Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и внедрение методов контроля и исследований скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и внедрение методов контроля и исследований скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ"

УДК 658.382.3:622.279.3

На правах рукописи

ГОРБАЧЕВА ОЛЬГА АНАТОЛЬЕВНА

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ И ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН С МЕЖКОЛОННЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ НА АСТРАХАНСКОМ ГКМ

Специальности: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений; 05.26.03 - Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

1 7 МАЙ 2012

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2012

005044519

005044519

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИГГГЭР»).

Научный руководитель

Научный консультант Официальные оппоненты:

Ведущая организация

- доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

- кандидат технических наук Филиппов Андрей Геннадьевич

- Нугаев Раис Янфурович,

доктор технических наук, профессор, ГУЛ «ИГГГЭР», главный научный сотрудник отдела «Гидродинамическое моделирование технологических процессов в добыче нефти»

- Султанов Шамиль Ханифович,

доктор технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, доцент кафедры геологии и разведки

- ООО НПФ «Нефтегазтехнология»

Защита диссертации состоится 31 мая 2012 г. в II30 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИГГГЭР».

Автореферат разослан 27 апреля 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета оуц^__

доктор технических наук, профессор Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Одним из факторов техногенного и экологического риска при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений являются межколонные давления (МКД), возникающие в зацементированном кольцевом пространстве скважин. Из осложнений, связанных с МКД, наиболее опасным является межколонное проявление, при котором неконтролируемое поступление пластового флюида в межколонное пространство (МКП) с дальнейшим его выходом к устью скважины, создающее угрозу нарушения целостности обсадных колонн и разгерметизации устьевого оборудования, может привести к образованию техногенных залежей, грифонов или неуправляемому фонтану.

Проблема МКД часто встречается в практике эксплуатации нефтяных и газовых скважин, но особенно актуальна для газовых и газоконденсатных серово-дородсодержащих месторождений. Учитывая особенности разработки Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) - аномально- высокое пластовое давление (АВПД) и низкие темпы его падения, сложные горно-технические условия, высокую концентрацию в добываемом сырье токсичных и коррозион-но-активных компонентов, расположение месторождения вблизи населенных пунктов и заповедной зоны дельты р. Волги, - наличие МКД в скважинах Астраханского ГКМ рассматривается как серьезная экологическая угроза.

Разработка эффективных методов контроля герметичности скважин и диагностирования геолого-технических причин МКД является необходимой для предупреждения возникновения аварийных ситуаций и контроля качества разобщения пластов при разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Цель работы - обеспечение промышленной и экологической безопасности при разработке и эксплуатации Астраханского ГКМ на основе системного контроля геолого-технического состояния скважин с межколонными давлениями.

Основные задачи исследований:

1. Определение критериев предельного состояния МКП скважин и оценка степени опасности МКД различной природы для скважин Астраханского ГКМ;

2. Разработка комплексной системы контроля технического состояния скважин с МКД с целью раннего выявления признаков межколонных проявлений и обеспечения безопасной эксплуатации скважин АГКМ;

3. Совершенствование методов исследований и определение дополнительных критериев для диагностики источников МКД в скважинах АГКМ;

4. Разработка технологии ликвидации МКД без проведения капитального ремонта скважин (КРС);

5. Повышение эффективности мероприятий по ограничению, снижению и ликвидации МКД в скважинах АГКМ.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в работе задачи решены путем анализа научно-теоретических данных, проведения физико-химических, геохимических, геофизических и промысловых исследований с использованием скважинного оборудования.

Научная новизна:

1. На основании анализа результатов научно-теоретических и промысловых исследований обоснованы признаки предельного состояния МКП скважин АГКМ и разработана классификация скважин по степени опасности состояния межколонного пространства;

2. Впервые проведены изотопно-геохимические исследования и выявлены особенности изотопного состава водорода и кислорода водных флюидов из МКП скважин АГКМ;

3. Разработан способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины (патент РФ № 2234591).

Положения, выносимые на защиту:

- многоуровневая система контроля технического состояния и классификация скважин по степени опасности состояния межколонных пространств;

- результаты изотопно-геохимических исследований водных флюидов из МКП скважин АГКМ и их использование для диагностики источника МКД;

- организационные и технологические разработки, направленные на снижение и ликвидацию межколонных давлений в скважинах АГКМ.

Практическая ценность и внедрение результатов исследований

1. Обоснован дифференцированный подход к оценке опасности МКД и проведена классификация по степени опасности состояния МКП всего фонда скважин АГКМ. По результатам классификации определяются возможность эксплуатации скважин с МКД и комплекс мероприятий по ограничению, снижению и ликвидации межколонного давления.

2. Организована и функционирует система контроля технического состояния скважин АГКМ, обеспечивающая их безопасную эксплуатацию за счет

возможности оперативного принятия решений.

3. На основании результатов исследований изотопного состава водных флюидов из МКП скважин АГКМ разработан новый изотопно-геохимический метод диагностики источников МКД.

4. Разработан и использован на скважинах АГКМ способ снижения и ликвидации МКД без проведения КРС.

5. Впервые в отрасли разработан и действует Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ, получивший положительное заключение экспертизы промышленной безопасности, зарегистрированное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (ФСЭТиАН).

6. Предложенные автором организационные и технологические решения по контролю и исследованию МКД включены в Проект разработки и освоения Астраханского ГКМ на период до 2019 г.

7. Практическая значимость результатов диссертационной работы подтверждается включением мероприятий по снижению МКД в Программу по оптимизации и снижению затрат предприятия ООО «Газпром добыча Астрахань» и расчетом их экономической эффективности. Фактический годовой эффект от внедрения комплекса мероприятий по герметизации устьевого и подземного оборудования на 2 скважинах составил 5204,48 тыс. рублей, а от нейтрализации сероводорода в МКП 3 эксплуатационных скважин - 8250 тыс. рублей.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и представлялись на научно-техническом совещании по проблеме межколонных давлений на АГКМ (Астрахань, 2002), научной конференции «Трофимуковские чтения» (Новосибирск, 2006), международной научно-технической конференции «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона» (Москва, 2007), на конкурсе научно-технических разработок на соискание премии ОАО «Газпром» в области науки и техники (Москва, 2007, лауреат премии ОАО «Газпром»), на VI Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2008), международной конференции «Международный опыт и перспективы освоения сероводородсо-держащих месторождений углеводородов» 80р0-2008 (Москва, 2008), международной конференции «Экологическая безопасность в газовой промышленно-

сти» ESGI-2009 (Москва, 2009), III международной нефтегазовой конференции ИНТЕХ-ЭКО-2010 (Москва, 2010), на научно-технических советах предприятия по проблемам МКД и продлению межремонтного периода работы скважин.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 работ, в том числе 2 статьи в рецензируемых научно-технических журналах из Перечня ВАК РФ, 2 патента РФ на изобретения.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 101 наименование, 5 приложений. Работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 9 таблиц.

Автор глубоко признательна к.т.н. З.М. Фатгахову, к.г.-м.н. H.H. Зыкину, к.т.н. И.Г. Полякову и к.т.н. О.В. Красильниковой за многолетнее сотрудничество, а также коллегам из ГПУ ООО ГДА за содействие при подготовке диссертации. Автор искренне благодарит своих научных руководителей д.т.н. В.Е. Андреева и к.т.н. А.Г. Филиппова за помощь и внимание к работе.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе дан обзор отечественного и зарубежного опыта исследования, контроля и ликвидации МКД в скважинах нефтегазовых месторождений, рассмотрены геологические условия и технические особенности скважин Астраханского ГКМ, проведен анализ динамики развития МКД.

По данным промысловой практики, число скважин с МКД на нефтяных и газовых месторождениях в России и за рубежом довольно велико. МКД имеют более 8000 скважин в Мексиканском заливе, около 30 % эксплуатационных скважин ОАО «Газпром» (в том числе более 50 % скважин газовых месторождений Севера), более 40 % технологических скважин подземных хранилищ газа в России, до 30 % скважин газоконденсатных месторождений Казахстана, почти 50 % скважин нефтегазового месторождения «Белый Тигр» (на шельфе Вьетнама) и многие другие.

По мнению отечественных и зарубежных исследователей, причины возникновения МКД являются общими для всех месторождений. К ним относятся

некачественное цементирование, что провоцирует раннюю миграцию пластового флюида в МКП; образование проводящих каналов в результате воздействия на цементное кольцо в период эксплуатации скважины; негерметичность элементов подземного и устьевого оборудования скважины, лифтовой, эксплуатационной и обсадной колонн. Используемые добывающими компаниями технологии ремонта скважин с МКД, требующие больших затрат, недостаточно эффективны и часто приводят к необходимости ликвидации скважин. При этом ликвидация скважин с МКД также является серьезной проблемой, т.к. МКД появляются и в ликвидированных скважинах.

Однако в мировой промысловой практике не существует единой методики исследования или модели, позволяющей определить степень опасности развития МКД, прогнозировать возможность и интенсивность межколонного проявления. В связи с этим потенциально опасным можно считать появление МКД любой величины в скважинах различных категорий и назначений.

Особую актуальность приобретает проблема МКД на сероводородсодер-жащих месторождениях. В соответствии с действующими законодательными и отраслевыми нормативными документами эксплуатация скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода при наличии межколонного проявления запрещается. При обнаружении МКД должны быть проведены необходимые исследования и приняты меры по устранению причин негерметичности. По результатам проведенных работ решается вопрос о возможности дальнейшей эксплуатации скважины.

