Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок для скважин Уренгойского НГКМ

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок для скважин Уренгойского НГКМ"

На правах рукописи

Рахимов Николай Васильевич

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛТЮБИНГОВЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОГО НГКМ

Специальность 25.00.15 "Технология бурения и освоения скважин"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар 2009

003473506

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе Научно-производственное объединение "Бурение" (ОАО НПО "Бурение")

Научный руководитель - доктор технических наук

Кошелев Владимир Николаевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Вартумян Георгий Тигранович

кандидат технических наук, С.н.с. Усов Сергей Васильевич

Ведущее предприятие - ОАО "СевКавНИПИгаз"

Защита состоится ¿ШЩ. 200^ г. в часов

на заседании диссертационного Совета Д 222.019.01 при ОАО НПО "Бурение" по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО "Бурение"

Автореферат разослан 20йУ г.

Ученый секретарь

Диссертационного Совета, /П>. .С/,

д. т. н., С.н.с. о/7-Мтс^ Л.И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), в числе других месторождений Крайнего Севера, в настоящее время находится на заключительной стадии разработки, которая характеризуется истощением продуктивных пластов, падением пластового давления (коэффициент аномальности 0,4-0,5) и активным подъемом уровня газоводяного контакта (ГВК). Это приводит к снижению продуктивности скважин и требует проведения большого количества капитальных ремонтов, в том числе водоизоляционных работ.

Использование подъемных установок не может обеспечить нарастающий объем ремонтных работ, в связи с чем большое количество скважин простаивает в ожидании ремонта или выводится в бездействующий фонд. Необходимость закачки жидкостей глушения и проведения спускоподъемных операций колонны на-сосно-компрессорных труб (НКТ) приводит к снижению продуктивности скважин, созданию репрессии на пласт и поглощению жидкостей в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД). Трудоемкость и стоимость таких работ высокая, что не всегда оправдывается из-за значительного снижения дебитов скважин после ремонта.

Изменившиеся условия эксплуатации скважин требуют разработки новых технологических приемов и материалов при выполнении ремонтно-изоляционных работ (РИР). Безусловно, перспективным является применение колтюбинговых установок для закачки водоизолирующих составов через длинномерную безмуфтовую трубу (БДТ).

Основные преимущества использования колтюбинговых установок заключаются в отсутствии операций по глушению сква-

жин и спускоподъемным работам, а также повышении селективности водоизоляционных работ. Эффективность работ определяется не только использованием специальных технических средств, но и применением составов, которые должны не только соответствовать конкретным геолого-техническим условиям месторождений, но и быть пригодными для закачки через гибкую трубу.

В настоящее время отсутствие технологии изоляции притоков воды с использованием колтюбинговых установок и эффективных составов тормозит развитие и внедрение в необходимом объеме этого вида ремонта. Поэтому разработка такой технологии позволит более эффективно, при минимальных затратах поддерживать в рабочем состоянии фонд скважин, нуждающихся в проведении РИР, и снизить остроту проблемы водопритоков.

Цель работы.

Разработка и внедрение технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговой техники закачкой в пласт фильтрующихся полимерных составов для повышения эффективности эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин Уренгойского НГКМ.

Основные задачи.

1. Анализ причин обводнения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин Уренгойского НГКМ и состояния работ по снижению обводненности добываемой продукции.

2. Разработка требований и составов для закачки через БДТ, отвечающих геолого-техническим условиям сеноманских и не-окомских скважин Уренгойского НГКМ.

3. Экспериментальные исследования реологических характеристик водоизолирующих составов, степени тампонирования и характера распределения в пористых средах с различным насыщением.

4. Анализ гидравлических потерь давления при прокачке во-доизолирующих составов через БДТ, выработка требований к режимам закачки.

5. Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговой техники.

6. Практическое использование разработанной технологии и оценка ее технико-экономической эффективности.

Методы решения задач.

Для решения поставленных задач проведен анализ и обобщение как собственных, так и опубликованных работ, результатов промыслового материала разработки Уренгойского НГКМ. Проведены теоретические и лабораторные исследования, стендовые испытания. Произведена апробация разработанной технологии в обводненных скважинах.

Научная новизна.

1. При исследовании гидравлических потерь давления в циркуляционной системе колтюбинговой установки при прокачке составов на основе А-пласт и АКОР МГ установлено, что потери давления для состава на основе АКОР МГ в 2 раза меньше, чем для состава на основе А-пласт, что связано с различием их реологических характеристик.

2. На основании анализа экспериментальных и расчетных данных гидравлических сопротивлений, возникающих при прокачке водоизолирующих составов через БДТ, определены критерии выбора режимов проведения РИР.

3. Установлена зависимость скоростей фильтрации состава на основе АКОР МГ и состава на основе А-пласт от характера насыщения пористых сред (вода, нефть) при прочих одинаковых условиях. Определено, что скорость поступления составов в водона-сыщенную среду в 3-3,5 раза больше, чем в нефтенасыщенную. То

есть, величины скоростей поступления разработанных водоизоли-рующих составов в водо- и нефтенасыщенные керны определяются соотношением: QB = 3-3,5 QM.

4. Определен характер распределения водоизолирующих составов в пористых средах модельных и природных кернов в зависимости от их насыщения и перепада давления при продавке. Установлены режимы продавки составов, при которых достигается их равномерное распределение в породе: для состава на основе АКОР МГ - АР не более 0,4 МПа, для состава на основе А-пласт - АР не более 0,6 МПа. Превышение указанных значений приводит к образованию зон прорыва состава и нарушению сплошности водоизолирующего экрана.

Практическая значимость работы.

1. Определены способы снижения вязкости полимерных составов А-пласт и АКОР МГ, и на их основе разработаны водоизо-лирующие композиции для закачки через БДТ.

2. Разработана технология водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок для различных геолого-технических условий Уренгойского НГКМ.

3. По теме диссертации получены патенты РФ №№ 2182643, 2183262,2198995,47044, 74662, 78852.

4. Разработаны и внедрены в производство "Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения"/? Д 05751745-210-01.- Тюмень, 2001.

5. Полученные результаты теоретических и экспериментальных исследований успешно применяются на газовых, газоконден-сатных и нефтяных скважинах Уренгойского НГКМ.

6. Основные положения и рекомендации работы могут быть использованы при разработке руководящих документов на прове-

дение РИР не только на Уренгойском НГКМ, но и на других месторождениях Западной Сибири.

7. Экономический эффект от внедрения разработанной технологии на 26 скважинах Уренгойского НГКМ составил 26,8 млн. руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-техническом совещании ОАО "Газпром", посвященном проблемам использования колтюбинго-вых установок (Ноябрьск, 2001); научно-практической конференции, посвященной 20-летию УИРС ООО "Уренгойгазпром" (Новый Уренгой, 2002); научно-практической конференции, посвященной 25-летию ООО "Уренгойгазпром" (Анапа, 2003); научно-практической конференции "Колтюбинг без границ" (Тюмень, 2003); научно-практических конференциях ОАО НПО "Бурение" (Анапа, 2002-2005); 6-й научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, 2005); совещании ведущих специалистов ОАО "Газпром" (Анапа, 2007) и др. В полном объеме работа доложена и обсуждена на расширенном заседании научно-технического Совета ООО "Газпром подземремонт Уренгой".

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 56 печатных работ, в том числе 6 патентов РФ; на 2 изобретения получены приоритеты.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 184 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц, 26 рисунков, список литературы из 130 наименований, 6 приложений.

Автор благодарит A.A. Ахметова, сотрудников ООО "Газпром добыча Уренгой" и ООО "Газпром подземремонт Уренгой" Москвичева В.Н., Хозяинова В.Н., Кирякова Г.А., Хадиева Д.Н., Жуковского К.А., оказавших практическую помощь при проведении исследований и внедрении разработок.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы водоизоля-ционных работ на месторождениях Крайнего Севера, указано направление повышения качества эксплуатации скважин в условиях Уренгойского НГКМ.

В первой главе дана характеристика геолого-технических условий и состояния разработки Уренгойского НГКМ, показаны особенности эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин в текущих геолого-технических условиях, причины снижения .продуктивности скважин, рассмотрены главные направления, капитального ремонта скважин (КРС), сделан анализ результатов проведенных РИР.

При анализе материалов использованы работы ведущих специалистов в решение проблем восстановления продуктивности скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного комплекса: Ахметова A.A., Москвичева В.Н., Гасумова P.A., Кучерова Г.Г., Дубины Н.И., Ланчакова Г.А., Сулейманова P.C., Кустышева A.B., Зозули Г.П., Тагирова K.M., Уметбаева В.Г. и других.

Анализ текущего состояния фонда скважин Уренгойского НГКМ показывает, что проблема притока воды в скважины является одной из основных для ООО "Газпром подземремонт Уренгой" и требует незамедлительного решения. В первую очередь она характерна для газовых скважин, где подъем ГВК в среднем составляет 2 м в год. Разработка нефтяных оторочек нижнемело-

вого комплекса также ведется при активном обводнении продуктивного пластов. Основными источниками поступления воды в скважины являются подъем ГВК и поступление воды по заколон-ным каналам в цементном камне из нижележащих водоносных пластов.

В работе рассмотрены и проанализированы существующие методы и составы для ликвидации водопритоков в скважинах Уренгойского НГКМ, эффективность их применения. Использование большинства водоизолирующих составов показало несоответствие их физико-химических свойств данным геолого-техническим условиям, пригодность некоторых из них только для скважин се-номанских пластов с высокими фильтрационными характеристиками и невозможность применения на скважинах низкопроницаемых неокомских пластов. Нет выработанных требований к составам для закачки через БДТ и технологическим режимам. Проведенный анализ показал необходимость разработки технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок и водоизолирующих составов исходя из геолого-физических условий залежей Уренгойского НГКМ.

Поставлена цель работ, определены основные задачи и пути их решения.

Во второй главе рассмотрены вопросы разработки водоизолирующих композиций селективного характера отверждения на основе полимерных составов А-пласт и АКОР МГ для закачки их через БДТ применительно к условиям сеноманских и неокомских пластов. Разработаны способы снижения вязкости выбранных водоизолирующих составов, регулирования времени их отверждения, определены режимы закачки.

При прокачке жидкостей через гибкую колонну БДТ с малым внутренним диаметром их реологические характеристики приоб-

ретают особое значение и являются одними из основных показателей возможности осуществления процесса, С целью изучения реологических характеристик композиций и возможности регулирования их вязкости проведены исследования на ротационном вискозиметре Рапп 35-8А. Установлено, что содержанием кетонов можно регулировать вязкость состава А-пласт. На основании этого разработана ацетоновая композиция состава. Изменение вязкости А-пласт от содержания ацетона приведено на рисунке 1 а), где показано, что вводом ацетона до максимально возможного разбавления, при котором обеспечивается образование сшитой структуры, можно снизить вязкость товарного состава более чем в 4 раза. Для состава АКОР МГ установлено, что его вязкость можно регулировать вводом воды (рис. 1 б), на основании чего разработана водная композиция этого состава, вязкость которой максимально приближается к вязкости воды, что позволяет свести до минимума гидравлические потери давления при закачке через БДТ.

Сдармси иг а «лап, %об Иттстишц сйн т 1 <£ч. Л<П'М"

а) А-пласт - ацетон б) АКОР МГ - вода

Рис. 1 Зависимость вязкости композиций от величины разбавления Очень важным, особенно при использовании колтюбинговых установок, является знание динамики нарастания вязкости составов и потери их текучести. Поскольку при вводе воды в ацетоно-

вую композицию отверждение происходит практически сразу, при закачке в скважину она не должна содержать воду, при этом необходимо использовать не содержащие воду буферные жидкости.

Для водного раствора АКОР МГ после ввода воды увеличение вязкости происходит постепенно (рис. 2). Для исследованных разбавлений состава хорошая подвижность растворов (до 40-50 мПа-с) при 60 °С сохраняется до 1-1,5 ч. Дальнейшее увеличение вязкости обусловлено протеканием процессов поликонденсации под действием воды и температуры. При более низких температурах латентный период может составлять несколько часов.

Время, мин

Рис. 2 Изменение вязкости водного раствора АКОР МГ при 60 °С

Таким образом, разбавлением составов А-пласт и АКОР МГ можно регулировать реологические свойства разработанных композиций с целью максимального снижения гидравлических потерь при использовании колтюбинговых установок.

Разработанная водная композиция на основе АКОР МГ позволяет не только снизить вязкость состава, но и увеличить продолжительность латентного периода. С целью регулирования времени отверждения растворов экспериментально получены графические зависимости времени потери текучести от величины раз-

бавления АКОР МГ в диапазоне пластовых температур Уренгойского НГКМ (рис. 3). Это позволяет производить выбор нужного разбавления состава для конкретных геолого-технических условий скважины и планировать технологический процесс таким образом, чтобы продавка его на необходимую глубину была произведена до проявления вязкоупругих эффектов и потери текучести.

Количество вода на ! об ч. АКОР МГ, об. ч.

Рис. 3 Зависимость времени потери текучести водных растворов АКОР МГ от разбавления водой при различных температурах

Экспериментальные испытания тампонирующей способности составов проводились на модернизированной установке для исследования проницаемости кернов УИПК-1М, имитирующей пластовые условия. Проведены исследования на эталонных и природных водонасыщенных и маслонасыщенных кернах.

Тампонирующие свойства водоизолирующих составов оценивались по показателю восстановления проницаемости образцов пористых сред с различным характером их первоначального насыщения. Проницаемость образцов кернов рассчитывалась в соответствии с законом фильтрации Дарси. Результаты оценки блокирующих свойств состава в водо- и нефтенасыщенных кернах приведены в таблице 1.

Результаты экспериментальной оценки блокирующих свойств водного раствора АКОР МГ (АКОР МГ:вода=1:3) и 12 %-ного ацетонового раствора А-(после прокачки трех поровых объемов вытесняющей жидкости)

Керн Состав на основе Жидкость насыщения Исходная проницаемость керна, мкм2 Давление в конце продавки состава, МП а Конечная проницаемость керна, мкм2 К н

по воде Кв0 по маслу АН, по воде Кв, по маслу Кн,

Модельный АКОР МГ вода 0,0220 - 0,032 0,00007 -

А-пласт 0,0222 - 0,062 0,00115 -

Природный АКОР МГ 0,0335 - 0,033 0,00020 -

А-пласт 0,0338 - 0,069 0,00136 -

Модельный АКОР МГ масло 0,0215 0,0173 0,112 • 0,01531

А-пласт 0,0221 0,0171 0,197 - 0,01407

Природный АКОР МГ 0,0459 0,0167 0,117 - 0,0166

А-пласт 0,0457 0,0175 0,198 - 0,01395

а = 3-3,5 <2„ ^ = /5

Как показали испытания, водонасыщенные керны после насыщения разработанными составами практически полностью (на 95-99 %) утрачивают проницаемость. В маслонасыщенных кернах отверждения составов не происходит, что позволяет при имитации вызова притока практически полностью восстановить первоначальную проницаемость. Исследуемые составы не отверждаются в углеводородной среде, т.е. являются селективно отверждаемыми системами. В ходе экспериментов отмечено также хорошее крепящее действие исследованных составов, что очень важно для песко-несущих скважин сеномана.

Экспериментально установлено, что при одинаковых режимах закачки, одних и тех же термобарических условиях и одинаковых характеристиках пористых сред объемная скорость поступления составов с различной вязкостью в пористые образцы зависит от характера их первоначального насыщения. А именно: при продавке в нефтенасыщенную пористую среду давление для водного раствора АКОР МГ в 3,5 раза и для ацетонового раствора А-пласт в 3 раза больше, чем в водонасыщенную, т.е. величины скоростей поступления водоизолирующих составов в водонасыщенные (()„) и нефтенасыщенные(<2„) среды определяются соотношением:

0в = 3-3,5 д„, (1)

где £)«, £>„-объемные скорости поступления составов в водона-сыщенный и нефтенасыщенный керны, соответственно.

На основании полученной зависимости можно сделать вывод о том, что при одновременной закачке составов в водонасыщен-ный и нефтенасыщенный интервалы, скорость их поступления в водонасыщенный интервал будет значительно больше. Используя соотношение (1) и известные формулы плоскорадиального притока жидкости из пласта в скважину, а также полученные экспериментально значения коэффициентов Д и Д„ можно произвести расчет

ожидаемой величины показателя относительной продуктивности для задаваемых радиусов проникновения состава в нефте- и водо-насыщенный пласты. То есть, этим соотношением можно пользоваться при проектировании технологического процесса водоизоля-ционных работ с целью максимального сохранения продуктивности пласта по нефти. В условиях газовых скважин селективность закачки обеспечивается техническими средствами и технологическими приемами.

С целью изучения фильтрационных характеристик составов в пористые среды с различным их насыщением (нефть, вода) и установления оптимальных режимов закачки проведены исследования на модели пласта с имитацией водо- и нефтенасыщенных пропла-стков. По результатам экспериментов отмечено существенное различие по закачанным объемам составов и характеру их распределения. А именно: практически весь объем состава заходит в водонасыщенные пропластки, где образуется сплошной изоляционный экран. В нефтенасьнценные пропластки водоизолирующие составы заходят очень незначительно, в виде узких "языков" длиной до 5-15 мм, т.е. образуются зоны прорыва, причем, локальная скорость образования "языков" пропорциональная градиенту давления при продавке.

Установлено, что образование зон прорыва (нарушение сплошности водоизолирующего экрана) для водного раствора АКОР МГ происходит при перепадах давлений более 0,7 МПа, для ацетонового раствора А-пласт - более 0,9 МПа. Наиболее равномерное по радиусу распределение состава на основе АКОР МГ наблюдается при АР 0,3-0,4 МПа и состава на основе А-пласт - при 0,5-0,6 МПа. Используя формулу Дарси, можно рассчитать расход состава при продавке, чтобы получить максимально равномерный водоизолирующий экран.

В третьей главе приведена разработка технологии водоизо-ляционных работ с использованием колтюбинговых установок.

В связи с тем, что закачка жидкостей через БДТ связана с гидравлическими потерями давления по длине трубы из-за ее малого проходного сечения, сделаны расчеты гидравлических потерь давления при прокачке исследуемых составов в циркуляционной системе колтюбинговой установки. Для расчетов взяты БДТ с наружным диаметром 38,1 мм, толщиной стенки 3 мм и длиной (L) 1600 м и 3500 м. После преобразования известной формулы для расчета числа Рейнольдса имеем:

4р Q

Re = н ^ (2)

nD // ' 1>

где р - плотность, кг/м3; Q - объемный расход, м3/с; D - внутренний диаметр БДТ, м; /и - вязкость, Па с.

Коэффициент сопротивления Я определялся по формулам:

для ламинарного течения: Я = 64/Re , (3)

_ 0,3164

для турбулентного течения (Блазиуса): 0,25 ■ (4)

Используя формулы (2) - (4) и после преобразования для данного случая известной формулы Дарси-Вейсбаха, потери давления при течении составов в БДТ рассчитывались по формуле-.

АП 8 ¿pQ2L

На основании выполненных расчетов, результаты которых приведены в таблице 2, можно сделать вывод, что потери давления существенно зависят от вязкости состава и скорости его прокачки. Так, АР на насосе при одних и тех же объемных расходах низковязкого состава на основе АКОР МГ будет в 2 раза меньше, чем при прокачке состава на основе А-пласт большей вязкости. Расчеты также показывают целесообразность применения состава на основе А-пласт в сеноманских скважинах (L БДТ 1600 м), а

состава на основе АКОР МГ - как в сеноманских, так и неоком-ских скважинах (¿ БДТ 1600 и 3500 м).

Таблица 2

Гидравлические потери давления при прокачке составов через БДТ

Состав на основе Объемный расход а л/с Плотность р, кг/м3 Вязкость //, Па с Число Рейноль-дса, Яе Коэф. сопрот., X Потери давления в БДТ, ДР, МПа

Ь 1600 м Ь 3500 м

А-пласт 2 835 0,043 1540,5 0,0415 5,28 11,5

3 835 0,043 2310,7 0,0456 13,05 28,6

АКОР МГ 2 1065 0,0015 56324,0 0,0205 3,33 7,3

3 1065 0,0015 84486,0 0,0186 6,77 14,8

Результаты экспериментальных исследований, стендовых испытаний и теоретических расчетов, представленных в настоящей работе, явились исходными данными для разработки основ технологического процесса водоизоляции.

Представлены основные принципы технологии РИР на газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах без их глушения закачкой в пласт через БДТ разработанных полимерных композиций.

Разработаны различные схемы водоизоляционных работ в зависимости от вида водопритока. На рисунке 4 показана схема проведения РИР при подъеме ГВК до интервала перфорации. В качестве продавочной жидкости можно использовать стабильный конденсат, водометанольный раствор, а также газ от скважины-донора или газобустерной установки. Цементный мост устанавливается закачкой цементного раствора через БДТ на 2-4 м выше ГВК в зависимости от планируемой депрессии на пласт.

а

%

нкт

у

газонос. пласт

иитср. перф.

БДТ пакер

"ВК

а

водоиз. состав

\ \

\

Вынос Спуск БДТ

пластовой до низа

воды интервала

с газом перфорации

а

продав, жидк.

%

нем. раствор

цем. мост

Подъем БДТ. Продавка состава в пласт. ОЗС

Спуск БДТ. Подъем ЬД1.

Установка ОЗЦ.

цементного Вызов

моста притока

Рис. 4 Схема изоляции притока пластовой воды в газовых скважинах при подъеме ГВК до интервала перфорации

Сущность метода ликвидации заколонных каналов поступления воды в скважину заключается не в восстановлении составом ее крепи, а в создании водоизолирующего экрана непосредственно в обводненном пласте, в том числе с заполнением составом каналов перетока (рис. 5). Объем продавочной жидкости берется из расчета вытеснения состава только за эксплуатационную колонну.

а

г4

%

.и=1

нкт

нефтяной пласт

I

ннтер. перф.

зумпф

1?.

БДТ

канал перетока

Я

водоиз. состав

И.

й

продав, жидк.

£1

Л

цем. раствор

цем. мост

Приток пластовой воды по за-колонным каналам

Спуск БД Г до низа интервала перфорации

Закачка водоизолирующего состава

Подъем БДТ. Спуск БДТ. Продавка Установка состава в цементного пласт. ОЗС моста

Подъем БДТ. ОЗЦ. Вызов притока

Рис. 5 Схема изоляции притока пластовой воды по заколонным каналам в нефтяных скважинах

Разработан также состав и метод гидрофобизации обводненного пласта, который заключается в закачке в продуктивный интервал гидрофобизирующего состава, образующего на поверхности смоченных водой частиц породы гидрофобную пленку, снижающую фазовую проницаемость для воды и не препятствующую фильтрации углеводородов.

В качестве гидрофобизирующего агента использован углеводородный раствор АКОР МГ, не способный отверждаться в полном объеме при взаимодействии с водой. Химическая адгезия полимерной пленки к породе обеспечивает прочное удержание ее на поверхности поровых каналов, а также контактное крепление частиц породы.

При реализации этой технологии объем продавочной углеводородной жидкости (У„р) берется из расчета полного прохождения ею зоны, первоначально насыщенной гидрофобизирующим составом (Ус), т.е. Упр > Ус. При этом поровые каналы обработанной зоны будут заполнены продавочной жидкостью. Закачка гидрофобизирующего состава может быть произведена непосредственно в продуктивный интервал газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Разработанный метод не требует предварительной осушки призабойной зоны. Поскольку гидрофобизирую-щий состав является низковязкой ньютоновской жидкостью, при закачке его через БДТ гидравлические потери давления будут минимальны: на уровне прокачки стабильного конденсата. В качестве продавочного агента можно использовать газ.

Испытания гидрофобизирующей способности углеводородного раствора кремнийорганического полимера, проведенные на установке УИПК-1М, показали резкое снижение проницаемости кернов по воде и увеличение проницаемости по углеводородной жидкости (рис. 6).

0,3

0,2 -

0,15

я

а

5 0,1

х ' о

С 0,05

по

конденсату

по коде

до гидрофобичации

по

конденсату

по воде

после гидрофобизации

по

конденсату

по воде

после 17% НС1 (2 ч)

Рис. 6 Изменение проницаемости водонасыщенных кернов после обработки гидрофобизирующим составом

Установлено также, что гидрофобные свойства не утрачиваются и после выдержки кернов в растворе соляной кислоты, что позволяет планировать водоизоляционные работы в сочетании с последующей интенсификацией призабойной зоны пласта.

Основы разработанных технологических приемов в зависимости от характера притока воды и режимы закачки представлены отдельными этапами в диссертационной работе.

В четвертой главе приведено описание опытно-промышленных испытаний и результаты внедрения разработанной технологии с использованием колтюбинговой техники в газовых, газо-конденсатных и нефтяных скважинах Уренгойского НГКМ. Дана характеристика скважинам, на которых была опробована разработанная технология, сделан анализ вида обводнения и обосновано применение конкретного технологического приема и технических средств.

При РИР были использованы колпобинговые установки: М-10 (на газовых скважинах сеноманских пластов) и М-20 (на га-зоконденсатных и нефтяных скважинах неокомских пластов). Во-доизоляционные работы по новой технологии успешно проведены на 26 скважинах, в т.ч. на 20 газовых, 3 газоконденсатных и 3 нефтяных. Из общего количества скважин 5 скважин работали с ограничением по дебиту, 11 скважин находились в простое по причине обводнения, 1 скважина - в бездействующем фонде. Показано, что разработанная технология водоизоляционных работ закачкой через БДТ фильтрующихся полимерных составов позволяет обеспечить современный уровень качества ремонтных работ и их высокую экономическую эффективность.

Сделана оценка выполненным работам и приведен расчет их экономической эффективности. Экономический эффект достигается за счет экономии текущих затрат на выполнение РИР, а именно, за счет сокращения продолжительности работ и снижения затрат на их проведение при сохранении или увеличении производительности скважин по углеводородной продукции.

По результатам испытаний новой технологии па 26 скважинах Уренгойского НГКМ получен экономический эффект 26,8 млн. руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа текущего состояния РИР на Уренгойском НГКМ показано, что существующие технологии с применением подъемных установок не могут обеспечить все возрастающую потребность в водоизоляционных работах.

2. Разработаны композиции полимерных водоизолирующих составов для закачки через БДТ: ацетоновая - на основе А-пласт и водная - на основе АКОР МГ.

3. Установлено, что величины скоростей поступления разработанных водоизолирующих композиций в водо- и нефтенасы-щенные керны определяются соотношением: 0П = 3-3,5 С„. Полученное соотношение позволяет проектировать технологический процесс водоизоляционных работ с целыо максимального сохранения продуктивности пласта по нефти.

4. Исходя из гидравлических потерь давления при прокачке через БДТ, обоснованы области применения разработанных составов: на основе А-пласт - в скважинах сеноманской залежи, на основе АКОР МГ - как сеноманской, так и неокомской.

5. Определены режимы продавки составов для формирования равномерного полимерного экрана в водоносном пласте: для состава на основе АКОР МГ перепады давления должны быть не более 0,4 МПа, для состава на основе А-пласт - не более 0,6 МПа.

6. Впервые для условий Уренгойском НГКМ разработана технология водоизоляционных работ для газовых, газоконден-сатных и нефтяных скважин с использованием колтюбинговой техники и фильтрующихся в пласт полимерных составов.

7. Теоретические разработки и результаты экспериментальных исследований подтверждены промысловыми испытаниями разработанной технологии на месторождениях Уренгойского НГКМ. Разработанная технология может найти широкое применение на других нефтегазоконденсатных месторождениях Западной Сибири.

Экономический эффект от применения разработанной технологии на 26 скважинах Уренгойского НГКМ составил 26,8 млн. руб.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Виды ремонт-но-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин на Уренгойском месторождении // Тр./ОАО НПО "Бурение". - 2000. -Вып. 5.-С. 197-201.

2. Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н., Сахабутдинов P.P. Сервисные технологии с применением колтюбинговых установок при капитальном ремонте газовых скважин // Нефть и капитал. Технологическое приложение к ж. "Колтюбинг, опыт, исследования, технологии, практика". -2001,- № 1.-С. 33-35.

3. Рахимов Н.В., Ахметов A.A., Сахабутдинов P.P., Хадиев Д.Н. Перспективы проведения ремонтно-изоляционных работ на УНГКМ с применением колтюбинговых установок // Тр./ОАО НПО "Бурение". - 2002. - Вып. 7. - С. 239-246.

4. Сарвартдинов Р.Г., Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Москви-чев В.Н. Внедрение новой техники при проведении ремонтных ра-бот//Тр./ОАО "Газпром". - М.:ИРЦ Газпром. - 2002. - Т. 3. - С. 61-67.

5. Рахимов Н.В., Кузьменко Д.В., Ахметов A.A. Опыт эксплуатации и ремонта безмуфтовой длинномерной трубы в составе колтюбинговой установки РАНТ 10-01 // Тр./ОАО "Газпром". - М.: ИРЦ Газпром. - 2002. - Т. 4. - С. 51-57.

6. Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н., Ахметов A.A., Штахов E.H. Расширение спектра технологических операций при ремонте скважин с использованием колтюбинга на Уренгойском месторождении // Время колтюбинга, 2003. - № 3. - С. 10-11.

7. Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н., Сахабутдинов P.P. В ООО "Уренгойгазпром": стратегия, новые технологические решения и основные направления дальнейшего совершенствования// Время колтюбинга, 2003. -№ 4. - С. 12-15.

8. Гузов В.Ф., Рахимов Н.В., Сахабутдинов P.P. и др. Выбор технологии водоизоляционных работ с применением колтюбинговых установок на заключительном этапе разработки Урен-

гойского месторождения // Тр./ОАО "Газпром". - М.: ИРЦ Газпром. - 2003. -Т. 3. - С. 36-41.

9. Рахимов Н.В. Результаты ремонтных работ скважин на Уренгойском месторождении // Тез. докл. 6-й науч.-техн. конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России." - М.: РГУНиГ им. Губкина. - 2005. - С. 139-140.

10. Кустышев A.B., Москвичев В.Н., Рахимов Н.В. и др. Практика применения колтюбинговых технологий на Уренгойском месторождении // Тр./ТюмГНГУ. - 2006. - Вып. 2. - С. 415420.

11. Рахимов Н.В., Кряквин Д.А., Кустышев A.B. и др. Оценка успешности колтюбинговых технологий при ремонте скважин на Уренгойском месторождении // Время колтюбинга, 2007. -№3,- С. 43-45.

12. Рахимов Н.В., Кустышев A.B., Чижова Т.Н. и др. Проблемы и реалии сложных ремонтов газовых скважин Западной Сибири // Наука и техника в газовой промышленности, 2008. - № 4.-С. 76-79.

13. Рахимов Н.В., Ланчаков Г.А., Сулейманов P.C. и др. Ре-монтно-изоляционные работы в газовых скважинах сеноманской залежи Уренгойского месторождения // Нефть, газ и бизнес. Информационно-аналитический журнал, 2008. -№ 11. - С. 40-53.

14. А. Кононов, В. Дмитрук, Н. Рахимов, А. Сингуров. Обратная подача газа "высокой стороной" // Oil@Gas journal. Научное издание на русском языке, март, 2009. - С. 34-37.

15. Патент 2183262 РФ. Способ обработки призабойной зоны пласта / Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Рахимов Н.В. и др. -Опубл. 10.06.2002, Бюл. № 16.

16. Патент РФ № 2198995. Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб / Ахметов A.A., Дудов А.Н., Рахимов Н.В. и др. - Опубл. 20.02.2003, Бюл. № 5.

РАХИМОВ Николай Васильевич

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛ'ПОБИНГОВЫХ УСТАНОВОК

ДЛЯ СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОГО НГКМ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 22.05.2009. Формат 60 х 84 716 Бумага БуеШСору. Печать трафаретная. Усл.-печ. л. 1,39 Тираж 100 экз. Заказ № 9157.

Тираж изготовлен в типографии ООО «Просвещение - Юг» с оригинал - макета заказчика г. Краснодар, ул. Селезнева, 2, тел/факс 239-68-31

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Рахимов, Николай Васильевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ И ПУТИ РАЗВИТИЯ МЕТОДОВ

ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ УРЕНГОЙСКОГО НГКМ.

1.1. Геологическая характеристика залежи Уренгойского НГКМ.

1.2. Актуальность проблемы ремонта скважин Уренгойского НГКМ.

1.3. Основные направления капитального ремонта скважин.

1.4. Методы получения информации о работе скважин и механизме притока воды.

1.5. Причины обводнения скважин Уренгойского НГКМ

1.6. Опыт проведения ремонтных работ по ликвидации водопритоков, в том числе с применением колтюбинговой техники.

1.7. Цель работы, задачи исследований и пути их решения

ВЫВОДЫ ПО 1-Й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И

РАЗРАБОТКА ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ

ДЛЯ ЗАКАЧКИ ЧЕРЕЗ ГИБКУЮ ТРУБУ.

2.1. Требования к водоизолирующим составам, в том числе для закачки через гибкую трубу, выбор объектов исследования.

2.2. Реологические характеристики составов на основе А-пласт и АКОР МГ, регулирование времени их отверждения.

2.3. Оценка тампонирующих свойств составов и восстановления продуктивности пористых сред.

2.4. Изучение характера распределения водоизолирующих составов в пористой среде.

2.5. Термогидролитическая и химическая стойкость отвержденного состава на основе АКОР МГ.

2.6. Изучение гидрофобизирующих свойств составов.

ВЫВОДЫ ПО 2-Й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГОВЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОГО НГКМ.

3.1. Технические и технологические возможности колтюбинговых установок, их характеристики.

3.2. Особенности работ с использованием колтюбинговых установок, расчет гидравлических потерь давления.

3.3. Основные положения технологии водоизоляционных работ при закачке составов через гибкую трубу.

3.4. Технология водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок.

3.4.1 Методика выбора технологии.

3.4.2 Подготовительные работы.

3.4.3 Водоизоляционные работы при подъеме ГВК, ВНК и заколонных перетоках.

3.4.4 Гидрофобизация призабойной зоны.

3.4.5 Освоение скважин после РИР.

ВЫВОДЫ ПО 3-Й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ

ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ.

4.1. Промысловые испытания технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок.

4.2. Экономическая оценка применения технологии.

ВЫВОДЫ ПО 4-Й ГЛАВЕ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок для скважин Уренгойского НГКМ"

В настоящее время нефтегазодобывающая отрасль характеризуется снижением уровней добычи углеводородов, что объясняется как объективными, так и субъективными факторами. К наиболее важным объективным факторам относятся естественное ухудшение структуры и качества запасов нефти, прогрессирующее обводнение месторождений и их истощение, разрушение пород-коллекторов, а также уменьшение доли крупных высокопродуктивных месторождений в» общем количестве месторождений, вводимых в разработку. К субъективным факторам можно отнести отсутствие эффективных технологий и составов с необходимыми свойствами, отсутствие или несовершенство технических средств для выполнения работ в конкретных геолого-технических условиях, достоверность интерпретации промысловых и геофизических данных, и многие другие.

Работа большого числа скважин по причине высокой обводненности продукции является нерентабельной, и вследствие экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации, такие скважины активно пополняют бездействующий фонд, который в настоящее время составляет 30-35 % общего фонда. В связи с этим потребность в изоляционных №. ремонтно-восстановительных работах огромная. Методы борьбы с обводнением скважин занимают важное место среди мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин и рентабельности их эксплуатации. Сокращение не работающего по причине обводнения фонда скважин является важным резервом увеличения объемов добычи углеводородов.

В энергетической программе Российской федерации предусматривается ежегодное увеличение объемов добычи природного газа. На севере Тюменской области находится до 70 % разведанных запасов природного газа. Дальнейший рост добычи углеводородов связан с развитием месторождений Западной Сибири. По прогнозам [1,2] добыча газа к 2010 г. может достигнуть 780 млрд. м3 в год, а доля газа в топливно-энергетическом балансе составит 57 %.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), введенное в разработку в 1978 г., является одним из крупнейших. Оно разрабатывается фондом, включающим более 2000 газовых и газоконденсатных скважин [3]. В течение более 10 лет половина добычи газа в стране приходится на это месторождение. Следует отметить, что разработка Уренгойского НГКМ осуществлялась с высокими темпами отбора газа и рабочими дебитами скважин (в настоящее время извлечено более 50 % первоначальных запасов углеводородов), что не могло не отразиться на эффективности работы скважин, динамике их обводнения.

В настоящее время Уренгойское НГКМ вступило в заключительную стадию разработки, для которой характерно истощение продуктивных пластов и падение пластового давления, прогрессирующее обводнение продукции в результате подхода контурных вод, подъема уровня газоводяного (ГВК) и водо-нефтяного контакта (ВНК), прорывов воды по разрушенному цементному камню за эксплуатационной- колонной, нарушения^ целостности' колонны. Острее становится проблема выноса песка, что в значительной степени1 обусловлено появлением в продукции воды. Разрушение скелета пласта-коллектора ведет к < нарушению условий равновесия-всего> геологического разреза, следствием чего является искривление стволов скважин, негерметичность и смятие эксплуатационных колонн [4]. Все это приводит к снижению продуктивности скважин, значительному увеличению затрат на проведение ремонтных работ и на вывод скважин из простоя и бездействия.

В условиях массовых отказов скважин, в том числе и по причине их обводнения, необходимо предусматривать соответствующие объемы работ по капитальному ремонту скважин, которые увеличиваются из года в год. Так, в 2000 г. отремонтировано 72 скважины, а в 2005 г. на газовых скважинах проведено около 200 ремонтов. Таким образом, проблема повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР) не теряет своей актуальности и становится, все острее.

Дальнейшее развитие ООО "Газпром добыча Уренгой" (ранее ООО "Уренгойгазпром") и ООО "Газпром подземремонт Уренгой" (ранее УИРС ООО "Уренгойгазпром") в направлении повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин связано с разработкой новых технических и технологических решений для поддержания объемов добычи углеводородов. Совершенствование технических средств даст новые возможности проведения РИР в скважинах, освоить новые технологии, которые нельзя осуществить с использованием подъемных установок. Такие возможности дает использованием колтюбинговой техники.

Во многих странах мира уже с начала 50-х годов колтюбинговые технологии стали находить широкое применение. Колтюбинговые установки заменяют подъемные установки при капитальном ремонте скважин и установки для спуска в скважину под давлением. Их стали также использоваться вместо буровых установок, в том числе в северных широтах, например, на месторождении Прудо Бей на севере Аляски. В большинстве случаев (около»75 %) они используются для работ, связанных с применением азота, при кислотных обработках и для очистки забоя скважины от песка.

В< настоящее время^ рынок колтюбингового оборудования неуклонно расширяется. У нас в стране самый большой опыт эксплуатации колтюбинго-вых установок накоплен в ОАО "Сургутнефтегаз". За прошедшие шесть лет количество таких установок значительно выросло. Сегодня в России около 90 колтюбинговых установок (на начало 2004 г. - 46 единиц), причем более 75 % всего количества - установки отечественного производства (Группа ФИД) [5]. Практика убедительно доказывает высокую эффективность таких технологий. Большинство ремонтных работ на скважинах с помощью безмуфтовых длинномерных труб (БДТ), или как их еще называют гибких труб, выполняются в 24, а порой и в 10 раз быстрее и дешевле по сравнению с традиционными технологиями.

Опыт проведения ремонтных работ на месторождениях Уренгойского НГКМ с использованием колтюбинговой техники показал, что при таком объеме ремонтных работ только эта прогрессивная технология сможет обеспечить рентабельную эксплуатацию скважин и всего месторождения в целом.

Поскольку применение колтюбинговых установок на Уренгойском НГКМ начато сравнительно недавно, а именно с 1999 г., не все технологии ремонтных работ отработаны. Требуется не только расширение области их применения, но и разработка и совершенствование технологических приемов с использованием различных технологических жидкостей. Проблему ликвидации водопроявлений при эксплуатации скважин следует решать не только совершенствованием технологических приемов с использованием новых технических средств, но и использованием эффективных химических реагентов, соответствующих геологическим условиям залежи, литолого-минералогическому составу пород, слагающих продуктивные пласты и т.п.

Проблема повышения качества эксплуатации скважин в условиях близкого залегания водоносных интервалов лежит в основе настоящей* диссертационное работы. Решение поставленных в ней, задач позволит повысить технико-экономические показатели эксплуатации скважин, увеличить ихбезводный период и продлить срок рентабельной эксплуатации.

При разработке технологического процесса использованы современные технические средства и составы, относящиеся к различным классам химиче ских соединений, отличающихся физико-химическими свойствами, условиями применения, технологическими характеристиками и т.п.

В настоящей работе разработаны методики и проведены экспериментальные исследования тампонирующей способности составов в пористых средах с различными насыщающими флюидами, их фильтрующейся способности, по регулированию времени потери текучести, термогидролитической стойкости отвержденных продуктов и др. Исследованы технологические свойства тампонажных составов и определены необходимые объемы для закачки в пласт, сделаны расчеты, давлений при закачке водоизолирующих составов с различными реологическими характеристиками через гибкую трубу.

Результатом экспериментальных исследований явилась разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбйнговых установок в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, учитывающей условия Уренгойского НГКМ и обеспечивающей повышение эффективности эксплуатации скважин.

Совершенствование технологии проведения РИР в скважинах со сложной гидродинамической ситуацией позволит увеличить безводный период эксплуатации скважин и более эффективно вести разработку газовых и нефтяных месторождений, будет способствовать сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта, предотвращать или снижать вынос песка и образование песчаных и глинопесчаных пробок.

Решение поставленных в работе задач получено на основе анализа фактических результатов и совершенствования) применяемых технологий ремонтов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на Уренгойском НГКМ в течение последних 20 лет. Автор; настоящей, работы принимал непосредственное участие в первых работах по внедрению колтюбйнговых установок при текущем и капитальном ремонтах скважин Уренгойского НГКМ, а также в разработке и усовершенствовании технологических приемов- технических средств и используемых реагентов.

Успешно проведенные работы по применению разработанной технологии на обводненных скважинах подтверждают правильность всех изложенных в диссертационной работе положений и исследований.

Практическое назначение результатов разработки - промышленное внедрение технологии на газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах Уренгойского НГКМ, а также на других месторождениях Крайнего Севера.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Рахимов, Николай Васильевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа текущего состояния РИР на Уренгойском НГКМ показано, что существующие технологии с применением подъемных установок не могут обеспечить все возрастающую потребность в водоизоляци-онных работах.

2. Разработаны композиции полимерных водоизолирующих составов для закачки через БДТ: ацетоновая - на основе А-пласт и водная - на основе АКОР МГ.

3. Установлено, что величины скоростей поступления разработанных водоизолирующих композиций в водо- и нефтенасыщенные керны определяются соотношением: С)в = 3-3,5 С)н. Полученное соотношение позволяет проектировать технологический процесс водоизоляционных работ с целью максимального сохранения продуктивности пласта по нефти.

4. Исходя из гидравлических потерь давления при прокачке через БДТ, обоснованы области применения разработанных составов: на основе А-пласт — на скважинах сеноманской залежи, на основе АКОР МГ - как на сеноманской, так и неокомской.

5. Определены режимы продавки составов для формирования равномерного полимерного экрана в водоносном пласте: для состава на основе АКОР МГ перепады давления должны быть не более 0,4 МПа, для состава на основе А-пласт - не более 0,6 МПа.

6. Впервые для условий Уренгойском НГКМ разработана технология водоизоляционных работ для газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с использованием колтюбинговой техники и фильтрующихся в пласт полимерных составов.

7. Теоретические разработки и результаты экспериментальных исследований подтверждены промысловыми испытаниями разработанной технологии на месторождениях Уренгойского НГКМ. Разработанная технология может найти широкое применение на других нефтегазоконденсатных месторождениях Западной Сибири.

Экономический эффект от применения разработанной технологии на 26 скважинах Уренгойского НГКМ составил 26,8 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рахимов, Николай Васильевич, Краснодар

1. Ахметов A.A. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин/Дис. докт. — Новый Уренгой, 2001.-146 с.

2. Сулейманов P.C. Высокие технологии Большого Уренгоя/Научное издание "Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса". М.: Недра, 1998.-С. 9-12.

3. Масалимов С.Р., Ахметов A.A., Хадиев Д.Н., Рахимов Н.В. Технологические решения по извлечению эксплуатационных пакеров при ремонте скважин на УНГКМ. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2005, вып. 13. - С. 300-306.

4. Сухарев М.Г., Кучеров Г.Г., Жиденко Г.Г. Резервирование объектов на месторождениях УНГКК. Газовая промышленность, 1998, № 9. - С. 33-35.

5. JI. Груздилович. За шесть лет — три поколения колтюбинга. — Бурение и нефть, № 9, 2005. С. 4-5.

6. Проект разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения. М.: ВНИИгаз, 1991. /

7. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1991. - 303 с.

8. Гумерский Х.Х, Шахвердиев А.Х. Новые технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежей нефти. Интервал, 2002, № 3 (38). - С. 11-16.

9. Антониади Д.Г., Вартумян Г.Т., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Отт В.И. Методические основы планирования и управления ремонтом скважин М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 79 с.

10. Рабочий групповой технический проект № 93 на строительство скважин Ямбургского месторождения. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1989.

11. Ахметов A.A. Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Виды ремонтно-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин на Уренгойском месторождении. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2000, вып. 5. - С. 197201.

12. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазокон-денсатных месторождений. М.: Струна, 1998. - 625 с.

13. Облеков Г.И., Гордеев В.Н. Характерные особенности разработки се-номанских залежей ЯНАО. М.: ИРЦ Газпром, 2002. - 47 с.

14. Сахабутдинов P.P. Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения (на примере Уренгойского газонефтеконденсатного месторожде-ния)/Дис. канд. Новый Уренгой, 2005. - 126 с.

15. Гасумов P.A. Перейма A.A., Перейма В.Е. и др. Анализ причин выноса песка при эксплуатации сеноманских газовых скважин Уренгойского ГНКМ/Сб. науч. статей "Строительство газовых скважин". М.: ВНИИгаз, 1996.

16. Зотов Г.А., Власенко А.П., Динков A.B. Эксплуатация скважин, вскрывших водоплавающие залежи, сложенные слабосцементированными коллекторами. М.: ЭИ ВНИИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1983. - С. 10-44.

17. Ланчаков Г.А. Повышение эффективности добычи и подготовки углеводородов на Уренгойском ГНКМ/Сб. науч. статей "Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса". М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. - С. 14-22.

18. Отчет НИОКР по теме "Разработка и усовершенствование методов интенсификации притока, водоизоляции эксплуатационных скважин". ООО "Уренгойгазпром", Новый Уренгой, 2004. - 160 с.

19. Ахметов A.A. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. Уфа, УНИ, 2000. — 200 с.

20. Хадиев Д.Н. Технология диагностики и ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах Уренгойского месторождения/Дис. канд. Новый Уренгой, 2002. - С. 11-12.

21. Дубенко В.Е., Ливенцев П.Н., Дубенко Д.В. и др. О кольматации щелей фильтра в условиях скважины. Тр./СевКавНИПИгаз. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ. - Ставрополь, 2001, вып. 35.-С. 83-89.

22. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1991.-303 с.

23. Строительство газовых скважин/Под ред. K.M. Тагирова. М.: ВНИИгаз, 1996.-217 с.

24. Оксман A.JL, Лопатин Ю.С. Перспективное нефтепромысловое оборудование ОАО "Борец" для ремонта скважин. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2002, вып. 7. - С. 260-269.

25. Кузьменко Д.В., Ахметов A.A., Москвичев В.Н., Рахимов Н.В. Эксплуатация, обслуживание и ремонт колтюбинговых установок. — Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2002, вып. 7. С. 247-252.

26. Мартынцев О. Ф., Парахин Б. Г., Кляровский Г. В. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1984.

27. Ахметов A.A., Хадиев Д.Н., Алексеев JI.A. и др. Ремонт эксплуатационных колонн неокомских скважин Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 1999, вып. 2. - С. 212-220.

28. Ахметов A.A. Шарипов A.M., Сахабутдинов P.P. и др. Капитальный ремонт скважин и повышение нефтеотдачи пластов. — Газовая промышленность, 1998, № 9. С. 6-10.

29. Беспрозванный A.B., Заворыкин А.Г., Кудрин Г.Б. и др. Совершенствование технологии эксплуатации нефтяных скважин. — Газовая промышленность, 1998, № 9. С. 23-24.

30. Групповой рабочий-проект № 107-95 на строительство эксплуатационных скважин на валанжинские отложения Уренгойского ГКМ. Книга 1. -Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.

31. Ахметов A.A. Технологические разработки для ремонта скважин на Уренгойском месторождений. Уфа: УГНТУ, 1999. - 30 с.

32. Дубина Н.И:, Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоля- , ции водопритоков на Уренгойском месторождении. М.: ИРЦ Газпром. Обзорная, информация. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-ных месторождений, 1999,— 15 с.

33. Жуковский К.А., Ахметов A.A., A.M., Хозяинов В.Н. Ликвидация пес-копроявлений при добыче газа. Газовая промышленность, 1998, № 9. - С. 2022.

34. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин. -Уфа: РИО УГНТУ, 1996. 78 с.

35. Руководящий нормативный документ "Технологический регламент на глушение скважин при капитальном ремонте (РД 00158758-208-99)" / Гейхман М.П., Саунин В.И., Кашкаров Н.Г., Волков A.B., Александров М.П., Ахметов

36. A.A., Москвичев B.H., Рахимов Н.В., Хозяинов В.Н., Киряков Г.А., Тяпко Г.В. Тюмень, ООО "ТюменНИИгипрогаз", 1999. - 35 с.

37. Жуковский К.А. Универсальный комплекс подземного оборудования для ликвидации пескопроявлений сеноманских скважин Уренгойского месторождения. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2000, вып. 5. - С. 202-207.

38. Вайншток С.М., Молчанов А.Г., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. М.: Издательство Академии горных наук, 1999. - 224 с.

39. Хозяинов В.Н., Третьякова Л.И., Жуковский К.А., Кудря И.В. Совершенствование геофизических методов контроля гравийной набивки забойных фильтров / Сб. науч. статей "Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса". М.: Недра, 1998. - С. 356-358.

40. Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам/Под ред. Григоряна Н.Г. -М.: Недра, 1990. 180 с.

41. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1997.-226 с.

42. Анализ эффективности водоизоляционных работ/Отчет НИОКР. — НТЦ. Новый Уренгой, 1999. 56 с.

43. Штахов E.H., Никитченко В.Г., Величко A.B., Мхитаров И.С. Опыт проведения сервисных работ по ремонту обсадных колонн металлическими пластырями. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2004, вып. 11. - С. 195-199.

44. Рябоконь С.А., Скородиевская JI.A. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. Нефтяное хозяйство, 2002, № 7.-С. 120-124.

45. Скородиевский В.Г. Технология водоизоляционных работ составом АКОР МГ в различных геолого-технических условиях скважин. — Нефтяное хозяйство, 2005, № 4. С. 42-45.

46. Кадыров P.P. Исследование водоизолирующих свойств полимеров. — Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1983, № 12.

47. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Кольчугин И.С. Деструкция сшитых полимерных систем в условиях месторождений Западной Сибири. — Нефтепромысловое дело, 1998, № 4-5. С. 37-40.

48. Горбунов А.Т. Стратегия добычи нефти. Нефтепромысловое дело, 1999, №6.-С. 19-22.

49. Кан В.А., Поддубный Ю.А., Сидоров И.А., Чекалина Г. Гидрогели из растворов силиката натрия. — Нефтяное хозяйство, 1984, № 10.

50. Гафуров О.Г., Якименко Г.Х., Мухтаров Я.Г. и др. Технология снижения обводненности добываемой продукции на основе жидкого стекла и глинистой суспензии. Нефтепромысловое дело, 1998, № 3. - С. 18-20.

51. Комаров B.C., Бодрягин A.B., Никитин А.Ю. и др. Результаты проведения РИР с применением кремнийорганических соединений на месторождениях Широкого Приобья. Интервал, 2002, № 1 (36). - С. 8-13.

52. Бриллиант JI.C., Козлов А.И., Ручкин A.A. и др. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, 2000, № 9. - С. 72-75.

53. Скородиевская JI.А., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водо-изоляционных работ путем использования материала АКОР-БЮО. Нефтяное хозяйство, 1999, № 2. - С. 16-19.

54. Патент РФ №. 2144607. Водоизолирующий состав/Л.А. Скородиевская, С.А. Рябоконь, H.A. Качерова и др. Опубл. 20.01.2000, Бюл. № 2.

55. Муслимов Р.Х., Шакиров А.Н., Исмагилов О.З. и др. Анализ технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов по объектам ЗАО "Татнефтеотдача". Интервал, 2001, № 6 (29). - С. 42-47.

56. Кадыров Р.Р., Калашников Б.М., Хисамов P.C. и др. Эффективность обработок скважин кремнийорганическим продуктом 119-296Т. Нефтяное хозяйство, 2001, № 4. - С. 63-65.

57. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. — 562 с.

58. Грайфер В.И., Смирнов A.B., Иванов В.В., Котельников В.А. Новые технологии АО РИТЭК повышают эффективность нефтедобывающего комплекса. -Нефтепромысловое дело, 1998, № 9-10. С. 7-14.

59. Скородиевская Л.А. Необходимость проведения водоизоляционных работ на этапе заканчивания скважин при близком расположении водоносного пласта. — Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999, №6.-С. 30-32.

60. Воронков М.Т., Милешкевич В.П., Южелевский Ю.А. Силоксановая связь. Новосибирск: Наука, 1976. - 413 с.

61. Ахназарова С.Л., Кафаров В.В. Оптимизация эксперимента в химии и химической технологии. М.: Высшая школа, 1978. - С. 207.

62. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989. - 270 с.

63. Дж. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг. Физика нефтяного пласта. М.: Гос-топтехиздат, 1962. - 572 с.

64. Микаэл Дж. Экономидис, Кеннет Г. Нольте. Воздействие на нефтяные и газовые пласты/Под редакцией проф. А.И. Булатова. Перевод с английского. В 2 т. Краснодар, 1992. - Т.2. - 431 с.

65. А. Молчанов. Российский колтюбинг в стадии принятия решения. Что дальше? Бурение и нефть, 2005, № 9. - С. 8-10.87. "Шлюмберже-Дауэлл" работы и сервисные услуги с гибкими насос-но-компрессорными трубами. - Нефть и капитал, 1998, № 1. - С. 77-78.

66. Gary S.С. Coiled tubing drilling requires economic and technical analys-es//Oil and Gas J. 1995. - Vol. 93. - № 8. - P. 59-62.

67. Large diameter coiled-tubing drilling. Petroleum Technology. - 1997. — Vol. 49.-№2.-P. 135-136.

68. Сас-Яворский А. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб — Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1992, № 6. С. 10-16.

69. Хайтауэр K.M. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1993, № 5. - С. 12-20.

70. Трахтман Г.И. Техника и технология проведения ремонта скважин за рубежом/Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИО-ЭНГ.- 1980.-48 с.

71. Хамидуллин А. Опыт эксплуатации колтюбинговых установок на предприятиях ОАО "Татнефть". Нефть и капитал, 2001, №1. - С. 18-19.

72. Кузнецов В. Колтюбинговые установки на предприятиях ОАО "Газпром". Нефть и капитал, 2001, №1. - С. 8.

73. Сарвартдинов Р.Г., Ахметов A.A., Москвичев В.Н., Рахимов Н.В. Внедрение новой техники при проведении ремонтных работ Тр./ОАО "Газпром", М.: ИРЦ Газпром, 2001. - Т.5. - С. 21-27.

74. Кузьменко Д., Ахметов А., Рахимов Н. Эксплуатация и ремонт безмуфтовой длинномерной трубы, работавшей в составе колтюбинговой установки РАНТ 10-01. — Нефть и капитал. Технологическое приложение к журналу, 2001, № 1.-С. 32-33.

75. Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н., Сахабутдинов P.P. Сервисные технологии с применением колтюбинговых установок при капитальном ремонте газовых скважин Нефть и капитал. Технологическое приложение к журналу, 2001, № 1.-С. 33-35.

76. Хадиев Д.Н., Ахметов А.А, Рахимов Н.В. и др. Расширение спектра технологических операций при ремонте скважин и колтюбинговых установок на Уренгойском НГКМ. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2002, вып. 8. -С. 294-297.

77. Сахабутдинов P.P., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. и др. Методика выбора технологии водоизоляционных работ с применением колтюбинговых установок на Уренгойском НГКМ. Тр./ОАО "Газпром", М.: ООО ИРЦ Газпром. -2003. — Т. 1. -С. 81-84.

78. Солнцев В. Д., Сливнев В.Л., Ланчаков Г.А. и др. Подъемная установка для обслуживания нефтяных скважин/Патент РФ № 2010943 от 15.04.1994.

79. Попов О.П. Установка для обслуживания нефтегазовых скважин/Патент РФ № 2081293 от 10.06.1997.

80. Молчанов А.Г., Чернобровкин В.И., Вайншток С.М. и др. Агрегат подземного ремонта скважин с непрерывной колонной гибких труб/ Патент РФ № 2154146 от 10.08.2000.

81. Чехунов А.Н. Агрегат для спуска и подъема непрерывных стальных труб/Патент РФ № 2109915 от 27.04.1998.

82. Ефимов E.H., Евмененко С.М., Курчицер Е.М. и др. Установка для обслуживания скважин с использованием гибких колонн труб и вентильный блок/Патент РФ № 2078196 от 27.04.1997.

83. Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Шенберг В.М. и др. Опыт и особенности технологий ремонта скважин и обработки пластов с помощью установок "гибкая труба" на месторождениях Западной Сибири. — Известия ВУЗов, "Нефть и газ", 2000, № 5. С. 100-107.

84. Груздилович JI. Колтюбинг это удобно и выгодно. - "Нефть и капитал", 2001.-С. 4-7.

85. Зотов А., Гейхман М., Райкевич А. и др. Программа работ по восстановлению добывных возможностей газоконденсатных скважин Ямбургского ГКМ бурением наклонного ствола. "Нефть и капитал", 2001, №1. - С. 15-16.

86. Дубровский Н. Капитальный ремонт скважин с использованием кол-тюбинговой установки М-10 совместно с бустерной установкой УБ14-125-25-Г.- "Нефть и капитал", 2001. С. 17.

87. Хамидуллин А. Опыт эксплуатации колтюбинговых установок на предприятиях ОАО "Татнефть"- Нефть и капитал, 2001, № 1. С. 18-19.

88. Рабинович В.А., Хавкин З.Я. Краткий химический справочник. С.Петербург: Химия. 1994.

89. Чугаев P.P. Гидравлика: Учебник для ВУЗов. 4-е изд., доп. и перераб. — Л.: Энергоиздат, Ленингр. отд-е, 1982. 672 с.

90. Рабинович Е.З., Евгеньев А.Е. Гидравлика: Учебник для техникумов. 3-е издание. М.: Недра, 1987. - 224 с.

91. Шищенко Р.И., Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкостей. М.: Недра, 1976. - 294 с.

92. Мительман Б.И. Потери давления в циркуляционной системе буровой установки. М.: ЦНИИТЭНефть, 1957. - 88 с.

93. Маковей Н. Гидравлика бурения. Пер. с рум. М.: Недра, 1986 - 536 с.

94. Хадиев Д.Н., Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A. Анализ гидравлического расчета циркуляционной системы колтюбинговой установки для условий ремонта скважин Уренгойского месторождения. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2002, вып. 13. - С. 189-197.

95. Масалимов С.Р., Хадиев Д.Н., Ахметов A.A. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ. Тр. ОАО НПО "Бурение"! - 2005. — Вып. 14.-С. 305-311.

96. Скородиевский В.Г. Водоизоляционные работы в условиях аномальных пластовых давлений. Тр. ОАО НПО "Бурение". - 2005. - Вып. 14. - С. 292-297.

97. Минликаев В.З. Технология промывки забоев газовых скважин на месторождениях Западной Сибири в условиях аномально-низких пластовых давлений/Дис. канд. Ставрополь, 2000. - 124 с.

98. Тагиров K.M., Нифантов В.И. Бурение скважин на депрессии. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. 160 с.

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

100. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. - 224 с.

101. Шарипов A.M., Фролов A.A., Овчинников П.В. и др. Практика применения установок гибких длинномерных безмуфтовых труб для очистки газовых скважин. Нефть и капитал, 2001, № 3 - с. 18-22.

102. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для ВУЗов. М.: Недра, 1984.-272 с.

103. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. Учебник для ВУЗов. — М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003.-480 с.

104. Основание: технологический тан работ по скважине № 7163 УГКМ. Настоящий акт составлен комиссией в составе: Главный технолог УИРС Г.А. Киряков

105. Начальник ПТО УИРС Н.В. Рахимов11ачальник ГО УИРС И.А. Блохинский

106. Мастер бри1 ады КРС-13 Я.С. Данилюкв том, что 4.1 1.2003г. с помощью колтюбинговой установки М-10 произведены работы по изоляции водопритока с применением реагента «А-пласт» на скв.№7163 УГКМ.

107. Конструкции и техническое состояние скважины.11 .Э/колонна 219мм-1242м12. НКТ 168мм-1048,17м

108. Интервалы перфорации 1195-1230м.

109. Интервал суперколлектора: 1041,4-1046,8, 1051,2-1053, 1053,6-1057,2, 1061-1062, 1062,81065,6, 1066,8-1072.4, 1089-1090.4, 1092.8-1105.6, 1106-1110м.

110. Пакер- ПСС-219-140 установлен в инт.875,8-873м.

111. Искусственный забой —1219м. Текущий забой -1240м( после промывки песчаной пробки).

112. Превышение стола ротора-3,715м.16. ГВК-,1233,7м.

113. Пластовое давление 40,5агм.

114. Параметры работы скважины:Скважина обводнена, работает с пластовой водой: М= 15,60г/л, Рг=34,3атм., Рст=37атм., дебит 400 тнмЗ/сут.Ту= 12,1 град.(по тех.режиму У ГПУ). Наблюдается прорыв воды из-за башмака эксплуатационной колонны.2. Описание работ:

115. Произвели спуск гибкой трубы (ГТ) установки М-10 на глубину 1240м.

116. Приготовили 12%-ый ацетоновый раствор А-пласт в объеме Зм3 (1мЗ А-пласта; 2мЗ технического ацетона.).

117. Произвели подъем ГТ до глубины-1049м и прокачку 1,5мЗ водометанольного раствора. Подъем ГТ до устья.

118. Герметизация устья скважины и выдержка реагентов на реакцию в течение 12 часов для полимеризации и образования водонепроницаемого экрана.

119. Для установки цементного моста допустили ГТ до глубины 1240м. и закачали 5 мЗ пресной воды. Приготовили и закачали цементный раствор (р =1,7 г/см3) в объеме 0,64м3, а также 0,15м3 пресной воды. Параметры закачки: Р=15-20атм, С2=5-6л/с.

120. Продавили цементный раствор в интервал 1220 1240м. BMP в объеме 1,2м3 с одновременным подъемом ГТ до глубины 1220м. Параметры закачки: Рн=40атм, Рк = 90атм, С2=3-4л/с.

121. Подняли ГТ до устья, закрыли коренную задвижку и прокачали ГТ водометанольным раствором.

122. Работа но водоизолищш на скважине № 7163 выполнена согласно технологического плана.

123. Главный технолог УИРС Начальник ПТО УИРС Начальник ГО УИРС Мастер КРС-13

124. Г.А. Киряков Н.В.Рахимов И.А. Блохинский Я.С. Данилюкна проведение работ по и з о j i я ц и ИчВ ó Д о'п р ито fca¿1. УТВЕРЖДАЮ:

125. Главный геолог УИРС «Уренгойгазпром»1. D.H. Хозшшов 2005г.а скважине №8837 УНГКМг. Новый Уренгой 03.11.2005г.

126. Основание: график ремонта скважин УИРС ООО «УГП» на 2005г утв. гл.инженером

127. ООО «УГП, технологический план работ утв. гл.инженером УИРС ООО «УГП». Настоящий акт составлен комиссией в составе: Главный технолог УИРС Г.А. Киряков

128. Начальник ГО УИРС И.А. Блохинский

129. Мастер бригады КРС-14 A.M. Авхадиевв том, что 02 ноября 2005г. на скважипс №8837 УНГКМ с помощью установки М-20 произведены работы по изоляции водопритока с применением водоизоляционного состава на основе реагента Акор-МГ.

130. Конструкция и тех. состояние скважины:

131. Скважина наклонно-направленная мах угол наклона 33° 45 на глубине 1200м.

132. Кондуктор с!=324мм- 500.00м. цемент до устья;

133. Т/колонна d=245MM 1397.00м;

134. Э/колонна d= 168мм- 2764.00м, опрессована на 232атм герметична.

135. Марка стали и толщина стенок э/колонны в интервалах: 0-311.54м NKK LT 110 12,06мм: 311,54-1238,11м VAMLT 110 10,59мм; 1238,11-2764м VAM LT 80 8,94мм.

136. Искусственный забой 2750м: текущий забой - 2520м.

137. Интервалы перфорации ПР-54: 2492-2520м БУ; 2637-2643м БУ5.

138. НКТ d=89MM 2488,2м. Пакера нет.

139. Превышение стола ротора над муфтой кондуктора 7,3м.110 ФА типа «БРЕДА».

140. Ранее проведеппые работы: ПГИ-99; 03гг.

141. Произвели спуск гибкой трубы (ГТ) установки М-20 до глубины 2520м.

142. Произвели подъём ГТ до глубины 1300м и прокачали ВМРом в объёме 5,6м3. Загерметизировали скважину на реагирование в течение 48 часов.

143. УТВЕРЖДАЮ: Главный геолог УИРС ООО «Уренгойгазпром»1. В.Н. Хозяинов 2003г.1. АКТна проведение работ по изоляции водопритока(на°скважинё №6268ХУНГКМ1. UV'''."' Ыг. Новый Уренгой CMu! ,u 26.08.2003г.

144. Основание: график ремонта скважин УИРС ООО <<УЦП» ^си2й03^твержденный гл. инженером ООО «УГП», технологический план работ у те гл ипэ/сс'и'е/юиУИР^ООО «УГП». Настоящий акт составлен комиссией в составе: Главный технолог УИРС Г.А. Киряков

145. Начальник ГО И.А. Блохинский

146. Мастер бригады КРС-9 E.H. Горенинскихв том, что 25.08.2003г на скважине №6268 УНГКМ с помощью установки М-20 произведены работы по изоляции водопритока с применением водоизоляционного состава на основе реагента Акор-МГ.

147. Конструкция и тех. состояние скважины:

148. Э/колонна ё=168мм 2863м, цемент до устья, опрессована на 228атм - герметична.

149. Искусственный забой 2830м.Текущий забой -2784м (ЦМ).

150. Интервалы перфорации- 2758-2771м.14 НКТ ё=73мм 2749м.2. Описание работ:

151. Произвели спуск гибкой грубы (ГТ) установки М-20 до глубины 2768м.

152. Произвели подъём ГТ до глубины 1500м и прокачали ВМРом в объёме 5,6м3. Загерметизировали скважину на реагирование в течение 48 часов.

153. Извлекли ГТ из скважины, закрыли коренную задвижку, и загерметизировали скважину на ОЗЦ в течение 48 часов.

154. Работа но водоизоляции скважины №6268, согласно технологического плана, выполненаполностью, удовлетворяет требованиям заказчика.

155. Главный технолог УИРС Начальник ГО УИРС Мастер КРС-9

156. Г.А. Киряков И.А. Блохинский E.H. Горенинских

157. Открытое акционерное общество «Г А 3 П Р О М» Общество с ограниченной ответственностью «У Р Е Н Г О Й Г А 3 П Р О М»

158. УПРАВЛЕНИЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ И РЕМОНТА СКВАЖИН1. УТВЕРЖДАЮ

159. Экономический эффект В сумме -//9е тыс. руб. при объеме внедрения

160. И.о. начальника УИРС ООО «уренгойгазпром»1. В.Н. Хозяинов-А\°%30 » 2005 год.интенп!.;);-.!.и1И1;1. И|. М.'ОНТ- ^-.л>>~ с-РАСЧЕТ

161. ФАКТИЧЕСКОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ВНЕДРЕНИЯ1. В 2001-2004 гг.

162. Технологии проведения водоизоляционных работ закачкой А-пласт с помощьюколтюбинговых установокна скважинах Уренгойского месторождения

163. Начальник ГС УГГГУ ООО <*Уренгойгазпром»М1. В .Б. Шарапов 2005 год

164. Начальник ПрО по ДГиК УГПУ ООО «Уренгойгазпром»1. Шйб