Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии и технических средств для очистки газовых скважин от глинисто-песчаных пробок в условиях АНПД

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии и технических средств для очистки газовых скважин от глинисто-песчаных пробок в условиях АНПД"

На правах рукописи

СИНГУРОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ОТ ГЛИНИСТО-ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В УСЛОВИЯХ АНПД (на примере месторождений Западной Сибири)

Специальность 25 00 15 — Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ставрополь - 2007

003070147

Работа выполнена в Северо-Кавказском государственном техническом университете (СевКавГТУ), ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский и проектный институт природных газов (ОАО СевКавНИПИгаз)

Научный руководитель-

Официальные оппоненты'

Ведущая организация:

кандидат технических наук, доцент Пуля Юрий Александрович

доктор технических наук Гсраськнн Вадим Георгиевич

кандидат технических наук Беленко Василий Иванович

общество с ограниченной ответственностью «Надымгазпром»

Защита состоится « 29 » 05 2007 года в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212 245 02 при Северо-Кавказском Государственном техническом университете по адресу 355028, г Ставрополь, пр Кулакова, 2

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского Государственного технического университета

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять ученому секретарю диссертационного совета по указанному выше адресу

Факс (8652) 94-60-12

Автореферат разослан <£¿¿1» апреля 2007 года

Ученый секретарь диссертационного ___

совета Д 212 245 02, капд техн наук, /

доцент ЮА Пуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы В настоящее время основные газовые месторождения Западной Сибири находятся на завершающей стадии эксплуатации, которая характеризуется высокими темпами падения пластового давления, дебитов, продвижением подошвенных и законтурных вод, нарастающим обводнением добывающих скважин и интенсивным разрушением призабойных зон, что, как правило, приводит к образованию глиниссо-несчаных пробок (ГПП), сокращению сроков эксплуатации В этих условиях ликвидация ГПП является наиболее распространенным видом рсмонтно-восстановительных работ (РВР)

В настоящее время разрушение ГПП, в основном, осуществляется традиционным способом с предварительным глушением скважины, что в условиях АНПД зачастую сопровождается резким падением проницаемости коллектора, снижением эффективности РВГ

При проведении РВР с использованием колтюбинговых установок потери давления в безмуфтовой длинномерной трубе (БДТ) не позволяют реализовать значительную часть гидравлической мощности насосов на разрушение ГПП Возникает настоятельная необходимость разработки новых технологий и технических средств для успешного удаления ГПП в этих условиях

Цель работы Разработка технологий и технических средств, направленных на снижение фонда бездействующих газовых скважин в условиях АНПД за счет существенного роста эффективности ликвидации ГПП различными способами

Основные задачи работы.

1 Исследование и разработка составов блокирующих жидкостей для пушения газовых скважин в условиях АНПД

2 Исследование и разработка сос1авов промывочных жидкостей для удаления ГПП из газовых скважин

3 Разработка технологии разрушения ГПП с использованием колтюбинго-вой установки в газовых скважинах месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации

4 Разработка технических средств, обеспечивающих высокую эффективность разрушения ГПП при применении колтюбинговых установок

5 Практическая реализация разработок и оценка эффективности их внедрения

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований с использованием современных лзбораторпых приборов и установок

Научная новизна.

1 Разработана технологическая жидкость для временной изоляции высокопроницаемого продуктивного пласта при глушении скважин в условиях АНПД (заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации от 27 06 06 №2005117601/03(020040), заявл 07 06 05)

2 Предложен наполнитель на основе древесной коры для технологических жидкостей, используемых при глушении газовых скважин в условиях АНПД, способный создать прочный экран в призабойпой зоне пласта и легко удаляться из призабойпой зоны при минимальных депрессиях

3 Создана новая технология удаления ГПП с использованием колтюбинго-вой установки, отличающаяся возможностью попеременной подачи порций ПОЖ заданного объема и давления в поток инертного газа и позволяющая проводить очистку ствола скважины при депрессии на пласт, на месторождениях с коэффициентом аномальности менее 0,4

4 Разработаны гидроударные устройства, используемые в составе БДТ колтюбинговой установки, конструктивные возможности которых позволяют сочетать гидромониторное и механическое воздействие на разрушаемую поверхность, что обеспечивает ускорение процесса удаления глинисто-песчаной пробки (Заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации ог 12 01 07 №2005126269/03, заявл 18 08 05,опубл 27 02 07 -Бгол №6)

Основные защищаемые положения.

1 Блокирующая жидкость для глушения Газовых скважин в условиях АНПД

2 Технология удаления глинисто-Песчаных пробок в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки

3 Технические средства для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок гидроударное устройство УГ-С-56, гидроударное устройство УГ-50

Практическая ценность и реализация работы

1 Выявлены основные причины, определяющие эффективность удаления глинисто-песчаных пробок на Вьшгапуровском газовом месторождении с использованием кол тюбинговой установки

2 Разработанная блокирующая жидкость предложена для глушения скважин на газовых месторождениях Западной Сибири в условиях АНПД

3 Разработанный наполнитель (на основе древесной коры) к незамерзающей пенообразуюгцей жидкости нашел широкое применение при глушении скважин на месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобыча»

4 Предложена методика для определения реологических характеристик пенных систем На основании лабораторных исследований получены уравнения для определения реочогических показателей с учетом изменения газосодержания Предложена методика определения выносных и удерживающих свойств пенных систем Подобраны составы пенообразующих жидкостей исходя из особенностей их применения в условиях Западной Сибири

5 Разработаны технические средства для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок с использованием колтюбинговой установки Результаты опытно-промышленных испытаний на месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобы-ча» свидетельствуют об эффективности внедряемых разработок

6 Разработанная методика расчета технологического процесса удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме нашла широкое применение при промывке скважин на Вьшгапуровском газовом месторождении

Апробация работы.

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г Кисловодск, 2003 — 2004 гг), на XXXIII и XXXIV научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ (г Ставрополь, 2003 — 2004 гг), na XIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипро-газа «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (г Тюмень, 2004 г ), на научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки и эксплуатации углеводородных месторождений Ямала» (п Ямбург, 2004 г), на VIII региональной научно-технической конференции «Вузовская паука - Северо-Кавказскому региону»

б

(г Ставрополь, 2004 г), на межотраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин» (г Краснодар, 2005 г ), в полном обьеме диссертационная работа была доложена и обсуждена на заседании секции ученого совета «Бурение и капитальный ремонт скважин, ПХГ и экологии» ОАО «СевКавНИПИгаз» и на совместном заседании кафедры «Бурение нефтяных и 1азовых скважин» и кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» СевКавГТУ

Публикации Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 17-ти печатных работах, в том числе в 8 статьях, 7 тезисах докладов и двух заявках на изобретение с решением о выдаче патентов Российской Федерации

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, списка литературы, включающего 91 наименований

Работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 25 рисунков, 16 таблиц и 3 приложения

В процессе выпопнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя кандидата технических наук Ю А Пули, которому автор глубоко благодарен Автор выражает благодарность за научные консультации и ценные рекомендации академику РАЕН, АГН и МАИ, доктору технических наук, профессору Р А Гасумову Автор считает своим долгом выразить признательность кандидатам технических наук В А Машкову, В М Пищухину, В А Васильеву и Н Б Козлову, сотрудникам ООО «Но-ябрьекгаздобыча» Н Д Дубровскому и А С Карпенко, а также сотрудникам лаборатории технологических жидкостей ОАО «СевКавНИПИгаз», оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертации, отмечены цель работы, задачи исследований, научная новизна и практическая значимость представленной работы

В первой главе приведен анализ работ, посвященных причинам разрушения призабойной зоны пласта и образования глинисто-песчаных пробок на месторождениях Западной Сибири, находящихся на заключительной стадии экс-

плуатации, а также проанализированы технологии удаления глинисто-песчаных пробок с применением различных промывочных жидкостей и технических средств

По результатам проведенного анализа основных причин разрушения при-забойной зоны пласта и образования ГПП установлено, чго внедрение контурных и подошвенных вод в газовую часть продуктивного пласта, является основной причиной разрушения слабоспементированных пород коллектора, образования ГПП в эксплуатационных скважинах и резкого снижения их дебитов

Существующие технологии удаления ГПП можно условно разделить на две категории с предварительным глушением скважины и без глушения скважины

В результате проведенного анализа применения различных технологий удаления ГПП с предварительным глушением газовых скважин в условиях АНПД показано

- при проведении работ по удалению ГПП с предварительным глушением скважины необходимо применение технологических жидкостей, обладающих способностью временного блокирования продуктивного пласта,

- продувка скважины газообразными агентами позволяет максимально эффективно повысить качество процесса очистки скважины от ГПП Однако применение продувки существенно ограничено известными обстоятельствами,

- при удалении ГПП перспективным является применение пенных систем Однако по результатам промыслового опыта работы на Вынгапуровском газовом месторождении ООО «Ноябрьскгаздобыча» следует, что даже в этом случае зачастую происходит поглощение, которое ведет к загрязнению коллектора

Анализ технологий удаления ГПП с использованием колтюбинговых установок, не требующих предварительного глушения, показал, что основными причинами, снижающими эффективность удаления ГПП явтяготся

- невозможность реализации значительной части энергии движущегося потока жидкости на разрушение ГПП в связи с большими потерями давления в БДТ,

- рост вероятности поглощения промывочной жидкости

Нами были проанализированы результаты применения колтюбинговой установки для удаления ГПП п ООО «Ноябрьскгаздобыча» С 2001 г по 2006 г выполнено 126 скважино-операций, из них 103 по удалению ГПП, из которых 69 % оказались успешными

Основными причинами неудачных скважино-операций стали

- повышенная прочность ГПП (61 %),

- нарушение обсадных колонн (17 %),

- высокая скорость восстановления ГПП (22 %)

Таким образом, при использовании колтюбинговой установки неоходимо применение дополнительных гидроударных устройств, позволяющих повысить эффективность разрушения ГПП, в том числе повышенной прочности

Вторая глава посвящена разработке технологических жидкостей, обладающих блокирующей способностью в условиях АНПД В качестве основы блокирующей жидкости выбрана разработанная в СевКавНИПИгазе незамерзающая пенообразующая жидкость (НПОЖ), состоящая из 25 %-го раствора лигносуль-фоната, дизельного топлива и раствора хлорида кальция плотностью 1J80-1200 кг/м3 в объемном соотношении 113

Основными критериями, влияющими на выбор материала наполнителя были его массовость, доступность, инертность по отношению к основным технологическим свойствам блокирующей жидкости, наличие волокнистой структуры — с целью создания более прочного экрана В качестве блокирующей добавки было предложено использовать древесную кору

Исследование закупоривающей способности для блокирующих пенообра-зугощих жидкостей с использованием нового наполнителя проводилось на экспериментальной установке (рис 1), а исследование процесса формирования корки по методике компании Kem-Tron, Inc на фильтр-прессе низкого давления фирмы «Бароид»

При проведении лабораторных исследований по определению блокирующих свойств наполнителя рассматривалось влияние различных факторов на блокирующую способность тонкость помола древесной коры, тип древесной коры, химическая и термическая обработка наполнителя, процентное содержание наполнителя

Модель пористой среды выполнена в виде металлического сосуда, который заполнен перфорированными шайбами Пористость модели пласта 30-37 % Проницаемость по воздуху не бопее 100 мкм2

Методика проведения исследований заключается в том, что подготовленная модель пористой среды соединяется с разделительной емкостью, в которую загружается блокирующая жидкость с наполнителем Создается давление до получения фильтрата, и в таком состоянии модель оставляется на 24 ч Затем определяется давление начала сдвига пены Pt¿„ и давление обратной промывки РоВр В процессе эксперимента определяются также следующие показатели давление

начала фильтрации Р„', давление выдержки и течении суток Р„ и глубина про никневения наполнителя.

Рисунок 1 - Установка для определения закупоривающей способности блокирующего состава

1 - пресс 0-40 М] [а; 2 - наполнительная камера; 3 -манометр; 4- кран высокого давления; 1 - разделительная камера; 6 - молеаьдраста; 7 - мерный стакан. I_| - продавочная жидкость; _^ - блокирующий состав

В ходе проведения стендовых испытаний наполнителя установлено, что предварительная обработка щёлочью, как правило, улучшает блокирующие свойства н повышает устойчивость пенной системы. Это обусловлено образованием мелкодисперсного осадка гидроксида кальция при взаимодействии щёлочи и хлорида кальция ПОЖ. Термическая обработка при 80 °С в течений 6 часов обеспечивает вывод из коры дубильных и тяжелых смолянистых веществ, что повышает блокирующую способность наполнителя.

Степень измельчения наполни геля (фракционный состав) также оказывает Влияние на блокирующие и фильтрационные свойства пенной системы. Наполнители с преобладающим содержанием частиц менее 3 мм (по максимальной величине частиц), обеспечивают более высокую блокирующую способность, чем наполнители с преобладанием частиц более 8 мм. Более крупная фракция наполнителя отрицательно влияет на фильтрационные показатели исследуемой пе-

ноэмульсии и повышает давление деблокирования из модели пласта Это объясняется тем, что более крупная фракция хуже поддается термической обработке Разработанный наполнитель получил название «НДК-ЛХ-3»

Результаты исследований коркообразующих свойств пен с различными наполнителями приведены в таблице 1.

Таблица1- Результаты сравнения закупоривающей способности НПОЖ с различным содержанием наполнителя «НДК-ЛХ» и «Полицелл-ЦФ»

Содержание наполнителя Характеристика Закупоривающая способность

в составе состава

Марка % от объема рН Крат- Рн, Рв, Рс1В » Робр»

наполнителя ПОЖ ность МПа МПа МПа МПа

НДК-ЛХ - 5 2 8,7 3,5 0,4 2,4 5,2 1,4

НДК-ЛХ - 3 2 8,4 2,95 0,4 6,0 11,6 0,1

Полицелл-ЦФ 2 5,8 2,7 0,3 1,6 3,6 0,1

НДК-ЛХ - 5 3 9,5 3,2 0,6 4,0 11,6 5,2

НДК-ЛХ - 3 3 9,45 3 0,9 9,2 14,0 0,1

Полицелл-ЦФ 3 6,5 2,7 0,4 3,2 6,4 0,1

НДК-ЛХ - 5 5 10,3 3,4 1,8 14,0 38,0 12,4

НДК-ЛХ-3 5 10,2 2,9 3,6 16,0 38,0 0,6

Полицелл-ЦФ 5 4,5 2,6 1,2 4,0 10,8 0,3

НДК-ЛХ-5 7 10,4 3,2 13,2 20,0 39,0 14,4

НДК-ЛХ - 3 7 10,2 2,9 2,0 24,0 >40,0 0,6

Полицелл-ЦФ 7 5,2 2,8 1,2 7,2 12,8 0,3

Полученные результаты показывают, что лучшим блокирующим свойством обладает пена, содержащая 5,0 % наполнителя состоящего из 75-90 % лиственной и 10-25 % хвойной коры 3 мм фракции, последовательно прошедший термическую и химическую обработку ЫаОН Разработанный наполнитель «НДК-ЛХ - 3» не уступает по своим свойствам «Полицелл-ЦФ»

Для разработки жидкости глушения автором предложено использовать по-лимер-гелевые системы Это обусловлено их способностью к сохранению, восстановлению естественных коллекторских свойств пласта, широким спектром плотности, структурно-реологических, фильтрационных и других технологических свойств, а также доступностью составляющих компонентов Для глушения скважин предложен блокирующий состав, состоящий из лигносульфонатного реагента (ЛР), гелеобразователя, воды и наполнителя «НДК-ЛХ» Блокирующий состав в качестве гелеобразователя содержит материал полимерный «Конкре-

пол» (МП «Конкрепол») В качестве ЛР содержит реагент, выбранный из группы ЛСТП, КССБ, ФХЛС, липш и др По результатам лабораторных исследований установлено, что содержание в гелеобразующем составе ЛР в количестве менее 8 мае %, МП «Конкрепол» менее 3 мае % нецелесообразно, так как не обеспечивает образования гелеобразной структуры Содержание в составе ЛР в количестве более 10 мае %, МП «Конкрепол» более 5 мае % приводит к увеличению вязкости, в результат чего возникают осложнения при прокачивании в процессе использования

Результаты лабораторных исследований показывают, что применение ге-леобразующего состава в качестве блокирующей жидкости позволит.

- повысить эффективность глушения скважины за счет использования состава с улучшенными блокирующими свойствами, обеспечивающими образование более прочной структуры геля при сохранении низких значений фильтрато-отдачи,

- сохранить естественную проницаемость продуктивных пластов после деблокирования, что сократит время на освоение скважин;

- расширить ассортимент гелеобразующих веществ,

- снизить затраты времени на приготовление состава

Анализ патентной и научно-технической литературы, а также промысловая практика показывает, что в условиях песчаных пластов, высокой дренированно-сти и слабой сцементированости пластов и особенно при пластовом давлении ниже гидростатического двухфазные пены являются наиболее эффективными промывочными жидкостями.

Из опыта РВР следует, что при проектировании технологических процессов с использованием пенных систем, важную роль играют реологические свойства пен

При выборе методики измерения реологических характеристик пен необходимо учитывать изменение их во времени вследствие разрушения пены В связи с этим автором была предложена методика измерения реологических параметров пенных систем (двух- и трехфазных), учитывающая их изменение во времени

По результатам лабораторных исследований реологических характеристик установлено, что изменение реологических характеристик во времени является следствием изменения газосодержания за счет разрушения пены Для упрощенных расчетов по модели Бингама, автором предложены уравнения для определения реологических характеристик двухфазных пен с учетом изменения газосодержания

при 0,75 S р < 0,96

•у

_ 0 пож On 1-J3a Пп

^ пож

^пож

г,

Мп =

1 -рс

1 -рь

-динамическое напряжение сдвига пены, Па, -динамическое напряжение сдвига ГЮЖ, Па,

Р

- пластическая вязкость пены, Па с,

- пластическая вязкость ПОЖ, Па с,

- эффективная вязкость пены, Па с,

- эффективная вязкость ПОЖ, Па с,

- газосодержание пены

Коэффициенты а = 0,155, b = 0,75 с = 0,45 определены на основе статистической обработки результатов лабораторных исследований

Следует отметить, что при промывке скважины с использованием пенных систем возникает ряд трудностей в прогнозировании поведения системы, связанные с определением выносных и удерживающих свойств, из-за совместного влияния многочисленных физико-химических, физико-технических и других факторов Основными факторами, определяющими выносную и удерживающую способность промывочной жидкости, являются ее реологические свойства и скорость восходящего потока пены Основываясь на полученных выводах о реологической модели пенной системы, была предчожена методика для определения скорости восходящего потока, базирующаяся на конечной скорости осаждения частиц для установленных определенных интервалов значений критерия Рей-нольдса, при которых определяется коэффициент сопротивления среды,

С учетом геолого-технических условий Западной Сибири и основных требований, предъявляемым к жидкостям для удаления глинисто-песчаных пробок, в лабораторных условиях исследованы различные составы ПОЖ и предложены следующие рецептуры для получения двухфазных пен (табл 2)

Таблица 2 - Составы двухфазных пен и их основные показатели

Рецептура состава Основные показатели пены

триэтиленгликоль пвс Сульфонол (порошок) лстп =г а II б § 8* I еа о ю о п л3 — II О. Костный клей О ^ СЗ Си С §« си с Вода Плотность пены, кг/м5 Кратность (К) Устойчивость, мин

25-30 2,0-2,5 1,0-1,5 - - - - - ост 240-290 3,4 30

- 2,0 - - - - - - ост 200-273 5,0-5,5 10-17

- - 0,2-0,4 - 0,5 - - - ост 168-180 5,5-6,2 15-19

- 1,0 - 1,0 - - - - ост 180-200 5,0-5,5 11-14

- 1,0 - - 1,0 - - - ост 300-315 3,0-3,2 24-24

- 1,0 - - - - - - ост 160-170 6,0-6,2 12-13

- - - - - ост 2,0 - - 200-350 3,6-4 >30

- - - 1,5-2,0 - - - ост - 300-350 3,5-4 32-35

Предложенные составы достаточно легки в приготовлении и обладают высокой удерживающей и выносной способностью Применение в составе триэти-ленгликоля, раствора СаСЬ и Са(ЫОз)2 позволяет использовать их при пониженных температурах

Третья глава посвящена разработке технических средств, используемых в составе БДТ колтюбинговой установки для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок.

Удаление глинисто-песчаных пробок с использованием БДТ проводят, как правило, с использованием насадок различной конструкции Все они основаны на гидромониторном эффекте, а отличаются числом отверстий и направлением рабочих отверстий Потери давления на подобных насадках очень велики, а эффективность разрушения песчаных пробок насадками снижается из-за неравномерности их размыва В центральной части образуются лунки, в которых гасится энергия струи Для успешного разрушения кромок лунки целесообразно использовать комбинацию ударного воздействия и гидромониторного эффекта

В результате проведенного анализа научной и патентной литературы разработаны следующие устройства гидроударное устройство УГ — С - 56 (рис 2, а), гидроударное устройство УГ-50 (рис 2, б)

29 11

10 12 13

9 19

14

15

9

15

а

12 19

13

0

20 1ё

5 Я

И 16 13 20 19 23 22

1*

Рисунок 2 - Технические средства дли разрушения плотны! глинисто-песчаных пробок

а) гидроударное устройство УГ-С-5Й;

1 - стакан; 2 - шток; 3 - головка; 4 - плунжер; 5 - переводник; 6 - цилиндр; 7 - поршень; 1 — переводник; Ч — ударник; 10-13-пружины; 14 — толкатель; 15 —седдо; 16 - коронка; 17,18 - центраторы;]? - пружинное кольцо; Щ - резиновые копыи.

б) гидроударное устройство УГ-50;

1-корпус; 2 седло; 3 -переходник; 4. 4,15,21 — осеиые каналы; 5 - кольцевой поршень; 6 -кот е; 7 - коническая поверхность; 8- циркуляционные отверстия; 10 - шток; 11 -опорная шайба; 12 - пружина; 13 - кольцевой -жор; 14 - радиальные ималы; 1<> - коронка; 17,24 - зубья; 18 - резиноиые кольца; ]Ч - кольцевая камера; 20 - радиальные каналы; 22 - тангенциальный каиалы;23 -дроссель; 25 - гайка

Для проведения стендовых испытаний макетных образцов гидроударных устройств на базе экспериментальной скважины ОАО «СевКавНИПИгаз» разработана конструкция стенда, позволяющая проверить работоспособность гидроударного устройства

По результатам стендовых испытаний установлено, что устройства соответствуют требованиям стандартов и технической документации, а также принято решение поставки изделий на промысловые испытания

Четвертая глава посвящена разработке технологии удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки

Предлагаемая технология промывки глинисто-песчаных пробок предполагает возможность попеременной подачи порций ПОЖ и инертного газа заданного объема и давления в автоматическом или полуавтоматическом режиме в осевой канал БДТ, для удаления механических частиц двухфазной пеной, генерируемой в стволе скважины Гидростатическое давление столба двухфазной пены в межтрубном пространстве скважины поддерживается ниже или равным пластовому, что позволит осуществить освоение скважины сразу после проведения капитального ремонта и подъема БДТ на поверхность Данный способ удаления ГПП из ствола скважин предусматривает попеременную подачу газа и ПОЖ с созданием пробковой структуры в межтрубном пространстве со скоростью потока, достаточной для выноса частиц ГПП на дневную поверхность (рис 3)

С целью получения необходимой пробковой структуры потока для выноса частиц ГПП осуществляют попеременную подачу порций ПОЖ в поток инертного газа заданного объема и давления в автоматическом режиме в осевой канал БДТ, спускаемой до непосредственного контакта с поверхностью ГПП. Давление нагнетания инертного газа ограничивается давлением опрессовки эксплуатационной колонны, а также характеристиками установки Рнаг — ^тах> п°Да1°Щей

инертный газ (бустерная установка) Ртах- При нагнетании для основное уравнение имеет вид

где Рбаш - давление над гидроударным устройством, МПа,

^бдт - длина БДТ, м,

я - ускорение свободного падения, м/с2,

Рпот - плотность потока в БДТ, кг/м3,

АРбдт - потери на трение в БДТ, МПа

■

■ ■

3 * : -г

а)

6)

в)

Рисунок 3 - Технология удаления глинисто-песчаных пробок к импульсном режиме

а) спуск БДТдо контакта с ГПП; б) выход на заданный режим промывки* в) промывка ГПП с подключением пластовой энергии: г) прораб о гка интервала и освоение скважины.

^баш ^\т)кр + ^ гду (3)

Др - критическая депрессия при которой начинается разрушение пласта,

МПа,

Давление над гидроударным устройством определяется как

Р = Р -ДР баш т {пл)щ

где Р ~ пластовое давление, МПа,

Др . - критическая депрессия п МПа,

Др ^; - перепад давления необходимый дтя срабатывания гидроударного

устройства, МПа (по результатам стендовых испытаний 2,5 МПа),

Плотность потока в БДТ будет равна

Рпот = Рпож (Р ~ О (Р'- 0 ■+ Рг I6 0 ■- V) + <р] (4)

где рг ~ плотность газа при давлении Рв и температуре Т0 кг/м3,

у - истинное газосодержание потока,

п - плотность ПОЖ, кг/м3,

Нпож

Р — объемное газосодержание

Потери на трение в БДТ и кольцевом пространстве определяются, используя уравнения Дарси-Вейсбаха Коэффициент трения определяется по формуле Шифриссона

Скорость потока в БДТ

Опож

Wn0m = п dh (5)

б dm

О-/?)

4

гДе <2>юж -расход ПОЖ, м3/с,

dc<!m ~ в1,>тРении" Диаметр БДТ, м

Длина одной пачки ГЖС определяется из условия, что одной пачки достаточно для разрушения определенной длины ГПП

и - .(пX m (6)

"см Ту ппош у}

где ¡^ф - высота ГПП разрушаемой одной пачкой ГЖС, м (I -0,1 м)

цг - механическая скорость промывки ГПП, м/с (0,1 - 0,01 м/с),

Получение пробковой структуры потока проверяется из условия

км > Lc„ (7)

, _» с(^бдт__1_

СМ СМ ^„кт-й* О"/*)

бот

¿„,=20 </„„

где / — высота ГЖС в кольцевом пространстве,

- высота ГЖС для обеспечения пробково! о режима, ^наш ~ внутренний диаметр НКТ, м, Оедт ~ наружный диаметр БДТ, м

Для того чтобы определить, обеспечивается ли необходимый расход ГЖС для выноса частичек песка ГПП на поверхность или нет, результаты расчетов сравниваются с двумя граничными условиями

I Условие выноса по допустимой концентрации песка в по гоке

II Условие Скорость движения потока должна быть больше чем скорость осаждения песка в ПОЖ

Сравнивая результаты расчетов, по условиям I и II для дальнейших расчетов выбирается максимальный расход ГЖС

Отах ~ (' 0.(кп)11) (8)

Для выноса частичек песка на дневную поверхность определяется необходимый дополнительный расход для обеспечения выноса Ядоп Ятах Я(нкт)1

Если С>доп < 0, то вынос частичек песка ГПП на поверхность обеспечивается Если С}д0П > 0, то имеющегося расхода недостаточно для обеспечения выноса частиц песка Необходимое количество газа можно получить, создав определенную депрессию на пласт Величина депрессии определяется из уравнения

(10)

где А и В ~ коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров зоны пласта и конструкции забоя скважины

Необходимо чтобы депрессия была меньше критической, то есть депрессии при которой начинает разрушаться пласт. Если окажется, что депрессия превышает критическую, то необходимо уменьшить величину 1(„), и повторить расчеты

Давление на устье для поддержания необходимой депрессии на пласт определяется из уравнения

АР -Т а п — АР (11)

агпл himi s f\HKni)nom агнкт

- длина НКТ, м,

- плотность потока при давлении Рср и температуре Tip в кольцевом пространстве между НКТ и БДТ, кг/м3,

- потери на трение кольцевом пространстве между НКТ и БДТ при движении потока, МПа

При расчете устьевого давления могут получиться два варианта результата

1 В случае получения значения устьевого давления Ру меньше нуля нужно уменьшить подачу и повторить расчеты

2 Если Ру > Рп то необходимо применение специального устройства, стабилизирующего заданное устьевое давление (регулятор давления)

Для управления технологическим процессом в автоматическом или полуавтоматическом режиме необходимо применение специализированных устройств Данные устройства включаются в технологическую схему обвязки устья скважины (рис 4)

Особо следует отметить, что для контроля и управления динамическим процессом, на факельной линии будет установлен дистанционно-управляемый клапан (задвижка)

Основное предназначение дистанционно-управляемого клапана - регулирование противодавления на пласт во время проведения операции по очистке скважины от ГПП

Для реализации технологии промывки ГПП в импульсном режиме было подобрано необходимое оборудование, позволяющее не только следить за процессом, но и контролировать и корректировать рабочие параметры в процессе промывки

В пятой главе представлены результаты опытно-промышленных испытаний разработанного наполнителя, технологии удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки и гидроударного устройства

Опытная партия реагента-наполнителя «НДК-JIX» в количестве 2,0 тош была наработана в апреле и мае 2004 г, затем в ноябре 2004 г 5 тонн, мае 2005 г 5 тонн и в 2006 г. 10 тонн наполнителя

Р =Р -' у Гпл

где LHKm

Р (нкт)пот ДР(нкт)пот

I, 3, 11.13 манометр: 2 регулируе\гай клапан (задвижка):

4 - колпобиш о ви я установка:

5 -скважина; (>,1.9 - задвижка; 10. 14 - расходомер: 12 - термометр;

15 - сепаратор:

16 цементировочный агрегат.

17 - бустерная установка;

18 - емкость с ПОЖ;

Рисунок 4 - Схема оГшшки устья скважины при удалении ГПП в импульсном режиме

Реагент-наполнитель был отправлен в адрес ООО «Ноябрьскгаздобыча» для использования его при ремонте скважин с использованием пенной системы на основе незамерзающей пенообразующеи жидкости, разработанной в ОАО «Сев-КавНИПИгаз»

Промысловые испытания наполнителя в блокирующей жидкости были проведены на Комсомольском месторождении на скважинах №№ 1162, 1163, 1232, 1031, 1034, 1221, 1121, 1123,1093,1124 Комсомольского газового месторождения и на скважинах №№ 149, 107 Вынгапуросвкого газового месторождения Блокирующая жидкость готовилась следующим образом реагент-наполнитель «НДК-ЛХ» замачивался в 5,0 % растворе №ОН на 24 ч, после чею вводился в эмульсию, приготовленную из дизельного топлива и водного раствора КССБ После этого эмульсия смешивалась с раствором хлористого кальция и вспенивалась Полученная таким образом устойчивая пена использовалась для глушения продуктивного пласта

Промысловые испытания на вышеупомянутых скважинах показали, что применение наполнителя «НДК-ЛХ» в пенной системе для блокирования продуктивного пласта в ходе РВР позволяет

- надежно изолировать продуктивный горизонт от ствола скважины на время проведения ремонтных работ,

- предотвратить проникновение технологических жидкостей в пласт во время проведения ремонтных работ,

- сохранить естественную проницаемость продуктивного пласта,

- сократить сроки освоения скважин и затраты на проведение ремонтных рабог

Гидроударное устройство было использовано при ремонте на скважинах №№ 195, 160, 204, 201, 133, 168, 152, 146, 122, 110, П-301, 190 Вынгапуровского месторождения и на скважинах №№ 1034, 1471 Комсомольского месторождения Например, на скважине № 195 Вынгапуровского газового месторождения, при удалении глинисто-песчаной пробки с использованием гидроударного устройства были получены две посадки, которые были удалены путем проработки интервала Глинисто-песчаная пробка была удалена до искусственного забоя

На преимущества гидроударного устройства над стандартными насадками указывают результаты промывки ГГ1П на скважине № 1034 Комсомолького месторождения, где в начале был осуществлен спуск БДТ с пером и осуществлена промывка в интервале 880-899 м до жесткой посадки После чего было спущено на БДТ гидроударное устройство УГ-С-56 и осуществлена промывка глинисто-песчаной пробки в интервале 899-965 м (до искусственного забоя)

По предложенной технологии удаления глинисто-песчаной пробки в импульсном режиме работы проводились на скважине № 195 Вынгапуровского месторождения Однако в обвязку устья скважины не вошли дополнительные технические средства для осуществления технологического процесса согласно схеме, представленной на рис 4 Поэтому удаление ГПП проводили, основываясь на результатах расчета по предложенной модели процесса (без учета технических средств) На скважине № 195 Вынгапуровского месторождения были проведены следующие работы

Спуск БДТ с гидроударным устройством УГ-С-56 до посадки на глубине 1017 м, промывка до глубины 1048 м (искусственный забой) При промывке велась закачка пенообразующей жидкости в БДТ в объеме 60-70 л с продавкой газом от сепаратора в течение 4-5 мин, затем операция повторялась Выполнено 3035 подобных циклов Давление на агрегате ЦА-320 10,0-11,0 МПа, давление газа на сепараторе 8,5-9,5 МПа На факельной линии (с штуцером 22 мм) наблюдался выход газа с пенным раствором После получения жесткой посадки на глубине 1048 м (искусственный забой) произведена продувка забоя газом В результате проведенных работ всего потрачено 2,0 м3 ПОЖ при средней затрате на выполнение подобной операции 10,0 м3 Продолжительность ремонта составила 52 часа при средней продолжительности 122 часа

На данный момент на Вынгапуровском газовом месторождении удаление глинисто-песчаных пробок с использованием колтюбинговой установки осуществляется по предложенной технологии

Результаты экономического расчета от использования гидроударного устройства УГ-С-56 с использованием колтюбинговой установки свидетельствуют об эффективности ОПИ, так как величина чистого дохода по четырем скважинам составила 324,7 тыс руб

Экономический эффект при удалении глинисто-песчаной пробки достигнут за счет

- сокращения времени на проведение операции,

- уменьшения расхода ПОЖ,

Технологический эффект при удалении глинисто-песчаной пробки достигнут за счет механического, импульсного и гидромониторного воздействия на глинисто-песчаную пробку

Основные выводы и рекомендации

I По результатам проведенного анализа различных способов удаления ГПП на месторождениях, находящихся на завершающей стадии эксплуатации,

выявлены основные причины, определяющие эффективность их разрушения

2, Разработана блокирующая жидкость на основе гелеобразующего состава, рекомендуемая дтя глушения газовых скважин в условиях АНПД По результатам лабораторных исследований, можно утверждать, что применение блокирующей жидкости позволит повысить эффективность глушения скважин, сохранить естественную проницаемость продуктивных пластов после деблокирования

3 Установлена целесообразность использования для блокирующих жидкостей наполнителя из древесной коры, являющейся отходом деревообрабатывающей промышленности На основании лабораторных исследований определен способ термической и химической обработки наполнителя для получения наилучшего блокирующего эффекта

4 Предложена методика определения реологических показателей пенных систем Исследовано влияние газосодержания на реологические показатели двухфазных пен Получены уравнения для расчета реологических показателей с учетом изменяющегося газосодержачия

5 Предложена методика определения выносных и удерживающих свойств пенных систем, основанная на оценке их реологических свойств

6 Разработаны технические средства, обеспечивающие высокую эффективность разрушения плотных глинисто-песчаных пробок при применении кол-тюбинговых установок

7 Разработанная технология удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме с использованием колтюбиш овой установки рекомендуется для применения на скважинах с АНПД с коэффициентом аномальности менее 0,4 Методика расчета может использоваться для обоснования процесса промывки глинисто-песчаных пробок с учетом пластовой энергии

8 Разработанный наполнитель «НДК-ЛХ», составы пенообразующих жидкостей, гидроударные устройства, технология удаления пинисто-песчапых пробок в импульсном режиме прошли успешные испытания и внедрены на Комсомольском и Вынгапуропском газовых месторождениях Экономический эффект по 4 скважинам составил 324,7 тыс рублей

Основное содержание работы опубликовано в следующих работах, из которых №1 - в реферируемом издании, рекомендуемом ВАК РФ

1 Методы и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов при капитальном ремонте скважин [Текст] / Е Ф Якимов, А А Сингуров, А И Мальцев//Технологии ТЭК -2006 -№2 - С 46-49

2 Машков, В А Опыт разрушения плотных песчано-глинистых пробок с использованием гидроударных устройств в составе КГТ [Текст] / ВА Машков,

Д Н Кулиш, А А Сингуров [и др ] // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета Серия «Нефть и газ» - 2004 - № 1 (4) - С 86-90

3 Гасумов, Р А Проблемы использования и возможности применения кол-тюбинговой установки при очистке скважины от песчаных пробок [Текст] /РА Гасумов, А А Сингуров, О С Кондренко И Сб пауч тр / СевКавНИПИгаз -Ставрополь СевКавНИПИгаз, 2003 -Вып 39 -С 148-152

4 Пуля, Ю А К вопросу о ликвидации песчано-глинистых пробок в скважинах [Текст] / Ю А Пуля, А А Сингуров // По результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2003 г тез докл мат наун -технич конф (Ставрополь, 20-23 апреля 2004 г ) / СевКавГТУ - Ставрополь СевКавГТУ, 2004 - С 39

5 Гасумов, Р А Разработка технических средств для разрушения плотных песчано-глинистых пробок [Текст] /РА Гасумов, Ю А Пуля, В А Машков, А А Сингуров // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири тез докл мат начн-практич конф (Тюмень, 18-21 мая 2004 г) / Тюмен-НИИгипрогаз -Тюмень ТюменНИИгипрогаз, 2004 - С 202-204

6 Гасумов, Р А Проблемы, возникающие при очистке скважин от песчано-глинистых пробок с использованием колтюбинговой установки, и пути их решения [Текст] /РА Гасумов, А А Сингуров // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин па месторождениях и ПХГ тез докл мат víeжд начн -практич конф (Кисловодск, 20-25 септ 2004 г ) / СевКавНИПИгаз - Ставрополь СевКавНИПИгаз, 2004 - С 46-48

7 Сингуров, А А К вопросу о влияния реологии пен при проектировании режима промывки скважин [Текст] / А А Сингуров, Р Н Каллаева // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ тез докл мат межд начн -практич. конф (Кисловодск, 20-25 септ 2004 г) / СевКавНИПИгаз - Ставрополь СевКавНИПИгаз, 2004 - С. 119-120

8 Гасумов, Р А Разработка технических средств используемых в составе КГТ для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок [Текст] /РА Гасумов, В А Машков, А А Сингуров // Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром», как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала тез докл мат всероссийской начн -практич конф (п Ямбург, 11-15 мая 2004 г) / Ямбурггаздобыча -Ямбург Ямбурггаздо-быча, 2004 -С 72-73

9 Пуля, 10 А Исследование влияния газосодержания на реологические параметры пены [Текст] / Ю А Пуля, А А Сингуров П Вузовская наука - СевероКавказскому региону мат регион тез докл нучн -технич конф (Ставрополь, 20-25 сент 2004 г )/СевКавГТУ -Ставрополь СевКавГТУ, 2004 - С 47

10 Сингуров, А А К вопросу о выносных свойствах и удерживающей способности пенных систем [Текст] / А А Сингуров, Р H Каллаева // Сб науч тр / СевКавНИПИгаз -Ставрополь СевКавНИПИгаз, 2004 -Вып 40 - С 205-210

11 Сингуров, А А Исследование реологических характеристик пен [Текст] /А А Сингуров, Р II Каллаева, H 10 Игнатенко, В H Селюкова//Сб науч тр / СевКавНИПИгаз -Ставрополь СевКавНИПИгаз, 2004 -Вып 40 - С 224-230

12 Дубровский, НД Комплексный подход в проведении работ по капитальному ремонту скважин с использованием колтюбинговой установки в ООО «Ноябрьскгаздобыча» [Текст] / H Д Дубровский, Е Ф Якимов, А А Сингуров // Сб науч тр /СевКавНИПИгаз - Ставрополь СевКавНИПИгаз, 2004 -Вып 41 -С 95-98

13 Пуля, 10 А Анализ причин влияющих на эффективность удаления ГПП с использованием котпобинговой установки [Текст] /10 А Пуля, А А Сингуров . Р А Бабаев // По результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2004 г тез докл мат наун-технич конф (Ставрополь, 20-23 апреля 2005 г ) / СевКавГТУ — Ставрополь СевКавГТУ, 2005 - С 35

14 Пуля, Ю А К вопросу определения эффективности применения колтюбинговой установки при очистке скважины от глинисто-песчаиыч пробок [Текст] / 10 А Пуля, А А Сингуров , Е Ф Якимов // По результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2004 г тез докл мат наун -технич конф (Ставрополь, 20-23 апреля 2005 г )/ СевКавГТУ -Ставрополь СевКавГТУ, 2005 -С 36

15 Гасумов, РА Опытно-промышленные испытания технологии и технических средств по удачснию глинисто-песчаных пробок в условиях АНПД [Текст] / РА Гасумов, ВЗ Минликаев, НД Дубровский, В А Машков, А А Сингуров [и др ]//Время колтюбинга -2005 -№3 -С 32-35

16 Заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации от 27 06 06 Гелеобразующий состав для глушения скважин [Текст] / Гасумов Р А , Каллаева Р.Н., Сингуров А А , заявитель ОАО «СевКавНИПИгаз», патентообладатель ОАО «Газпром», -№ 2005117601/03, заявл 07.06 05.

17 Заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации от 12 01 07 Гидроударное устройство для очистки скважины от песчаной пробки [Текст] / Машков в А , Кустов В В , Кулиш Д H , Сингуров А А , заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр «Нефтепромтехнологии» - № 2005126269/03, заявл

18 08 05, опубл 27 02 07 - Бюл № 6

Подписано в печать 25 04 07 Формат 60x84 1/16 Уел п л - 1,5 Уч-изд л -1

Бумага офсетная Печать офсетная Заказ 941 Тираж 100 экз ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 355029, г Ставрополь, пр Кулакова, 2

Издательство ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический ут верситет» Отпечатано в типографии ГОУ ВПО «СевКавГТУ»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сингуров, Александр Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ ОБРАЗОВАНИЯ И СПОСОБАХ ЛИКВИДАЦИИ ГЛИНИСТО-ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК.

1.1 Основные причины разрушения призабойной зоны пласта и образования глинисто-песчаных пробок на месторождениях Западной Сибири.

1.2 Специальные технологические жидкости, используемые для очистки скважины от глинисто-песчаных пробок.

1.3 Технические средства, применяемые для удаления глинисто-песчаных пробок.

1.4 Технологии удаления глинисто-песчаных пробок из газовых скважин при АНПД.

1.4.1 Технологии удаления глинисто-песчаных пробок из газовых скважин с предварительным глушением.

1.4.2 Технологии удаления глинисто-песчаных пробок из газовых скважин с использованием колтюбинговых установок.

1.5 Постановка задач исследований.

2 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ПРОМЫВКИ ГЛИНИСТО-ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК И ВРЕМЕННОГО БЛОКИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ АНПД.

2.1 Разработка наполнителя для жидкостей, используемых при блокирования продуктивного пласта.

2.1.1 Выбор необходимого материала для изготовления наполнителя

2.1.2 Подбор способа химической и термической обработки наполнителя и исследование его блокирующих свойств.

2.2 Разработка технологической жидкости для блокирования продуктивного пласта в условиях АНПД.

2.3 Исследование и разработка пенообразующих составов для промывки глинисто-песчаных пробок.

2.3.1 Предпосылки применения пенных систем для промывки глинисто-песчаных пробок.

2.3.2 Разработка пенообразующих составов, исходя из особенностей применения в условиях Западной Сибири.

3 РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ОТ ГЛИНИСТО-ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК.

3.1 Разработка технических средств для очистки газовых скважин от глинисто-песчаных пробок.

3.1.1 Гидроударное устройство УГ - С - 56.

3.1.2 Гидроударное устройство УГ - 50.

3.2 Разработка стенда и проведение стендовых испытаний и макетных образцов гидроударного устройства.

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ ГЛИНИСТО

ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В ИМПУЛЬСНОМ РЕЖИМЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛТЮБИНГОВОЙ УСТАНОВКИ.

4.1 Определение технологических параметров процесса промывки глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме.

4.2 Технология удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме.

4.3 Устройства для соблюдения технологического процесса импульсной промывки глинисто-песчаных пробок.

5 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗРАБОТОК НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И ОЦЕНКА ИХ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ.

5.1 Временное блокирование продуктивного пласта жидкостью глушения с разработанным наполнителем.

5.2 Опытно-промышленные испытания гидроударного устройства.

5.3 Технология импульсной промывки глинисто-песчаных пробок с использованием гидроударного устройства.

5.4 Расчет экономической эффективности от внедрения гидроударного устройства.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии и технических средств для очистки газовых скважин от глинисто-песчаных пробок в условиях АНПД"

Актуальность работы. В настоящее время газ является неотъемлемой частью стратегических природных запасов, определяющих энергетическую жизнеспособность и стабильность Российской Федерации, и в обозримом будущем его роль будет непрерывно возрастать, поэтому поддержание на должном уровне и увеличение добычи природного газа и газового конденсата является важнейшей задачей отрасли.

На данный момент Надым-Пур-Тазовский регион Западной Сибири остается основным газодобывающим районом, несмотря на то, что выработан-ность базовых сеноманских залежей на начало 2004 г. составила: Медвежье -82,3 %, Уренгойская площадь - 77,9 %, Ен-Яхинская площадь - 71,3 %, Ям-бургское - 63,25 % [1].

Поэтому приоритетным направлением развития газовой промышленности, в частности в западносибирском регионе, является повышение степени извлечения газа и газового конденсата из недр, что обуславливает повышение требований к разработке месторождений. Особенно остро эта проблема стоит при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения.

Завершающая стадия разработки характеризуется высокими темпами падения пластового давления, снижением дебита, продвижением подошвенных и законтурных вод, нарастающим обводнением добывающих скважин и интенсивным разрушением призабойных зон, что осложняет эксплуатацию и может привести к сокращению сроков эксплуатации и снижению экономически рентабельного промышленного коэффициента газоотдачи. Так например на Вынгапуровском газовом месторождении при средней глубине залегания газоносного пласта 990-1060 м пластовое давление с начала разработки месторождения понизилось с 10,3 МПа до 1,45 МПа (по состоянию на 01.01.2006 г.) и составляет 18,06% от начального давления. По данным глубинных замеров 91 % (52 % частичным, 39 % с полным перекрытием интервала перфорации) скважин эксплуатационного фонда работают с наличием глинисто-песчаной пробки на забое скважины.

Для поддержания добычи газа необходимо сокращение осложненного фонда скважин путем увеличения объемов капитального ремонта скважин (КРС). Исследованиями ВНИИГАЗа установлено, что невыполнение объемов КРС приведет к снижению добычи газа в сеноманских залежах 5 - 10 % от проектного уровня при газоотдачи пласта 70 - 90 % [1].

Особое внимание при решении задачи обеспечения проектного уровня добычи газа и газового конденсата уделяется увеличению межремонтного периода работы скважин, сокращению времени ремонта, освоению и выводу скважин на расчетный режим эксплуатации. Одним из основных факторов, влияющих на повышение вышеперечисленных характеристик, является совершенствование технологии ремонтных работ, таких как: удаление глинисто-песчаных пробок, замена внутрискважинного оборудования, изоляционные работы, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн, зарезка бокового ствола и т.д.

Наиболее полно совершенствование технологий ремонтно-восстановительных работ (РВР) в условиях АНГТД с применением различных промывочных систем рассматривались в работах А.Д. Амирова, В.А. Амия-на, А.Г. Амияна, Ю.М. Басарыгина, В.Ф. Будникова, P.A. Гасумова, В.И. Грайфера, В.Н. Каменева, Ю.Д. Кочмара, П.П. Макаренко, JI.C. Молчанова, В.И. Нифантова, С.Т. Овнатанова, С.А. Рябоконя, K.M. Тагирова, В.Е. Шмелькова, В.А. Шумилова, В.А. Юрьева, P.C. Яреймчука, А.Б. Яшина и д.р.

Удаление глинисто-песчаных пробок из скважин является наиболее распространенным видом ремонтно-восстановительных работ (РВР) на ряде газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации. Известно, что на завершающей стадии разработки месторождений существенно возрастает вероятность возникновения осложнений при проведении работ по удалению глинисто-песчаных пробок. Низкие пластовые давления и высокая проницаемость пласта создает большие трудности для проведения РВР.

В настоящее время промывка глинисто-песчаных пробок осуществляется как традиционным способом с предварительным глушением скважины, так и способом, исключающим необходимость глушения скважины. Удаление пробки без предварительного глушения скважины с использованием кол-тюбинговых установок позволяет существенно сократить время и средства на проведение этой операции. Вместе с тем, широкое распространение первого способа обуславливает необходимость дальнейших исследований негативного влияния процедуры глушения на продуктивный пласт, подбора составов технологических жидкостей, исключающих значительное его загрязнение. С этой целью могут быть использованы жидкости, обладающие способностью временного блокирования продуктивного пласта. Блокирующие жидкости должны исключить загрязнение продуктивного пласта, поглощение фильтрата промывочной жидкости, выдерживать высокие репрессии в системе "скважина-пласт", легко удаляться из пласта при минимальных депрессиях в процессе освоения скважин и быть работоспособными при отрицательных температурах в условиях Крайнего Севера. Из производственного опыта временного блокирования продуктивного пласта скважины в процессе РВР и по результатам обработки научно-технической литературы следует, что наиболее перспективным в плане сохранения коллекторских свойств пласта после ремонта является применение специальных технологических жидкостей (пенные системы, гели и д.р.) с различными наполнителями. В связи с этим возникает необходимость в разработке технологических жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД, отвечающих вышеперечисленным требованиям.

В последние годы в мировой практике проведения РВР все чаще используются колтюбинговые установки. Основным видом работ, выполняемым с использованием колтюбинговых установок, является удаление глинисто-песчаных пробок. Для эффективного размыва глинисто-песчаной пробки с использованием колтюбинговой установки необходимо обеспечение гидромониторного истечения жидкости из насадок промывочного устройства, но из-за больших потерь давления в безмуфтовой длинномерной трубе (БДТ) этого не всегда можно добиться. Поэтому для решения вопроса промывки прочных глинисто-песчаных пробок большой мощности, возникает необходимость разработки специальных устройств и технологий, ускоряющих процесс размыва глинисто-песчаных пробок с применением колтюбингоых установок.

Поскольку предлагаемая диссертационная работа и посвящена решению приведенных выше проблем, ее тема является актуальной и перспективной.

Цель работы: Разработка технологий и технических средств, направленных на снижение фонда бездействующих газовых скважин в условиях АНПД за счет существенного роста эффективности ликвидации ГПП различными способами.

Основные задачи работы:

1. Исследование и разработка составов блокирующих жидкостей для глушения газовых скважин в условиях АНПД.

2. Исследование и разработка составов промывочных жидкостей для удаления ГПП из газовых скважин.

3. Разработка технологии разрушения ГПП с использованием колтюбинговой установки в газовых скважинах месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации.

4. Разработка технических средств, обеспечивающих высокую эффективность разрушения ГПП при применении колтюбинговых установок.

5. Практическая реализация разработок и оценка эффективности их внедрения.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований с использованием современных лабораторных приборов и установок.

Научная новизна:

1. Разработана технологическая жидкость для временной изоляции высокопроницаемого продуктивного пласта при глушении скважин в условиях АНПД (заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации от 27.06.06. № 2005117601/03(020040); заявл. 07.06.05).

2. Предложен наполнитель на основе древесной коры для технологических жидкостей, используемых при глушении газовых скважин в условиях АНПД, способный создать прочный экран в призабойной зоне пласта и легко удаляться из призабойной зоны при минимальных депрессиях.

3. Создана новая технология удаления ГПП с использованием колтю-бинговой установки, отличающаяся возможностью попеременной подачи порций ПОЖ заданного объема и давления в поток инертного газа и позволяющая проводить очистку ствола скважины при депрессии на пласт, на месторождениях с коэффициентом аномальности менее 0,4.

4. Разработаны гидроударные устройства, используемые в составе БДТ колтюбинговой установки, конструктивные возможности которых позволяют сочетать гидромониторное и механическое воздействие на разрушаемую поверхность, что обеспечивает ускорение процесса удаления глинисто-песчаной пробки (Заявка на изобретение с решением о выдаче патента Российской Федерации от 12.01.07. № 2005126269/03; заявл. 18.08.05; опубл. 27.02.07.-Бюл.№ 6).

Практическая ценность и реализация работы.

1. Выявлены основные причины, определяющие эффективность удаления глинисто-песчаных пробок на Вынгапуровском газовом месторождении с использованием колтюбинговой установки.

2. Разработанная блокирующая жидкость предложена для глушения скважин на газовых месторождениях Западной Сибири в условиях АНПД.

3. Разработанный наполнитель (на основе древесной коры) к незамерзающей пенообразующей жидкости нашел широкое применение при глушении скважин на месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобыча».

4. Предложена методика для определения реологических характеристик пенных систем. На основании лабораторных исследований получены уравнения для определения реологических показателей с учетом изменения газосодержания. Предложена методика определения выносных и удерживающих свойств пенных систем. Подобраны составы пенообразующих жидкостей исходя из особенностей их применения в условиях Западной Сибири.

5. Разработаны технические средства для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок с использованием колтюбинговой установки. Результаты опытно-промышленных испытаний на месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобыча» свидетельствуют об эффективности внедряемых разработок.

6. Разработанная методика расчета технологического процесса удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме нашла широкое применение при промывке скважин на Вынгапуровском газовом месторождении.

Основные защищаемые положения.

1. Блокирующая жидкость для глушения газовых скважин в условиях АНПД.

2. Технология удаления глинисто-песчаных пробок в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки.

3. Технические средства для разрушения плотных глинисто-песчаных пробок: гидроударное устройство УГ-С-56; гидроударное устройство УГ-50.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя кандидата технических наук Ю.А. Пули, которому автор глубоко благодарен. Автор выражает благодарность за научные консультации и ценные рекомендации, академику РАЕН и АГН, доктору технических наук, профессору P.A. Гасумову. Автор считает своим долгом выразить признательность кандидатам технических наук

В.А.Машкову, В.М.Пищухину, В.А.Васильеву, сотрудникам ООО «Ноябрь-скгаздобыча» Н.Д.Дубровскому и А.С.Карпенко, а также сотрудникам лаборатории технологических жидкостей ОАО «СевКавНИПИгаз», оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Сингуров, Александр Александрович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам проведенного анализа установлено, что на заключительной стадии эксплуатации месторождений основной причиной разрушения призабойной зоны пласта и образования глинисто-песчаных пробок, является внедрение вод в газовую часть коллектора. Образование глинисто-песчаной пробки является причиной резкого снижения дебита скважины. Поэтому удаление глинисто-песчаных пробок является важной задачей.

Поскольку в настоящее время промывка глинисто-песчаных пробок осуществляется как традиционным способом с предварительным глушением скважины, так и способом, исключающим необходимость глушения скважины с использованием колтюбинговых установок, то в рамках диссертационной работы были рассмотрены оба способа.

При промывке глинисто-песчаных пробок с предварительным глушением скважины, основным фактором, влияющим на конечный результат текущего ремонта, является выбор жидкости глушения и промывочной жидкости. Установлено, что проведение работ по промывке глинисто-песчаных пробок с глушением продуктивного пласта нет необходимости в изменении стандартных технологий, а необходимо применение жидкостей, обладающих способностью временного блокирования продуктивного пласта. Наиболее полно этим требованиям соответствуют пенные системы с различными наполнителями, которые обладают закупоривающим и коркообразующим свойством. Из многочисленных наполнителей, проверенных в ходе поисковых исследований только наполнители растительного происхождения позволяют получить пенную систему, выдерживающую значительные перепады давления на пласт, и способную при низких депрессиях (0,1 - 0,5 МПа) легко удаляться из пласта и сохранять его первоначальную проницаемость. После проведения большого количества лабораторных исследований был предложен новый наполнитель на основе древесной коры. В качестве жидкости носителя была выбрана незамерзающая пенообразующая жидкость, нашедшая широкое применение на месторождениях Западной Сибири.

Стендовые испытания на экспериментальной установке по определению закупоривающих свойств показали, что блокирующая жидкость с разработанным наполнителем выдерживает 1,5-2 раза больший перепад давления, чем подобная жидкость с наполнителем «Полицелл-ЦФ». По результатам стендовых испытаний предложена рецептура нового наполнителя и изготовлена опытная партия для проведения ОПИ. Результаты опытно-промышленных испытаний на скважинах ООО «Ноябрьскгаздобыча» показали, что применение наполнителя "НДК-ЛХ" в пенной системе для блокирования продуктивного пласта в ходе РВР позволяет:

• надежно изолировать продуктивный горизонт от ствола скважины на время проведения ремонтных работ;

• предотвратить проникновение технологических жидкостей в пласт во время проведения ремонтных работ; сохранить естественную проницаемость продуктивного пласта;

• сократить сроки освоения скважин и затраты на проведение ремонтных работ.

Для проведения длительных РВР с применением традиционных установок с целью исключения попадания в коллектор значительных объемов промывочной жидкости и негативного ее влияния на устойчивость пород ПЗП предложено блокировать продуктивный пласт гелиевыми системами. Для глушения скважин предложен гелеобразный блокирующий состав, состоящий из лигносульфонатного реагента (ЛР), гелеобразователя, воды и наполнителя «НДК-ЛХ». В качестве гелеобразователя содержит материал полимерный «Конкрепол» (МП «Конкрепол»). В качестве ЛР он содержит реагент, выбранный из группы; лигносульфонат технический (ЛСТ), КССБ, феррохромлигносульфонат (ФХЛС) и лигназ. По результатам лабораторных исследований установлено, что содержание в гелеобразующем составе ЛР в количестве менее 8 мае. %, МП «Конкрепол» менее 3 мае. % нецелесообразно, так как не обеспечивает образования гелеобразной структуры. Содержание в составе ЛР в количестве более 10 мае. %, МП «Конкрепол» более 5 мас.% приводит к увеличению показателей вязкости его, в результате чего возникают осложнения при прокачивании в процессе использования.

По результатам лабораторных исследований, можно утверждать, что применение гелеобразующего состава в качестве блокирующей жидкости позволит:

- повысить эффективность глушения скважины за счет использования состава с улучшенными блокирующими свойствами, обеспечивающими образование более прочной структуры геля при сохранении низких значений фильтратоотдачи;

- сохранить естественную проницаемость продуктивных пластов после деблокирования, что сократит время на освоение скважин;

- расширить ассортимент гелеобразующих веществ;

- снизить затраты времени на приготовление состава.

В качестве промывочной жидкости для удаления глинисто-песчаных пробок предложено использовать двухфазные пены. Поскольку специфические свойства пены позволяют легко регулировать ее плотность в широком диапазоне, повышенная вязкость и структурно-механические свойства позволяют предотвратить проникновение пены в пласт. Лабораторные исследования пенных систем показали, что они обладают более высокой удерживающей и выносящей способностью по сравнению с обычными жидкостями и газом. Исходя из особенностей применения пенных систем на месторождениях Западной Сибири, разработаны новые составы пенообразующих жидкостей, обладающих морозоустойчивостью способные выдерживать температуру до - 35 °С. Разработанные пенные системы обладают высокой удерживающей и выносной способностью.

По результатам анализа применения технологий промывки глинисто-песчаных пробок без предварительного глушения скважин с использованием колтюбинговых установок на месторождениях, выходящих на завершающую стадию разработки, установлено, что основными причинами, влияющими на эффективность РВР, являются:

- горно-геологические условия (АНПД);

- высокая прочность глинисто-песчаных пробок;

- большие потери в БДТ колтюбинговой установки;

Для решения этих проблем были разработаны гидроударные устройства УГ-С-56, УГ-50, гидроударное промывочное устройство УПГ-54 и технология промывки ГПП в импульсном режиме.

Для осуществления возможности применения технологии промывки ГПП в импульсном режиме осуществлено моделирование процесса. Как показало моделирование и ОПИ, применение импульсной промывки позволяет снизить гидростатическое давление на пласт и уменьшить количество промывочной жидкости на удаление ГПП. Применять импульсную промывку необходимо в сочетании с гидроударным устройством, так как применение гидроударного устройства позволяет сочетать как гидромониторное так и механическое воздействие на ГПП, а как показали ОПИ на скважинах ООО «Ноябрьскгаздобыча» применение гидроударного устройства позволило повысить механическую скорость в двое.

Технологический эффект при удалении глинисто-песчаной пробки достигнут за счет механического, импульсного и гидромониторного воздействия на глинисто-песчаную пробку.

Экономический эффект при удалении глинисто-песчаной пробки достигнут за счет: сокращения времени на проведение операции;

- уменьшения расхода ПОЖ;

Результаты расчета экономического расчета от использования гидроударного устройства с использованием колтюбинговой установки свидетельствуют об эффективности ОПИ, так как величина чистого дохода по четырем скважинам составила 324,7 тыс. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сингуров, Александр Александрович, Ставрополь

1. Перспективы разработки сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири Текст. / Р.М. Тер-Саркисов, Н.Г. Степанов // Газовая промышленность. 2004. - № 7. - С. 30-33.

2. Mechanical properties of friable sands from conventional log data Текст. / Stein N. // Journal of Petroleum Technology. 1976.

3. Маслов, И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин Текст. / И.И. Маслов // Обз. инф. Сер. : Нефтепромысловое дело / ВНИИО-ЭНГ.-М.: 1980.-С. 63.

4. Баррил, Р. Предотвращение выноса песка при высоких дебетах газовых скважин Текст. / Р. Баррил, J1. Гей // Нефть, газ и нефтехимия. М.: 1983. Вып. 9.-С. 10-14.

5. Stein N., Oden A.S., Jones L.G. Estimating maxsimum sand free production rates from friable sands for différent well completion geometry Текст. / Stein N., Oden A.S., Jones L.G.//Journal of Petroleum Technology. - 1974.

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

7. Гасумов, Р.А. Анализ причин выноса песка при эксплуатации сеноманских газовых скважин Уренгойского ГК.М. Текст. / Р.А. Гасумов, А.А. Пе-рейма, Ю.А. Лексуков [и др.] // Сб. науч. тр. / ВНИИгаз. М.: ВНИИгаз, 1996. -С. 43-41.

8. Алибеков, Б.М. Техника и технология эксплуатации залежей нефти с низким пластовым давлением и интенсивным пескопроявлением Текст. -Баку.: Аз. Гос. Из-во, 1962.

9. Вяхерев, Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений Текст. / Р.И. Вяхерев, А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов. М.: Недра, 2002.

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

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

12. Тагиров, K.M. К вопросу о механизме возникновения флюидопрояв-лений при цементировании Текст. / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, Ю.И. Петраков // Сб. науч. тр. / ВНИИгаз. М.: ВНИИгаз, 1992. - С. 73-76.

13. Истомин, В.А. Динамика движения границы фазового перехода в породах вокруг газовой скважины при ее сооружении, консервации и эксплуатации Текст. / В.А. Истомин, Б.В. Дегтярев, Н.Р. Колушев // Сб. науч. тр. / ВНИИгаз. М.: ВНИИгаз, 1980. - С.89-96.

14. Молчанов, А.Г. Подземный ремонт скважин :учеб. пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве Текст. / А.Г. Молчанов. М.: Недра, 1986.

15. Тагиров, К. М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями Текст. / К. М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лоб-кин-М: Недра, 1996.

16. Крезуб, А.П. Изменение проницаемости коллекторов в призабойной зоне пласта при заканчивании скважин / А.П. Крезуб, В.И. Яковенко // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 11. - С. 44-46.

17. Амиян, A.B. Промывка песчаной пробки пеной Текст. / A.B. Ами-ян, Н.П. Васильева. -М.: ВНИИОЭНГ, 1973.

18. Амиян, В.А. Применение пенных систем в нефтегазодобыче Текст.: учеб. пособие для средних профессионально-технических училищ / В.А. Амиян, A.B. Амиян, JI.B. Козакевич [и др.]. М.: Недра, 1987.

19. Ликвидация песчаных пробок в газовых скважинах Текст. / K.M. Тагиров, А.Н. Лобкин, C.B. Долгов // Газовая промышленность. 1983. - №2. -С. 18-19.

20. Долгов, C.B. Технология проведения ремонтных работ в скважинах при низком пластовом давлении Текст. / C.B. Долгов, В.В. Зиновьев, И.В. Зиновьев. -М.: Недра, 1999.

21. Амиян, В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов Текст. / В.А. Амиян, Н.П. Васильева. М.: Недра, 1972.

22. Басарыгин, Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов Текст. / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Краснодар: «Сов. Кубань», 2002.

23. Временная инструкция по глушению скважин с применением пенных систем с наполнителем в условиях АНПД Текст. / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, Н.И. Кабанов [и др.]. //ОАО "Газпром". М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1998 г.

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

25. Гасумов, P.A. Применение пенных систем с ТЩН для глушения скважин при проведении ремонтных работ Текст. / P.A. Гасумов, A.A. Пе-рейма, В.З. Минликаев [и др.]. // Сб. науч. тр. / ВНИИгаз. М.: ВНИИгаз, 1999.

26. Рябоконь, С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин Текст. / С.А. Рябоконь. Краснодар, 2002.

27. А. с. 1652329 СССР, МГЖ5 С 09 К 7/02. Безглинистый полимерный буровой раствор Текст. / Б.А. Андресон, И.В. Утяганов, Г.Г. Мурзагулов [и др.] (СССР). -№4394529/03; заявл. 05.01.88; опубл. 30.05.91, Бюл. № 20.

28. А. с. 1680950 СССР, МГЖ5 Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для блокирования пластов Текст. / O.A. Морозов, J1.M. Баева, A.B. Федосеев (СССР). -№4277412/03; заявл. 06.07.87; опубл. 15.06.94, Бюл. № 22.

29. Вайншток, С.М. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб Текст. / С.М. Вайншток, Н.Г. Молчанов, В.И. Некрасов [и др.]. М.: Издательство академии горных наук, 1999.

30. Лазуткин, А. Г. Основы расчета и проектирования гидравлических ударных устройств Текст.: учеб. пособие / А. Г. Лазуткин, Л. С. Ушаков. -Караганда: КПТИ, 1981.

31. Дегтев, Н.И. Контроль и дегазация буровых промывочных жидкостей Текст. / Н.И. Дегтев, А.И. Зинкевич. М.: Недра, 1978.

32. Туманов, В.В. Гашение пен, используемых при закачивании скважин Текст. / В.В. Туманов. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.

33. Лактионов, А.Т. Основы теории и техники бурения скважин с очисткой забоя воздухом и газом Текст. / А.Т. Лактионов. М.: Гостоптехиздат, 1961.

34. Леонов, Е.Г. Гидроаэромеханика в бурение: учеб. пособие для вузов Текст. / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. М.: Недра, 1987.

35. Современное состояние и перспективы развития колтюбинговой техники в России Текст. / А.Г. Молчанов // Бурение и нефть. 2003. - № 10. -С. 6-11.

36. Роль колтюбинга в повышение нефтеотдачи Текст. /Л.М. Грузди-лович // Бурение и нефть. 2003. - № 5. - С. 26-29.

37. Опыт и особенности технологи ремонта скважин и обработки пластов с помощью установок «гибкая труба» на месторождениях Западной Сибири Текст. / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, В.М. Шенбергер [и др.] // Нефть и газ. 2000.-№5.-С. 100-106.

38. Очистка искривленных стволов скважин методом колтюбинга Текст. / С. Уокер, Дж. Ли // Колтюбинг. Нефть и капитал. - 2001. - №1.

39. CT Boosts Flow Rates at Urengoi Field Текст. /А. Shakiev, R. Sak-habudinov, A. Akhmetov. // Oil&GasEurasia. 2004. - №10. - C. 48-51.

40. Проблемы использования и возможности применения колтюбинго-вой установки при очистке скважины от песчаных пробок Текст. / P.A. Га-сумов, О.С. A.A. Сингуров, Кондренко // Время колтюбинга. 2005. - №2. -С. 32-34.

41. Математическая модель промывки песчаной пробки на газовых и газоконденсатных скважинах пенными системами с применением колонны гибких труб Текст. / М.А. Юсупходжаев, М.В. Галкин // Время колтюбинга. -2005.-№2.-С. 46-49.

42. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин Текст. / Тагиров K.M., Гасумов P.A., Минликаев В.З. [и др.] //Газовая промышленность. 1999.-№ 8.-С.50-51.

43. Житков, A.B. Утилизация древесной коры Текст. М.: 1985.

44. Оболенская, A.B. Лабораторные работы по химии древесины и целлюлозы: учеб. пособие для вузов / A.B. Оболенская, З.П. Ельницкая, A.A. Ле-онович. -М.: 1991.

45. Об интенсификации процесса экстракции коры лиственницы сибирской в дезинтеграторе Текст. / Т.В. Рязанова, H.A. Чупрова, Н.Ю. Ким // Химия растительного сырья. 2000. -№ 1. - С. 95-100.

46. А.с. 975773 СССР, МПК7С 09 К 7/02. Жидкость для глушения газовых скважин Текст. / Павлюченко В.И., Мархасин В.И., Шагиев Р.Г.и др., заявитель и патентообладатель Уфимский нефтяной институт.- № 2895261/22-03, заявл. 17.03.1980; опубл. 1982, Бюл. № 43.

47. Пат. 2068080 Российская Федерация, МПК7Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин Текст. / Мамедов Б.А.,. Шахвердиев А.Х., заявитель и патентообладатель ТОО фирма «Интойл».- №96101079/03, заявл. 30.01.1996; опубл. 20.10.1996, Бюл. № 29.

48. Лигносульфонат технический ЛСТ Текст.: ТУ 54-028-00279580-97.

49. МП «Конкрепол» Текст.: ТУ 9365-001-13802-623-2003.

50. Лигназ-1, КССБ-5 Текст.: ТУ 17-06-311-94.

51. Барда сульфитно-спиртовая конденсированная порошкообразная Текст.: ТУ 39-094-75.

52. Beyer, А.Н. Flow Behavior of Foam as a Well Circulating Fluid Текст. / A.H. Beyer, R.S. Milhone, R.W. Foote // SPE 3986, presented at the SPE 47th Annual Fall Meeting, (San Antonio, Texas, October 2-5 1972 г.).

53. Mitchell, B. J. Viscosity of Foam Текст. / B.J. Mitchell // Ph.D. dissertation, University of Oklahoma, 1969.

54. Bourgoyne, A.T., Jr. et al.: Applied Drilling Engineering, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, 1986.

55. Булатов, А.И. Руководство по буровым растворам для инженеров Текст. / А.И. Булатов, С.А. Шаманов. Краснодар: ООО «Просвещение-ЮГ», 2001.

56. Васильев, В.К. Поверхностно-активные вещества для оразования пен, используемых в нефтегазодобыче Текст. / В.К. Васильев, Быкова Т.И., Савостьянова Л.М. [и др.]. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.

57. Сингуров, A.A. Исследование реологических характеристик пен Текст. / A.A. Сингуров, Р.Н. Каллаева, Н.Ю. Игнатенко, В.Н. Селюкова // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. Ставрополь : СевКавНИПИгаз, 2004. -Вып. 40. - С. 224-230.

58. Грей, Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) Текст.: пер. с англ. / Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли. М.: Недра, 1985.

59. Слюсарев, Н.И. Удерживающая способность пен Текст. / Н.И. Слюсарев, Л.С. Стреленя // Сб. науч. тр. / Всесоюзный научно-исследовательский институт методики и техники разведки. Ленинград : ВНИИМТР, 1988.-С. 41-44.

60. А. с. 602669 СССР, МПК2 Е 21 В 21/00. Устройство для очистки скважин Текст. / В.Г. Склянский, Э.С. Мамедов, М.М. Зейналов (СССР). -№2406480/22-03; заявл. 23.09.76; опубл. 15.04.78, Бюл. № 14.

61. Пат. 2012778 Российская Федерация, МПК5 Е 21 В 37/00, Е 21 В 31/20. Устройство для очистки нефтегазодобывающей скважины Текст. / Ефимкин A.A. ; заявитель и патентообладатель Ефимкин A.A. -№5023309/03; заявл. 28.12.91; опубл. 15.05.94, Бюл. № 9.

62. А. с. 1320382 СССР, МПК4 Е 21 В 21/00. Устройство для очистки скважин Текст. / В.И. Пинаков, C.B. Высоцкий (СССР). №4016714/22-03; заявл. 04.02.86 ; опубл. 30.06.87, Бюл. № 24.

63. А. с. 829877 СССР, МПК3 Е 21 В 37/00, Е 21 В 21/00. Устройство для очистки скважины от песчаной пробки Текст. / А.К. Шевченко, H.H. Блинков (СССР). -№2772343/22-03 ; заявл. 31.05.79 ; опубл. 15.05.81, Бюл. № 18.

64. Пат. 2029073 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/00. Клапан для регулирования потока Текст. / Шарифов М.З., Леонов В.А., Осипов A.A. ; заявитель и патентообладатель Шарифов М.З. №4944471; заявл. 13.06.91; опубл. 20.02.95, Бюл. № 5.

65. Разработка и внедрение технологий для ведения ремонтных работ с использованием колтюбинговых установок Текст. : отчет НИР (промежу-точ.) : 0250-02-2 / СевКавНИПИгаз ; рук. Тагиров K.M. ; исполн.: Гасумов P.A., Машков В.А., Мосиенко В.Г. М., 2002.

66. Устройство гидроударное типа УГ Текст.: ТУ 3666-005-7319719204.

67. Мищенко, И.Т. Расчеты в добыче нефти Текст.: учеб. пособие для техникумов / И.Т. Мищенко. М.: Недра, 1989.

68. Проблемы в области бурения скважин на депрессии в системе скважина-пласт Текст. / Р.Г. Салихов, С.Д. Глухов, Т.Н. Крапивина [и др.] // Техника и технология бурения. 2005. - №6. - С. 13-15.

69. Зайцев, Ю.В. Теория и практика газлифта Текст. /Ю.В. Зайцев, P.A. Максутов, О.В. Чубанов [и др.]. М.: Недра, 1987.

70. Сулейманов, А.Б. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин Текст.: учеб. пособие для техникумов / А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, A.C. Яшин. М.: Недра, 1984.

71. Булатов, А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы Текст.: учеб. пособие для вузов / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999.

72. Гужов, А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа Текст. / А.И. Гужов. -М.: Недра, 1973.

73. Mathcad 2001: специальный справочник Текст. / В.П. Дьяконов. -СПб.: Питер, 2002.

74. Номенклатурный каталог продукции, поставляемой «Промышленной группой «Метран» в 2001 г. Текст. Выпуск 3.01. В 5ч. Ч. 4 Номенклатура инофирм. Челябинск: «Книга», 2001.