Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и совершенствование технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и совершенствование технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа"

УДК 622 691 2

На правах рукописи

Я

Афанасьев Ахнаф Васильевич

РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЦИКЛИЧНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2007

\

003060985

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный руководитель - кандидат технических наук

Кустышев Александр Васильевич

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Котенёв Юрий Алексеевич

доктор физ -мат наук, профессор Федоров Константин Михайлович

Ведущая организация - Центр химической механики нефти

Академии наук Республики Башкортостан (ЦХИМН АН РБ)

Защита диссертации состоится 2 августа 2007 года в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта и энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР») по адресу 450055, г Уфа, пр Октября, 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта и энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР»)

Автореферат разослан 28 июня 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук — Л П Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В современных условиях развитие топ-ливно-энергического комплекса России во многом зависит от надежности функционирования единой системы газоснабжения, которая обеспечивается за счет создания резервов оборотных фондов газа Наиболее эффективным методом накопления является подземное хранение газа (ПХГ) в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях, позволяющее регулировать сезонную неравномерность потребления газа и обеспечивать надежность его подачи потребителю

Первые подземные хранилища газа в нашей стране начали создаваться в 1958 году В настоящее время на территории России и стран СНГ действует более 40 ПХГ, в то время как в Тюменской области эксплуатируется одно Пунгинское ПХГ (объем запасов 20 млрд м3) На переводимых в ПХГ месторождениях уже имеются фонд добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин и внутрипромысловые сооружения для очистки и транспортирования товарного газа

Эксплуатация ПХГ носит цикличный характер, при котором происходит периодическая смена направления движения границы раздела «газ - вода» в неоднородной пористой среде, что приводит к существенным изменениям продуктивных характеристик газовых скважин Смена направления движения газа и вытесняемой воды, повышение водонасы-щенности в процессе отбора, недостаточно прочная сцементированность коллекторов, а также значительные перепады давления способствуют разрушению призабойной зоны пласта (ПЗП) и скапливанию в ней матричного глинистого, алевролитового и песчаного материала, создающего существенные сопротивления потоку газа Эксплуатация скважин в таких условиях остается проблематичной, а условия их работы специфичны для каждого ПХГ, поэтому выбранная для исследования тема является актуальной

Цель диссертационной работы - разработка и совершенствование технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа

Основные задачи исследований:

1 обобщение и анализ существующих технологий ремонта газовых скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа,

2 совершенствование применяемых на Пунгинском ПХГ технологий ремонта скважин с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов (ППА) типа А-50 и повышение эффективности их применения,

3 разработка новых составов технологических растворов и технических средств, повышающих эффективность ремонтов и сохраняющих продуктивность коллекторов газовых скважин на ПХГ,

4 разработка комплексной технологии ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок, обеспечивающей успешное проведение ремонтов скважин без их глушения,

5 разработка технологии безгидратной эксплуатации скважин, обеспечивающей увеличение межремонтного периода работы скважин и внутрипромысловых газопроводов в безгидратном режиме,

6 промысловые испытания предложенных технологий в условиях Пунгинского ПХГ, оценка эффективности их внедрения в производство

Научная новизна

1 Уточнен механизм взаимодействия различных по составу технологических жидкостей и газа с коллекторами ПХГ в условиях АНПД, основанный на выявленной тенденции снижения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, обусловленной разрушением скелета матричных пород коллектора и цементного камня крепи скважин в период закачивания газа и обводнением ПЗП в период его отбора

2 Обоснована целесообразность применения комплексной технологии ремонта скважин в условиях цикличной работы ПХГ Данная технология включает глушение скважин, промывку песчаных пробок, изоляцию

притока пластовых вод, освоение скважин и интенсификацию притока с помощью колтюбинговых установок

3 Обоснована необходимость закачивания метанола в период подачи газа в ПХГ для предотвращения гидратообразования в период его отбора

На защиту выносятся технологии ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа

Практическая ценность работы

1 Усовершенствованы технологии ремонта скважин с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов типа А-50 (заявка РФ № 2006133885), применение которых сокращает продолжительность ремонтных работ на 25. 30 % (по результатам внедрения на Пунгинском ПХГ)

2 Разработаны составы технологических растворов (патент РФ № 2264531, заявка РФ № 2006115275), которые позволяют уменьшить загрязнение ПЗП на 10 20 % и обеспечить удаление сильно сцементированных песчаных пробок большой толщины (до 60 70 м)

3 Разработаны технические средства (патенты РФ № 2217574 и № 2211915), позволяющие обеспечить надежный ремонт скважин с соблюдением требований противофонтанной безопасности

4 Создана комплексная технология ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок (патент РФ № 2244115, заявка РФ № 2007109968), применение которой сокращает продолжительность ремонтных работ на газовых скважинах на 40 50 % и уменьшает загрязнение ПЗП на 25 50 %

5 Разработана технология безгидратной эксплуатации скважин за счет превентивного закачивания метанола в подземное хранилище (заявка РФ № 2006119759), применение которой увеличивает период безгидратной эксплуатации скважин и межпромысловых газопроводов в 1,5 2,0 раза

6 Выполненные исследования явились основой для разработки 13 руководящих документов, регламентов и инструкций, применяемых при

строительстве, эксплуатации, ремонте, консервации, расконсервации и ликвидации скважин на Пунгинском ПХГ

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г Кисловодск, 2004), III Российской межвузовской научно-практической конференции с международным участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП «Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования» (г Тюмень, 2006), Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г Тюмень, 2006), XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (г Тюмень, 2006), Научно-технических советах ОАО «Газпром» (2000-2007 гг), заседаниях кафедры «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ (г Тюмень, 2004-2007 гг)

Публикации. По теме диссертации опубликована 21 печатная работа, в том числе 1 тематический обзор, 16 научных статей, 1 тезис научного доклада, получены 4 патента РФ, разработаны 13 руководящих документов

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 132 наименования Работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 11 таблиц, 21 рисунок

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении мотивируется актуальность темы диссертации, определяются цели и основные задачи исследований, обосновываются научная новизна и личный вклад автора, достоверность результатов и положения, выносимые на защиту

Первый раздел диссертации посвящен анализу состояния вопроса по ремонту скважин на ПХГ в условиях их цикличной эксплуатации, в частности на примере Пунгинского ПХГ

Исследованиями в области эксплуатации и ремонта скважин занимались многие отечественные и зарубежные ученые и специалисты В их числе X А Азметов, В Е Андреев, X А Асфандияров, А Д Амиров, А А Ахметов, Ю М Басарыгин, Ю Е Батурин, А И Булатов, О А Блохин, А Г Гумеров, Р А Гасумов, Г М Гульянц, Ю В Зайцев, Г П Зозуля, А Г Калинин, К А Карапетов, И И Клещенко, А А Клюсов, Ю П Коро-таев, Ю С Кузнецов, А В Кустышев, В Н Маслов, К М Тагиров, А П Телков, Р А Тенн, К М Федоров, Р X Хазипов, Н Р Besner, GR Gray, W Hurst, M Muskat, E Tomas, RD Wickoff и др

Специфические климатические условия севера Тюменской области отрицательно влияют на качество капитального ремонта скважин (КРС), вызывая многочисленные осложнения при проведении работ

Анализ литературных источников указывает на необходимость разработки новых и совершенствования применяемых технологий и технических средств для условий цикличной эксплуатации ПХГ (максимальное давление - в конце периода закачивания газа в хранилище и минимальное - в конце периода отбора газа из хранилища)

Рассматриваемое Пунгинское ПХГ расположено в пределах Березовской моноклинали и в структурном отношении приурочено к брахиан-тиклинальной складке сложной конфигурации размером 11x9 км Залежь массивного типа высотой около 200 м Глубина залегания продуктивной толщи 1650 1990 м Эффективная газонасыщенная мощность изменяется от 1 до 85 м, пористость коллектора варьируется в пределах от 15 до 30 %, проницаемость изменяется от 0,05 до 6,50 мкм2 Наиболее распространены породы с проницаемостью 0,2 0,6 мкм2

В настоящее время на Пунгинском ПХГ эксплуатируются 32 газовые скважины, построенные в период 1961-1966 гг Скважины выработали

свой ресурс и нуждаются в капитальном ремонте Основными осложнениями при цикличной эксплуатации скважин являются поступление жидкости и образование песчано-глинистых пробок на забое в период отбора газа, а также большая вероятность нарушения герметичности эксплуатационных колонн и крепи скважин в период закачивания

За последние шесть лет на Пунгинском ПХГ отремонтировано более 85 % фонда скважин В основном, ремонты скважин обусловлены необходимостью подъема и ревизии лифтовых колонн, замены фонтанных арматур, а также промывок песчаных пробок Реже проводились работы по интенсификации притока газа и изоляции притока пластовых вод, а также ремонты по ликвидации межколонных газопроявлений и по ликвидации аварий (рисунок 1)

