Способ крепления призабойной зоны пласта / Е.И. Жирное, Ш.Г. Ширинов, Ю.И. Соколов и др. Заявлено 27.08.81; Опубл. 23.07.85, Бюл. № 27.

137. 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.

138. 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.

139. Пат. 5101901 США, Е 21 В 33/13, 43/04, 43/12. Способ регулирования выноса песка с помощью специального реагента / Mobil Oil Corp. Заявлено 03.12.90; Опубл. 07.04.92.

140. Шенбергер В.М. Бурение боковых горизонтальных стволов при ремонте скважин в Федоровском УПНП и КРС / В.М. Шенбергер, В.А. Гауф, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, О.Н. Подкорытов. Тюмень: Известия вузов. Нефть и газ.-2001.-№ 6-С. 65-70.

141. Хилл Д. Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям / Д. Хилл, Э. Ним, К. Экономайдес и др. // Нефтегазовое обозрение Шлюмберже. 1997. - Т. 2. - № 2. - С. 22-37.

142. Стокли К.О. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта / К.О. Стокли, Р.Г. Дженсен // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1992. - № 4. - С. 20-25.

143. Тагиров К.М. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии / К.М. Тагиров, В.И. Нифантов. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2003. -160 с.

144. Maurer К.С. Recent advances in horizontal drilling. J.C.P.T., 34, / Nog, 1985.-P. 25-33.

145. Кнеллер JI.E. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин / JT.E. Кнеллер, Я.С. Гайдуллин, А.Т. Потапов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1996.-№4.-С. 34-37.

146. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мир-заджанзаде, O.JI. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. М.: Недра, 2003. - 880 с.

147. Юсупов Н.Г. Некоторые результаты применения горизонтальных технологий в Волго-Камском регионе / Н.Г. Юсупов, Р.Т. Фазлыев, И.Б. Розен-берг. Бугульма: ТатНИПИнефть, - 1999. - С. 33-40.

148. Отечественный и зарубежный опыт развития колтюбинговых технологий: Инф. отчет. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 35 с.

149. Самаринов Ю.В. К истории производства и применения смотанных труб в России // Время колтюбинга. 2004. - № 9. - С. 51-54.

150. Gary S.C. Coiled tubing drilling requires economic and technical analises / Oil and Gas J. 1995. - Vol.93, № 8. - P. 59 - 62.

151. Koen A.D. Use of coiled tubing fans out among well sites of the world//Oil and Gas J. 1994. - Vol.92, № 40. - P. 18 - 20.

152. Браун П.Н. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб / П.Н. Браун, Р.Д. Уимберли // Нефть, газ и нефтехимия зарубежом. 1993. - № 4. - С. 11.

153. Опыт эксплуатации установок с длинномерной трубой на барабане / С.М. Вайншток и др. // Нефть и капитал. 1998. - № 1. - С.71-76.

154. Хайтауэр К.М. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб // Нефть и газ и нефтехимия зарубежом. 1993. - №5.

155. Технология применения установок гибкой трубы: Каталог фирмы «Hydra Rig Inc». 1994.

156. Concentric coiled tubing for selective evalution an stimulation//.!. Petroleum Technology. 1997, II. - Vol.49, № 2. - P. 137- 138.

157. Large diameter coiled-tubing drilling // Petroleum Technology. 1997, II. - Vol.49, № 2. - P. 135 - 136.

158. Зозуля Г.П. Расчеты при капитальном ремонте скважин: Учеб. пособие для вузов / Г.П. Зозуля, В.М. Шенбергер, М.Г. Гейхман и др. Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.- 188 с.

159. Поп Г.С. Глушение скважин в условиях снижающегося пластового давления на месторождениях Западной Сибири / Г.С. Поп, В.М. Кучеровский, А.С. Зотов, Л.Ю. Бодачевская // Нефтепромысловое дело. М., 2002. - №11. - С. 26-29.

160. Орлов Л.И. Влияние промывочной жидкости на свойства коллекторов нефти и газа / Л.И. Орлов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихнушин. М.: Недра, 1976. - 89 с.

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

162. Гасумов Р.А. Перспективные технологии освоения и ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Материалы науч.-практ. конф. ЗапСибГаза. -Н.Уренгой, 2003. С. 40-54.

163. Пат. № 2111345 РФ, МКИ6 Е 21 В 43/12. Способ глушения нефтяных и газовых скважин / В.М. Кучеровский, А.Р. Маргулов и др. Заявлено 22.02.96; Опубл. 20.05.98, Бюл. № 14.

164. Bodachivska L., Pop G., Beyko I. Optimisation of emulsions composed with vegetal phosphatides and oil/ Third World Congress on Emulsion// Abstracts.-Lyon-France, 24-27.10/02.-4-A 216. P.309; CD.-NP.309.

165. Поп Г.С. Комплексные технологии восстановления и капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин / Г.С. Поп, В.М. Кучеровский, А.С. Зотов, Л.Ю. Бодачевская // Газовая промышленность. 2002. - №9. - С. 41-43.