На Астраханском ГКМ проблема межколонных давлений возникла до начала промышленной эксплуатации месторождения. МКД были отмечены в разведочных скважинах, в 70 скважинах обнаружены после окончания бурения - в период обустройства месторождения, в 59 скважинах возникли в процессе эксплуатации. Поэтому с начала разработки АГКМ стало актуальным определение причин появления и степени опасности данного осложнения.

Особенности скважин АГКМ обусловлены сложностью геолого-технических условий их строительства и эксплуатации, а также уникальным составом добываемой пластовой смеси. Продуктивный башкирский ярус находится на глубине около 4000 м, где пластовая температура достигает 120 °С, начальное пластовое давление составляет 61,2 МПа (коэффициент аномальности 1,56). Пластовый газ характеризуется повышенным содержанием токсич-

ных и коррозионно-активных компонентов, в основном сероводорода (25 % мольн.) и диоксида углерода (20 % мольн.).

В надпродуктивной части геологического разреза АГКМ развиты мощные (до 3 км) пластичные солевые отложения и выделяется несколько газонефте-водонасыщенных пластов, также имеющих АВПД. К ним относятся нефтегазо-насыщенные сероводородсодержащие пласты филипповской толщи нижнепермских сульфатно-карбонатных отложений, рапоносные сульфатно-терригенные пропластки иреньской соленосной толщи (с коэффициентом аномальности до 2,3), газонефтенасыщенные отложения триаса (с коэффициентом аномальности до 1,16), газоводонасыщенные неоген-четвертичные терригенные отложения (хвалыно-визейский, хазарский, бакинский водоносные горизонты) с градиентом пластового давления 1,01 на 100 м. Все эти геологические объекты являются потенциальными естественными напорными источниками МКД, включая солевой тектогенез, обуславливающий подвижность соляного массива и проявляющийся в виде постоянного объемного либо тангенциально направленного сжатия обсадных колонн.

При строительстве скважин на АГКМ проводились различные мероприятия по предупреждению возникновения МКД: установка наружных обсадных пакеров, ограничение высоты подъема тампонажного раствора, применение двухступенчатого цементирования, использование расширяющихся тампонаж-ных материалов и др. Несмотря на широкое внедрение этих мероприятий, задача предупреждения возникновения МКД на АГКМ до сих пор не решена. Анализ динамики развития МКД в скважинах эксплуатационного фонда АГКМ показывал неуклонный рост количества скважин с МКД - с 53 % в 1991 г. до 89 % в 2002 г. Эта тенденция отмечалась на всех скважинах вне зависимости от особенностей их строительства и эксплуатации. Особую тревогу вызывал рост числа скважин с наличием в МКП сероводорода (до 11 скважин в 1999 г.).

В настоящее время около 50 % скважин месторождения имеют МКД, большинство из них - эксплуатационные. МКП скважин характеризуются высокими значениями давлений (до 30 МПа) и поликомпонентным составом флюида. Кроме того, существует проблема наличия МКД в скважинах после КРС и ликвидации, что свидетельствует о недостаточной эффективности применяемых технологий.

Таким образом, для обеспечения безопасной эксплуатации месторождения было необходимо создание комплексной системы, включающей контроль, диагностику, эффективные технологии снижения и ликвидации МКД.

8

Во второй главе приведена характеристика основных причин и источников МКД в скважинах АГКМ, дано научно-техническое обоснование признаков предельного состояния МКП, разработаны классификация скважин по степени опасности состояния МКП и система контроля технического состояния скважин с межколонными давлениями.

Основными источниками и причинами возникновения МКД в скважинах АГКМ являются негерметичность цементного кольца, уплотнений устьевой обвязки, эксплуатационной и обсадной колонн; упругие деформации обсадных колонн; физико-химические процессы, происходящие в МКП в течение времени при изменении термобарических условий, а также коррозионные процессы в изоляционном комплексе скважин. Наиболее значимое влияние на возникновение МКД в скважинах АГКМ оказывают геологические факторы.

Учитывая, что МКД могут иметь различную природу, требуется дифференцированный подход к оценке состояния МКП с целью решения вопроса о возможности дальнейшей эксплуатации, ремонта или ликвидации скважины.

Влияние МКД на надежность скважины как сооружения различно и в некоторых случаях может привести к предельному состоянию, при котором дальнейшая эксплуатация или восстановление скважины невозможны или нецелесообразны. Обобщая данные многолетних научно-практических исследований, определены следующие критерии предельного состояния скважин АГКМ.

• Развитие в МКП статических давлений, превышающих прочностные характеристики внутренней колонны (на смятие) и внешней (на разрыв), цементного кольца между ними, а также превышающих давление гидроразрыва горных пород в зоне башмака внешней колонны.

Предельно допустимые давления (ПДД), установленные ранее для скважин АГКМ, были рассчитаны по усредненным параметрам конструкции эксплуатационной скважины АГКМ с использованием максимальной величины плотности флюида в МКП (1,216 г/см3) при наличии в затрубном пространстве (ЗТП) раствора ингибитора коррозии (плотностью 0,808 г/см3) с запасом коэффициента прочности 1,3. В результате величины критических давлений, выбранные по минимальным значениям, составили: между эксплуатационной и 2-ой технической колонной (МКП 7/9) - 25 МПа, между 2-ой и 1-ой техническими колоннами (МКП 9/12) - 12 МПа, между 1-ой технической колонной и кондуктором (МКП 12/16)-6,5 МПа.

По промысловым данным установлено, что в МКП и ЗТП больнганства скважин плотность флюида значительно отличается от указанных в расчетах, соответственно также изменяются и расчетные величины критических давлений. Поэтому было предложено использовать вышеуказанные значения МКД в качестве контрольных величин (КВмкд). Если давление достигает величины, равной 0,8 от КВмкд, то необходимо рассчитывать предельно допустимое давление для конкретного МКП по реальным характеристикам скважины.

Главным критерием предельного состояния скважины АГКМ следует считать интенсивный приток сероводородсодержащего пластового флюида по МКП от продуктивного пласта к устью, свидетельствующий о широком развитии коррозионных процессов в крепи скважины вплоть до потери ею герметичности и несущей способности. Признаки предельного состояния скважины, которые определяются наличием Н28 в МКП, следующие.

• Появление сероводорода в МКП 9/12, МКП 12/16 независимо от его концентрации, т.к. наличие Н28 в этих МКП может привести к охрупчиванию и разрушению первой технической колонны, выполненной из материала, не стойкого к сероводородной коррозии.

• Наличие Н23 в МКП 7/9 при концентрации в области сульфидно-коррозионного растрескивания металлических материалов под напряжением.

• К признакам предельного состояния также относится превышение предельно допустимой величины дебита постоянного притока флюида из межколонного пространства скважины, приводящее в случае разгерметизации МКП к аварийной ситуации. Для АГКМ эти величины составляют: по жидкости -1 м3/сут, по газу - 1000 м3/сут.

До настоящего времени в отрасли не существует общепринятой методики, пользуясь которой можно было бы охарактеризовать степень опасности МКД, создаваемых источниками разной природы (учитывая вероятность действия на устье МКП множества источников), и на этой основе выбрать наиболее эффективный способ ликвидации данного осложнения.

С участием автора была разработана классификация скважин по степени опасности состояния МКП, основанная на анализе результатов комплекса геофизических, физико-химических и промысловых исследований. Выделены 4 класса опасности - с 1 по 4 в порядке снижения степени опасности. Принципы данной классификации приведены в таблице 1.

Независимо от источника МКД скважины с признаком предельного состояния относятся к 1 классу опасности. Эти скважины требуют немедленного проведения мероприятий по снижению опасности МКД или выводятся из эксплуатации с обеспечением безопасного бездействия в ожидании КРС.

Таблица 1 - Классификация скважин АГКМ по степени опасности

состояния МКП

Класс опасности Источник и причина возникновения МКД Флюид МКП Основные признаки класса

1 Независимо от источника Флюид с наличием НгБ В МКП 7/9 концентрация Н^Э в области сульфидно-корро-зионного растрескивания металлов под напряжением

Наличие Н23 в МКП 9/12 или МКП 12/16 независимо от его концентрации

Независимо от состава флюида МКД больше предельно допустимого значения

Углеводородная жидкость, минерализованная вода без Нзв Постоянный приток жидкостного флюида из МКП > 1 м3/сут

Газообразный флюид безНзв Постоянный приток газа из МКП > 103 м3/сут

2 Нефтегазонасыщен-ныи пласт-коллектор Коррозионные процессы в МКП Негерметичное за-трубное пространство Водонасыщенный пропласток в сочетании с другим источником Несколько источников совместно Углеводороды (газы и жидкости), неуглеводородные газы (С02, НгЭ, Н2 и др.), минерализованная вода, компоненты технологических составов из затруб-ного пространства скважины Концентрация НгЭ вне области сульфидно-коррозионного растрескивания металла труб

Наличие углеводородов и (или) продуктов коррозии металла или цемента

Наличие межколонного перетока (при негерметичности эксплуатационной и (или) обсадной колонн, трубной и (или) колонной головок)

3 Рапонасыщенный сульфатно- терригенный пропласток Минерализованная вода различной плотности Увеличение минерализации флюида до предела насыщения

4 Невозобновляемый источник в МКП Углеводороды (газы и жидкости), неуглеводородные газы (кроме НгБ), минерализованная вода, компоненты технологических составов, механические примеси Прямая зависимость снижения величины МКД от объема стравленного флюида

Прямая зависимость снижения объема излива флюида из МКП от количества стравливаний

Если в МКП 7/9 обнаружен Н28 вне области сульфидно-коррозионного растрескивания металла под напряжением, скважина относится ко 2 классу

опасности и требует немедленного проведения работ по ликвидации перетока сероводородсодержащего флюида в МКП.

