Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения

Сахабутдинов, Рустам Рамилевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения"

Сахабутдинов Рустам Рамилевич

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

БЕЗ ГЛУШЕНИЯ (На примере Уренгойского газонефт еконденса гного месторождения)

Специальность 25.00.15 - «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена в Управлении интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром».

Научный руководитель доктор технических наук

Ишбаев Гиният Гарифуллович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Алексеев Леонид Александрович; кандидат технических наук Чезлов Андрей Александрович.

Ведущая организация ОАО НПО «Бурение», г. Краснодар

Защита состоится 10 июня 2005 года в 14-00 на заседании диссертационного совета Д.212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Респчблика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библио1еке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 06.05.2005 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ямалиев В.У

Ioob-Ч IMG

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

На севере Тюменской области создана надежная сырьевая база для интенсивного развития газовой промышленности страны. В регионе сконцентрировано до 70 % разведанных запасов природного газа, что позволило организовать здесь крупнейший в мире территориально-промышленный комплекс по добыче углеводородного сырья.

Энергетическая стратегия России предусматривает дальнейшее увеличение объемов добычи газа. Согласно прогнозам, добыча газа к 2010 году может достигнуть в минимальном варианте 780 млрд м3 в год, а доля газа в топливно-энергетическом балансе составит 57 %. При этом почти весь потенциальный прирост добычи газа в ближайшие 10 15 лет также связан с дальнейшим развитием месторождений Западной Сибири.

Уренгойское газонефтеконденсатное месторождение (УГНКМ) было введено в разработку в 1978 году и свыше 10 лег обеспечивало более половины добычи газа в России. В настоящее время УНГКМ находится на заключительной стадии разработки, которая характеризуется истощением продуктивных пластов, падением пластового давления и подъемом уровня газо-водяного контакта (ГВК). При эксплуатации скважин это приводит к возникновению различных осложнений, таких как вынос пластовой воды и песка, образование на забое скважин песчаных пробок, разрушение подземного и устьевого оборудования и т.д. Следствием этого является снижение продуктивности скважин и значительное сокращение объемов добычи углеводородного сырья при повышении его себестоимости.

Дяя поддержания добычи необходимо увеличивать объемы ремонтных работ в скважинах. В 2005 году предположительно потребуется ремонт 189 газовых скважин, тогда как в 2000 году отремонтировано 72 скважины. В работах A.A. Ахметова убедительно показано, что выполнить такие объемы ремонтных работ с минимальными затратами средств можно только при применении колтюбинговых установок (КУ), поэтому они сейчас широко

применяются на УГНКМ для ремонта г

Однако не все виды ремонта скважин можно выполнить с помощью колтюбинговых установок. Для дальнейшего расширения области их применения при ремонте газовых скважин необходимо исследовать гидравлику циркуляционной системы скважины при выполнении технологических операций ремонта с применением различных технологических жидкостей. Кроме того, необходимо разработать алгоритм принятия решения, обеспечивающего наивысшую эффекгавность работ, а также специальные технические средства для колтюбинговых установок. Именно решению данных вопросов посвящена представленная диссертация.

Цель работы

Повышение эффективности работ по восстановлению продуктивности газовых скважин Уренгойского ГНКМ с применением колтюбинговых установок за счет разработки и внедрения новых технологий ремонта без глушения скважин.

Основные задачи исследований

1. Анализ современного состояния работ по восстановлению продуктивности газовых скважин.

2. Анализ гидравлических сопротивлений циркуляционной системы КУ, разработка дополнительных требований к режимам закачки технологических жидкостей.

3. Разработка и внедрение технологий восстановления продуктивности газовых скважин с применением КУ, исключающих операцию глушения скважин.

4. Разработка методики определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин.

5. Промысловые испытания и внедрение в производство предложенных решений, оценка их технико-экономической эффективности.

Методы решения поставленных задач

В рабоге в основном использован комплексный метод исследования, включающий аналитические расчеты и экспериментальное изучение (как лабораторное на моделях, так и промысловое на скважинах).

Основной объем исследований выполнен на реальных скважинах в процессе ремонта, а также до и после него, с учетом промысловых материалов, накопленных за время разработки Уренгойского ГНКМ.

Основные защищаемые положения

1. Колтюбинговая технология промывки песчаных пробок с использованием пластовой энергии газа.

2. Колтюбинговая технология водоизоляции методом селективной кольматации порового пространства путем осадкообразования.

3. Методика расчета основных технических и технологических параметров ремонта скважин с использованием КУ в условиях депрессии на пласт.