1 % , о/ 1 % кх1 % 1 %

9%

10%

12%

□ Промывка песчаной пробки - 27 % В Замена фонтанной арматуры - 12 % Ш Интенсификация притока - 9 % И Спуск лифтовой колонны - 5 % Н Ликвидация аварий - 1 % Ш Замена колонной головки - 1 %

26%

0 Подъем и ревизия НКТ - 26 %

□ Ревизия фонтанной арматуры - 10 %

В Изоляция притока пластовых вод - 6 % П Ловильные работы - 1 %

□ Ликвидация межколонных газопроявлений - 1 % Э Зарезка и бурение бокового ствола - 1 %

Рисунок 1 - Соотношение видов ремонтных работ на скважинах Пунгинского ПХГ за период 2001-2006 гг

Особенностью КРС на Пунгинском ПХГ является применение технологий ремонта скважин, включающих глушение скважин, промывку песчаных пробок и освоение скважин Однако данные технологии не учитывают другие виды ремонтов, таких как изоляция притока пластовых вод

и интенсификация притока газа, которые необходимы для эффективного вывода скважин из ремонта и запуска их в эксплуатацию

Глушение скважин, как правило, осуществлялось с помощью пено-образующей жидкости (ПОЖ) и блокирующего раствора с торфощелоч-ным наполнителем Отрицательными факторами данной технологии являются сложность приготовления блокирующего раствора и снижение продуктивных характеристик пласта Для восстановления продуктивности необходимо проводить дополнительные работы по интенсификации притока, например закачиванием в пласт пенокислотных эмульсий (ПКЭ) Помимо этого длительное применение пенных систем, периодически закачиваемых в залежь, приводит к необратимой кольматации пород пласта

Удаление песчаных пробок до 2003 года осуществлялось с помощью подъемных агрегатов, а после 2003 года - с помощью колтюбинговых установок Отдельные осложнения при ремонте были связаны с трудностью разрушения сцементированных песчаных пробок большой толщины Освоение скважин после ремонта проводилось с использованием пенных систем

Однако анализ показывает, что эффективность ремонтных работ в скважинах с позиции увеличения их послеремонтного дебита недостаточно высока Например, в 8 отремонтированных скважинах послеремонтный дебит увеличился (в среднем от 100 тыс м3/сут до 300 тыс м3/сут), в 3 скважинах послеремонтный дебит практически остался на прежнем уровне, а в остальных - снизился В среднем, послеремонтный дебит уменьшается в период закачивания в ПХГ газа на 13 25 %, а в период отбора газа -на 13 43 %

Во втором разделе приведены результаты теоретических и экспериментальных исследований по совершенствованию применяемых и разработке новых технологий эксплуатации и ремонта скважин Теоретические и экспериментальные исследования проводились с применением методов математического планирования экспериментов и статистической обработки результатов

Например, при разработке составов водоизолирующих композиций учитывались следующие граничные условия смесь должна обладать необходимой текучестью и сохранять это свойство в процессе закачивания и продавливания ее в пласт, сроки схватывания смеси должны легко регулироваться, необходимо, чтобы начало схватывания смеси превышало время всей операции по закачиванию ее в пласт как минимум на 40 45 мин, смесь должна быть устойчива к разбавлению пластовыми водами и должна иметь высокие значения структурно-механических свойств, она должна сохранять стабильность при температурах и давлениях в скважине на период проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР), после закачивания в ремонтируемую зону смесь должна схватываться и приобретать за требуемый срок необходимую прочность

В исследованиях, проводимых согласно ГОСТ 1581-96, применялся портландцемент тампонажный Новороссийского цементного завода «Октябрь» Удельная поверхность цементного порошка -290 320 м2/кг, плотность - 3,10 3,15 кг/м3 Для снижения водопотреб-ности тампонажного раствора применялся суперпластификатор С-3 (ТУ 6-14-05-61-88), а для снижения водоотдачи - поливиниловый спирт марки ПВС-Т (ТУ 6-05-313-85) Исследования свойств тампонажного раствора и цементного камня выполнены по стандартным методикам (ГОСТ 26798 0-96 и ГОСТ 26798 2-96) Реологические характеристики разрабатываемых тампонажных растворов исследовались на ротационных вискозиметрах отечественного (ВСН-3) и зарубежного (FANN) производства

Для разработки состава и влияния комплексных реагентов применялись ортогональные планы полного факторного эксперимента

В связи с тем, что обводнению подвержена нижняя часть продуктивного пласта, модель пласта была выбрана «сцементированной» с такой же проницаемостью, как и продуктивный пласт Предлагаемая изолирующая жидкость продавливалась в модель пласта, выдерживалась там при

скважинных условиях, после чего модель испытывалась на герметичность полученного экрана

При разработке рецептуры ПОЖ для глушения скважин на Пунгин-ском ПХГ учитывалось требование, чтобы она в конце периода отбора газа не поглощалась пластом Поэтому в применяемый состав ПОЖ вместо наполнителя ТЩН-2 из местного торфа был введен наполнитель «Целлотон-Ф» Исследования ПОЖ с наполнителем «Целлотон-Ф» проводились на модели проницаемой среды, в которой высокопроницаемый коллектор моделировался с помощью пакета медных перфорированных шайб, собираемых в пакет случайным образом Схема установки приведена на рисунке 2

1 - пресс высокого давления, 2 - разделительный поршень, 3 — пена с наполнителем, 4 -емкость, 5 — перфорированные шайбы, 6 — обойма, 7 — кран, 8 — манометр, 9 — мерный цилиндр

Рисунок 2 — Схема установки для исследования закупоривающей способности пенных систем с наполнителями

ПОЖ поступает в модуль установки через разделительную емкость Давление в установке создается жидкостным прессом высокого давления Результаты исследований представлены в таблице 1

Таблица 1 — Результаты испытаний ПОЖ с наполнителями ТЩН-2 и «Целлотон-Ф»

Состав наполнителя Кратность пены рН Рн, МПа РФ, МПа Рсдв, МПа Робр> МПа

НПОЖ + 3 % ТЩН-2 НПОЖ + 3 % Целлотон 2,25 3,00 8,80 8,73 8,80 2,40 5,0 2,0 8,0 10,0 0,10 0,10

НПОЖ +7 % ТЩН-2 НПОЖ + 7 % Целлотон 2,25 3,00 9,40 9,63 9,40 10,00 10,0 6,0 16,0 32,0 0,10 0,10

НПОЖ+ 10% ТЩН-2 НПОЖ+10% Целлотон 2,25 3,00 9,70 9,95 9,70 16,00 19,0 14,0 40,0 40,0 0,32 0,10

Примечания НПОЖ - незамерзающая ПОЖ, ТЩН - торфощелочной наполнитель, рН - водородный показатель, Р„ - давление начала течение раствора, Рф - давление фильтрации, Рсдв - давление сдвига пены, Роб„ - давление обратной промывки

В процессе анализа составов жидкостей глушения на углеводородной основе, применяемых в конце периода закачивания газа, было выявлено, что при отсутствии стабилизатора - гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ПСЖ) - растворы имеют повышенный показатель фильтрации, малую пластическую вязкость и низкое предельное динамическое напряжение сдвига, низкие структурно-механические свойства Было установлено, что при содержании углеводородной основы менее 68 % масс увеличиваются реологические показатели до потери подвижности (текучести), а при содержании более 88 % масс происходит потеря стабильности системы

Вместе с тем, включение в состав исследуемых растворов синтетической жирной кислоты (СЖК) позволяет в необходимых пределах регулировать структурно-механические свойства и показатель фильтрации Малое количество (менее 0,2 % масс ) гидроксида натрия (NaOH) приводит к потере стабильности растворов, их расслоению, а увеличение содержания - к необоснованному расходу материалов, увеличению показателя щелочности и содержания воды Ввод в растворы алюмосиликатных микросфер (АСМ) позволяет регулировать их плотность от 650 до 1000 кг/м3 Результаты исследований приведены в таблице 2

При разработке оптимального состава жидкости освоения полученные образцы коллекторов были насыщены 1,8 %-ным раствором NaCl, моделирующим пластовую воду ПХГ

Таблица 2 — Технологические параметры различных составов жидкостей глушения _ на углеводородной основе ___

№ Плот- Вязкость Пластиче- Динамиче- СНС, Па Фильтра-

состава ность, по СПВ-5, ская вяз- ское 1 мин 10 ция,

кг/м3 МПас кость, Пас напряжение сдвига, Па мин см2/30 мин

1 810 195 0,038 15,2 19,77 23,65 2

2 790 117 0,035 10,4 9,40 14,12 2

3 780 182 0,036 13,2 20,54 25,75 2

4 760 123 0,025 8,5 6,35 9,88 4

5 740 >500 0,039 21,6 23,55 25,77 1

6 830 90 0,022 6,4 4,65 8,35 4

Далее проводилась оценка возможности применения реагента ОГТ-Ю для улучшения очистки ПЗП при деблокировании пластов-коллекторов в скважинах В ходе эксперимента моделировались процессы кольматации коллектора с наполнителем «Целлотон-Ф», а также деколь-матации ПЗП при освоении скважины При этом определялись коэффициенты восстановления проницаемости в 2-х вариантах без насыщения моделей растворами с ОП-Ю, а также с предварительным насыщением коллекторов растворами ОП-Ю различной концентрации В результате была получена зависимость коэффициентов восстановления проницаемости коллектора от концентрации ОП-Ю в растворе Результаты исследований показали, что при освоении скважин после КРС целесообразно использовать водные растворы ОП-Ю

При разработке композиций для интенсификации притока газа применялись наиболее доступные реагенты ОП-Ю, товарная HCl, дизельное топливо (газовый конденсат), техническая вода Результаты исследований воздействия пенокислотных эмульсий на образцы органогенных известняков представлены на рисунке 3 Результаты исследований показывают, что действие эмульсии примерно одинаково, то есть основная часть HCl в пенокислоте практически полностью взаимодействует в течение 30 минут Потеря массы известняка четко коррелиру-ется с ростом концентрации кислоты

1 — содержание HCl — 7,7 % масс , ОП-10 - 1,0 % масс ,

2 — содержание HCl — 8,2 % масс, ОП-Ю - 1,5 % масс ,

3 — содержание HCl — 11,7 % масс , ОП-10 - 1,5 % масс

Рисунок 3 - Результаты изменения содержания HCl в пенокислотной

эмульсии на ее взаимодействие с органогенными известняками (при температуре 40 °С)

Как следует из рисунка 3, кривые 1 и 2 не существенно отличаются, то есть содержание ОП-Ю в пределах 1,0 1,5 % масс не оказывает существенного влияния на скорость растворения органогенных известняков Сравнение кривых 1,2с кривой 3 позволяет констатировать, что скорость растворения используемых в опытах известняков достигает максимума при 7 %-ном масс содержании HCl Дальнейшее увеличение содержания HCl до 10 % масс не оказывает существенного влияния на скорость растворения известняков (кривые 2 и 3 практически параллельны), что позволяет прогнозировать обработку пласта на большую глубину

В третьем разделе представлены технологии ремонта скважин для условий Пунгинского ПХГ, основанные на разработанных автором составах технологических жидкостей

Усовершенствованные технологии ремонта газовых скважин на ПХГ с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов (А-50) включают глушение скважин составами на пенной или углеводородной основе в зависимости от величины давления в залежи и периода-цикла эксплуатации ПХГ, удаление песчаных пробок составами на пенной или

солевой основе, изоляцию притока пластовых вод, интенсификацию притока газа и освоение скважины после ремонта

В период отбора газа из ПХГ (в условиях минимальных пластовых давлений) скважины глушатся пенными системами В процессе глушения кавернозно-поровых коллекторов (пласт «П») в ПЗП первоначально закачивается трехфазная пена с заданной степенью аэрации Вслед за пеной в фильтровую часть скважины закачивается специальный состав, обладающий «нулевой» водоотдачей и образующий гель в статическом состоянии Таковым может быть эмульсия, состоящая из НПОЖ и наполнителя Цел-лотон-Ф Таким образом, продуктивный пласт оказывается надежно изолированным на весь период проведения работ Репрессия на пласт обеспечивается гидростатическим давлением столба технологических жидкостей блокирующей (высотой НО и рабочей (высотой Нг) (рисунок 4,а) Для трещиноватых коллекторов фундамента и коры выветривания с целью создания надежного изолирующего барьера в ПЗП закачивается НПОЖ с наполнителем Затем фильтровая часть скважины заполняется высоковязким гелеобразующим составом, выше интервала расположения которого в скважине находится рабочая жидкость в объеме, обеспечивающем создание требуемого противодавления на пласт (рисунок 4,6)

Коллектора с незначительной проницаемостью блокируются составом, выше которого скважина заполняется рабочей жидкостью

В период закачивания газа в ПХГ (в условиях действия максимальных пластовых давлений) скважины глушатся жидкостью на углеводородной основе (патент РФ № 2264531) Плотность жидкости регулируется вводом расчетного количества АСМ

В период отбора газа из ПХГ (в условиях минимальных пластовых давлений) промывка образующихся песчаных пробок осуществляется пенными системами по замкнутой системе циркуляции

Схема обвязки технологического оборудования для проведения промывки песчаных пробок пенными системами представлена на рисунке 5

а — пласт «П», б — фундамент и его кора выветривания I — рабочая жидкость, 2 — блокирующий состав, 3 — трехфазная пена, 4 — блокирующий состав с наполнителем, Нб — расчетный безопасный уровень жидкости, Н[ — высота столба блокирующей жидкости, Нг — высота столба рабочей жидкости

Рисунок 4 - Схемы глушения скважин Пунгинского ПХГ пенными системами

1 — НКТ (с долотом), 2 — крестовина фонтанной арматуры, 3 — переходная катушка, 4 —превентор с глухими плашками, 5 —превентор с плашками под НКТ 73 мм, б — устьевой герметизатор, 7 — емкость, 8 — дегазационный желоб, 9 — ЦА-320, 10 — блок распределения газа, 11 - эжектор, 12 - емкость с ПОЖ, 13 — вертлюга, 14 - кран шаровой, 15 —дроссельная задвижка

Рисунок 5 — Технологическая схема промывки песчаных пробок пенными системами по замкнутой системе циркуляции

Для успешной промывки пробки на устье скважины монтируются плашечные превенторы и устьевой вращающийся герметизатор, конструкция которого защищена патентом РФ № 2217574 Вращение инструмента осуществляется ротором ПОЖ подается под давлением в газожидкостный эжектор Одновременно для приготовления пены с заданной степенью аэрации в эжектор поступает расчетное количество газа из газопровода через блок распределения газа Далее пена по нагнетательной линии подается в НКТ (с долотом или пером)

В период закачивания газа в ПХГ (в условиях максимальных пластовых давлений) промывка песчаных пробок осуществляется облегченными солевыми растворами с использованием гидравлического циркуляционно-

го клапана, монтируемого на башмаке промывочных труб (патент РФ № 2211915, заявки РФ № 2006115275 и № 2006133885)

По данной технологии колонну промывочных труб спускают в скважину до глубины на 10 15 м выше песчаной пробки Открывают циркуляционный клапан, сообщая полость промывочных труб с полостью лифтовой колонны Заменяют утяжеленный раствор, находящийся в полости лифтовой колонны, на облегченный солевой раствор или пенный состав После этого закрывают циркуляционный клапан и начинают процесс промывки скважины по обычной схеме с наращиванием колонны промывочных труб по мере разрушения песчаной пробки

После промывки песчаной пробки рекомендуется изоляция притока пластовых вод тампонажным составом, в котором в качестве вяжущего материала используется тампонажный бездобавочный портландцемент или тампонажный цемент с добавлением активной минеральной добавки (до 20 % масс) Для снижения водопотребности в тампонажный раствор вводится суперпластификатор С-3 (в количестве 1,2 1,5 % масс от цемента), а для снижения водоотдачи - поливиниловый спирт марки ПВС 18/11 (в количестве 0,5 % масс от цемента) Водоцементное отношение подбирается таким образом, чтобы растекаемость тампонажного раствора по конусу (АзНИИ) находилась в пределах 18-20 см

Перед закачиванием изолирующего материала скважина заполняется буферной жидкостью Для увеличения положительного эффекта изоляционных работ закачивание расчетного количества изолирующего материала проводится поинтервально

После изоляции притока пластовых вод по предлагаемой комплексной технологии в скважине проводятся операции по интенсификации притока газа Первоначально в скважину закачивается 1 %-ный раствор ПАВ (на 1 м3 технической воды 10 л ОП-Ю), который продавливается в пласт газом из газопровода в течение 3 4 часов После чего скважина осваивается отработкой на факел через штуцеры диаметрами 14 20 мм Затем в

скважину закачивается и продавливается в пласт пенокислотная эмульсия, состоящая из HCl, дизельного топлива, ОП-Ю и Трилона-Б Параметры режима расход газа 0,15 0,35 м3/с (150 350 л/с), расход жидкости 0,005 м3/с (5 л/с)

После завершения обработки пласта скважина осваивается Для этого рекомендуется двухфазная пена с регулируемой степенью аэрации, в частности на основе ПОЖ

Комплексная технология ремонта газовых скважин на ПХГ с использованием колтюбинговых установок включает промывку песчаных пробок, изоляцию притока пластовых вод и «щадящий» (регулируемый) вызов притока из пласта

Промывка песчаных пробок осуществляется закачиванием в скважину ПОЖ через гибкую трубу колтюбинговой установки (заявка РФ № 2007110871) Пена через кольцевой зазор и затрубное пространство вместе с разрушенными частицами песчаной пробки поднимается к устью скважины и через выкидную линию поступает в приемную дегазационную емкость, где происходит ее первичное разрушение Окончательное разрушение и очистка пены происходят в циркуляционном желобе, откуда очищенная и дегазированная ПОЖ поступает в ЦА-320 для ее повторного использования

Для изоляции притока пластовых вод (патент РФ № 2244115) через гибкую трубу первоначально закачивается буферная жидкость (стабильный газовый конденсат) При отсутствии поглощения конденсата пластом в течение не менее одного цикла проводится циркуляция конденсата в скважине до полной его дегазации Заполнение ствола скважины конденсатом предотвращает прямой контакт тампонажного раствора с газопрояв-ляющей частью пласта и снижает степень загрязнения пород ПЗП

Затем через гибкую трубу в скважину закачивают расчетный объем тампонажного цементного раствора При необходимости добавляют замедлитель сроков схватывания раствора и реагент, повышающий его теку-

честь (метанол) Полученный раствор тщательно перемешивается до получения однородной массы с параметрами плотность - 1600 1650 кг/м3, условная вязкость - 40 50 МПа с

После установки цементного моста проводится освоение скважины с использованием двухфазной пенной системы (на основе ОП-Ю)

Технология безгидратной эксплуатации скважин Для предотвращения гидратообразования в скважинах и внутрипромысловых газопроводах в период отбора газа из ПХГ автором предлагается технология превентивной подачи метанола в продуктивный пласт вместе с закачиваемым газом (заявка РФ № 2007109968)

По предлагаемой технологии (за 2 3 месяца до завершения закачивания газа в ПХГ) начинается закачивание в него метанола Закачивание метанола проводится через скважины, в которых наиболее часто образуются гидраты Объем закачиваемого в ПХГ метанола рассчитывается в зависимости от технического состояния скважины, величины пластового и устьевого давлений, температуры в стволе и на устье, а также толщины пласта

Метанол подается в хранилище с закачиваемым газом, оттесняя пластовую воду от забоя скважины и осушая газ, находящийся в пласте Анализ показал, что закачивание метанола в начале цикла подачи газа в ПХГ не обеспечивает предотвращения гидратообразования в последующий период отбора газа из хранилища Экспериментальные исследования, проведенные на Пунгинском ПХГ, показывают, что наиболее оптимальным периодом для закачивания метанола в хранилище является 2 3 месяца до завершения закачивания газа в хранилище или когда остаточный объем газа составляет не менее 3-х объемов, необходимых для полного взаимодействия метанола в пластовых условиях Например, при растворимости метанола в пластовых условиях 10 т/млн м3 количество закачиваемого газа должно составлять не менее 1,5 млн м3 (после закачивания 5 т метанола) Экспериментально установлено, что для предотвращения условий гидратообразования необходимо закачивать в скважину до 3 м3/сут метанола

(при Рпл > 5,0 МПа, Тпл > 150 °С, Нпл < 10 м) или до 5 м3/сут метанола (при Рпл < 5,0 МПа, Тпл < 150 "С, Нпл > Ю м)

В результате внедрения данной технологии потери газа сократились в 3 раза (с 1600 до 670 тыс м3), а использование метанола уменьшилось в 2 раза (с 130 до 60 т)

В четвертом разделе приведена-экономическая оценка эффективности новых технологий и технических средств Например, при глушении газовых скважин с использованием НПОЖ с наполнителем «Целлотон-Ф» загрязнение ПЗП отсутствует, о чем свидетельствуют данные таблицы 3 Песчаные пробки толщиной от 29 м (скв 508) до 55 м (скв 502) были удалены с использованием ПОЖ Изоляция притока пластовых вод была осуществлена рекомендуемым составом тампонажного цементного раствора Интенсификация была проведена методом солянокислотной обработки, а освоение - с помощью ПОЖ Результаты исследований показали отсутствие в продукции скважин воды и песка

Таблица 3 — Результаты глушения скважин с применением рекомендуемого состава

жидкостей на Пунгинском ПХГ

№ скважины Эксплуатационный объект Пластовое давление, МПа Уровень жидкости от устья, м Репрессия на пласт, МПа

239 Пласт «П» 5,8 480,0 6,6

502 Пласт «П» 5,8 760,0 4,0

508 Пласт «П» 6,3 870,0 2,0

532 Пласт «П», кора выветривания фундамента 5,8 500,0 6,6

В целом, внедрение разработанных технологий, составов и технических средств позволило существенно снизить затраты на ремонт скважин, получить дополнительные объемы газа в зимний период эксплуатации ПХГ, снизить потребление метанола

Разработанные технологии внедрены в период 1997-2006 гг на 28 скважинах с экономическим эффектом 50 млн руб (доля автора 450 тыс руб)

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 На основе анализа применяемых технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа выявлена необходимость их совершенствования

2 На основе результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований уточнен механизм взаимодействия различных по составу технологических жидкостей и газа с коллекторами Пунгинского ПХГ в условиях АНПД

3 Усовершенствованы применяемые на Пунгинском ПХГ технологии ремонта скважин с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов типа А-50 за счет разработки на уровне изобретений технических средств (патенты РФ № 2211951, № 2217574), которые позволяют выполнять надежный ремонт скважин с соблюдением противофонтанной безопасности и сокращают продолжительность ремонтных работ на газовых скважинах на 25 30 %

4 Разработаны новые составы технологических растворов, которые (при использовании в технологиях по п 3) уменьшают загрязнение ПЗП на 10 20 % и обеспечивают удаление сильно сцементированных песчаных пробок большой толщины (до 60 70 м)

5 Разработана комплексная технология ремонта скважин без глушения с использованием колтюбинговых установок, которая снижает загрязнение ПЗП на 25 50 % и сокращает продолжительность ремонтных работ на 40 50 %

6 Разработана технология безгидратной эксплуатации скважин за счет превентивного закачивания метанола в подземное хранилище (заявка РФ № 2006119759), применение которой обеспечивает предотвращение гидратооб-разования в скважинах и внутрипромысловых газопроводах, сокращает количество закачиваемого для этих целей метанола по сравнению с применяемыми в настоящее время технологиями в 3 раза, увеличивает период эксплуатации скважин и газопроводов в безгидратном режиме в 1,5 2,0 раза

7 Выполненные исследования явились основой для разработки 13 руководящих документов, регламентов и инструкций, использующихся при эксплуатации и ремонте газовых скважин, а также в проектах на строительство, консервацию и ликвидацию скважин на Пунгинском ПХГ

8 За счет внедрения разработанных автором технических решений за период 1997-2006 гг получен экономический эффект в размере 50 млн руб

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1 Клещенко И И, Кустышев А В , Гейхман М Г, Афанасьев А В Эксплуатация Пунгинского подземного хранилища газа // Обз инф Сер «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»

-М ИРЦ «Газпром», 2000 -39 с

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

3 Гасумов Р А , Варягов С А, Бекетов С Б , Минликаев В 3 , Афанасьев А В и др Причины разрушения неустойчивых коллекторов и способы удаления песчаных пробок из скважин // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа Сб науч тр / СевКавНИПИгаз - Ставрополь, 2001 -Вып 34 -С 5-13

4 Удодов Д А, Бабичев А А , Афанасьев А В Проблемы при проектировании и строительстве горизонтальных скважин // Использование горизонтальных скважин для повышения эффективности разведки и разработки месторождений (Опыт и проблемы строительства, исследований, эксплуатации и проектирования разработки) Материалы НТС ОАО «Газпром» (26-28 ноября 2002 г ) - М ИРЦ «Газпром», 2002 - т 2 - С 65-77

5 Нерсесов С В , Пономаренко М П, Климанов А В , Кульчицкий Ю П, Афанасьев А В Установка цементных мостов с помощью колтю-бинговой установки в газовых скважинах месторождений и ПХГ в условиях АНПД // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ Сб тез докл (Кисловодск, 22-26 сентября 2003 г) - Ставрополь, 2003 - С 29-30

6 Бекетов С Б , Димитриади Ю К , Афанасьев А В Технология изоляции притока пластовой воды в скважинах в условиях аномально низкого пластового давления // Сб науч тр СКО Российской инженерной акаде-

мии, КубГТУ, НТЦ «Кубаньгазпром» Сер «Гипотезы, поиск, прогнозы» - Краснодар, 2005 -№21 -С 49-56

7 Афанасьев А В , Костенюк С А , Кустышев А В , Казаков Е Г Влияние цикличности работы Пунгинского ПХГ на техническое состояние скважин II Разработка газонефтяных скважинах на современном этапе Сб тр кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа - Тюмень ТюмГНГУ, 2005 -Вып 2-С 132-136

8 Афанасьев AB Ремонт скважин в условиях цикличности эксплуатации подземных хранилищ газа // Разработка газонефтяных скважинах на современном этапе Сб тр кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа -Тюмень ТюмГНГУ, 2005 -Вып 2 - С 71-74

9 Афанасьев А В , Немков А В , Кустышев А В , Костенюк С А , Ваганов Ю В и др Технология ликвидации песчаных пробок с применением циркуляционного клапана // Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования Матер III Российской меж-вуз научн -практич конф с междунар участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП (Тюмень, 25-26 февраля 2006 г) - Тюмень, 2006 - С 187-190

10 Афанасьев А В , Бекетов С Б , Зозуля Е К , Матиешин И С Исследование составов и опыт применения пенных систем при ремонте и освоении скважин на Пунгинском ПХГ // Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования Матер III Российской межвуз научн -практич конф с междунар участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП (Тюмень, 25-26 февраля 2006 г) - Тюмень, 2006 - С 223-226

11 Кустышев А В , Афанасьев А В , Зозуля Г П Оценка эффективности капитального ремонта скважин Пунгинского подземного хранилища газа//Известия вузов Нефть и газ -2006 - №4 - С 11-17

12 Афанасьев А В К вопросу оптимизации конструкций эксплуатационных скважин Пунгинского подземного хранилища газа // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири Сб научн тр ИНиГ и матер межрегион научн -практич конф студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ - Тюмень ТюмГНГУ, 2007 -Т 1 -С 168-169

13 Афанасьев А В , Кочетов С Г , Кустышев А В Проблемы рекон-

сгрукции мелких месторождений природного газа, используемых для газоснабжения на собственные нужды // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири Сб научн тр ИНиГ и матер межрегион научн -практич конф студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 5 0-летию ТюмГНГУ -Тюмень ТюмГНГУ, 2007 -Т 1 -С 245-246

14 Кустышев АВ, Афанасьев АВ, Ваганов ЮВ, Зозуля ЕК, Лахно Е Ю Растепление скважин промывкой облегченным солевым раствором // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири Сб научн тр ИНиГ и матер межрегион научн -практич конф студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ -Тюмень ТюмГНГУ, 2007 -Т 1 - С 254-257

15 Афанасьев А В Специфика и перспективы развития капитального ремонта скважин на подземных хранилищах газа // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири Сб научн тр ИНиГ и матер межрегион научн -практич конф студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ - Тюмень ТюмГНГУ, 2007 -Т 1 -С 260-261

16 Пат 2211915 РФ, Е 21 В 43/32, 33/13 Циркуляционный клапан / С Б Бекегов, В А Машков, П Н Завальный, С В Алимов, А В Афанасьев и др (РФ) - № 2003117291, Заявлено 16 10 01, Опубл 10 01 03, Бюл 1

17 Пат 2217574 РФ, Е 21 В 43/32, 33/13 Устьевой герметизатор / С Б Бекетов, В А Машков, П И Завальный, С В Алимов, А В Афанасьев и др (РФ) -№ 2003117291, Заявлено 13 12 01, Опубл 10 01 03, Бюл 1

18 Пат 2244115 РФ, Е 21 В 43/32, 33/13 Способ изоляции притока пластовых вод / Я И Годзюр, А В Кустышев, И А Кустышев, А В Афанасьев (РФ) - № 2003117291, Заявлено 09 06 03, Опубл 10 01 05, Бюл 1

19 Пат 2264531 РФ, Е 21 В 43/12 Жидкость для глушения нефтяных и газовых вод /ЯМ Курбанов, Ю Ф Логинов, А А Хайрулин, А В Афанасьев (РФ) - № 2004123916, Заявлено 04 08 04, Опубл 20 11 05

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 25 Об 2007 г Бумага писчая Заказ № 353а Тираж 110 экз Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г Уфа, проспект Октября, 144/3

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Афанасьев, Ахнаф Васильевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. АНАЛИЗ РЕМОНТА СКВАЖИН НА ПУНГИНСКОМ ПОДЗЕМНОМ ХРАНИЛИЩЕ ГАЗА .8'

1.1. Обзор существующих методов ремонта газовых скважин.

1.2. Геологическая характеристика Пунгинского ПХГ.

1.3. Техническое состояние скважин Пунгинского ПХГ.

1.4. Анализ ремонта скважин Пунгинского ПХГ

2. ИССЛЕДОВАНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ НОВЫХ СОСТАВОВ \ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ И КОМПОЗИЦИЙ.

2.1. Разработка водоизолирующих композиций.

2.2. Разработка жидкости глушения с наполнителем Целлотон.

2.3. Разработка жидкости глушения на углеводородной основе.

2.4. Разработка составов пенных систем для освоения скважин.

2.5. Разработка составов технологических жидкостей для интенсификации притока.

3. РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ

ЦИКЛИЧНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

3.1. Усовершенствованные технологии ремонта газовых скважин с использованием обычных подъемных агрегатов типа А-50.

3.2. Комплексная технология ремонта газовых скважин с использованием колтюбинговых установок.

3.3. Технология безгидратной эксплуатации газовых скважин.

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ЦИКЛИЧНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и совершенствование технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа"

Актуальность проблемы. В современных условиях развитие топливно-энергического комплекса России во многом зависит от надежности функционирования единой системы газоснабжения, которая обеспечивается за счет создания резервов оборотных фондов газа. Наиболее эффективным методом накопления является подземное хранение газа в истощенных газовых и газоконден-сатных месторождениях, позволяющее регулировать неравномерность потребления газа и обеспечивать надежность его подачи потребителю.

Первые подземные хранилища газа (ПХГ) в нашей стране начали создаваться в 1958 году. В настоящее время на территории России и ст^ан СНГ действует более 40 ПХГ, в то время как в Тюменской области эксплуатируется одно Пунгинское ПХГ (объем запасов 20 млрд. м3). На переводимых в ПХГ месторождениях уже имеется фонд добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин и внутрипромысловые сооружения для очистки и транспортирования товарного газа.

Эксплуатация ПХГ носит цикличный характер, при котором происходит периодическая смена направления движения границы раздела «газ-вода» в неоднородной пористой среде, что приводит к существенным изменениям продуктивных характеристик газовых скважин. Смена направления движения газа и вытесняемой воды, повышение водонасыщенности в процессе отбора, недостаточно прочная сцементированность коллекторов, а также значительные перепады давления способствуют разрушению призабойной зоны пласта (ПЗП) и скапливанию в ней матричного глинистого, алевролитового и песчаного материала, оказывающего существенное сопротивление потоку газа. Эксплуатация скважин в таких условиях остается проблематичной, а условия их работы специфичны для каждого ПХГ, поэтому выбранная для исследования тема является актуальной.

Цель работы. Разработка и совершенствование технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа.

Основные задачи исследований

1. Обобщение и анализ существующих технологий ремонта газовых скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа.

2. Совершенствование применяемых на Пунгинском ПХГ технологий ремонта скважин с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов типа А-50 и повышение эффективности их применения.

3. Разработка новых составов технологических растворов, повышающих эффективность ремонтов и сохраняющих продуктивность коллекторов газовых скважин на ПХГ.

4. Разработка комплексной технологии ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок, обеспечивающей успешное проведение ремонтов скважин без их глушения.

5. Разработка технологии ,безгидратной эксплуатации скважин, обеспечивающей увеличение межремонтного периода работы скважин и внутрипро-мысловых газопроводов в безгидратном режиме.

6. Промысловые испытания предложенных технологий в условиях Пун-гинского ПХГ, оценка эффективности их внедрения в производство.

Научная новизна

1. Уточнен механизм взаимодействия различных по составу технологических жидкостей и газа с коллекторами ПХГ в условиях АНПД, основанный на выявленной тенденции снижения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, обусловленной разрушением скелета матричных пород коллектора и цементного камня крепи скважин в период закачивания газа и обводнением ПЗП в период его отбора.

2. Обоснована целесообразность применения комплексной технологии ремонта скважин в условиях цикличной работы ПХГ. Данная технология включает глушение скважин, промывку песчаных пробок, изоляцию притока пластовых вод, освоение скважин и интенсификацию притока с помощью колтю-бинговых установок.

3. Обоснована необходимость закачивания метанола в период подачи газа в ПХГ для предотвращения гидратообразования в период его отбора.

Практическая ценность работы

1. Усовершенствованы технологии ремонта скважин с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов типа А-50 (заявка РФ № 2006133885), применение которых сокращает продолжительность ремонтных работ на 25-30 % (по результатам внедрения на Пунгинском ПХГ).

2. Разработаны составы технологических растворов (патент РФ № 2264531, заявка РФ № 2006115275), которые позволяют сохранив ФЕС ПЗП и обеспечить удаление сильно сцементированных песчаных пробок большой толщины (до 60-70 м).

3. Разработаны технические средства (патенты РФ № 2217574 и № 2211915), позволяющие обеспечить надежный ремонт скважин с соблюдением требований противофонтанной безопасности.

4. Создана комплексная технология ремонта скважин с использованием колтюбинговых установок (патент РФ № 2244115, заявка РФ № 2007109968), применение которой сокращает продолжительность ремонтных работ на газовых скважинах на 40-50 % и обеспечивает сохранность ФЕС ПЗП.

5. Разработана технология безгидратной эксплуатации скважин за счет превентивного закачивания метанола в подземное хранилище (заявка РФ № 2006119759), применение которой увеличивает период безгидратной эксплуатации скважин и межпромысловых газопроводов в 1,5-2,0 раза.

6. Выполненные исследования явились основой для разработки 13 руководящих документов, регламентов и инструкций, применяемых при строительстве, эксплуатации, ремонте, консервации, расконсервации и ликвидации скважин на Пунгинском ПХГ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ»,(г. Кисловодск, 2004); III Российской межвузовской научно-практической конференции с международным участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП «Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования» (г. Тюмень, 2006); Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006); XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006); Научно-технических советах ОАО «Газпром» (2000-2007 гг.); на заседаниях кафедры «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2004-2007 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 21 печатная работа, в том числе 1 тематический обзор, 16 научных статей (из них 2 в ВАКовских изданиях), 1 тезис научного доклада, получено 4 патента РФ, разработано 13 руководящих документов.

Автор искренне благодарен за помощь, ценные советы и консультации научному руководителю к.т.н. Кустышеву А.В., консультанту д.т.н., профессору Зозуле Г.П. Считает своим долгом выразить признательность д.т.н., профессору Сызранцеву В.Н., оказавшему помощь в работе над диссертацией, а также генеральному директору ООО «Тюментрансгаз» Завальному П.Н., главному инженеру ООО «Тюментрансгаз» Алимову С.В., работникам ООО «Тюментрансгаз» Костенюку С.А., Кульчицкому Ю.П., сотрудникам ОАО «СевКав-НИПИгаз» д.т.н., профессору Гасумову Р.А., к.т.н. Бекетову С.Б., сотрудникам ООО «ТюменНИИгипрогаз» д.г.-м.н. Клещенко И.И., научным сотрудникам Чижовой Т.И., Шестаковой Н.А., Кряквину Д.А., Немкову А.В., оказавшим содействие при проведении исследований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Афанасьев, Ахнаф Васильевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа применяемых технологий ремонта скважин в условиях цикличной эксплуатации подземных хранилищ газа выявлена необходимость их совершенствования.

2. На основе результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований уточнен механизм взаимодействия различных по составу технологических жидкостей и газа с коллекторами Пунгинского ПХГ в условиях АНПД.

3. Усовершенствованы применяемые на Пунгинском ПХГ технологии ремонта скважин с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов типа А-50 за счет разработки на уровне изобретений технических средств (патенты РФ № 2211951, № 2217574), которые позволяют выполнять надежный ремонт скважин с соблюдением противофонтанной безопасности и сокращают продолжительность ремонтных работ на газовых скважинах на 25-30 %.

4. Разработаны новые составы технологических растворов, которые (при использовании в технологиях по п. 3) сохраняют ФЕС ПЗП и обеспечивают удаление сильно сцементированных песчаных пробок большой толщины (до 60-70 м).

5. Разработана комплексная технология ремонта скважин без глушения с использованием колтюбинговых установок, которая обеспечивает сохранность ФЕС ПЗП и сокращает продолжительность ремонтных работ на 40-50 %.

6. Разработана технология безгидратной эксплуатации скважин за счет превентивного закачивания метанола в подземное хранилище (заявка РФ № 2006119759), применение которой обеспечивает предотвращение гидратообразования в скважинах и внутрипромысловых газопроводах, сокращает количество закачиваемого для этих целей метанола по сравнению с применяемыми в настоящее время технологиями в 3 раза, увеличивает период эксплуатации скважин и газопроводов в безгидратном режиме в 1,5-2,0 раза.

7. Выполненные исследования явились основой для разработки 13 руководящих документов, регламентов и инструкций, использующихся при эксплуатации и ремонте газовых скважин, а также в проектах на строительство, консервацию и ликвидацию скважин на Пунгинском ПХГ.

8. За счет внедрения разработанных автором технических решений за период 1997-2006 гг. получен экономический эффект в размере 50 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Афанасьев, Ахнаф Васильевич, Уфа

1. Методика классификаций ремонтных работ по видам.- М.: ИРЦ Газпром, 2001.-28 с. ,

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

3. Клещенко И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко, А.В. Григорьев, А.П. Телков,- М.: Недра, 1998.-267 с.

4. Басарыгин Ю.М. Ремонт газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, П.П. Макаренко, В.Д. Мавромати,- М.: Недра, 1998,- 271 с.

5. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков.- Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000.- 424 с.

6. Гасумов Р.А. Высокоминерализованные жидкости для заканчивания и ремонта скважин / Р.А. Гасумов, Т.А. Липчанская, В.Е. Шмельков, Е.А. Эйсмонт. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. ст. ВНИИГАЗ.-М.: 1996.- С. 153-156.

7. Газизов А.Ш. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины / А.Ш. Газизов, Ю.В. Баранов // Обз. информ. Сер.: Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1982.- 36 с.

8. Петухов В.К. Состояние и перспективы применения химических реагентов для ограничения притока вод в скважины / В.К. Петухов, А.Ш. Газизов // Обз. информ. Сер.: Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- 37с.

9. Поддубный Ю.А. и др. Эффективность применения водоизолирующих материалов в нефтяных скважинах // Обз. информ. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1985.- 38 с.

10. Алексеев П.Д. Повышение эффективности изоляционных работ на основе геолого-математического обоснования выбора скважин // Обз. информ. Сер.: Нефтепромысловое дело,-М.: ВНИИОЭНГ, 1982.-36 с.

11. Спарлин Д.Д. Борьба с обводнением продуктивных скважин. Применение полиакриламидных полимеров // World Oil.- 1984.- Vol. 199.- № l.-P. 137142.

12. Габадулин Р.Г. Избирательные способы водоизоляционных работ / Р.Г. Габадулин, Р.Х. Муслимов, В.Г. Халтурин // Нефтяное хозяйство.- 1985.-№ 6.- С. 40-44.

13. Маляренко А.В. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений / А.В. Маляренко, Ю.В. Земцов., А.С. Шапатин // Нефтяное хозяйство.- 1981.-№1.-С. 35-38.

14. Амиян В.А. Повышение производительности скважин / В.А. Амиян, А.В. Амиян.-М.: Недра, 1986.-С. 128-130.

15. Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта ремонта нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Пррселков.- Краснодар: «Советская Кубань», 2002.- 584 с.

16. Пат. 41490 РФ. Е 21 В 43/32. Конструкция скважины для ликвидации межколонных перетоков / А.В.Кустышев, А.Н. Ребякин, А.В. Тюрин, А.В. Афанасьев, О.В. Сизое.- № 2004115974; Заяв. 31.05.04; Опубл. 27.10.04; Бюл. № 30.

17. Кустышев А.В. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири / А.В. Кустышев, И.И. Клещенко, А.П. Телков.- Тюмень: Вектор Бук, 1999.204 с.

18. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов // Справочное пособие. В 6 т.- М.: Недра-Бизнесцентр, 2002.

19. Съюмен Д. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах: Перевод с англ. / Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер. Пер. и ред. М.А. Цайгера,- М.: Недра, 1986.- 176 с.

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

21. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении: проблемы и решения.- Уфа: УГНТУ, 2000,- 219 с.

22. Кустышев А.В. Анализ состояния и эффективности применяемых на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, В.И. Кононов, В.В. Дмитрук //

23. Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2002.- 28 с.I

24. Долгов С.В., Бекетов СБ. Промывка шламовых пробок в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. ст. ВНИИГАЗ.- М.: 1995.- С 53-57.

25. Молчанов А.Г. Подземный ремонт и бурение скважин ^ применением гибкой трубы / А.Г. Молчанов, С.М. Вайншток.- М.: Изд-во АГН, 1999.304 с.

26. Хорошилов В.А. Предупреждение и ликвидация гидратных отложений при добыче нефти / В.А. Хорошилов, А.Г. Малышев // Обз. информ. Сер.: Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1986.- Вып. 15.- 55 с.

27. Штоль В.Ф. Перспективы применения койлтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин зарезкой и бурением вторых стволов / В.Ф. Штоль, В.А. Сехниашвилли, А.В. Кустышев, А.Н. Ребякин // Известия вузов. Нефть и газ.- 2002.- № 1.- С. 25-30.

28. Сулейманов А.Б. Техника и технология капитального ремонта скважин: Учеб. пособие / А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин.- М.: Недра, 1987.-316 с.

29. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин.- М.: Недра, 1975.-264 с.

30. Калашнев В.В. Интенсификация притоков флюидов из пластов в условиях высоких температур и давлений / В.В. Калашнев, В.Д. Барановский, Б.З. Сергеев // Обз. информ. Сер.: Бурение.- М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- Вып. 1,- 43 с.

31. Технология и техника для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пластов // Сб. науч. тр. ВННИИ.- М.: 1991.-191 с.

32. Кочетков JI.M. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти.- Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья», 2005.- 112 с.

33. Методы увеличения производительности скважин с применением акустики / Неволин В.Г., Поздеев О.В. // Экспресс-информ. Сер.: Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1992. Вып. 1.- С. 8-14.

34. Чернышева Т.Л., Тимашев Г.В., Мищенко А.Ю. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгаз-пром, 1987.-Вып. 1.-43 с.

35. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта: Учеб. пособие.- М.: Недра, 1986.- 165 с.

36. Кочетков Л.М. Опыт проведения гидроразрывов пластов в ОАО

37. Сургутнефтегаз» // Энергетика Тюменского региона.- 1999.- № 1,- С. 71-75.

38. РД 08-492-02 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.- М.: ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002.- 31 с.

39. Кустышев И.А. Повышение качества изоляционных работ при консервации и ликвидации скважин: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.15.- Защищена 25.12.04; Утв. 11.03.05.-Тюмень: 2004.

40. Кустышев А.В. О расконсервации газовых скважин на Ямбургском месторождении / А.В. Кустышев, О.В. Сизов, В.Б. Обиднов // Нефтегазовое направление: Сб. тр. Института нефти и газа.- Тюмень: Вектор Бук, 2004.- С. 187189.

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

42. Зайцев Ю.В. Оборудование для предотвращения открытых фонтанов нефтяных и газовых скважин / Ю.В. Зайцев, Р.А. Максутов, Х.А. Асфандияров,- М.: Недра, 1973.- 201 с.

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

44. Гасанов А.П. Восстановление аварийных скважин: Справочник.- М.: Недра, 1983.- 128 с.

45. Кустышев А.В. Труболовки внутренние освобождающиеся для ремонта скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, А.Ф. Безносиков // Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: Межвузовский сб. науч. тр.- Тюмень: 1994.- С. 112-118.

46. Овсянкин A.M. Применение установок «непрерывная труба» при ремонте скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» Материалы НТС ОАО «Сургутнефтегаз».- Сургут: 1999.

47. Кузнецов В.В. Колтюбинговые установки на предприятиях ОАО «Газпром» // Нефть и капитал. Приложение 1, Колтюбинг: опыт, исследования, технология, практика,- Изд-во «Нефть и капитал», 2001.- Вып. 1.- С. 14-16.

48. Зозуля Г.П. Перспективы применения койлтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, В.К. Романов, К.В. Бурдин // Известия вузов. Нефть и газ.- 2001.-№ 6.- С. 55-59.

49. Дубровский Н.Д. Капитальный ремонт скважин с использованием колтюбинговой установки М-10 совместно с бустерной установкой УБ14-125-25-Г // Нефть и капитал. Приложение 1. Колтюбинг: опыт, исследования, технология, практика.- 2001.- Вып. 1.- С. 17-22.

50. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти.- М.: ВНИИГАЗ, 1990,214 с.

51. Сахабутдинов P.P. Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения (на примере Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения): Дис. . канд. техн. наук: 25.00.15.- Защищена 10.06.05.- Краснодар: 2005.

52. 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.- Защищена 17.12.05.-Тюмень: 2005. , ,

53. Бояркин А.А. Разработка технологических решений, повышающих эффективность глушения газовых скважин с аномально низким пластовым давлением: Дис. . канд. техн. наук: 25.00.15.- Защищена 03.11.05.- Краснодар: 2005.

54. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.- М.: ФГУП «НТЦ по безопасности промышленности Госгортехнад-зора России», 2004.- 312 с.

55. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин.- Краснодар: Просвещение-Юг, 2002.- 274 с.

56. Дмитрук В.В. Повышение эффективности капитальных ремонтов скважин с целью совершенствования разработки и эксплуатации газовых залежей (на примере месторождения Медвежье): Дис. . канд. техн. наук: 25.00.17.-Защищена 14.12.05.- Москва: 2005.

57. Амиян В.В. Применение пенных систем в нефтегазодобыче: Учеб. пособие / В.В. Амиян, А.В. Амиян, Л.В. Казакевич, Е.Н. Бекиш.- М.: Недра, 1987.- 229 с.

58. Шамшин В.И. Капитальный ремонт скважин в условиях АНПД / В.И. Шамшин, Д.А. Удодов, С.Б. Бекетов, Р.А. Гасумов, В.И. Нифантов, М.Н. Пономаренко, А.В. Афанасьев // Газовая промышленность.- 2001.- № 4,-С. 44-45.

59. Амиян В.А. Освоение нефтяных и газовых скважин // Обз. информ. Сер.: Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1977.- 42 с. .

60. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников, Ю.М. Басарыгин.- М.: Недра, 1998.495 с.

61. Булатов А.И. Освоение скважин: Справочное пособие / А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко, Р.С. Яремийчук: Под ред. Р.С. Яремийчука.- М.: Недра-Бизнесцентр, 1999.- 472 с.

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

63. Тагиров К.М. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении газовых скважин / К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин.- М.: Недра, 1996.- 94 с.

64. Технологическая схема расширения Пунгинского ПХГ до активногообъема 6,5 млрд. м : Отчет о НИР / ВНИИГАЗ; Руководитель Б.В. Арестов; шифр работы И 1.06.93.- М.: 1992.

65. Пересчет запасов газа Пунгинского месторождения,- Саратов: Вос-токгипрогаз, 1969.

66. Фурман И.Я, Подземное хранение газа в единой системе газоснабжения.- М.: Недра, 1992.-204 с.

67. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа.- М.: Недра, 1981.-247 с.

68. Клещенко И.И. Эксплуатация Пунгинского подземного хранилища газа / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, М.Г. Гейхман, А.В. Афанасьев // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2000.- 39 с. .

69. Аршинов С.А. Безгидратная эксплуатация скважин Мессояхского газового месторождения / С.А. Аршинов, П.А. Колодезный, А.А. Семириков // Газовое дело, 1971.- № 12,- С. 3-5.

70. Шешуков Н.А. Результаты опытно промышленной эксплуатации Пунгинского газоконденсатного месторождения // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газокоденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгаз-пром, 1978.-38 с.

71. Кульпина Н.М. Условия безгидратной работы и остановки скважин / Н.М. Кульпина, П.А. Гереш // Газовая промышленность.- 1982.- № 1.- С. 9-10.

72. Афанасьев А.В. Особенности капитальных ремонтов скважин на подземных хранилищах газа // Проблемы освоения нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. ТюмГНГУ.- Тюмень: 2006.- С. 73.

73. Кустышев А.В. Оценка эффективности капитального ремонта скважин в условиях цикличности работы Пунгинского подземного хранилища газа / А.В. Кустышев, А.В. Афанасьев, Г.П. Зозуля.- Известия вузов. Нефть и газ.-2006. Вып. 4, С. 112-120.

74. РД 00154223-239-2002. Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок на Пунгинском ПХГ и на месторождениях ООО «Тюментрансгаз» / А.В. Кустышев, Т.И, Чижова, А.В. Афанасьев и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2002.- 78 с.

75. РД 00158758-226-2001. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Пунгинского ПХГ и на месторождениях ООО «Тюментрансгаз» / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, А.В. Афанасьев и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001.-178 с.

76. Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах // Сборник руководящих материалов по охране недр при разработке месторождений полезных ископаемых.- М.: Недра, 1987.- С. 496-543.

77. Кустышев А.В. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении / А.В. Кустышев, В.Б. Обидное, Т.И. Чижова, Д.А. Кряквин, О.В. Сизов // Известия вузов. Нефть и газ.- 2005. № 5.-С. 29-38.

78. НД 00154358-274-2004 Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ ООО «Баштранс-газ.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.- 201 с.

79. Пат. 2264531 РФ. С1 кл. 7 Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения нефтяных и газовых вод / Я.М. Курбанов, Ю.Ф. Логинов, А.А. Хайрулин, А.В., Афанасьев (РФ).- № 2004123916, Заяв. 04.08.04; Опубл. 20.11.05.

80. Пат. 2244115 РФ. Е .21 В 43/32, 33/13. Способ изоляции притока пластовых вод / Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев, И.А. Кустышев, М.Г. Гейхман, А.В. Афанасьев.- № 2003117291, Заяв. 09.06.03; Опубл. 10.01.05, Бюл № 1.

81. Рулешинский Л.З. Математическая обработка результатов эксперимента: Справочное руководство. М.: Недра, 1971.- С. 56-91, С. 107-126.

82. Рузинов Л.П. Статистические методы оптимизации химических процессов.- М.: Химия, 1972.- 199 с.

83. Методическое руководство по применению статистических методов при проведении лабораторных исследований с буровыми и тампонажными системами.- Краснодар: ВНИИКрнефть, 1971.- 134 с.

84. Кафаров В.В. Методы кибернетики в химии и химической технологии,- М.: Химия, 1976,- С. 167-190.

85. Хикс Ч. Основные принципы планирования эксперимента.- М.: Мир, 1967,-С. 134-150.

86. Зедгинидзе И.Г. Планирование эксперимента для исследованиямногокомпонентных систем.- М.: Недра, 1976.- 390 с.

87. Мосиенко В.Г. К вопросу о методике испытания изолирующих составов герметиков / В.Г. Мосиенко, Р.А. Гасумов, A.M. Педус // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИГАЗ.- М.: 1995.-С. 76-79.

88. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых.- М.: Недра, 1987.-С. 247-248.

89. Подгорнов В.М. Практикум по заканчиванию скважин / В.М. Подгорнов, И.А. Ведищев.- М.: Недра, 1985.

90. Пат. 2217574 РФ. Е 21 В 43/32, 33/13. Устьевой герметизатор / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, П.Н. Завальный, С.В. Алимов, А.В. Афанасьев и др. (РФ).-№ 20031.17291, Заяв. 13.12.; Опубл. 10.01.03, Бюл. № 1.

91. Пат. 2211915 РФ. Е 21 В 43/32, 33/13. Циркуляционный клапан / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, П.Н. Завальный, С.В. Алимов, А.В. Афанасьев и др. (РФ).-№2003117291, Заяв. 16.10.01; Опубл. 10.01.03; Бюл № 1.

92. Временная инструкция по проведению комплексного капитального ремонта скважин на Пунгинском ПХГ в условиях АНПД / Р.А. Гасумов, С.Б. Бекетов, А.В. Афанасьев и др.- Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1998.- 22 с.

93. СТО 00154223-01-2005. Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Пунгинского ПХГ и на месторождениях ООО «Тюмен-трансгаз» / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, А.В. Афанасьев и др.- Тюмень: Тю-менНИИгипрогаз, 2005.- 198 с.

94. СТО 00154223-03-2006. Технологический регламент по глушению и растеплению газовых скважин на Пунгинском ПХГ технологическими растворами на основе хлоркалия-электролита / Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, А.В. Афанасьев и др.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2006.- 27 с. ^

95. НД 00158758-341-2004. Технологический регламент на ремонтно-изоляционные работы в скважинах Пунгинского ПХГ с помощью колтюбинговых установок / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, А.В. Афанасьев и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2003.- 18 с.

96. СТО 00154223-02-2005. Технологический регламент по интенсификации притока зарезкой и бурением боковых стволов в скважинах Пунгинского ПХГ / А.В. Иванец, А.В. Афанасьев, С.А. Костенюк и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2005.- 53 с.

97. РД 00158758-230-2000. Технологический регламент по консервации скважин Пунгинского ПХГ / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, А.В. Афанасьев и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2000.- 50 с.

98. РД 00158758-231-2001. Технологический регламент по расконсервации скважин Пунгинского ПХГ / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, А.В. Афанасьев и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001.- 47 с.

99. НД 00158758-341-2004. Технологический регламент по эксплуатации скважин Пунгинского ПХГ / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, А.В. Афанасьев и др.-Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.- 92 с.

100. РД 00158758-228-2000. Технологический регламент по беспакернойэксплуатации скважин Пунгинского ПХГ / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, А.В. Афанасьев и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2000.- 38 с.

101. Инструкция по переаттестации скважин ПХГ с целью определения их возможной эксплуатации / А.Е. Арутюнов, К.М. Тагиров, А.В. Афанасьев и др.- Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2001.- 29 с.

102. Техническая характеристика1. Давление, МПа- рабочее.6;- пробное.12;

103. Диаметр уплотняемого инструмента, мм.73;

104. Частота вращения, об/мин.до 50;

105. Габаритные размеры, мм.430x395;1. Масса, кг. 150.

106. Конструкция клапана циркуляционного гидравлического (Патент РФ №2211915)

107. Техническая характеристика

108. Условный диаметр экспл. колонны, мм 168

109. Диаметр проходного сечения, мм 50

110. Давление открытия, МПа 0,1

111. Давление закрытия, МПа 0,4 0,5

112. Эффективность применения новой технологии эксплуатации скважин в безгидратном режиме

113. Заявка РФ № 2006116117, № 20061195791. N N N IN N

114. Рис. 1 Количество используемого метанола в рИс.2 - Удельный расход метанола в период период отбора 2000-2005 гг. отбора-закачивания за 2000-2005 гг.

115. Использование метанола сократилось в 2 раза. В среднем в период отбора использовалось метанола: до применения технологии 130 тонн, после - 60 тонн.

116. Удельные расходы метанола на 1000 м' отобранного закачанного газа: в сезон закачивания возросли с 7-8 г. до 29 г., в период отбора сократились с 50-83 г. до 30-40 г.3"

117. Рис. 3 Часы продувок скважин на факел в период отбора за 2000-2005 гг.

118. Рис.4 Технологические потери газа при продувке скважин в период отбора за 2000-2005 гг.см со т юо о о оо о о о1. N СМ СМ см-А СМ соо о о оо о о осм см см см

119. Технологические потери газа сократились в 3 раза. Затраты газа на технологические потери при продувке скважин в период отбора сократились с 4-5 млн.м3 газа до 0,7-1,7 млн.м^.1. Акт внедрения1. УТВЕРЖДАЮ »1. Главный инженер1. АКТ

120. Внедрения комплекса разработок, представленных в диссертационной работе Афанасьева Ахнафа Васильевича на соискание ученой степеникандидата технических наук

121. Полное наименование внедренных разработок.

122. Комплексная технология удаления песчано-глинистых пробок из скважин с применением пенных систем в условиях АНПД с одновременным вызовом притока газа из пласта.

123. Технология интенсификации притока газа путем пенокислотного воздействия на призабойную зону пласта (в т.ч. состав для проведения работ в зимних условиях).

124. Технология промывки и освоения скважин с применением установки с гибкой трубой в условиях АНПД.

125. Технические средства для проведения ремонтных работ в условиях АНПД.

126. Технология изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД.

127. Технология изоляции притока подошвенной воды, поступающей в газовые скважины по напластованию продуктивных отложений, в условиях АНПД. S

128. Тема, задание, научное исследование, результатом которых явиласьразработка, мероприятие.

129. Представленный комплекс разработок явился результатом законченных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по заданиям и темам, утвержденным ОАО «Газпром» и ООО «Тюментрансгаз».

130. L Договор 12Г/96.98 «Разработать и внедрить технические и технологические решения, повышающие эффективность работы скважин ПХГ», задание 3 «Внедрение комплексной технологии ремонтных работ на скважинах Пунгинского ПХГ».

131. Договор 16Г/99.2001 «Разработать и внедрить технические и технологические решения, повышающие производительность скважин ПХГ»,

132. Договор 1 СК «Разработка технологии гидроизоляции пластов в условиях АНПД».

133. Договор 1 РАЕН «Разработка и внедрение технических средств для капитального ремонта скважин».

134. Договор 1 ГТ «Капремонт эксплуатационной скважины № 2356 (Инв. № 27242) Пунгинского СПХГ. Разработка и внедрение технологии интенсификации притока газа».

135. Договор 2 ГТ «Капремонт эксплуатационных скважин № 235, 503, 521, 535 (Инв. № 27242, 27269,27251,27244) Пунгинского СПХГ. Разработка и внедрение технических средств».

136. Договор 3 ГТ «Капитальный ремонт скважин Пунгинского ПХГ. Разработка и внедрение технологии изоляции водопритоков в условиях АНПД. Инв. № 27251, 27257».

137. Договор 6 ГТ «Капитальный ремонт скважин Пунгинского ПХГ. Разработка и внедрение технологии селективной изоляции водопритоков в условиях АНПД (Инв. № 27260, 27259)».

138. Наименование предприятия, где произведено внедрение.

139. ООО « Тюментрансгаз » ОАО «Газпром».

140. Наименование объекта, где произведено внедрение.

141. Пунгинское подземное хранилище газа. Капитальный ремонт скважин № 208,235,239,244,249, 501,502, 503,505, 506, 508,509,511,513, 514,515, 516б, 517,518,519, 521, 522,526,527,530,532»533, 535.

142. Деминское газоконденсатное месторождение, скважина № 7.I

143. Основные результаты внедрения,

144. Суммарный экономический эффект от внедрения разработок составил 50 млн. рублей.1. Ведущий геолог ПОпоЭГТХГ1. С. А, Костенюк

145. Зам. начальника Пунгинского ПХГ

146. Начальник ЦКПРС Югорского РНУ1. Ю.П.Кульчицкий