166. Пат. 2176261 РФ. Облегченная инвертная дисперсия / В.М. Кучеровский, Г.С. Поп, А.С. Зотов, А.И. Райкевич, М.Г. Гейхман, Е.Г. Леонов, А.Н. Ковалев.-№ 2000111828/03; Заявлено 15.05.2000; Опубл. 20.02.2005, Бюл. № 5.

167. Вяхирев Р.И. Теория и опыт разработки месторождений природных газов / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев. М.: Недра, 1999. - 414 с.

168. Пат. № 2203384 РФ, МКИ7 Е 21 В 21/06, В 01 F 7/28. Устройство для приготовления растворов / В.М. Кучеровский, B.C. Петришак, А.И. Райкевич, Г.С. Поп, А.С. Зотов, А.Н. Ковалев. № 20001102189; Заявлено 25.01.2001; Опубл. 27.04.2003, Бюл. № 12.

169. Булатов А.П. Справочник по промывке скважин / А.П. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.С. Проселков. М.: Недра, 1984. - с. 317.

170. Козлов А.И. Фурфурол, лигнин, многоатомные спирты ценное сырье в промышленности органического синтеза // Гидролизная и лесохимическая промышленность. - 1958. -№6. - С. 10-16.

171. ГОСТ 28960-91. Технические условия. Спирт фурфуриловый. 01.07.92.

172. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1984. - 229 с.

173. Пат. № 2203920 РФ, МКИ6 С 09 К 7/00. Буровой раствор / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, Г.Т.Герасимов и др. Заявлено 18.05.2001; Опубл. 10.05.2003.

174. Дубенко В.Е. Теоретические вопросы струйной кольматации стенки скважин // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза. М., 1992. - С. 21-28.

175. Харьков В.А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1969. С.42-48.

176. Козодой А.К. Влияние эрозионных свойств жидкости на разрушающую способность затопленных струй / А.К. Козодой, А.А. Босенко // Известия вузов: Нефть и газ. 1970. -№ И.-С. 21-24.

177. Соболевский В.В. Разрушение горных пород высокоскоростными струями жидкости // Нефтяное хозяйство. 1974. - № 1. - С. 6-10.

178. Соболевский В.В. О влиянии свойств горных пород на их разрушение высоконапорными струями // Нефтяное хозяйство. 1975. - № 4. - С. 9-10.

179. А.с. 1611401 СССР, МКИ Е 03 В 3/18. Способ получения пенополиуре-танового фильтрующего материала / A.M. Полищук, В.Н. Оськин, М.Г. Гейхман, Н.В. Иванов. № 4369919/23-26; Заявлено 24.12.87; Опубл. 07.12.90, Бюл. № 45.

180. Андрианов Н.И. Экспериментальное исследование процесса взаимодействия струи цементного раствора с горной породой / Н.И. Андрианов, В.Е.

181. Дубенко, А.И. Ниценко // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. трудов ВНИИгаза. М., 1996. - С. 109-114.

182. А.с. 1803529 СССР, Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста. -Заявлено 18.09.90; Опубл. 1993, Бюл. № 11.

183. А.с. 1608330 СССР, МКИ Е 21 В 33/138, 33/13. Способ крепления призабойной зоны скважины / А.И. Бережной, М.Ф. Каримов, М.Г. Гейхман и др. № 4394531/24-03; Заявлено 10.02.88; Опубл. 23.11.90, Бюл. № 43.

184. Пат. № 2010950 РФ, Е 21 В 33/14. Способ установки цементного моста. Заявлено 18.12.91; Опубл. 1994, Бюл. № 7.

185. Элияшевский И.В. Типовые задачи и расчеты в бурении / Элияшев-ский И.В., Сторонский М.Н. и др. М.: Недра, 1982. - 117 с.

186. Пат. № 2170334 РФ, МКИ7 Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста / В.Е. Дубенко, Н.И. Андрианов, В.И. Шамшин, М.Г. Гейхман. № 99118277/03; Заявлено 24.08.99; Опубл. 10.07.2001, Бюл. № 19.

187. Пат. № 2211306. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, А.В. КУстышев, М.Г. Гейхман и др. — Заявлено 18.03.2002; Опубл. 27.08.2003.

188. Зозуля Г.П. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, А.В. Кустышев, К.В. Бурдин и др. // Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень, 2001. - № 6. - С. 55-59.

189. Пат. № 2244115, МПК7 Е 21 В 43/32, 33/13. Способ изоляции притока пластовых вод / Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев, М.Г. Гейхман и др. № 2003117291; Заявлено 09.06.2003; Опубл. 10.01.2005, Бюл. № 1.

190. Пат. № 2232265 РФ, МКИ7 Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод в скважину / С.К. Сохошко, В.К. Романов, И.И. Клещенко, М.Г. Гейхман. № 2003107662/03; Заявлено 20.03.2003; Опубл. 10.07.2004, Бюл. № 19.

Информация о работе

Гейхман, Михаил Григорьевич
кандидата технических наук
Тюмень, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка и совершенствование технологий ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы