Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и совершенствование технологий вывода скважин из бездействующего фонда на поздней стадии разработки месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и совершенствование технологий вывода скважин из бездействующего фонда на поздней стадии разработки месторождений"

УДК 622.279.7

ОБИДНОВ ВИКТОР БОРИСОВИЧ

РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ВЫВОДА СКВАЖИН ИЗ БЕЗДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (на примере Ямбургского ГКМ)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

□03480824

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2009

003480824

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

Научный руководитель - кандидат технических наук

Гейхман Михаил Григорьевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Котенев Юрий Алексеевич

- кандидат технических наук Сагитов Дамир Камбирович

Ведущее предприятие - Сибирский Научно-Аналитический

Центр (СибНАЦ)

Защита диссертации состоится 6 ноября 2009 года в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 6 октября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Западная Сибирь является основным нефтегазовым регионом России, в котором интенсивно разрабатываются такие крупнейшие газовые и газо-конденсатные месторождения, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное. Строительство скважин на таких месторождениях осуществлялось «опережающим» бурением, то есть после завершения строительства скважины консервировались до подключения их к шлейфу, а ряд скважин оставались в незавершенном производстве, в бездействующем фонде.

Наличие на территории Западной Сибири большого количества законсервированных и бездействующих скважин (до 7,5 тысяч, по данным Госкомимущества) представляет собой большую техногенную опасность. Длительное время бездействующие скважины корродируют, их техническая надежность с каждым годом снижается. Поэтому скорейший ввод таких скважин в эксплуатацию обеспечит не только получение дополнительных объемов ценнейшего углеводородного сырья, но и предотвратит возможные возникновения аварийных ситуаций с тяжелейшими экологическими последствиями.

Расконсервация и вывод из бездействующего фонда скважин, расположенных в зонах мерзлых пород (МП) и аномально низких пластовых давлений (АНПД), требуют обеспечения повышенной надежности и безопасности проведения работ, применения эффективных технологий, обеспечивающих очистку пласта от фильтратов технологических (буровых, солевых и водных) растворов, замедляющих и предотвращающих дальнейшее «загрязнение» призабойной зоны пласта (ПЗП).

Поэтому поиск новых технологических решений, совершенствование и разработка технологий, повышающих эффективность и обеспечивающих промышленную безопасность проведения работ при выводе скважин из бездействующего фонда, являются актуальной проблемой.

Цель работы - совершенствование применяемых и разработка новых технологий ремонтных работ по выводу газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда для условий слабосцементированных суперколлекторов с техногенными трещинами и АНПД.

Основные задачи исследований

1. Обобщение и анализ существующих технологий вывода газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда.

2. Разработка новых и совершенствование существующих технологий по выводу из бездействующего фонда газовых и газоконденсатных скважин в условиях слабосцементированных пористо-трещиноватых коллекторов с АНПД.

3. Разработка новых составов технологических растворов для блокирования высокопроницаемых пластов (трещин разрыва) и глушения газовых и газоконденсатных скважин в процессе ремонтных работ.

4. Разработка новых составов технологических растворов, обеспечивающих эффективное удаление проппанта из ствола и освоение скважины после гидравлического разрыва пласта (ГРП).

5. Разработка новых технических средств для реализации технологий, позволяющих сократить продолжительность подготовительно-заключительных работ (ПЗР) перед проведением ГРП.

6. Промысловые испытания разработанных технологий и созданных технических средств в условиях Ямбургского месторождения, оценка эффективности их внедрения в производство.

Методы решения поставленных задач

Методика исследований основана на анализе и обобщении имеющихся теоретических, экспериментальных и промысловых данных по выводу скважин из бездействующего фонда и на результатах собственных аналитических, лабораторных и промысловых исследований с использованием современных установок и математических методов.

Научная новизна

1. Изучен и уточнен механизм реанимации и восстановления продуктивности скважин, длительное время находящихся в бездействующем фонде.

2. Подтверждена необходимость применения новых составов технологических растворов (блокирующих композиций и жидкостей глушения) при выводе газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда в условиях слабосцементированных высокопроницаемых коллекторов сеноманских отложений пористо-трещиноватого типа с АНПД и трещин разрыва. Разработаны новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций, обеспечивающие повышение качества ремонтных работ, в частности ГРП.

3. Обоснована и экспериментально подтверждена необходимость блокирования ПЗП до и после проведения ремонтов (ГРП) с использованием эксплуатационной фонтанной арматуры (ФА) и противовыбросового оборудования (ПВО).

Основные защищаемые положения:

• технологии вывода скважин из бездействующего фонда, обеспечивающие надежность и эффективность ремонтных работ;

• технологии подготовительно-заключительных работ для гидравлического разрыва пласта;

• технология вымывания проппантовых пробок большой толщины после завершения ГРП;

• новые составы технологических растворов и жидкостей для реализации технологий вывода скважин из бездействующего фонда.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Усовершенствована технология растепления скважин (заявка РФ № 2006115284), которая обеспечивает эффективное разрушение и удаление гидратных пробок.

2. Усовершенствованы технологии глушения скважин, в том числе с использованием колтюбинговых установок (патенты РФ № 2319827 и

№ 2319828, заявки РФ № 2006142116* и № 2006142117*), применение которых обеспечивает надежное глушение скважины и блокирование пласта, сохраняет его фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), позволяет обеспечить вызов притока флюида из пласта после капитального ремонта скважины (КРС).

3. Разработаны технологии ПЗР для ГРП (патенты РФ № 2301885, № 2306412, № 2324050), применение которых сокращает продолжительность вывода скважин из бездействующего фонда в 2...3 раза.

4. Разработана технология удаления проппанта (в том числе проп-пантовых пробок большой толщины, достигающей 1000 м и более) из скважин после ГРП и освоения их с помощью колтюбинговой техники (заявка РФ № 2008106565), которая обеспечивает эффективное удаление проппанта из скважины, предотвращает возникновение прихвата безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ), сокращает продолжительность ремонтных работ в 1,5...2,0 раза.

5. Разработаны составы блокирующих композиций, жидкостей глушения и растепления (патенты РФ № 2309177 и № 2319725), которые позволяют быстро и эффективно заглушить скважину, уменьшить «загрязнение» ПЗП и обеспечить разрушение гидратно-ледяной пробки.

6. Разработаны технические средства (патент РФ № 52919), обеспечивающие надежность ремонтных работ и их противофонтанную безопасность.

7. Проведенные исследования явились основой для разработки ряда регламентирующих документов, которые применены при выводе газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда на Ямбург-ском месторождении.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

• международных научно-практических конференциях «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 2003; 2004);

Имеется положительное решение на выдачу патента РФ.

• Международной научно-практической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» (г. Анапа, 2005);

• III научно-практической конференции с международным участием «Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования», посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006);

• региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (г. Сургут, 2006);

• межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006);

• IX Международной конференции по колтюбинговым технологиям и внутрискважинным работам (г. Тюмень, 2008);

• заседаниях и семинарах кафедры «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2004 - 2008).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 29 печатных работ, в том числе 1 тематический обзор, 16 статей, получено 9 патентов РФ.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 135 наименований, и 3 приложений. Изложена на 142 страницах машинописного текста и содержит 12 рисунков, 9 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

Первый раздел диссертации посвящен анализу состояния вопроса по расконсервации и (или) выводу скважин из бездействующего фонда.

Изучением вопросов повышения эффективности ремонта скважин и восстановления их продуктивности занимались многие отечественные ученые и специалисты. В их числе Ф.С. Абадулин, А.Д. Амиров, Х.А. Ас-фандияров, A.A. Ахметов, Ю.М. Басарыгин, Ю.Е. Батурин, С.Б. Бекетов, В.Ф. Будинов, А.И. Булатов, А.П. Гасанов, P.A. Гасумов, Г.М. Гульянц, Ф.А. Гусейнов, Ю.В. Зайцев, Г.П. Зозуля, А.Г. Калинин, К.А. Карапетов, И.И. Клещенко, Ю.П. Коротаев, B.C. Кроль, Ю.С. Кузнецов, A.B. Кусты-шев, В.М. Кучеровский, П.Н. Лаврушко, А.Н. Лапердин, P.A. Максутов, В.Н. Маслов, Р.И. Медведский, А.Г. Молчанов, В.И. Рябченко, H.A. Сидоров, А.Б. Сулейманов, K.M. Тагиров, А.П. Телков, P.A. Тенн, В.Я. Харьков, П.М. Усачев, A.C. Яшин, I. Goins, M. Economides, R. Oligney, P. Valco, P. Sheffïld и другие.

Суровые климатические условия Ямбургского месторождения неблагоприятно сказываются на качестве строительства, эксплуатации и ремонте скважин. Кустовое разбуривание месторождения наклонно направленными скважинами со сложными профилями и большими отходами от вертикали усложняет условия формирования цементного камня за обсадными колоннами, а «опережающее» бурение предопределяет продолжительное простаивание заглушённых скважин в бездействующем фонде или в консервации. Кроме длительного воздействия жидкости глушения на продуктивный пласт одной из главных причин ухудшения его ФЕС и снижения продуктивности скважин часто является недостаточно обоснованное использование технологических жидкостей, то есть не всегда в нужном объеме учитываются геологические условия месторождения, литолого-физические свойства коллектора и физико-химические характеристики флюидов и технологических жидкостей. Например, использование жидкости глушения большой плотности в условиях давлений ниже гидростатических приводит к интенсивному проникновению ее в пласт и резкому снижению ФЕС пород-коллекторов.

Анализ снижения ФЕС продуктивного пласта при КРС показал, что при принятых оптимальных режимах разработки (депрессии, дебите и др.) в должной мере отрабатываются в скважину не все газосодержащие пласты. Из общих газонасыщенных пропластков в интервале перфорации рабочими являются пласты-коллекторы со следующими свойствами: высота газоносного интервала 2,5... 18,2 м, пористость 28,7 %, проницаемость ОД 17...3,0 мкм2, коэффициент газонасыщенности 78,2 %. По данным геофизических исследований скважин, газоотдача таких пропластков достигает 70 % от всего добываемого объема природного газа. Указанные пласты-коллекторы представлены следующим литологическим составом: кварц от 50 до 60 %, полевой шпат от 25 до 35 %, слюда от 2 до 6 %, обломки породы от 4 до 10 %. Для песчано-алевролитовых пород сеноманской залежи характерна слабая степень цементации (10...15 %), при этом цемент чаще всего порового или пленочно-порового типа каолит-хлорид-гидрослюдистого состава.

Глубина проникновения фильтрата и кольматации зависит от ряда факторов: перепада давления между скважиной и пластом — репрессии, типа и физических параметров пород-коллекторов, степени дисперсности твердой фазы, физико-химических свойств промывочной жидкости и др.

Детальный анализ обширного промыслово-геофизического материала показал, что проникновение фильтрата в пористо-трещиноватый коллектор происходит более интенсивно, чем в гранулярный. Основными методами восстановления продуктивности пластов, представленных пористо-трещиноватым коллектором, являются обработка призабойной зоны (ОПЗ) пласта различными кислотами, повторная или дополнительная перфорация продуктивного пласта, ГРП, гидропескоструйная перфорация (11111), бурение боковых стволов (БС). Данные методы направлены на восстановление первоначальных ФЕС пласта, на преодоление закольматированной зоны ПЗП и получение проектных дебитов.

Анализ работ по выводу газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда на Ямбургском месторождении показал, что в период «опережающего» бурения геологическое строение месторождения полностью не было изучено, ряд скважин был пробурен в зонах с низкой проницаемостью и до настоящего времени находится в бездействующем фонде. По данным на 2007 год, в бездействующем эксплуатационном фонде находилась 121 скважина, в том числе 90 неокомских (29 % от эксплуатационного фонда) скважин и 31 сеноманская (3,2 % от эксплуатационного фонда) скважина.

Анализ и обобщение данных газодинамических исследований скважин показали, что неудовлетворительное техническое состояние бездействующего фонда связано с негерметичностью эксплуатационных колонн, несоблюдением рекомендаций по интервалам перфорации, неполным вскрытием активных толщин в рекомендуемых интервалах перфорации, наличием водопритоков по некачественно зацементированному заколон-ному пространству, несоответствием типа перфоратора рекомендуемому, активным «загрязнением» ПЗП. Для вывода скважин из бездействующего фонда на месторождении применялись следующие методы: вскрытие пластов мощными зарядами, дополнительная и повторная перфорация, ГРП, ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны спуском дополнительной колонны меньшего диаметра (рисунок 1).

И дострелы активных толщин (52 %) И изоляция водопротока (17 %)

Ш ликвидация негерметичности спуском дополнительной колонны (1 %) И ГРП (13%) □ другие (17 %)

Рисунок 1 - Технологии вывода скважин из бездействующего фонда на Ямбургском месторождении за период 2002-2007 гг.

В большинстве случаев вывод скважин из бездействующего фонда сопровождался ремонтными работами, связанными с ликвидацией водоприто-ков и интенсификацией притока флюида с использованием кислотной обработки пласта (соляная, плавиковая, ортофосфорная и другие кислоты).

Анализ накопленного опыта работ позволяет констатировать, что наиболее эффективным способом воздействия на ПЗП с целью получения дополнительной добычи газа и увеличения срока работы скважин с повышенной производительностью является ГРП. В результате анализа особенностей технологического процесса ГРП выявлено, что в большей степени успешность работ зависит от эффективности ГОР, продолжительность которых зачастую значительно превышает время выполнения основных операций по ГРП.

Во втором разделе представлены основные результаты теоретических и экспериментальных исследований по разработке новых составов технологических растворов для глушения скважин и блокирования продуктивного пласта и высокопроницаемых трещин разрыва.

Основными требованиями, предъявляемыми к блокирующим композициям и жидкостям глушения в суперколлекторах пористо-трещиноватого типа, являются высокая вязкость, широкие пределы регулирования структурно-механических свойств, низкий показатель фильтрации, отсутствие отрицательного воздействия на ФЕС и эксплуатационные характеристики пласта, доступность компонентов и простота их приготовления в промысловых условиях.

Известно, что многие блокирующие композиции и жидкости глушения имеют общие недостатки. Они недостаточно надежно кольматируют ПЗП высокой проницаемости, имеют высокую фильтрацию в пористые среды, что не позволяет после блокирования и глушения скважины сохранить ФЕС пласта.

Для блокирования зон высокой проницаемости требуется сводообра-зующий кольматант, размеры которого зависят от размера пор суперколлектора или упаковки проппанта в трещинах, образующихся в процессе

ГРП. При этом размеры пор и трещин могут изменяться в интервале от 20 до 200 мкм. Наиболее подходящими для этой цели наполнителями являются микросферы (стеклянные, алюмосиликатные - АСМ или керамические). На наружной поверхности микросфер за счет ввода мела может образовываться корка, хорошо выполняющая функцию кольматанта и разрушающаяся при кислотной обработке после завершения ремонтных работ.

Для повышения эффективности блокирования пласта при глушении скважин, вскрывших пласт высокой проницаемости с техногенной трещи-новатостью, и блокирования трещин, образующихся в процессе ГРП и закрепленных проппантом, разработана (в соавторстве с Ткаченко Р.В. и Кустышевым A.B.) блокирующая композиция (патент РФ № 2309177) следующего состава, % масс.: хлорид магния (MgCl2) — 12,0...18,0; гидроокись натрия (NaOH) - 10,0... 16,0; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) -1,5...2,0; вода - 76,5...64,0. В данный состав добавляются АСМ и мел в следующем соотношении: АСМ - 25,0...40,0 % об.; мел - 3,0...5,0 % масс. В качестве реагентов, образующих конденсированную твердую фазу, используются MgCl2 и NaOH, в качестве понизителя фильтрации - КМЦ, в качестве кольматантов - АСМ и мел.

На установке (рисунок 2) были исследованы композиции, приготовленные с различным процентным содержанием компонентов. Коэффициент восстановления проницаемости кернов всех исследуемых композиций составил около 100 %.

Исследуемые составы готовились следующим образом. В воде растворялось необходимое количество КМЦ. Затем в 1/3 части раствора растворялось необходимое количество NaOH, а в оставшейся части - необходимое количество MgCb- В раствор NaOH при постоянном перемешивании вводился раствор MgCb- Полученный объем раствора гидрогеля в объемном соотношении 1,0 : 0,4 смешивался с АСМ с добавлением расчетного количества (% масс.) мела. Измерение реологических параметров композиций проводилось на ротационном вискозиметре «OFITE-800» (таблица 1).

7, 8,9,10,11,12,13 - контейнеры для жидкостей; 14,15,1 б, 17 - прессы и электропривод; 18 - баллон; 19 - бачок

Рисунок 2 - Принципиальная схема универсальной установки

Таблица 1 - Компонентный состав и технологические параметры блокирующей композиции, рекомендуемой для блокирования трещины разрыва и глушения газовых скважин

Компоненты Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с Фильтрация, см3/30 мин Стабильность, мин

Состав № 1

КМЦ - 1,5% масс. MgCl2 -18,0% масс. NaOH -16,0% масс, вода - 64,5 % масс. АСМ -40,0% об. мел - 3,0 % масс. 1060 100 3 10

Состав № 2

КМЦ - 1,6% масс. MgCl2 -15,0% масс. NaOH -12,0% масс, вода -71,4% масс. АСМ - 35,0 % об. мел - 4,0 % масс. 1010 150 6 30

Состав № 3

КМЦ - 2,0 % масс. MgCl2 -12,0% масс. NaOH -10,0% масс, вода - 76,0 % масс. АСМ -25,0% об. мел - 5,0 % масс. 990 150 7 40

При выводе скважин из бездействующего фонда, как правило, возникает необходимость растепления гидратно-ледяных пробок. Для этих целей на практике чаще всего используются водные растворы хлористого кальция (СаСЬ), хлористого натрия (NaCl), хлористого калия (KCl), которые недостаточно эффективно разрушают гидратно-ледяную пробку и способны образовывать высоковязкие суспензии при взаимодействии с буровым раствором.

Для эффективной ликвидации гидратно-ледяных пробок разработан (совместно с Афанасьевым A.B.) состав облегченного солевого раствора на основе хлоркалий-электролита (KCl-электролит) при следующем соотношении компонентов, % масс.: KCl-электролит - 8... 10; неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) - 0,2...0,5; вода - остальное. В качестве облегчающей добавки использовалось НПАВ — дисолван (патент РФ №2319725).

Облегченный солевой раствор получали перемешиванием до полного растворения расчетного количества сухого дисолвана в водном растворе KCl-электролита. Технологические параметры раствора измерялись на ротационном вискозиметре «OFITE-800» (таблица 2).

Таблица 2 - Компонентный состав и технологические параметры облегченного солевого раствора

Состав солевого раствора % масс. Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с Фильтрация, см3/30 мин pH Температура замерзания, °С

Раствор № 1

KCl-электролит НПАВ (дисолван) Вода 9,9 0,3 89,8 980 15,5 мгновенная 7,8 минус 11

Раствор № 2

KCl-электролит НПАВ (дисолван) Вода 8,9 0,5 90,6 970 15,6 мгновенная 7,8 минус 10

Раствор № 3

KCl-электролит НПАВ (дисолван) Вода 8,6 0,2 91,2 950 15,5 мгновенная 7,9 минус 10

Раствор № 4

KCl-электролит НПАВ (дисолван) Вода 10,0 0,5 89,5 990 15,7 мгновенная 7,8 минус 10

Анализ результатов исследования показал, что при содержании в облегченном солевом растворе дисолвана менее 0,1 % масс, условная вязкость и температура замерзания раствора практически не изменяются, а при содержании более 0,5 % масс. - уменьшаются. Снижение концентрации КС1-электролита в солевом растворе менее 8 % масс, нецелесообразно, так как температура его замерзания при этом снижается незначительно, а кольматирующие свойства ухудшаются.

В третьем разделе представлены разработанные и усовершенствованные технологии для вывода скважин из бездействующего фонда: растепление и глушение скважины перед ГРП, а также комплекс ПЗР для ГРП, включающий подготовку скважины к ГРП, блокирование образовавшихся трещин разрыва с целью предотвращения поглощения жидкости разрыва пластом и обратного вымывания проппанта из трещины разрыва при смыкании горных пород, удаление проппантовых пробок.

Технология растепления скважин с применением облегченного солевого раствора. Растепление ствола скважины в процессе вывода из бездействия осуществляется закачиванием горячего (60...80 °С) облегченного солевого раствора на основе КС1-электролита с дисолваном (патент РФ № 2319725) через БДТ колтюбинговой установки, спускаемую во внутреннюю полость лифтовых труб до места нахождения гидратно-ледяной пробки (заявка РФ № 2006115284). На башмаке БДТ устанавливаются промывочный наконечник («перо») и обратный клапан.

По мере разрушения гидратно-ледяных пробок БДТ медленно опускается до забоя, ствол скважины промывается путем циркуляции жидкости по трубному и затрубному пространствам, после чего БДТ извлекается из скважины и проводятся дальнейшие работы по освоению скважины и выводу ее из бездействия.

Технологии глушения скважин в условиях АНПД. Глушение скважин, оборудованных по пакерной схеме (заявка РФ № 2006142116*), выполняется по следующей предлагаемой технологии. В трубное пространство

скважины закачивается блокирующая композиция и с помощью жидкости глушения продавливается на забой. Расчетный объем блокирующей композиции определяется с учетом необходимости перекрытия интервала перфорации и заполнения имеющихся в ПЗП каверн. Соотношение плотностей блокирующей композиции и жидкости глушения выдерживается в интервале (1,1...1,5):1,0. После блокирования ПЗП затрубное пространство скважины заполняется жидкостью глушения.

В случае наличия на забое скважины конденсационной или пластовой воды, газового конденсата в скважину перед ее глушением подается газ, который оттесняет скопившуюся на забое жидкость в ПЗП, за счет чего предотвращается возможное смешивание ее с блокирующей композицией.

В низкотемпературную скважину перед ее глушением сначала закачивается метанол и за счет этого осуществляется ее прогрев, после чего подачей газа проводится вытеснение скопившейся на забое жидкости в продуктивный пласт.

Глушение скважин, не имеющих пакера (заявка РФ № 2006142117*), осуществляется по следующей технологии. В скважину через затрубное пространство последовательно закачиваются буферная жидкость, блокирующая композиция и жидкость глушения. При этом плотность блокирующей композиции должна превышать плотность жидкости глушения в 1,5...2,0 раза. Объем блокирующей композиции определяется исходя из условия перекрытия интервала перфорации и заполнения имеющихся каверн.

В качестве буферной жидкости используется стабильный газовый конденсат, в качестве жидкости глушения - полимерный состав на основе ПКР и NaCl, в качестве, блокирующей композиции - полимерные составы на основе Робус-Г и NaCl или вязкий ПКР и NaCl.

Технологии глушения скважин в условиях АНПД с помощью колтю-бинговой техники. Глушение скважин, не имеющих в составе лифтовой колонны пакера (патент РФ № 2319828, совместно с Кустышевым A.B.),

осуществляется по затрубному и трубному пространствам скважины. Первоначально в затрубное пространство скважины закачивается жидкость глушения в объеме НКТ с одновременным выпуском газа через трубное пространство на факельную линию, оборудованную штуцером. После этого в затрубное пространство скважины закачивается расчетное количество блокирующей композиции, которая продавливается жидкостью глушения на забой скважины и заполняет интервал перфорации эксплуатационной колонны, а первоначально закачанная в затрубное пространство жидкость глушения выдавливается в трубное пространство.

В заполненное жидкостью глушения трубное пространство скважины до нижних отверстий интервала перфорации спускается БДТ, через которую закачивается жидкость глушения. Блокирующая композиция продавливается в ПЗП с одновременным подъемом башмака БДТ относительно интервала перфорации и с под держанием противодавления в затрубном пространстве и между БДГ и лифтовой колонной. Плавный подъем БДТ обеспечивает равномерное заполнение интервала перфорации блокирующей композицией. Объем закачиваемой жидкости глушения определяется с учетом объемов БДТ и блокирующей композиции. После продавливания блокирующей композиции в ПЗП БДГ приподнимается над интервалом перфорации и скважина промывается путем создания циркуляции в ее трубном и затрубном пространствах. При продолжении циркуляции жидкости глушения БДТ извлекается из скважины, после чего скважина оставляется на технологическую «выстойку» (не менее чем на 12 ч). Затем из скважины на факел выпускается скопившийся над жидкостью глушения газ, скважина вновь промывается (не менее двух циклов) для выравнивания плотности жидкости глушения в трубном и затрубном пространствах.

Глушение скважин, оборудованных по пакерной схеме, осуществляется аналогичным образом, при этом жидкость из затрубного пространства скважины в трубное поступает через открываемый на этот период циркуляционный клапан (патент РФ № 2319827).

Технология ПЗР для ГРП с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием ПВО. Технология ПЗР с использованием ПВО (патент РФ № 2301885) предусматривает глушение скважины, демонтаж елки ФА, установку ПВО, извлечение лифтовой колонны из скважины, спуск колонны НКТ с пакером высокого давления и циркуляционным клапаном.

По данной технологии (рисунок 3) колонна НКТ подвешивается на подвесном патрубке, который закрепляется с помощью подвесного фланца на надпревенторной катушке. Пакер высокого давления приводится в рабочее состояние, после чего нагнетанием жидкости разрыва осуществляется ГРП, при котором образовавшиеся трещины закрепляются проппантом. После завершения ГРП в интервал продуктивного пласта закачивается блокирующая композиция.

1 - кран высокого давления;

2 - подвесной патрубок;

3 - надпревенторная катушка;

4 - ПВО; 5 - трубная головка;

6 - колонная головка;

7 - НКТ; 8 - циркуляционный клапан; 9 - пакер

Рисунок 3 - Технологическая схема ПЗР для ГРП с использованием ПВО

Закачивание блокирующей композиции осуществляется через колонну обычных НКТ или БДТ. Через циркуляционный клапан в затрубное и трубное пространства скважины закачивается жидкость глушения требуемой плотности. После выравнивания плотности жидкости глушения пакер высокого давления «срывается» и на колонне НКТ извлекается из скважины.

Затем в скважину спускается лифтовая колонна, предназначенная для эксплуатации скважины, с устья демонтируется ПВО и устанавливается эксплуатационная ФА.

Технология ПЗР для ГРП с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием протектора. В процессе ПЗР к проведению ГРП для защиты эксплуатационной ФА, рассчитанной на значительно меньшее, чем при ГРП, рабочее давление, предлагается (патент РФ № 2306412) использовать протектор, устанавливаемый в ее внутренней полости (рисунок 4).

Рисунок 4 - Технологическая схема ПЗР для ГРП с использованием протектора

1 - кран высокого давления; 2 - протектор; 3 - фонтанная арматура; 4 - колонная головка; 5 - колонна НКТ; 6 - циркуляционный клапан; 7 - пакер

Протектор закрепляется либо между верхним фланцем буферной задвижки елки ФА и быстроразъемным соединением (БРС), либо вкручивается в верхнюю резьбу подвески НКТ трубной головки ФА. На крестовину елки ФА монтируется буферная задвижка высокого давления или кран высокого давления, а затем БРС для присоединения нагнетательного трубопровода.

Дальнейшие работы по ГРП проводятся по известной технологии.

После завершения ГРП колонна НКТ с пакером высокого давления, циркуляционным клапаном и посадочным ниппелем не извлекается из скважины и в дальнейшем используется при ее эксплуатации. Из елки ФА извлекается протектор, с крестовины демонтируется буферная задвижка высокого давления и устанавливается ранее снятая с устья рабочая задвижка.

С помощью «канатной техники» открывается циркуляционный клапан, а технологическая жидкость, находящаяся в скважине, заменяется рекомендуемой. После получения притока из пласта закрывается циркуляционный клапан, и скважина осваивается по известной технологии.

Технология блокирования высокопронщаемых трещин разрыва после ГРП. После проведения ГРП и образования трещин разрыва часто наблюдается интенсивное поглощение жидкости разрыва, используемой при ГРП. В качестве жидкости разрыва могут применяться традиционные жидкости глушения, поглощение которых не только существенно «загрязняет» ПЗП, но и приводит к катастрофическому снижению уровня жидкости в стволе и неуправляемому проявлению скважины. Рекомендуется продавливать проппант в трещины разрыва блокирующей композицией (патент РФ № 2324050), которая обеспечивает надежное блокирование трещин разрыва, предотвращает поглощение жидкости разрыва, «загрязнение» ПЗП и снижение его ФЕС. В качестве блокирующей композиции предлагается состав на основе MgCl2 и АСМ (патент РФ № 2309177). Следом за блокирующей композицией в ствол скважины подается жидкость глуше-

ния. За счет циркуляции (не менее двух циклов) проводится выравнивание ее плотности в трубном и затрубном пространствах.

Данная технология применима при глушении газовых скважин с высокопроницаемым суперколлектором. В этом случае блокирующая композиция продавливается в скважину жидкостью глушения, не содержащей АСМ. Жидкость глушения подается в скважину через трубное и затрубное пространства в объеме, позволяющем блокирующей композиции полностью перекрывать только интервал перфорации. Расчетный объем блокирующей композиции зависит от геолого-технических условий конкретной скважины и составляет для условий Ямбургского месторождения 5...10 м3.

Технология удаления проппанта после ГРП и освоения скважин с помощью колтюбинговой техники. После завершения ГРП в стволе скважины остается значительный объем проппанта, при этом высота проппантовых пробок может достигать 1000 м. При участии автора разработана технология удаления проппанта (заявка РФ № 2008106565), исключающая прихват БДТ. Для этого в скважину до места нахождения (головы) проппантовой пробки спускается БДТ и закачивается облегченный солевой раствор на основе KCl-электролита с добавлением дисолвана (патент РФ № 2319725) или аэрированная промывочная жидкость. Пробка промывается путем спуска БДТ (со скоростью не более 0,001 м/с) с контролем процесса циркуляции солевого или аэрированного раствора и выносимого из скважины проппанта. Промывка пробки осуществляется (регулируется) ступенчато с интервалами углубления не более 1...3 м, обеспечивая 100 %-ный выход жидкости из скважины. После достижения забоя скважины БДТ извлекается при условии обеспечения циркуляции облегченного солевого или аэрированного раствора с постепенной заменой его на более легкий (например на газовый конденсат или природный газ, подаваемый от соседней скважины).

В четвертом разделе приведена технико-экономическая эффективность разработанных технологий и технических средств для вывода скважин из бездействующего фонда.

Внедрение разработанных технических решений позволяет существенно снизить затраты на ремонтные работы в газовых и газоконденсатных скважинах, повысить их надежность и безопасность, получить дополнительные объемы газа и газового конденсата, в том числе за счет ввода в эксплуатацию ранее бездействующих скважин.

Разработанные автором новые технологии и технические средства внедрены на Ямбургском месторождении на 20 скважинах. Все скважины выведены из бездействующего фонда с суточной производительностью от 110 тыс. до 630 тыс. м3, что в денежном выражении (по газу и газовому конденсату) составляет около 3000 тыс. рублей.

Полученные показатели эффективности доказывают необходимость более широкого применения разработанных технологий и технических средств в газовой отрасли страны.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе анализа результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований предложены высокоэффективные технологии для вывода из бездействующего фонда газовых и газоконденсатных скважин в условиях слабосцементированных пористо-трещиноватых коллекторов с АНПД.

2. Разработаны новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций для высокопроницаемых трещиноватых пластов, которые обеспечивают сохранение продуктивности скважин и сокращают продолжительность ремонтных работ в 1,3 раза.

3. Разработаны новые составы технологических растворов и высокоэффективная технология удаления проппанта из ствола скважины и освоения после ГРП с использованием облегченного солевого или аэрированного раствора.

4. Разработаны и внедрены в производство новые технические средства, позволяющие сократить продолжительность ПЗР для ГРП.

5. На основе результатов выполненных исследований разработано 4 регламентирующих документа, которые применяются при расконсервации и выводе из бездействующего фонда скважин Ямбургского месторождения.

6. Разработанные автором новые технологии и технические средства внедрены на Ямбургском месторождении. 20 скважин выведены из бездействующего фонда. Стоимость дополнительно добытого в сутки продукта (по газу и газовому конденсату) составляет около 3000 тыс. рублей.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Кустышев A.B., Зозуля Г.П., Симонов В.Ф., Потехин Ф.С., Сизов О.В., Обиднов В.Б. Перспективы применения боковых стволов при расконсервации и выводе газовых скважин из бездействующего фонда // Известия вузов. Нефть и газ. - 2005. - № 3. - С. 17-22.

2. Кустышев A.B., Обиднов В.Б., Чижова Т.И., Кряквин Д.А., Сизов О.В. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении // Известия вузов. Нефть и газ. - 2005. - № 5. -С. 25-29.

3. Ваганов Ю.В., Зозуля Г.П., Кустышев A.B., Дмитрук В.В., Рахимов Н.В., Обиднов В.Б. Проблемы, перспективы и реалии сервисных технологий ремонта скважин Н Нефтегазовое дело. - 2007. - Т. 5. - № 2. -С. 58-63.

4. Ваганов Ю.В., Рахимов Н.В., Обиднов В.Б., Кисев C.B., Гейхман М.Г., Платонов И.Е., Кустышев A.B. Расконсервация скважин II Известия вузов. Нефть и газ. - 2007. - № 4. - С. 16-19.

5. Обиднов В.Б., Ткаченко Р.В., Гейхман М.Г., Кустышев A.B., Сандуца С.Г. Некоторые сложности вымывания проппанта из скважин после гидравлического разрыва пласта // Наука и техника в газовой промышленности. - 2008. - Вып. 4. - С. 20-26.

Центральные издания

6. Обиднов В.Б., Кустышев A.B., Зозуля Г.П., Ткаченко Р.В., Кряквин Д.А., Листак М.В. Анализ причин обрыва гибкой трубы при промывке скважины после гидравлического разрыва пласта И Время колтю-бинга. - 2007. - № 2. - С. 30-33.

Прочие печатные издания

7. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев A.B., Клещенко И.И., Обиднов В.Б., Сизов О.В., Чабаев Л.У., Бакеев P.A. Расконсервация и восста-

новление газовых скважин с обеспечением их фонтанной и пожарной безопасности на месторождениях Крайнего Севера // Обз. информ. Сер. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин». - М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 72 с.

8. Обиднов В.Б. Проблемы капитального ремонта и интенсификации неокомских скважин ЯГКМ // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ. Тез. докл. Междунар. научн.-практ. конф. 22-26 сентября 2003 г., г. Кисловодск. - Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003. - С. 170.

9. Обиднов В.Б., Ткаченко Р.В. Капитальный ремонт скважин на Ям-бургском ГКМ, проблемы и решения // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ. Тез. докл. Междунар. научн.-практ. конф. 20-25 сентября 2004 г., г. Кисловодск. - Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2004. - С. 164.

10. Токарев А.П., Орлов Е.А., Кустышев Д.А., Обиднов В.Б., Сизов О.В., Кустышев A.B. Опыт работ по гидравлическому разрыву пласта на Ямбургском месторождении // Применение современных методов исследования пластов и скважин при решении задач разработки месторождений нефти и газа: Сб. тр. / Институт нефти и газа. - Тюмень: Вектор Бук, 2004.-Вып. 1.-С. 191-193.

11. Кустышев A.B., Сизов О.В., Обиднов В.Б. О расконсервации газовых скважин на Ямбургском месторождении // Нефтегазовое направление: Сб. тр. / Институт нефти и газа. - Тюмень: Вектор Бук, 2004. -С. 184-187.

12. Обиднов В.Б. Глушение газоконденсатных скважин на Ямбургском газоконденсатном месторождении в условиях АНПД // Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин. Тез. докл. Междунар. научн.-практ. конф. 30.04-05.05 2005 г., г. Анапа. - Краснодар: ОАО «НПО «Бурение», 2005. - С. 17-20.

13. Обиднов В.Б. Применение стеклянных микросфер в блокирующих пачках на сеноманских скважинах ЯГКМ // Там же. - С. 21 -22.

14. Обиднов В.Б., Шарипов A.M., Ткаченко Р.В., Кустышев Д.А., Чижов И.В. Гидрофобные и блокирующие растворы для капитального ремонта скважин в условиях АНПД // Разработка газонефтяных месторождений на современном этапе: Сб. тр. / Институт нефти и газа. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - Вып. 2. - С. 159-164.

15. Обиднов В.Б. Особенности восстановления скважин бездействующего фонда Ямбургского месторождения // Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования. Матер. III Междунар. научн.-практ. конф., посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП, 25-26 февраля 2006 г., г. Тюмень. -Тюмень: Вектор Бук, 2006. - С. 202-204.

16. Зозуля Г.П., Обиднов В.Б., Николаев А.Ю., Тулубаев А.Б., Яковлев A.B. Разработка солевых технологических жидкостей, применяемых

при капитальном ремонте скважин // Инновации и эффективность производства. Матер, региональной научн.-техн. конф. 21-22 апреля 2006 г., г. Сургут. - Тюмень: Вектор Бук, 2006. - С. 158-159.

17. Тулубаев А.Б., Зозуля Г.П., Обидное В.Б., Сизов О.В. Необходимость регулирования кислотной обработки низкопроницаемых коллекторов // Там же. - С. 164-165.

18. Зозуля Г.П., Кустышев A.B., Чабаев Л.У., Сизов О.В., Обиднов В.Б., Бакеев P.A. Проблемы вывода газовых скважин из длительной консервации // Там же. - С. 165-168.

19. Обиднов В.Б., Кустышев A.B. Некоторые концептуальные проблемы капитального ремонта скважин // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - Вып. 3. - С. 29-31.

20. Обиднов В.Б., Афанасьев A.B., Кустышев A.B., Другов A.B., Казаков Е.Г. Отрицательные аспекты традиционных технологий гидравлического разрыва пласта // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр. ИНиГ и матер, межрегиональной научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященный 50-летию ТюмГНГУ: В 2 т. - Тюмень, 2007. Т. 1. - С. 232-233.

21. Ткаченко Р.В., Обиднов В.Б., Кустышев A.B., Ваганов Ю.В., Другов A.B. Плавное глушение пакерующих газовых скважин // Там же. -С. 238-240.

22. Пат. 52919 РФ, МПК Е 21 В 43/26. Устройство для гидравлического разрыва пласта газовой скважины / A.B. Кустышев, В.Б. Обиднов, О.В. Сизов (РФ). - № 2005134543/22; Заявлено 07.11.05; Опубл. 27.04.06. Бюл. 12.

23. Пат. 2301885 РФ, МПК Е 21 В 43/26. Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины / A.B. Кустышев, В.Б. Обиднов, О.В. Сизов, Г.П. Зозуля, A.B. Немков, Р.В. Ткаченко, Д.А. Кустышев (РФ). -№ 2005134480/03; Заявлено 07.11.05; Опубл. 27.06.07. Бюл. 18.

24. Пат. 2306412 РФ, МПК Е 21 В 43/26. Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины / A.B. Кустышев, В.Б. Обиднов, Г.П. Зозуля, Д.А. Кряквин, A.B. Афанасьев, Г.С. Кочетов, А.П. Токарев, Е.Ю. Лахно (РФ). - № 2005140129/03; Заявлено 21.12.05; Опубл. 20.09.07. Бюл. 26.

25. Пат. 2309177 РФ. Состав для блокирования призабойной зоны пласта высокой проницаемости или трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта и закрепленных проппантом, и глушения газовых скважин / В.Б. Обиднов, A.B. Кустышев, Р.В. Ткаченко, C.B. Мазанов, Р.И. Фабин, Е.К. Зозуля (РФ). - № 2006116076; Заявлено 10.05.06; Опубл. 10.12.07. Бюл. 18.

26. Пат. 2319725 РФ, МПК С 09 К 8/524. Облегченный солевой раствор для растепления газовых скважин / A.B. Кустышев, A.B. Афанасьев, В.Б. Обиднов, И.В. Чижов, Д.А. Кустышев, И.А. Кустышев, Г.П. Зозуля,

A.B. Онищук (РФ). - № 2006115275/03; Заявлено 03.05.06; Опубл. 20.03.08. Бюл. 8.

27. Пат. 2319827 РФ, МПК Е 21 В 43/12. Способ глушения газовой скважины / A.B. Кустышев, В.Б. Обиднов, Р.В. Ткаченко, Т.И. Чижова, A.B. Немков, М.В. Листак (РФ). - № 2006122789/03; Заявлено 26.06.06; Опубл. 20.03.08. Бюл. 8.

28. Пат. 2319828 РФ, МПК Е 21 В 43/12. Способ глушения скважины / A.B. Кустышев, В.Б. Обиднов, Р.И. Фабин, A.B. Афанасьев, Д.А. Кряк-вин, М.В. Листак (РФ). - № 2006122773/03; Заявлено 26.06.06; Опубл. 20.03.08. Бюл. 8.

29. Пат. 2321725 РФ, МПК Е 21 В 33/138, Е 21 В 43/12, С 09 К 8/88, С 09 К 8/42. Способ блокирования призабойной зоны пласта и глушения газовой скважины / В.Б. Обиднов, A.B. Кустышев, A.B. Афанасьев, Г.П. Зозуля (РФ). - № 2006116117/03; Заявлено 10.05.06; Опубл. 10.04.08. Бюл. 10.

30. Пат. 2324050 РФ, МПК Е 21 В 43/26. Способ гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины / В.Б. Обиднов, A.B. Кустышев, Г.П. Зозуля, Р.В. Ткаченко, Д.А. Кустышев, Ю.В. Ваганов (РФ). -№ 2006122771/03; Заявлено 26.06.06; Опубл. 10.05.08. Бюл. 19.

Фонд содействия развито научных исследований. Подписано к печати 2.10.2009 г. Бумага писчая. Заказ № 627. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Обиднов, Виктор Борисович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ВЫВОДА СКВАЖИН ИЗ БЕЗДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА. АНАЛИЗ РАБОТ

ПО ВЫВОДУ СКВАЖИН ИЗ БЕЗДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА.

1.1 Обзор существующих методов вывода скважин из бездействующего фонда.

1.2 Краткая геологическая характеристика

Ямбургского месторождения.

1.3 Техническое состояние скважин бездействующего фонда Ямбургского месторождения.

1.4 Анализ работ по выводу скважин Ямбургского месторождения из бездействующего фонда.

1.5 Выводы по разделу 1.

2 ИССЛЕДОВАНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ НОВЫХ СОСТАВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ И КОМПОЗИЦИЙ.

2.1 Разработка состава для блокирования трещины разрыва и глушения газовых скважин.

2.2 Разработка составов для блокирования пласта обводняющихся газоконденсатных скважин.

2.3 Разработка состава для блокирования пласта и глушения низкотемпературных газоконденсатных скважин.

2.4 Разработка состава для растепления скважин.

2.5 Выводы по разделу 2.

3 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ВЫВОДА СКВАЖИН

ИЗ БЕЗДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА.

3.1 Технология растепления скважин с применением облегченного солевого раствора.

3.2 Технология глушения пакеруемых газоконденсатных скважин в условиях АНПД.

3.3 Технология глушения газоконденсатных скважин без пакера в условиях АНПД.

3.4 Технология глушения скважин без пакера в условиях

АНПД с помощью колтюбинговой техники.

3.5 Технология глушения пакеруемых скважин в условиях

АНПД с помощью колтюбинговой техники.

3.6. Технология подготовительно-заключительных работ при гидравлическом разрыве пласта с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием протектора.

3.7 Технология подготовительно-заключительных работ при гидравлическом разрыве пласта с низкими коллекторскими свойствами в условиях АНПД с использованием противовыбросового оборудования.

3.8 Технология блокирования высокопроницаемых трещин разрыва после гидравлического разрыва пласта.

3.9 Технология удаления проппанта после гидравлического разрыва пласта и освоения скважины с помощью колтюбинговой техники.

ЗЛО Выводы по разделу 3.

4 ПРОМЫСЛОВО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ВЫВОДА СКВАЖИН

ИЗ БЕЗДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и совершенствование технологий вывода скважин из бездействующего фонда на поздней стадии разработки месторождений"

Западная Сибирь является основным нефтегазовым регионом России, в котором интенсивно разрабатываются такие крупнейшие газовые и газоконденсатные месторождения как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное. Строительство скважин на таких месторождениях осуществлялось «опережающим» бурением, то есть после завершения строительства скважины консервировались до подключения их к шлейфу, а ряд скважин оставались в незавершенном производстве, в бездействующем фонде.

Наличие на территории Западной Сибири большого количества законсервированных и бездействующих скважин (до 7,5 тысяч по данным Госкомимущества) представляет собой большую техногенную опасность. Длительное время бездействующие скважины корродируют, их техническая надежность с каждым годом снижается. Поэтому скорейший ввод таких скважин в эксплуатацию обеспечит не только получение дополнительных объемов ценнейшего углеводородного сырья, но и предотвратит возможные возникновения аварийных ситуаций с тяжелейшими экологическими последствиями.

Расконсервация и вывод из бездействующего фонда скважин, расположенных в зонах мерзлых пород (МП) и аномально низких пластовых давлений (АНПД), требуют обеспечения повышенной надежности и безопасности проведения работ, применения эффективных технологий, обеспечивающих очистку пласта от фильтратов технологических (буровых, солевых и водных) растворов, замедляющих и предотвращающих дальнейшее «загрязнение» призабойной зоны пласта (ПЗП).

Поэтому поиск новых технологических решений, совершенствование и разработка технологий, повышающих эффективность и обеспечивающих промышленную безопасность проведения работ при расконсервации и выводе скважин из бездействующего фонда, является актуальной проблемой.

Цель работы. Совершенствование применяемых и разработка новых технологий ремонтных работ по выводу газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда для условий слабосцементированных суперколлекторов с техногенными трещинами и АНПД.

Основные задачи исследований

1. Обобщение и анализ существующих технологий вывода газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда.

2. Разработка новых и совершенствование существующих технологий по выводу из бездействующего фонда газовых и газоконденсатных скважин в условиях слабосцементированных порово-трещинноватых коллекторов с АНПД.

3. Разработка новых составов технологических растворов для блокирования высокопроницаемых пластов (трещин разрыва) и глушения газовых и газоконденсатных скважин в процессе ремонтных работ.

4. Разработка новых составов технологических растворов, обеспечивающих эффективное удаление проппанта из ствола и освоение скважины после гидравлического разрыва пласта (ГРП).

5. Разработка новых технических средств для реализации технологий, позволяющих сократить продолжительность подготовительно-заключительных работ (ПЗР) перед проведением ГРП.

6. Промысловые испытания разработанных технологий и созданных технических средств в условиях Ямбургского месторождения, оценка эффективности их внедрения в производство.

Научная новизна

1. Изучен и уточнен механизм реанимации и восстановления продуктивности скважин, длительное время находящихся в бездействующем фонде.

2. Подтверждена необходимость применения новых составов технологических растворов (блокирующих композиций и жидкостей глушения) при выводе газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда в условиях слабосцементированных высокопроницаемых коллекторов сеноманских отложений порово-трещинноватого типа с АНПД и трещин разрыва. Разработаны новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций, обеспечивающих повышение качества ремонтных работ, в частности ГРП.

3. Обоснована и экспериментально подтверждена необходимость блокирования ПЗП до и после проведения ремонтов (ГРП) с использованием эксплуатационных фонтанных арматур (ФА) и противовыбросового оборудования (ПВО).

Практическая ценность работы

1. Усовершенствована технология растепления скважин (заявка РФ № 2006115284), которая обеспечивает эффективное разрушение и удаление гидратных пробок.

2. Усовершенствованы технологии глушения скважин, в том числе с использованием колтюбинговых установок (патенты РФ № 2319727 и № 2319728, положительные решения по заявкам РФ № 2006142116 и № 2006142117), применение которых обеспечивает надежное глушение скважины и блокирование пласта, сохраняет его фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), позволяет обеспечить вызов притока флюида из пласта после капитального ремонта скважины (КРС).

3. Разработаны технологии ПЗР для ГРП (патенты РФ № 2301885, № 2306412, № 2324050), применение которых сокращает продолжительность вывода скважин из бездействующего фонда в 2-3 раза.

4. Разработана технология (заявка РФ № 2008106565) удаления* проппанта (в том числе проппантовых пробок большой толщины, достигающих 1000 м и более) из скважин после ГРП и освоения их с помощью колтюбинговой техники, которая обеспечивает эффективное удаление проппанта из скважины, предотвращает возникновение прихвата безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ), сокращает продолжительность ремонтных работ в 1,5-2,0 раза.

5. Разработаны составы блокирующих композиций, жидкостей глушения и растепления (патенты РФ № 2309177 и № 2319725), которые позволяют быстро и эффективно заглушить скважину, уменьшить «загрязнение» ПЗП и обеспечить разрушение гидратно-ледяной пробки.

6. Разработаны технические средства (патент РФ № 52919), обеспечивающие надежность ремонтных работ и их противофонтанную безопасность.

7. Выполненные исследования явились основой для разработки ряда регламентирующих документов, которые применены при выводе газовых и газоконденсатных скважин из бездействующего фонда на Ямбургском месторождении.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международных научно-практических конференциях «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г. Кисловодск, 2003; 2004); Международной научно-практической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» (г. Анапа, 2005); III научно-практической конференции с международным участием «Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования», посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006); Региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (г. Сургут, 2006); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006); IX Международной конференции по колтюбинговым технологиям и внутрискважинным работам (г. Тюмень, 2008); заседаниях и семинарах кафедры «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2004, 2005, 2006, 2007,2008).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 29 печатных работ, в том числе 1 тематический обзор, 16 статей, получено 9 патентов РФ.

Автор искренне благодарен за помощь, ценные советы и консультации научному руководителю - к.т.н. Гейхману М.Г., научным консультантам - д.т.н., профессору Зозуле Г.П. и к.т.н. Кустышеву А.В. Выражает признательность работникам ООО «Ямбурггаздобыча» генеральному директору, к.т.н. Андрееву О.Н., к.т.н. Зинченко И.А., к.т.н. Салихову З.С., к.т.н. Мазанову С.В., к.т.н. Шарипову A.M., к.т.н. Остапову О.В., инженерам Ткаченко Р.В., Акаемову И.П. и сотрудникам ООО «ТюменНИИгипрогаз» - д.г.-м.н., профессору Клещенко И.И., научным сотрудникам Чижовой Т.И., Шестаковой Н.А., Кряквину Д.А., Немкову А.В., оказавшим содействие при проведении исследований и внедрении разработок.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Обиднов, Виктор Борисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований предложены высокоэффективные технологии, используемые в процессе вывода из бездействующего фонда газовых и газоконденсатных скважин в условиях слабосцементированных порово-трещиноватых коллекторов с АНПД:

- технология растепления скважин перед проведением работ по выводу скважин из бездействующего фонда с применением облегченного солевого раствора, ускоряющая разрушение гидратно-ледяных пробок и облегчающая вынос разрушенных частиц на дневную поверхность;

- технологии глушения газоконденсатных скважин с блокированием продуктивного пласта перед проведением ГРП, обеспечивающие сокращение продолжительности глушения скважин в 1,3 раза с помощью ППА и в 2,0-2,5 раза с помощью колтюбинговых установок;

- технологии ПЗР перед и после ГРП, повышающие надежность ГРП и сокращающие продолжительность ПЗР в 2,0-2,5 раза;

- технологии блокирования свежеобразованной в процессе ГРП трещины разрыва высокой проницаемости, которую можно использовать при глушении сеноманских газовых скважин и блокировании высокопроницаемых и сильно дренированных коллекторов, так называемых «суперколлекторов»;

- технология удаления проппанта после ГРП, обеспечивающая предотвращение обратного вымывание проппанта из трещины разрыва в ствол скважины и образование проппантовых пробок большой толщины; обеспечивающая снижение загрязнения ПЗП сеноманской газовой залежи и сокращение продолжительности глушения газовых скважин в 1,3 раза с помощью ППА и в 2,0-2,5 раза с помощью колтюбинговых установок.

2. Разработаны новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций для высокопроницаемых трещиноватых пластов, которые обеспечивают сохранение продуктивности скважин и сокращают продолжительность ремонтных работ в 1,3 раза.

3. Разработаны новые составы технологических растворов и высокоэффективная технология удаления проппанта из ствола скважины и освоения после ГРП с использованием облегченного солевого или аэрированного раствора.

4. Разработаны и внедрены в производство новые технические средства, позволяющие сократить продолжительность ПЗР для ГРП.

5. На основе выполненных исследований разработано 4 регламентирующих документа, которые применяются при выводе из бездействующего фонда скважин Ямбургского месторождения.

6. Разработанные автором новые технологии и технические средства внедрены на Ямбургском месторождении. 20 скважин выведены из бездействующего фонда. Суточная цена дополнительно добытого продукта (по газу и газовому конденсату) составляет около 3000 тыс. рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Обиднов, Виктор Борисович, Тюмень

1. Лаврушко П.Н. Подземный ремонт скважин.- М.: Гостоптехиздат, 1961,464 с.

2. Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин /

3. A.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов, А.С. Яшин,- М.: Недра, 1975.- 344 с.

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

5. Рябоконь С А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин.- Краснодар: Изд-во «Просвещение-Юг», 2002.- 274 с.

6. Пат. 1790590 РФ. С 09 К 7/00, Е 21 В 33/13. Жидкость для глушения скважины / Н.И. Крысин, Т.А. Скороходова, Г.А. Чуприна, С.В. Матяшов, Д.М. Узбеков (РФ).- № 4847716, Заяв. 07.06.90; Опубл. 23.01.93, Бюл. № 3.

7. Ахметов А.И., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин,- М.: Недра, 1989.- С. 94-96.

8. Пат. 975773 РФ. С 09 К 7/02. Жидкость для глушения газовых скважин /

9. B.И. Павлюченко, В.И. Мархасин, Р.Г. Шагиев, А.А. Бубаева, С.С. Злотский и др. (РФ).- № 2895261, Заяв. 17.03.80; Опубл. 23.11.82, Бюл. № 43.

10. Пат. 2068080 РФ. Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин / Б.А. Мамедов, А.Х. Шахвердиев (РФ).- № 96101079, Заяв. 30.01.96; Опубл. 20.10.96.

11. Пат. 2044753 РФ. С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин / П.М. Южанинов, С.В. Якимов, Н.И. Кобков, В.А. Опалев, Р.А. Любавская и др. (РФ).-№ 93002677, Заяв. 14.01.93; Опубл. 27.09.95.

12. Баранов Ю.В. Разработка и опытно-промысловые испытания модифицированной жидкости СНПХ-3120М для глушения скважин / Ю.В. Баранов, И.Х. Зиятдинов, Т.Г. Валеев и др. // Нефтяное хозяйство. 1998. № 2.- С. 39-43.

13. И. Пат. 1310418 РФ. С 09 К 7/02. Обратная эмульсия для бурения и глушения скважин / М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко, В.В. Бойко, В.И. Ватаманюк, В.И. Токунов и др. (РФ).- № 4019259, Заяв. 29.11.85; Опубл. 15.05.87, Бюл. № 18.

14. Пат. 1836548 РФ. Е 21 В 33/138, С 09 К 7/02. Жидкость для заканчивания и ремонта скважин / А.В. Васин, В.А. Мосин, Ф.Г. Мамулов, С.А. Рябоконь, Р.П. Рилон и др. (РФ).- № 5009198, Заяв. 11.11.91; Опубл. 23.08.93, Бюл. №31.

15. Пат. 2151162 РФ. С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин / В.И. Саунин, Н.Г. Кашкаров, Н.Н. Верховская, В.Ф. Штоль, В.Ф. Сорокин и др. (РФ).-№ 98120346, Заяв. 10.11.98; Опубл. 20.06.00, Бюл. № 17.

16. Пат. 2183735 РФ. Е 21 В 43/12, С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин / Г.В. Крылов, В.Ф. Штоль, Н.Г. Кашкаров, В.И. Саунин, Н.Н. Верховская и др. (РФ).- № 2000111805, Заяв. 11.05.00; Опубл. 20.06.02, Бюл. № 17.

17. Пат. 1743249 РФ. Е 21 В 33/138. Полимерный состав для временной изоляции пласта / К.М. Тагиров, В.И. Нифантов, Р.Н. Каллаева и др. (РФ).- ДСП.-1990.

18. Пат. 1623271 РФ. Е 21 В 43/00. Способ глушения скважин / В.Е. Шмельков, Н.Р. Акопян, В.Ф. Коваленко, С.В. Шемелей (РФ).- ДСП.- 1988.

19. Пат. 2013526 РФ. Е 21 В 33/138. Способ временной изоляции газоносного пласта / С.В. Долгов.- 1994.

20. Пат. 1146308 РФ. С 09 К 7/06. Способ глушения скважины / Н.И. Рылов, Г.И. Захарова (РФ).- № 83629231, Заяв. 26.07.83; Опубл. 23.03.85, Бюл. №11.

21. Пат. 2188308 РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения газовой скважины / В.И. Вяхирев, В.К. Голубкин, Г.И. Облеков, Р.А. Сологуб, М.К. Тупысев и др. (РФ).-№ 2001106924, Заяв. 16.03.01; Опубл. 27.08.02.

22. Пат. 2255209 РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения скважины / С.А. Рябоконь, Н.К. Герцева, З.А. Горлова, Р.Я. Бурдило, А.А. Бояркин и др. (РФ).-№ 2004100762, Заяв. 08.01.04; Опубл. 27.06.05.

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

24. Гасумов Р.А. Технология временного блокирования продуктивных пластов при ремонте скважин в условиях аномально низкого пластового давления // Обз. информ. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ИРЦ Газпром, 2004.- 73 с.

25. Пат. 724688 РФ. Е 21 В 33/10. Способ глушения скважины / В.Е. Шмельков, Н.Р. Акопян, Ю.Н. Луценко, В.Ф. Коваленко, Б.И. Фуки (РФ).-№ 2414782, Заяв. 25.10.76; Опубл. 30.03.80, Бюл. № 12.

26. Пат. 2075594 РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Х. Шахвердиев, О.А. Чукчеев, Р.Г. Ибрагимов (РФ), Г.М. Панахов и др. (AZ).- № 96115899, Заяв. 22.08.96; Опубл. 20.03.97.

27. Пат. 2104392 РФ. Е 21 В 43/12, С 09 К 7/02. Способ глушения скважины и блокирующая жидкость для глушения скважины / Ю.В. Баранов, И.Х. Зитдинов, Т.Г. Валеева (РФ).- № 96108770, Заяв. 06.05.96; Опубл. 10.02.98.

28. Пат. 874975 РФ. Е 21 В 33/10. Способ глушения скважины / M.JI. Сургучев, А.Т. Горбунов, В.Д. Москвин, В.Т. Щербаненко, В.В. Сурина и др. (РФ).-№ 2831683, Заяв. 19.10.79; Опубл. 23.10.81, Бюл. № 39.

29. Пат. 1633090 РФ. Е 21 В 33/10. Способ глушения скважины / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, М.Ш. Кендис, С.А.Рябоконь, В.Н. Глущенко и др. (РФ).-№ 4486530, Заяв. 26.09.88; Опубл. 07.03.91, Бюл. № 9.

30. Пат. 2054118 РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения эксплуатационной скважины~7~Б7А. Мамед^~А.ХГ~Шахвердйев, Ф.ХГТалеев О.А. Чукчеев, K.JI. Матвеев и др. (РФ).- № 95111473; Заяв. 19.07.95; Опубл. 10.02.96.

31. Пат. 2146757 РФ. Е 21 В 33/138. Способ глушения скважин / Ю.М. Басарыгин, А.А. Карепов, Б.А. Павленко, В.Ф. Будников, В.Т. Филиппов и др. (РФ).-№ 97115400, Заяв. 15.09.97; Опубл. 20.03.00.

32. Пат. 1130587 РФ. С 09 К 7/02. Задавочно-промывочная жидкость для скважин в многолетнемерзлых породах / Ф.А. Гусейнов, В.В. Стрижов, A.M. Рассулов, В.А. Туголуков, Э.Р. Кулиев и др. (РФ).- № 3391417, Заяв. 26.01.82; Опубл. 23.12.84, Бюл. № 47.

33. Пат. 1629308 РФ. С 09 К 7/02. Инвертная эмульсия для глушения и заканчивания скважин / Г.С. Поп, O.JI. Главати, П.А. Гереш, В.Н. Хозяинов, И.В. Смирнова и др. (РФ).- № 4467102, Заяв. 27.07.88; Опубл. 23.02.91, Бюл. № 7.

34. Пат. 2176261 РФ. С 09 К 7/06. Облегченная инвертная дисперсия / В.М. Кучеровский, Г.С. Поп, А.С. Зотов, А.И. Райкевич, М.Г. Гейхман и др. (РФ).-№ 4467102, Заяв. 27.07.88; Опубл. 23.02.91, Бюл. № 7.

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

36. 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.

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

38. Пат. 2167275 РФ. Е 21 В 43/12. Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, О.Г. Иваш, В.Г. Матюшов (РФ).- № 99114400, Заяв. 12.07.99; Опубл. 20.05.01, Бюл. № 14.

39. Шмельков В.Е. Исследование и разработка технологии глушения газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений: Автореф. дис. . канд. техн. наук- М.: 1979.

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

41. Пат. 2187532 РФ. С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин / А.А. Ахметов, А.Н. Дудов, М.С. Юнусов, В.А. Докичев, Г.В. Конесев и др. (РФ).- № 2001108905, Заяв. 05.04.01; Опубл. 20.08.02.

42. Пат. 2144608 РФ. Е 21 В 33/138. Способ блокировки поглощающих пластов в скважине / А.Н. Дудов, А.А. Ахметов, A.M. Шарипов, Г.А. Киряков, Д.Н. Хадиев и др. (РФ).- № 99107597, Заяв. 21.04.99; Опубл. 20.01.00, Бюл. № 2.

43. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах.- М.: Недра, 1976.- 198 с.

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

45. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти.- М.: ВНИИГАЗ, 1990.214 с.

46. Пат. 2254447 РФ. Е 21 В 37/06. Способ растепления ствола газовой скважины / Г.П. Зозуля, Р.А. Бакеев, И.А. Кустышев, А.В. Яковлев, А.Б. Тулубаев и др. (РФ).- № 2004105496, Заяв. 05.01.04; Опубл. 20.06.05, Бюл. № 17.

47. Бакеев Р.А., Кустышев И.А. О необходимости совершенствования технологий ремонтных работ при расконсервации газовых скважин // Проблемы эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Тр. СевКавНИПИгаз.-Ставрополь: 2003.- Вып. 39.- С. 123-128.

48. Пат. 2235195 РФ. Е 21 В 43/11. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин / С.И. Райкевич, О.П. Андреев, А.И. Райкевич, P.M. Минигулов, С.К. Ахмедсафин (РФ).- № 2002134805, Заяв. 25.12.05; Опубл. 27.08.04.

49. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта.- М.: Недра, 1986.- 164 с.

50. Калинин А.Г., Никитин Б.А. Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

51. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом // Обз. информ. Сер.: Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1985.60 с.

52. Чернышева T.JL, 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.: ВНИИЭгазпром, 1987.-Вып. 1.-43 с.

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

54. Кочетков Л.М. Опыт проведения гидроразрывов пластов в ОАО «Сургутнефтегаз» // Энергетика Тюменского региона. 1999. № 1.- С. 71-75.

55. Кочетков Л.М. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти.- Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья».- 2005.- 110 с.

56. Нуряев С.А., Балуев А.А., Харламов К.Н. Бурение боковых стволов с горизонтальным участом из бездействующих добывающих скважин // Нефтяное хозяйство.- 2001.- № 9.- С. 106-107.

57. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин: Учеб. пособие.- М. Недра, 1986.- 208 с.

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

59. Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Симонов В.Ф., Потехин Ф.С., Сизов О.В., Обиднов В.Б. Перспективы применения боковых стволов при расконсервации и выводе газовых скважин из бездействующего фонда // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. №3.- С. 17-22.

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

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

62. Зайцев Ю.В., Балакиров Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1986.- 302 с.

63. Паникаровский В.В. Методы оценки кислотного воздействия на призабойную зону скважин // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2001.- 29 с.

64. Соловьев Е.М. Заканчивание скважины.- М.: Недра, 1979.- 303 с.

65. Теория и практика заканчивания скважин / Под ред. А.И. Булатова, в 5 т.-М.: Недра, 1998.

66. Амиров А.Д. Техника и технология освоения и эксплуатации глубоких скважин.- М.: Недра, 1970,- 122 с.

67. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазоносных пластов / В.А. Амиян, А.В. Амиян.- М.: Недра, 1980.- 380 с.

68. 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.

69. Пат. 2235868 РФ. Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, Н.Д. Дубровский, А.В. Кононов (РФ).-№ 2003116867, Заяв. 05.06.05; Опубл. 10.09.04, Бюл. № 25.

70. Тагиров К.М. и др. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин.- М.: Недра, 1996.- 183 с.

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

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

73. Будников В.Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.- М.: Недра, 1997.- 318 с.

74. Мамедов А.А. Предотвращение нарушений обсадных колонн.- М.: Недра, 1990,- 240 с.

75. Обиднов В.Б., Кустышев А.В. Некоторые концептуальные проблемы капитального ремонта скважин // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2007.- Вып. 3.-С. 29-31.

76. Ваганов Ю.В., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Дмитрук В.В., Рахимов Н.В., Обиднов В.Б. Проблемы, перспективы и реалии сервисных технологий ремонта скважин // Нефтегазовое дело. 2007. Т. 5. № 2,- С. 58-63.

77. Пат. 2309242 РФ. Е 21 В 43/26. Способ эксплуатации глубоких газовых скважин на многопластовом месторождении / А.В. Кустышев, Д.А. Кустышев, И.В. Чижов, В.Б. Обиднов (РФ).- № 2006107878, Заяв. 13.03.06; Опубл. 27.10.07, Бюл. №30.

78. НД 04803457-278-2004. Технологический регламент по эксплуатации валанжинских газоконденсатных скважин на Ямбургском месторождении / А.В. Кустышев, В.Б. Обиднов, О.В. Сизов и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.40 с.

79. Обиднов В.Б., Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Ткаченко Р.В., Кряквин Д.А., Листак М.В. Анализ причин обрыва гибкой трубы при промывке скважины после ГРП // Время колтюбинга. 2007. № 2.- С. 30-33.

80. Кустышев А.В., Обиднов В .Б., Чижова Т.И., Кряквин Д.А., Сизов О.В. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. № 5,- С. 25-29.

81. Пат. 2245996 РФ. Е 21 В 43/12. Состав для блокирования и глушения* скважин / И.И. Клещенко, С.К Сохошко, Н.Е. Юшкова, Н.А. Шестакова, Зозуля Г.П., М.В. Листак, Я.И. Годзюр, А.В. Яковлев (РФ).- № 2003134123, Заяв. 24.11.03; Опубл. 10.02.05.

82. Ангелопуло O.K. и др. Буровые растворы для осложненных условий.-М.: Недра, 1988.- С. 33-34.

83. Планирование эксперимента в исследовании технологических процессов / К. Хартман, Э. Лецкий, В. Шеффер и коллектив авторов. Перевод с немецкого Г.А. Фомина, Н.С. Лецкая.- М.: Мир, 1997.- 552 с.

84. Пат. 2176724 РФ. Е 21 В 33/00. Способ восстановления аварийных скважин / Н.И. Иллюк, Л.У. Чабаев, С.А. Коваленко (РФ).- № 99126461, Заяв. 15.12.99; Опубл. 10.12.01, Бюл. № 19.

85. Пат. 2254447 РФ. Е 21 В 37/06. Способ растепления ствола газовой скважины / Г.П. Зозуля, Р.А. Бакеев, И.А. Кустышев, А.В. Яковлев, А.Б. Тулубаев и др. (РФ).- № 2004105496, Заяв. 05.01.04; Опубл. 20.06.05, Бюл. № 17.

86. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам.- Оренбург: Изд-во «Летопись», 2005.

87. Кустышев А.В., Кустышев И.А. Консервация и ликвидация скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2007.-165 с.

88. Кустышев А.В., Сизов О.В., Обиднов В.Б. О расконсервации газовых скважин на Ямбургском месторождении // Нефтегазовое направление: Сб. тр. Института нефти и газа.- Изд-во «Вектор Бук», 2004,- С. 184-187.

89. Ваганов Ю.В., Рахимов Н.В., Обиднов В.Б., Кисев С.В., Гейхман М.Г., Платонов И.Е., Кустышев А.В. Расконсервация скважин // Известия вузов. Нефть и газ. 2007. №4.- С. 16-19.

90. Бабенко И.Ф. и др. Ликвидация гидратных пробок в стволах газовых скважин // Газовая промышленность. 1967. № 3.- С. 19-23.

91. Пат. 2319728 РФ. Е 21 В 46/12. Способ глушения скважины / А.В. Кустышев, В.Б. Обиднов, Р.И. Фабин, А.В. Афанасьев, Д.А. Кряквин, М.В. Листак (РФ).- № 2006122773, Заяв. 26.06.06; Опубл. 20.03.08.

92. Пат. 2319727 РФ. Е 21 В 46/12, С 09 К 7/06. Способ глушения пакерующей скважины / А.В. Кустышев, В.Б. Обиднов, Т.И. Чижова, Р.В. Ткаченко, А.В. Немков, М.В. Листак (РФ).- № 2006123985, Заяв. 04.07.06; Опубл. 20.03.08.

93. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений.- М.: Недра, 1975.- С. 374-377.

94. Пат. 52919 РФ. Е 21 В 43/26. Устройство для гидравлического разрыва пласта газовой скважины / А.В. Кустышев, В.Б. Обиднов, О.В. Сизов (РФ).-№ 2005134543; Заяв. 07.11.05; Опубл. 27.04.06; Бюл. № 12.

95. Пат. 2324050 РФ. Е 21 В 43/26. Способ гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины / В.Б. Обиднов, А.В. Кустышев, Г.П. Зозуля, Р.В. Ткаченко, Д.А. Кустышев, Ю.В. Ваганов (РФ).- № 2006122771, Заяв. 26.06.06; Опубл. 10.05.06, Бюл. № 19.

96. Пат. 2321725 РФ. С 09 К 7/0. Способ блокирования призабойной зоны пласта и глушения газовой скважины / В.Б. Обиднов, А.В. Кустышев, А.В. Афанасьев, Г.П. Зозуля (РФ).- № 2006116117, Заяв. 10.05.06; Опубл. 10.04.08, Бюл. № 10.

97. Вайншток С.М. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / С.М. Вайншток, А.Г. Молчанов, В.И. Чернобровкин // М.: Изд-во Академии горных наук, 1999.- С. 145-154.

98. Обиднов В.Б., Ткаченко Р.В., Гейхман М.Г., Кустышев А.В., Сандуца С.Г. Некоторые сложности вымывания проппанта из скважин после гидравлического разрыва пласта // Наука и техника в газовой промышленности. 2008. Вып. 4.- С. 20-26.

99. Технологический регламент по глушению газовых и газоконденсатных скважин с применением экологически чистых растворов на основе биополимерных реагентов / Обиднов В.Б., Кустышев А.В., Ткаченко Р.В. и др.- Ямбург: Ямбурггаздобыча, 2005.- 14 с.

100. СТО 04803457-04-2005. Технологический регламент на ведение ремонтных работ с помощью колтюбинговых установок в скважинах месторождений ООО «Ямбурггаздобыча» / А.В. Кустышев, В.Б. Обиднов, О.В. Сизов и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2005.- 50 с.