Скважина относится к 3 классу опасности, если источником МКД являются рапоносный пласт, межколонный флюид - минерализованный водный раствор различной плотности. Если источник МКД находится непосредственно в МКП и не имеет связи с другими источниками (невозобновляемый экранированный источник), скважина относится к 4 классу опасности. Во всех остальных случаях скважина относится ко 2 классу опасности ввиду неоднозначного воздействия нескольких источников на МКП скважины.

В зависимости от класса опасности принимается решение о возможности дальнейшей эксплуатации скважины, определяется комплекс мероприятий по снижению и ликвидации МКД.

Для раннего выявления признаков предельного состояния МКП и определения причин и источников МКД сформирована многоуровневая система контроля технического состояния скважин, приведенная на рисунке 1.

Рисунок 1 - Система контроля технического состояния скважин АГКМ

12

В третьей главе рассмотрен используемый на АПСМ комплекс методов исследований скважин с МКД, представлены результаты экспериментальных работ по изучению изотопного состава вод АГКМ, обоснован изотопно-геохимический метод диагностики источников водных флюидов из МКП и усовершенствована технология промысловых исследований скважин с МКД.

Для диагностики источников МКД в сложных горно-технических условиях АГКМ используются различные способы и методы исследований, в том числе не имеющие аналогов. Например, кроме традиционных геофизических методов контроля технического состояния скважинного оборудования определяются межколонные и межпластовые перетоки с помощью радиоизотопных индикаторов (РАИ) (патент РФ № 2213213), проходит апробацию новый метод трехком-понентного геоакустического каротажа (ГАК), позволяющий выявлять перетоки флюида между техническими колоннами. Предложен и опробован способ определения фильтрационно-емкостных характеристик проводящего канала в МКП, основанный на гравитационном замещении межколонного флюида индикаторной жидкостью (патент РФ № 2286452). При исследовании углеводородных проб флюидов из МКП используются современные методы газовой и газожидкостной хроматографии, а также специально разработанные геохимические методики.

Наиболее сложными в плане диагностики источника МКД являются водные флюиды из МКП скважин АГКМ, т.к. они представляют собой минерализованные водно-органические растворы и суспензии, содержащие примеси различных технологических жидкостей (компоненты бурового раствора, поверхностно-активные вещества, ингибиторы коррозии, углеводороды и др.), а также водорастворённые газы, искажающие первичный состав вод основных источников. По данным лабораторных анализов, проведенных в период 1991 -2011 гг., водные флюиды из МКП скважин отличаются повышенными значениями рН (от 7,5 до 13,7), плотность большинства проб находится в пределах 1,001...1,223 кг/м3, общая минерализация составляет от 5 до 370 г/л, содержание основных ионов изменяется в диапазоне: СГ- 3...210 г/л, 804"2- 0...58 г/л, К+ - 0,5...90 г/л, Мй +2 - 0...2,7 г/л, Са+2 - 0... 13 г/л.

Сотрудниками ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при участии автора впервые выполнены исследования по определению изотопного состава водорода и кислорода в водно-органических флюидах из МКП скважин АГКМ. Для установления источников МКД помимо изучения проб собственно водных флюидов из

МКП проводилось изучение химического и изотопного составов кислорода и водорода вод возможных источников: поверхностных (метеогенных) вод района, рапы пермских отложений, технических вод, подошвенных, конденсационных и попутных вод, поступающих с продукцией эксплуатационных скважин. Результаты исследований показали (рисунок 2), что геохимические свойства вод возможных источников водного флюида МКП значительно отличаются и, следовательно, могут использоваться для определения источников МКД.

Исходя из геохимических особенностей вод различного генезиса, изотопный состав вод пермского гидрогеологического комплекса в районе АГКМ отвечает эвапоритовому бассейну высокой степени выпаривания морских вод. По полученным данным, подошвенные воды продуктивных отложений АГКМ и законтурные воды месторождения характеризуются значительным положительным кислородным сдвигом и отвечают метаморфизованным талассогенным и возрождённым (формационным) водам. Изотопный состав вод верхних горизонтов верхнего (надсолевого) гидрогеологического этажа соответствует метеогенным водам аридной зоны, аналогичен изотопному составу атмосферных осадков района месторождения и указывает на инфильтрационное происхождение этих вод. Изотопный состав метеогенных вод района АГКМ (озёра, ручьи, сезонные заводи, дождевые стоки), составляющий локальную линию испарения, характеризуется зависимостью 80 = 3,3'5180 - 50, %о (БМСШ).

В отличие от перечисленных внутризалежные воды продуктивных отложений башкирского яруса характеризуются уникальным изотопным составом. Наблюдаемый здесь диапазон величин 5180 и 80 составил: (- 1...11) %о (8МО\У) для кислорода и (- 10. ..235) %о (8М(Ж) - для водорода. Большинство изученных конденсационных вод характеризуется положительными значениями как по дейтерию, так и по кислороду-18. Таким образом, изотопный состав внутризалежных вод месторождения не отвечает составу ни морских, ни океанических вод и не подчиняется общим закономерностям формирования изотопного состава метеогенных вод. Изотопный состав попутных вод, выносимых с продукцией башкирской залежи, в координатах «5Б - 5|80» характеризуется линейной зависимостью Ш = 220 - 22'5180, %> (БМОМО и отвечает различным соотношениям в смеси подошвенных и конденсационных вод.

ф ■ мегеогепные воды района: р«км. от Ер« вф - атмосферные осадки: летнне, зимние

- Каспийское море и золив Кара-Богаз-ГЪл

•¿г- - лксперименты по выпариванию морской ваты

- вода нижнего гидрогеологического этажа С,,

- вода солевого комплекса (РО

И - воды сепарации (попутные воды

- то же. да>шые только по дейтерию ф - вода МКП 7/5"

О - вода МКП 9/12"

- вода МКП 12/16"

О -вмош

80 = 220%о - 22б"0 ^'

попутные воды продуктивного горизонта

пл.Долгожданная (С,) Астраханское ГКМ (С,) П-тШиряевская (С:Ь.)

■идрозесаоги чесхого •тажа (С,.,)

§,80 %о, БККШ

Рисунок 2 - Результаты изотопных исследований пластовых, поверхностных, попутных вод и водных флюидов из МКП скважин АГКМ

Изучение геохимических особенностей водно-органических флюидов из МКП скважин АГКМ показало, что вода в них может поступать из различных источников. Так, часть проб воды из МКП 7/9 (рисунок 2) попадает в область метеогенных вод, но при этом соответствует изотопному составу современных атмосферных осадков очень низких (приэкваториальных) широт, т.е. значительно отличается от метеогенных вод района АГКМ и представляет не современную метеогенную, а инфильтрационную захороненную воду.

В изученных пробах из МКП не зафиксировано вод с изотопным составом, характерным для формационных (возрождённых) вод нижнего гидрогеологического этажа. Большинство проб из МКП 7/9 соответствует рапе кунгурских отложений и технической воде из местного водозабора (р. Ахтуба).

Проведённые исследования также показали, что водно-органические флюиды из МКП ряда скважин характеризуются высокими значениями как по кислороду-18, так и по дейтерию. Геохимические свойства вод однозначно указывают, что обогащённые тяжёлыми изотопами флюиды формируются при проникновении в МКП этих скважин конденсационных вод. В случае положительных значений для водорода и отрицательных для кислорода-18 формирующий МКД флюид, по всей видимости, представлен смесью конденсационных и техногенных вод. Учитывая данные по осложнениям и КРС, по мнению автора, источником МКД в этих скважинах являлись остатки технологических жидкостей, используемых для глушения скважин и при КРС.

Изотопный состав вод из МКП 7/9 некоторых скважин характеризуется аномально высокими значениями по дейтерию, превышающими содержание тяжёлого водорода в попутных водах, получаемых с продукцией башкирской залежи. Это явление также вызвано проникновением в МКП скважин пластового флюида с высоким содержанием Н28. По мнению автора, при миграции флюида в проводящем канале в МКП может происходить изотопный обмен относительно небольшого объёма воды с опережающим её по скорости движения в проводящем канале сероводородсодержащим газом. При этом было установлено, что указанные скважины до проведения КРС имели негерметичные за-трубные пространства, характеризовались наличием «газовых шапок» и высокими давлениями (затрубное давление достигало 25 и более МПа).

Ранее поступление Н28 в МКП 7/9 при межколонном перетоке определялось по динамике концентрации сульфид- и гидросульфид-ионов (Б2" и НБ") в

водных пробах. Данный метод вполне эффективен при концентрациях Б2' и НБ'

16

в водном флюиде выше 0,7 мг/л, но, учитывая повышенные значения рН вод в МКП, не позволял выявлять наличие ЦБ на ранних стадиях развития флюидо-перетока.

Воды из МКП 9/12 и МКП 12/16 скважин АГКМ изучались нами в небольшом объёме. В ряде случаев по изотопному составу эти водные флюиды соответствуют современной инфильтрационной (метеогенной) воде района месторождения, а также, возможно, водам разновозрастных водоносных комплексов надсолевого гидрогеологического этажа, геохимические характеристики которых пока изучены недостаточно.

Таким образом, проведённые исследования показали, что изотопный состав водных флюидов из МКП позволяет определять как источник МКД, так и выявлять межколонный переток сероводородсодержащего флюида на ранних стадиях развития и, соответственно, оптимизировать порядок проведения технологических и ремонтных операций на скважинах. В целом можно заключить, что в условиях АГКМ изотопно-геохимические особенности вод можно использовать не только для диагностики источника МКД, но и для общего гидрогеохимического контроля при разработке месторождения.

С участием автора была усовершенствована технология проведения промысловых исследований МКП скважин, предусматривающая длительное стравливание МКД, отбор проб флюидов, определение величины восстановленного давления и дебита флюида. Во время исследования производят отбор проб флюида из МКП при начальном давлении, затем проводят контролируемое стравливание с регистрацией падения давления во времени, при этом замеряют объемы жидкостной и газовой составляющих стравливаемого флюида. Пробы флюида также отбираются в случае изменения его фазового состояния и при минимальном давлении. Стравливание из МКП производится до полного прекращения выхода флюида или до стабилизации расхода (дебита) его истечения. При исследовании также ведется регистрация давлений в ЗТП и в смежных МКП. Снижение давления в последних указывает на наличие газогидродинамической связи или упругое взаимодействие между ними. Затем отводы МКП закрывают для регистрации КВД (до стабилизации показаний манометров) и определяют величину восстановленного давления. Для непрерывной записи устьевых давлений и температур при проведении исследований использовались геофизические автономные регистраторы давления и температуры (РДА).

В четвертой главе рассмотрены технологии снижения и ликвидации МКД без проведения КРС, используемые на АПСМ, способ восстановления герметичности межколонного пространства скважин (патент РФ № 2234591) и результаты его внедрения, предложен комплекс мероприятий для ликвидации перетока сероводородсодержащего флюида в МКП скважин.

На АГКМ применяются различные способы снижения, ограничения и ликвидации МКД без проведения КРС (в том числе и без остановки скважины).

Для снижения и ликвидации межколонных давлений, кроме контролируемого стравливания, применяется закачка специальных составов в устьевые отводы МКП. Для герметизации МКП с участием автора опробованы и использованы герметизирующие составы (отвердеваемые и неотвердеваемые), для гравитационного замещения флюида - технологические жидкости различной плотности. При проведении устьевых закачек в межколонные пространства скважин применяются специальные технические устройства: малогабаритная установка высокого давления поршневого типа, приспособление для закачки специальных составов, устройство для замещения флюида в МКП.

По промысловым данным, около 15 % межколонных флюидов в скважинах АГКМ составляют углеводородные жидкости плотностью от 0,78 до 0,98 г/см3. В их состав входят как нефтяные углеводороды различного генезиса, так и технологические органические жидкости (в частности смеси на основе диоксано-вых спиртов Т-80, Т-66, растворы ингибитора в дизельном топливе и др.).

Автором (в соавторстве с Фатгаховым З.М., Поляковым И.Г. и Кунави-ным В.В.) был разработан способ восстановления герметичности межколонного пространства скважин (патент РФ № 2234591), основанный на депарафиниза-ции жидких углеводородов (нефти) в МКП и осаждении в миграционном канале высококипящих компонентов (парафинов, асфальтенов, смол) и механических примесей с помощью комплексообразователя - карбамида.

По предложенной технологии рабочая жидкость (раствор карбамида в метаноле) закачивается в устьевые отводы МКП скважины, вытесняя «газовую шапку». В ходе устьевых закачек происходит заполнение каналов в МКП рабочей жидкостью на значительной глубине, что достигается благодаря высокой фильтруемости в пористые среды и низкой вязкости истинного раствора. Далее при стравливаниях происходят гравитационное замещение нефти карбамидом и смешение жидкостей без образования комплексов. Процесс депарафинизации нефти и образование твердых комплексов происходят после остановки скважины или принудительного охлаждения ствола. Для этого через голый конец на-сосно-компрессорных труб (НКТ) (на наблюдательных скважинах) через бу-

рильные трубы, спущенные на необходимую глубину (при КРС), или через ин-гибиторный клапан (в эксплуатационных скважинах) производят интенсивную промывку технической водой (обратной циркуляцией) с максимальной производительностью насосов. Под действием пластовой энергии образовавшиеся комплексы закупоривают проводящие каналы в МКП и предотвращают миграцию пластового флюида. В результате в зацементированном кольцевом пространстве создается естественная непроницаемая композиция, устойчивая при высоких температурах к агрессивной среде, что позволяет сохранять герметичность МКП при дальнейшей эксплуатации скважины.

Данная технология использована на 3 скважинах АГКМ (эксплуатационной, ожидающей КРС и ликвидированной) с применением специальных технических устройств. В результате внедрения был получен положительный эффект по ликвидации МКД в МКП 7/9 на скважине, находившейся в ожидании КРС, и снижению МКД (более чем на 70 %) на ликвидированной скважине (где работы в настоящее время ещё продолжаются).

Анализ технического состояния фонда скважин АГКМ показывает, что за весь период разработки наличие гидродинамической связи с продуктивным пластом по МКП 7/9 не установлено. Все случаи появления H2S в МКП 7/9 связаны с негерметичностью ЗТП и устьевого оборудования, которая выявляется и устраняется. В период эксплуатации на АГКМ выявлено около 70 случаев появления сероводорода в МКП 7/9, более чем в 50 случаях устьевые перетоки были устранены без проведения КРС. Но даже после успешного проведения специальных работ по ликвидации перетока в МКП 7/9 присутствует «остаточный» H2S. Для снижения опасности коррозионного воздействия на приустьевую зону скважины необходимо проведение нейтрализации сероводородсодер-жащего флюида в МКП. С участием автора разработан и предложен комплекс технологий по ликвидации перетока в МКП 7/9 без проведения КРС, включающий герметизацию уплотнительных элементов устьевой обвязки скважины с помощью экспериментального состава (патент РФ № 2183725), замещение «газовой шапки» в ЗТП на раствор ингибитора коррозии, закачку кольмати-рующего и нейтрализующего составов в затрубное пространство, дегазацию и нейтрализацию остаточного H2S в МКП скважины.

Пятая глава посвящена опытно-промышленным испытаниям и практическому применению результатов диссертационной работы на скважинах АГКМ.

С участием автора на АГКМ организован мониторинг состояния МКП скважин, проводится ежегодная классификация скважин по степени опасности, а также разработана организационно-технологическая схема, включающая ал-

горитмы принятия решений и порядок выполнения работ по исследованию, контролю и управлению МКД для скважин каждого класса опасности. Основная ее концепция заключается в том, что передача скважины в КРС или её ликвидация производится только после безуспешности всех возможных мероприятий по ограничению или устранению МКД.

Для обеспечения практического внедрения результатов выполненных исследований с участием автора были разработаны следующие основные нормативно-технические документы:

1. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ (согласованные с Госгортехнад-зором РФ, утверждены РАО «Газпром» 24.11.2003 г.);

2. Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ (утвержден ОАО «Газпром» 19.11.2005 г.; положительное заключение экспертизы промышленной безопасности № 1249-2005, зарегистрированное ФСЭТиАН 17.02.06 г.);

3. СТП 51-5780916-39. Инструкция по определению фильтрационно-емкостных характеристик проводящего канала в межколонном пространстве скважин АГКМ (утвержден ООО «Газпром добыча Астрахань» 15.02.2010 г.);

4. СТП 05780913.16.6-2010. Работы по ликвидации межколонных давлений на скважинах Астраханского ГКМ. Порядок проведения (утвержден ООО «Газпром добыча Астрахань» 07.06.2010 г.).

С 2006 г. и по настоящее время все работы по контролю, исследованию и снижению МКД на АГКМ проводятся в соответствии с Проектом по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ. Данный Проект включает систему контроля и исследований скважин, классификацию по степени опасности, порядок проведения технологических операций и ремонтных работ. Основными практическими результатами, полученными за период действия указанного Проекта на АГКМ, являются снижение числа скважин с МКД, уменьшение скважин 1 класса опасности и сохранение действующего фонда скважин при выходе на плановый уровень добычи (рисунок 3).

Промысловые исследования скважин с МКД, классификация по степени опасности и работы по снижению МКД проводились в течение 8 лет более чем на 120 скважинах АГКМ (свыше 170 МКП). При этом автор являлась непосредственным исполнителем и ответственным руководителем данных работ. В результате были определены восстановленные значения МКД и дебиты постоянного притока флюида в МКП скважин. Все полученные данные не превышают предельно допустимых величин. Результаты промысловых исследований по

определению дебита притока флюидов в МКП скважин АГКМ по состоянию на 01.01.2012 года показаны на рисунке 4.

Рисунок 3 - Динамика изменения МКД на скважинах АГКМ

-депсттлющнп 5.....................м.- г.,1.14* с МКД* МКП~')

>||пбгикл'|Лы11(. млр.1 мз га • к<|лп'нтос1|к1№лп I клигтплптогп!

1 20% В

V X

§ 10% а

0%

11 %

5%

Пе]

27,8

21,3

1«

□ МКП 7/9 □ МКП 9/12 О МКП 12/16

й

13,9 %

7,1 %

2,7°/

ж | газ ж | газ ж { газ ж газ газ

0,01-0,1 0,1-0,5 0,5-1 Опд (1мЗ/сут) 1,0-25 Опд (1000мЗ/с)

(Зпд - предельно допустимые значения дебита притока флюида из МКП

Рисунок 4 - Результаты определения дебитов притока флюида в МКП скважин АГКМ

Распределение состояний МКП скважин по классам опасности (на 01.01.2012 г.) приведено в таблице 2. На основании проведенных исследований

21

были установлены основные источники МКД и рекомендованы мероприятия по снижению опасности и ликвидации межколонного давления.

Таблица 2 - Распределение состояний МКП скважин АГКМ по классам опасности

Категория скважин 1 класс 2 класс 3 класс 4 класс

МКП 7/9-9/12-12/16 МКП 7/9-9/12-12/16 мкп 7/9-9/12-12/16

Эксплуатационные, шт. 0 41-31-24 36-3-0 5-6-0

Наблюдательные, технологические, в ожидании ликвидации, шт. 0 8-1-5 2-0-0 2-0-0

Ликвидированные, шт. 0 1-4-5 1-0-0 1-0-0

Устойчивый экономический эффект, получаемый при этом от увеличения межремонтного периода работы скважин, позволил включить эти мероприятия в ежегодные «Программы по оптимизации (сокращению) затрат» предприятия ООО «Газпром добыча Астрахань».

В приложениях приведены определения используемых терминов и сокращений, геолого-геохимические таблицы, результаты исследований и классификации скважин по степени опасности, примеры расчета предельно допустимых давлений, а также сведения о внедрении и расчет экономической эффективности мероприятий по снижению опасности и ликвидации МКД в скважинах АГКМ.

Основные выводы

1. На основе анализа научного и промыслового материала установлено, что основными причинами появления МКД на скважинах АГКМ являются негерметичность крепи, уплотнений устьевой обвязки, эксплуатационной и обсадной колонн; упругие деформации обсадных колонн; физико-химические процессы, происходящие в МКП в течение времени при изменении термобарических условий, а также коррозионные процессы в изоляционном комплексе скважин. В геологическом разрезе скважин определены 6 потенциальных источников МКД.

2. На АГКМ создана и функционирует комплексная система контроля и управления МКД, включающая:

• обоснованные критерии предельного состояния МКП скважин;

• дифференцированный подход к решению вопроса о возможности эксплуатации скважин с МКД различной природы и принципы классификации

22

скважин по степени опасности состояния МКП;

• многоуровневый контроль технического состояния фонда скважин;

• алгоритмы управления техническим состоянием скважин с МКД для поддержания необходимого уровня добычи с учетом обеспечения промышленной безопасности скважин.

3. Впервые получены изотопно-геохимические характеристики водных флюидов из МКП скважин АГКМ. По изотопному составу кислорода и водорода водные флюиды из большинства межколонных пространств соответствуют рапе пермского водоносного горизонта и технической воде. При исследованиях выявлено, что некоторые пробы воды отличаются повышенным содержанием дейтерия и кислорода-18, что связано с изотопным обменом флюида в МКП 7/9 с H2S пластового газа, поступающего из негерметичного затрубного пространства. Полученные данные показывают, что изотопный состав кислорода и водорода водных флюидов может использоваться не только в качестве самостоятельного критерия для диагностики источника МКД, но и для раннего выявления межколонного перетока сероводородсодержащего флюида.

4. Разработан и опробован способ восстановления герметичности межколонного пространства скважин (патент РФ № 2234591). В результате внедрения данного способа получен положительный эффект на 2 скважинах АГКМ за счет ликвидации и снижения МКД в МКП 7/9.

5. Впервые в отрасли для организации работ на скважинах с МКД разработан и действует Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ, имеющий положительное заключение экспертизы промышленной безопасности, зарегистрированное ФСЭТиАН. Проект регламентирует проведение всех видов работ и исследований на скважинах, имеющих МКД, с выполнением требований по обеспечению промышленной безопасности при разработке и эксплуатации Астраханского месторождения.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы 1. Горбачева O.A. Методы контроля и исследования скважин с межколонными давлениями на Астраханском газоконденсатном месторождении // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. -2012. - Вып. 1 (87). - С. 18-26.

2. Зыкин H.H., Горбачева O.A. Изотопно-геохимический метод диагностики источников межколонных давлений в скважинах АГКМ // Газовая промышленность. - 2012. - № 5. - С. 68-72.

Патенты

3. Пат. 2234591 РФ. Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины / З.М. Фаттахов, И.Г. Поляков, В.В. Кунавин, O.A. Горбачева (РФ). - Опубл. 20.08.2004. Бюл. 23.

4. Пат. 2399644 РФ. Герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине / И.Г. Поляков, В.В. Кунавин, П.Н. Гладков, O.A. Горбачева и др. (РФ). - Опубл. 20.09.2010. Бюл. 26.

Прочие печатные издания

5. Филиппов А.Г., Горбачева O.A. и др. Компонентный состав и физико-химические свойства пластовой смеси Астраханского ГКМ // НГС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - № 4. - С. 87-91.

6. Горбачева O.A. Физико-химические свойства пластовой смеси Астраханского ГКМ // Эколого-биологические проблемы Волжского региона и северного Прикаспия. Матер. IV всеросс. научн. конф. - Астрахань, 2001. - С. 158-160.

7. Прокопенко В.А., Зонтов P.E., Поляков И.Г., Горбачева O.A. и др. Композиция для герметизации устьевого оборудования газовых скважин // Геология, добыча, переработка и экология нефтяных и газовых месторождений: Научн. тр. / АстраханьНИПИгаз. - Астрахань: ИПЦ «Факел», 2001. - С. 87-90.

8. Горбачева O.A., Кунавин В.В., Фаттахов З.М., Максутов Г.Х. Разработка и опыт применения составов и технологий для снижения проницаемости изоляционного комплекса скважин с МКД // Матер, научн.-техн. совещания по проблеме МКД на АГКМ. - Астрахань, 2002. - С. 49-51.

9. Горбачева O.A., Мерчева B.C. Геохимические характеристики межколонных флюидов и диагностика межколонных перетоков скважин АГКМ // Матер, научн.-техн. совещания по проблеме МКД на АГКМ. - Астрахань, 2002. -С. 16-17.

10. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ / E.H. Рылов, А.Г. Филиппов, И.Г. Поляков, O.A. Горбачева и др. - Астрахань: ИПЦ «Факел», 2004. - 58 с.

11. Горбачева O.A. О возможности использования изотопных исследований для диагностики межколонных перетоков // Новые идеи в геологии и геохимии. Матер. 8-ой междунар. конф. к 60-летию кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ. - М.: Геос, 2005. - С. 18-20.

12. Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ / E.H. Рылов, В.В. Кунавин, И.Г. Поляков, O.A. Горбачева и др. -Астрахань: ИТЦ ООО ГДА, 2005. - 88 с.

13. Зыкин H.H., Горбачева O.A. Изотопный состав водопроявлений из межколонных пространств на Астраханском газоконденсатном месторождении // Трофимуковские чтения. Матер, научн. конф. - Новосибирск, 2006.

14. Горбачева O.A., Зыкин H.H. Изучение изотопного состава флюидов для установления источников межколонных давлений на Астраханском газоконденсатном месторождении // Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона. Матер, между-нар. научн.-техн. конф. - М.: ИПНГ, 2007. - С. 193-195.

15. Горбачева O.A., Васильев В.Г., Кунавин В.В., Поляков И.Г. Методы контроля и исследования геолого-технического состояния скважин с межколонными давлениями для обеспечения промышленной и экологической безопасности при разработке Астраханского ГКМ // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти. Сб. научн. тр. VI Междунар. научн.-практ. конф. - Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИГаз», 2008. - С. 124-125.

16. Зыкин H.H., Кунавин В.В., Горбачева O.A. Эффективность изотопных методов для определения источников межколонных проявлений на Астраханском газоконденсатном месторождении // Международный опыт и перспективы освоения сероводородсодержащих месторождений углеводородов. SGFD-2008. Матер, междунар. конф. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. - С. 49.

17. Зыкин H.H., Горбачева O.A. Исследования изотопного состава флюидов скважин с межколонными давлениями для обеспечения промышленной и экологической безопасности при разработке Астраханского газоконденсатного месторождения // Экологическая безопасность в газовой промышленности. ESGI-2009. Тез. докл. междунар. конф. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2009. - С. 92.

18. Горбачева O.A. Опыт исследования скважин с межколонными давлениями на Астраханском месторождении // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - № 2. - С. 18-23.

19. Горбачева O.A. Разработка и внедрение методов исследования и контроля скважин с межколонными давлениями для обеспечения промышленной и экологической безопасности при разработке Астраханского газоконденсатного месторождения // ИНТЕХ-ЭКО - 2010. Сб. докл. III междунар. нефтегазовой конф.-М.,2010.-С. 33-35.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 18.04.2012 г. Бумага писчая. Заказ № 117. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР» РБ. 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Горбачева, Ольга Анатольевна

ВВЕДЕНИЕ.

1. АКУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ (МКД)

ДЛЯ АГКМ.

1.1 Научно-технический обзор отечественного и зарубежного опыта исследования и ликвидации МКД в скважинах нефтяных и газовых месторождений.

1.3 Анализ динамики развития МКД на скважинах АГКМ.

Выводы по главе 1.

2. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ СКВАЖИН С МКД НА АГКМ.

2.1 Причины возникновения и источники МКД на скважинах АГКМ.

2.2 Обоснование критериев предельного состояния межколонных пространств скважин АГКМ.

2.2.1 Методика расчетов критических давлений для межколонных пространств и цементного кольца скважин АГКМ.

2.2.2 Предельно-допустимые концентрации сероводорода в МКП скважин.

2.2.3 Предельно-допустимые значения дебита притока флюида из МКП.

2.3 Разработка принципов классификации скважин по степени опасности по состоянию МКП.

2.4 Система контроля технического состояния скважин с МКД.

Выводы по главе 2.

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН С МКД НА АГКМ.

3.1 Характеристика методов исследований скважин АГКМ для диагностики МКД.

3.2 Разработка изотопно-геохимического метода диагностики источника водно-органических флюидов из МКП скважин.

3.2.1 Результаты исследований изотопного состава поверхностных, пластовых и попутных вод АГКМ.

3.2.2 Результаты исследований изотопного состава водорода и кислорода водных флюидов из МКП скважин АГКМ.

3.3 Совершенствование технологии промысловых исследований МКП скважин.

Выводы по главе 3.

4. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ МКД В СКВАЖИНАХ.

4.1 Технологии снижения и ликвидации межколонных давлений в скважинах

АГКМ.

4.2 Разработка способа восстановления герметичности МКП скважин.

4.2.1 Обоснование способа депарафинизации нефти в МКП для снижения проницаемости цементного кольца.ЮЗ

4.2.2 Разработка и внедрение способа восстановления герметичности МКП на скважинах АГКМ.

4.3 Ликвидация перетока сероводородсодержащего флюида в МКП скважин.

Выводы по главе 4.

5. ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ КОМПЛЕКСА МЕРОПРИЯТИЙ ПО КОНТРОЛЮ И ИССЛЕДОВАНИЮ МКД НА СКВАЖИНАХ АГКМ.

5.1 Организация мониторинга скважин с МКД и алгоритмы принятия решений.

5.2 Разработка и внедрение Проекта по эксплуатации скважин. с МКД на АГКМ.

5.3 Анализ эффективности внедрения комплекса мероприятий по контролю, исследованию и ликвидации МКД на скважинах АГКМ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и внедрение методов контроля и исследований скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ"

Актуальность темы. Межколонные давления (МКД) определяются как давления, возникающие в зацементированном кольцевом пространстве скважины. МКД в скважинах возникают и развиваются в различные промежутки времени после окончания цементирования обсадных колонн. Данное осложнение является признаком возникновения межколонного проявления, которое представляет собой поступление пластового флюида в межколонное пространство (МКП) с дальнейшим выходом к устью скважины, создающее угрозу разгерметизации устьевого оборудования, нарушения целостности обсадных колонн, что, в свою очередь, может привести к грифонообразованию, неуправляемому фонтану, возникновению техногенных залежей.

Проблема негерметичности МКП часто встречается в практике эксплуатации скважин и не зависит от условий конкретного нефтяного или газового месторождения. Например, МКД имеют на Мексиканском заливе более 8000 скважин, около 50% нефтяных скважин месторождения Белый Тигр на шельфе Вьетнама, почти 30% скважин газоконденсатного сероводородсодержащего месторождения Карачаганак в Казахстане.

Анализ промысловых данных по основным нефтегазодобывающим регионам России показывает, что число скважин, особенно газовых, в которых возникают межколонные давления очень велико [3-7]. Около 25-30% всех эксплуатационных скважин ОАО «Газпром», а по северным месторождениям даже 50%, составляют скважины с межколонными давлениями различной величины. На газовых месторождениях севера Тюменской области, после ввода скважин в промышленную разработку, выявлены межколонные газопроявления и грифоны на устье более чем в 50% эксплуатационных скважин.

В ряде случаев нарушение герметичности МКП скважин приводило к возникновению аварий и имело серьезные экологические последствия [5].

Проблемы межколонных перетоков газа и образования его вторичных скоплений часто встречаются при эксплуатации подземных газохранилищ

ПХГ). За время эксплуатации Совхозного ПХГ межколонные газопроявления были зарегистрированы по 77% скважин, по 40% из них отмечались незначительные выходы газа на дневную поверхность у устьев скважин. На нескольких ПХГ в результате вертикальных перетоков газа через негерметичные МКП скважин образовались техногенные газовые скопления. Данное явление было отмечено на Калужском ПХГ, Осиповичском ПХГ, Колпинском ПХГ и др.[5,6].

Кроме того, не менее серьезной проблемой является и ликвидация скважин с МКД. По данным [5], на распределенном и нераспределенном фонде недр имеется порядка 75000 скважин, в том числе около 40% - 30000 законсервированных, 60% - 45000 ликвидированных. Ожидается, что из законсервированных 2-3% - 900 скважин подлежит ликвидации, из ликвидированных порядка 8% - 3600 скважин подлежит повторной ликвидации, как опасные в экологическом отношении.

Таким образом, наличие МКД имеет широкое распространение, но в мировой практике добывающих компаний до сих пор не существует единой модели, способной достоверно предсказать время появления мигрирующего по МКП флюида на устье скважины, интенсивность его истечения и возможности возникновения и развития межколонного проявления. В связи с этим, потенциально опасным можно считать МКД на любых скважинах, находящихся в строительстве, эксплуатации, консервации, а также наблюдательных, нагнетательных или ликвидированных.

Особую актуальность проблема МКД приобретает на газовых и газокон-денсатных месторождениях, пластовый флюид которых содержит агрессивный и токсичный сероводород. В соответствии с действующими законодательными и отраслевыми нормативными документами [1,2,9], эксплуатация скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода при наличии межколонного проявления запрещается. При обнаружении давления в МКП должны быть проведены необходимые исследования и приняты меры по выявлению и устранению причины перетока. По результатам исследований решается вопрос о возможности эксплуатации скважины. Наибольшее содержание Н28 отмечено в пластовом флюиде Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ). Учитывая особенности разработки этого месторождения: аномально высокое пластовое давление и низкие темпы его падения, сложные горнотехнические условия, высокую концентрацию в добываемом сырье токсичных и кор-розионно-активных компонентов, расположение месторождения вблизи населенных пунктов и заповедной зоны дельты Волги, наличие МКД в скважинах АГКМ может рассматриваться как весьма серьезная экологическая угроза.

Поэтому определение причин и источников МКД, разработка эффективных методов контроля состояния МКП скважин являются необходимыми для раннего диагностирования межколонных проявлений, предупреждения возникновения аварийных ситуаций и защиты недр при разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Отраслевая актуальность работы подтверждается решениями расширенных научно-технических совещаний по проблеме межколонных давлений на Астраханском месторождении, проведенных с участием научно-исследовательских, проектных, производственных организаций и управлений ОАО «Газпром», Госгортехнадзора РФ (ГГТН РФ) [3].

Целью работы является обеспечение промышленной и экологической безопасности при разработке и эксплуатации Астраханского ГКМ на основе системного контроля геолого-технического состояния скважин с МКД.

Основные задачи исследований:

1 .Определение критериев предельного состояния МКП скважин и оценка степени опасности МКД различной природы для скважин АГКМ.

2. Разработка комплексной системы контроля технического состояния скважин с МКД с целью раннего выявления признаков межколонных проявлений и обеспечения безопасной эксплуатации скважин АГКМ.

3. Совершенствование методов исследования межколонных пространств и определение дополнительных критериев для диагностики источников МКД в скважинах АГКМ.

4. Разработка технологии ликвидации МКД без использования капитального ремонта скважин (КРС).

5. Повышение эффективности мероприятий по ограничению, снижению и ликвидации МКД в скважинах АГКМ.

Научная новизна

1. На основании анализа результатов научно-теоретических и промысловых исследований обоснованы признаки предельного состояния МКП скважин АГКМ и разработана классификация скважин по степени опасности состояния межколонного пространства.

2. Впервые проведены изотопно-геохимические исследования и выявлены особенности изотопного состава водорода и кислорода проб воды из МКП скважин АГКМ.

3. Разработан «Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины» (патент РФ № 2234591).

Положения, выносимые на защиту:

- многоуровневая система контроля технического состояния и классификация скважин с МКД по степени опасности состояния межколонных пространств;

- результаты изотопно-геохимических исследований водных флюидов из МКП скважин АГКМ и их использование для диагностики источника МКД;

- организационные и технологические разработки, направленные на снижение и ликвидацию межколонных давлений в скважинах АГКМ.

Практическая ценность и внедрение результатов исследований

1. Обоснован дифференцированный подход к оценке опасности МКД и проведена классификация по степени опасности состояния МКП всего фонда скважин АГКМ. По результатам классификации определяется возможность эксплуатации скважин с МКД и комплекс мероприятий по ограничению, снижению и ликвидации межколонного давления.

2. Организована и функционирует система контроля технического состояния скважин АГКМ, обеспечивающая их безопасную эксплуатацию за счет возможности принятия оперативного решения.

3. Определены и используются новые критерии для диагностики источников МКД по результатам исследований изотопного состава водных флюидов из МКП скважин АГКМ.

4. Разработан и использован на скважинах АГКМ новый способ снижения и ликвидации МКД без проведения КРС.

5. Впервые в отрасли разработан и действует «Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ», получивший положительное заключение экспертизы промышленной безопасности, зарегистрированное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (ФСЭТиАН).

6. Предложенные автором организационные и технологические решения по контролю и исследованию МКД включены в «Проект разработки и освоения Астраханского ГКМ на период до 2019 г.».

7. Практическая значимость результатов диссертационной работы подтверждается включением мероприятий по снижению МКД в Программу по оптимизации и снижению затрат предприятия ООО «Газпром добыча Астрахань» и расчетом их экономической эффективности. Фактический годовой эффект от внедрения комплекса мероприятий по герметизации устьевого и подземного оборудования на 2 скважинах составил 5204,48 тыс. рублей, а от нейтрализации сероводорода в МКП 3 эксплуатационных скважин - 8250 тыс. рублей.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и представлялись: на научно-техническом совещании по проблеме межколонных давлений на АГКМ (Астрахань, 2002), научной конференции «Трофимуковские чтения» (Новосибирск, 2006), международной научно- технической конференции «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона» (Москва, 2007), конкурсе научно-технических разработок на соискание премии ОАО «Газпром» в области науки и техники (Москва, 2007, лауреат премии ОАО «Газпром»), на VI международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2008), на международной конференции «Международный опыт и перспективы освоения сероводородсодержа-щих месторождений углеводородов» SGFD-2008 (Москва, 2008), международной конференции «Экологическая безопасность в газовой промышленности» ESGI-2009 (Москва, 2009), III международной нефтегазовой конференции ИН-ТЕХ-ЭКО-2010 (Москва, 2010), на научно-технических советах предприятия по проблемам МКД и продлению межремонтного периода работы скважин.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 работ, в том числе 2 статьи в рецензируемом научно-техническом журнале из Перечня ВАК РФ, 2 патента РФ на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 101 наименований, и 5 приложений. Работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 9 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Горбачева, Ольга Анатольевна

Основные выводы по работе

1. Проблема МКД широко распространена и не зависит от условий конкретного нефтяного или газового месторождения. МКД в скважинах возникают и развиваются в различные промежутки времени после окончания цементирования обсадных колонн и являются признаком возможного возникновения межколонного проявления, создающего угрозу разгерметизации устьевого оборудования, нарушения целостности обсадных колонн, что может привести к образованию техногенных залежей, грифонов или неуправляемому фонтану. Учитывая особенности Астраханского ГКМ, наличие МКД в скважинах рассматривается как весьма серьезная техническая и экологическая угроза.

2. На основе анализа научного и промыслового материала установлено, что основными причинами появления МКД на скважинах АГКМ являются: негерметичность изоляционного комплекса скважин, негерметичность уплотнений устьевой обвязки, упругие деформации обсадных колонн, физико-химические процессы, происходящие в МКП в течение времени при изменении термобарических условий МКП, а также коррозионные процессы в заколонном пространстве скважин. В геологическом разрезе скважин определено 6 потенциальных напорных источников МКД.

3. На АГКМ создана и функционирует комплексная система контроля и управления МКД, включающая:

• обоснованные критерии определения предельного состояния скважин;

• дифференцированный подход к решению вопроса о возможности эксплуатации скважин с МКД различной природы и принципы классификации скважин по степени опасности состояния МКП;

• многоуровневый контроль технического состояния фонда скважин;

• алгоритмы управления техническим состоянием скважин с МКД для поддержания необходимого уровня добычи с учетом обеспечения промышленной безопасности скважин.

4. Впервые получены изотопно-геохимические характеристики водных флюидов из МКП скважин АГКМ. По изотопному составу кислорода и водорода водные флюиды большинства межколонных пространств соответствуют рапе пермского водоносного горизонта и техногенной воде. Некоторые пробы отличаются повышенным содержанием дейтерия и кислорода-18, что связано с изотопным обменом воды в МКП 7/9 с Н28 пластового газа, поступающего из негерметичного затрубного пространства. Полученные данные свидетельствуют о том, что изотопный состав кислорода и водорода водных флюидов может использоваться не только в качестве самостоятельного критерия для диагностики источника МКД, но и для раннего выявления в водной среде межколонного перетока сероводородсодержащего газа.

5. Разработан и опробован «Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважин» (патент РФ №2234591). В результате внедрения получен положительный эффект (ликвидация и снижение МКД в МКП 7/9) на 2 скважинах АГКМ.

6. Впервые в отрасли, для организации работ на скважинах с МКД разработан и действует «Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ», имеющий положительное заключение экспертизы промышленной безопасности, утвержденное ФСЭТиАН. Проект регламентирует проведение всех видов работ и исследований на скважинах, имеющих МКД, с выполнением требований Федерального законодательства и отраслевых нормативных документов по обеспечению промышленной безопасности при разработке и эксплуатации Астраханского месторождения.

7. Предложенные и внедренные на АГКМ организационно-технологические мероприятия по контролю, управлению и ликвидации МКД могут быть использованы на газовых и газоконденсатных месторождениях, в том числе и с высоким содержанием сероводорода в добываемой пластовой смеси.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Горбачева, Ольга Анатольевна, Уфа

1. О недрах: федер. Закон Рос. Федерации утв. Президентом РФ 03.03.95 г.

2. О промышленной безопасности опасных производственных объектов: федер.закон Рос. Федерации от 21.07.1997г. № 116-фз; принят Гос.Думой ФС РФ 20.06.1997г. (ред. от 18.12.2006г.)

3. Материалы научно-технического совещания по проблеме межколонных давлений на Астраханском ГКМ.//Астрахань: ИПЦ Факел, 2002. 88 с.

4. Пономарев В.А., Кучеров Г.Г., Новиков В.И. Система контроля и управления качеством строительства скважин // Газовая промышленность. 1997. №9. С. 49-50.

5. Агадулин И.И., Игнатьев В.Н., Сухоруков Р.Ю. Экологические аспекты негерметичности заколонного пространства в скважинах различного назначения. //Эл. науч. журнал «Нефтегазовое дело», 2011. № 4. С.82-89.

6. Багманова C.B. Геолого-промысловые факторы формирования техногенных газовых залежей на разрабатываемых месторождениях и ПХГ: автореф. дисс. канд. геолого-минер, наук. М., 2004. 23 с.

7. Райкевич С.И. Разработка способов и технологий повышения продуктивности скважин газовых и нефтяных месторождений: автореф. дисс. канд. тех-нич. наук. М., 2004.26 с.

8. Серенко И.А. , Сидоров H.A., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1969. С. 6 47.

9. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. / М.: Недра, 1990. С. 131-149.

10. Анализ причин заколонных газопроявлений и пути повышения качества цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии / М.Р. Мав-лютов и др.. // М.: Бурение: ОИ ВНИИОЭНГа, 1984. №4. С. 52.

11. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах /Кравцов В.М. и др.. М.: Недра, 1987. 190 с.

12. Шеберстов Е.В., Ефимова Р.В. Математическое моделирование межколонных перетоков // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза, 1992. С. 29-34.

13. Каморин В.К. О природе межтрубных газо-, водо-, и нефтепроявлений // Газовая промышленность. 1966. №7. С. 17 19.

14. Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987. 373 с.

15. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С. Повышение качества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождений севера Тюменской области. М.: ИРЦ Газпрома, 1993. 43 с.

16. Малеванский В.Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1964. 64 с.

17. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов// Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений: Тр. КФ ВНИИнефть,1970. Вып.6. С. 256 267.

18. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. JL: Техническая книга, 1980. 367 с.

19. Крейтер А.И. О состоянии бурения скважин на газоконденсатных месторождениях западного и южного Узбекистана// Бурение скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях. М.: Гостоптехиздат, 1962. С. 101-103.

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

21. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / Макаренко П.П. и др. // Газовая промышленность. 1995. №10. С.9-10

22. Фаттахов З.М. Разработка методов предупреждения, исследования и контроля межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ: дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2001. 163 с.

23. Фан Тиенг Зунг Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах: автореф. дисс. канд. технич. наук. Уфа, 2006. 25 с.

24. Stress Engineering Services. Best practices for prevention and management of sustained casing pressure. Joint Industry Project Report. Houston, Texas, 2001, 268 p.

25. Rong Xu . Analysis of diagnostic testing of sustained casing pressure in wells: A Dissertation Submitted to the Graduate Faculty of the Louisiana State University and Agriculture and Mechanical College, 2002. 148 p.

26. Jan Sasby Sustained Casing Pressure Guideline// WI Workshop Presentation, Norske Shell, 2011. 14 p. ( http://www.olf.no/no/Publikasjoner/Retningslinjer/BoringDrilling/ll)

27. K. Kinik SPE 143 713 Identifying Environmental Risk of Sustained Casing Pressure.// Louisiana State University Student Paper Contest, SPE E&P Health Safety Security Environmental Conference, Houston. Texas, 2011.25 p.

28. Adam T. Bourgoyne, J.R. LSU, Stuart L. A review on sustained casing pressure occurring on the OCS // LSU, 2004. 62 p. (www.boemre.gov/tarproiects/./008DE.pdf)

29. OLF Recommended Guidelines for Well Integrity/ Presentation, date effective: 3.2.10 Rev. no: 2 Rev. date: 3.2.10. -35 p. (www.oif.no/.,/ii7%20-%20Guideiines%20.).

30. Nichol J.R., M. Eng, P.Eng., and S.N. Kariyawasam, Ph.D Risk assessment of temporary abandoned or shut-in wells/ USA, MMS/ 72 p.www.boemre.gov/tarprojects/. ./329AA.pdf)

31. Andrew K. Wojtanowicz, Somei Nishikawa, and Xu Rong. Diagnosis and remediation of sustained casing pressure in wells /Louisiana State University, 2001. 94p. (www.boemre.gov/tarproiects/0Q8/008dk.pdf)

32. Kevin Soter B.S. Removal of sustained casing pressure using a workover rig/ University of Tulsa, 2003. 95 p. (etd.lsu.edu/docs/.,/etd./Soterthesis.pdf)

33. Annular casing pressure management for offshore wells /API Recommended practice, first edition. Washington, USA. -2006.- 96 p. baiiots.api.org/ecs/dpos/90ei.pdf

34. Bill Carey (Los Alamos National Lab), Craig Gardner (Chevron Energy Technology Company) Wellbore integrity network/ 1-st joint network meeting, 2008.29 p.www.docstoc.com/./Well-Bore-Integrity-N.)

35. Степанова Г.С., Зайцев И.Ю., Бурмистров А.Г. Разработка сероводородсодержащих месторождений углеводородов. М.: Недра, 1986. С.3-13.

36. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины/ В.Ф. Перепеличенко и др. М.: Недра, 1994. 349 с.

37. Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ, Астрахань, 2005 г. 89 с.

38. Горбачева O.A. Физико-химические свойства пластовой смеси Астраханского ГКМ // Мат. IV всеросс. научн. конф. «Эколого-биологические проблемы Волжского региона и северного Прикаспия». Астрахань, 2001.С. 158-160

39. СТП 51-5780916-39-93. Инструкция по исследованию причин, определению источников межколонных давлений и классификации по степени их опасности. Астрахань, 1993.120 с.

40. СТП 51-5780916-39-93. Инструкция по ведению изоляционных и изоляционно-ликвидационных работ на скважинах, расположенных на территории деятельности предприятия «Астраханьгазпром». Астрахань, 1993. 44 с.

41. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ. Астрахань: РАО «Газпром», 1997. 67 с.

42. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ. Астрахань: ИПЦ «Факел», 2004. 58 с.

43. Разработка и внедрение технико-технологических мероприятий по повышению качества строительства скважин на АГКМ / Отчет о НИР. Астрахань: АстраханьНИПИгаз, 1995. 61 с.

44. В.Г. Тихонов, А.Х. Авилов, З.М. Фаттахов Эффективность технико-технологических мероприятий при цементировании скважин на Астраханском ГКМ // Нефть и газ. Сб. науч. тр. Северо-Кавказского технического университета. Ставрополь, 2000. С. 88 90

45. Филиппов А.Г. Концепция управления техническим состоянием и повышение надежности промыслового оборудования Астраханского газо-конденсатного месторождения: дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2005. 129 с.

46. Исследование физико-химических процессов, фильтрационной способности каналов перетока и объемных изменений в изоляционном комп-лексе скважин /Отчет о НИР. Астрахань: АстраханьНИПИгаз,1992. 168с.

47. Анализ причин межколонных давлений на скважинах Астраханского ГКМ и рекомендации по предупреждению их возникновения / Отчет о НИР. Ставрополь, 1988. 21 с.

48. Причины и характер межколонных проявлений на скважинах АГКМ / Отчет о НИР/ АОП ВНТО НГП. Астрахань, 1989. 156 с.

49. Анализ качества цементирования эксплуатационных скважин по обсадным колоннам 0 244, 5мм и 177, 8мм с анализом причин межколонных давлений на АГКМ / Отчет о НИР. Астрахань: АстраханьНИПИгаз, 1988.52 с.

50. Экспертное заключение № 2.2 по состоянию межколонного пространства эксплуатационных скважин Астраханского ГКМ. Москва — Астрахань: АНИПИгаз, 1997. 65с.

51. Рекомендации по выбору тампонажных материалов для крепления скважин на АГКМ. Астрахань: АНИПИгаз, 1993. С. 6.

52. РД 03-293-99 Положение о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах. Утверждено Постановлением Госгортехнадзора России от 8 июня 1999 г. N 40.

53. Водоизоляция и ликвидация межколонных перетоков в скважинах Оренбургского месторождения / Гусейнов Ф.А. и др. //Нефтяное хозяйство.-2005. №6 с. 120-121.

54. Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин. М.:ОАО Газпром, 1999.58с.

55. Фаттахов З.М. Разработка методов контроля и предупреждения межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ // Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Материалы II Международного симпозиума. Уфа, 2000. С. 80 81.

56. Практические расчеты в бурении./ Федоров B.C. и др.. М.: Недра, 1966. 600 с.

57. Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство. Изд. 2, перераб. и доп. Под редакцией А.Е. Сарояна. М.: Недра, 1976. 504 с.

58. Технические условия на применение нарезных труб нефтяного сортамента фирмы «Ниппон Стил Корпорейшен» на сероводородсодержащих нефтяных и газовых месторождениях СССР. Куйбышев: ВНИИТнефть, 1988. 362 с.

59. Руцкий A.M. Предельная деформация растяжения показатель неразрушимости тампонажного камня в скважине// Технология крепления скважин. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1977. Вып. 13. С.37-39.

60. Зикеев В.Н. Конструкционные стали, стойкие против сероводородного растрескивания и хрупкого разрушения: дисс. док. техн. наук. М.,1984. 363 с.

61. Предупреждение, обнаружение и ликвидация газонефтеводопроявлений/ Аветисов А.Г. и др.. Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2003. Т.1. 279 с.

62. Горбачёва O.A. Опыт исследования скважин с межколонными давлениями на АГКМ. // «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газо-конденсатных месторождений». Научно-техн. сб. М.: ООО «Газпром экспо», 2010 г. №2. С. 18-23.

63. Тенн P.A. Методы диагностики и ликвидации межколонных флюидо-проявлений при строительстве скважин на месторождениях и ПХГ: автореферат дисс. канд. техн. наук. Ставрополь, 1999. 21 с.

64. Вагнер Г.Р. Процедура выявления экологоопасных природно-техногенных геодинамических процессов // Безопасность труда в промышленности. 1997. №12. С. 3-6

65. Красильникова О.В. Обеспечение промышленной безопасности при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья на основе идентификации межколонных проявлений: на примере Астраханского ГКМ: дисс. канд. технич. наук. Уфа, 2009. 241 с.

66. Разработка технологии контроля за возникновением и развитием межколонных проявлений в скважинах АГКМ методом изотопной индикации / Отчет о НИР. Астрахань: АстраханьНИПИгаз.1990. С.25-30.

67. Фаттахов З.М. Разработка методов контроля и предупреждения межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ// Наука и технология углеводородных дисперсных систем. Мат. II межд. симпозиума. Уфа, 2000. С. 80-81.

68. СТП 51-5780916-39 «Инструкция по определению фильтрационно-емкостных характеристик проводящего канала в межколонном пространстве скважин АГКМ» (15.02.2010 г., утв. ООО ГДА).

69. Методические основы контроля за процессом обводнения скважин при разработке Астраханского ГКМ./Лапшин В.И. и др. //М.:ИРЦ Газпром, 1999. 61с.

70. Геохимические исследования нефтей Астраханского газоконденсатного месторождения/ Отчет о НИР. «ВолгоградНИПИнефть». Волгоград: ПО «Нижне-волжскнефть», 1991. 23 с.

71. Исследование молекулярного состава флюидов АГКМ с целью уточнения модели месторождения /Отчет о НИР. «ВолгоградНИПИнефть».Волгоград: ПО «Нижневолжскнефть», 1993 .С. 14.

72. Радиохимические и изотопные исследования подземных вод нефтегазоносных областей СССР. /Алексеев Ф.А. и др.. М.: «Недра». 1975. 271 с.

73. Изменение изотопного состава водорода и кислорода морских рассолов в процессе галогенеза по экспериментальным данным./Валяшко М.Г.и др.. Проблемы соленакопления. Т. I. Новосибирск: «Наука», 1977. С. 120-124.

74. Ветштейн В.Е. Изотопы кислорода и водорода природных вод СССР. JL: «Недра». 1982. 216 с.

75. Готтих Р.П., Ерохин В.Е., Ветштейн В.Е. О формировании вод палеозойских отложений Волгоградского Поволжья в свете изотопных и радиохимических данных: сб. научн. тр. ВНИИЯГГ/ М.: Ядерная геология, 1978 г. С. 55-66.

76. Зыкин H.H., Поляков В.А., Бобков А.Ф. Геохимические особенности вод на Астраханском газоконденсатном месторождении.// Мат. XVIII Симп. по геохимии изотопов имени А.П.Виноградова. М.: ГЕОХИРАН, 2007 г.С.102-103.

77. Ильченко В.П. Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины. М. .-«Недра», 1998 г. 288 с.

78. Дейтерий и кислород-18 в подземных водах (масс спектрометрические исследования)/ Селецкий Ю.Б.и др.. М.: «Недра», 1973 г. 144 с.

79. Craig H. Isotopic Variations in Meteoric Waters // Vol. 133. Science, 1961. P. 1702-1703.

80. Hoefs J. Stable Isotope Geochemistry. Springer Verlag Berlin Heidelberg New York, 1997. 201 p.

81. Геохимические особенности нефтегазоносности прикаспийской впадины: Тр. Инст. ВНИГНИ. Вып.251/ под ред. К.В.Фомкина. М.: Недра, 1985. 262 с.

82. Bebbington W.,Thayer V.//Chemical Engineering Progress, 1959, № 9.P.70-78.

83. Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважин /Филиппов А.Г. и др..// Патент РФ №2153571. 2000. Бюл. № 21.

84. Герметизирующая композиция для изоляционных работ в скважине / Поляков И.Г. и др..// Патент РФ №2399644. 2010. Бюлл. №26.

85. Композиция для герметизации устьевого оборудования газовых скважин / Прокопенко В.А. и др.. // Геология, добыча, переработка и экология нефтяных и газовых месторождений. Науч. тр. АстраханьНИПИгаз. Астрахань: ИПЦ Факел, 2001. С.87-90.

86. Современные методы исследования нефтей./ А.И. Богомолов и др.. JL: Недра, 1984. С. 103-108

87. Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины /Горбачева О.А. и др.. // Патент РФ № 2234591.2004. Бюлл. № 23