4. Методика определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием КУ в условиях депрессии на пласт.

Научная новизна

1. Впервые разработана колтюбинговая технология промывки песчаных пробок с использованием пластовой энергии газа.

2. Впервые для условий Уренгойского ГНКМ разработана колтюбинговая технология водоизоляции методом селективной кольматации порового пространства путем осадкообразования.

3. Для условий ремонта газовых скважин при АНПД с использованием колтюбинговых установок впервые определены дополнительные 01раничения режимов закачек технологических растворов из условия неразрывности потока и сохранения усталостной прочности трубы.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработана и внедрена «Временная инструкция по промывке песчаных пробок с помощью колтюбинговых установок в газовых скважинах Уренгойского месторождения».

2. Внесены изменения в «Единые технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения. РД 057517450210-01» с учетом использования колтюбинговых установок.

3. Разработана методика определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием КУ.

4. Разработки, полученные в рамках данной диссертации, внедренные при ремонте скважин Уренгойского ГНКМ в условиях АНПД, дали экономический эффект 83,5 млн руб. и могут найти широкое применение на других газовых месторождениях Западной Сибири.

5. Достигнут значительный экологический эффект в результате снижения валовых выбросов вредных веществ при отработке скважин на факел, т.к. сокращается продолжительность работ и исключаются операции глушения и последующего освоения скважин.

Апробация работы

Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались:

• на заседании секции «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация 11ХГ» НТС ОАО «ГАЗПРОМ» (Анапа, 2000 г.);

• II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000 г.);

• IV Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2001 г.);

• научно-техническом совещании ОАО «ГАЗПРОМ», посвященном проблемам использования колтюбинговых установок (Ноябрьск, 2001 г.);

• научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» «Новые технологии, технические средства и материалы» (Анапа, 2002 г.);

• научно-практической конференции, посвященной 20-летию УИРС ООО «Уренгойгазпром» (Новый Уренгой, 2002 г.);

• научно-практической конференции, посвященной 25-летию ООО «Уренгойгазпром» (Анапа, 2003 г.);

• научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» (Анапа, 2003 г.);

• научно-практической конференции «Колтюбинг без границ» (Тюмень, 2003 г.);

• V Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2003 г.);

• научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение», посвященной проблемам повышения качества ремонта скважин (Анапа, 2004 г.);

• научно-практической конференции ОАО НПО «Бурение» (Краснодар, 2005 г.);

• научно-практической конференции молодых специалистов и ученых (Надым, 2005 г.)

Публикации

По теме диссертации опубликовано 18 работ в открытой научно-технической печати, в том числе 15 статей; 2 тезиса; 1 патент на изобретение, кроме того, разработан 1 руководящий документ.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы и приложения. Она изложена на 131 странице машинописного текста, содержит 17 рисунков, 18 таблиц и 1 приложение. Список литературы включает 126 наименований.

Автор выражает благодарность и глубокую признательность научному руководителю доктору технических наук Г.Г. Ишбаеву, а также ученым Уфимского ГНТУ: профессору Ф А. Агзамову, доцентам П.Н. Матюшину, Т.О. Акбулатову за полезные консультации, советы и помощь при выполнении данной работы.

Автор благодарит работников ООО «Уренгойгазпром»: начальника УИРС A.A. Ахметова, В.Н. Хозяинова, Н.В. Рахимова, Д.Н. Хадиева, оказавших практическую помощь при проведении исследований и внедрении разработок.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы ее цель и задачи исследований, приведены основные результаты, научные положения и выводы, выносимые на защиту.

В первой главе работы кратко изложены основные особенности эксплуатации газовых скважин Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения и причины снижения их продуктивности.

Анализ состояния фонда скважин УГНКМ показал, что в настоящее время уникальная сеноманская газовая залежь Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения вступила в период падающей добычи. Фактически отбор газа к 2004 году составил около 65 % от запасов. Разработка ведется при газовом режиме с неравномерным проявлением водонапорного.

Значительная часть фонда газовых скважин работает с ограничением по дебиту из-за выноса пластовой воды и песка и в ближайшее время может выйти в бездействие. В связи с этим основными видами ремонта газовых скважин являются: ограничение и ликвидация водопескопроявлений, удаление с забоя песчаных пробок, восстановление продуктивности.

Поэтому для успешной эксплуатации месторождения необходимо комплексное проведение работ по поддержанию работоспособности действующего фонда скважин, включающих в себя:

- удаление песчаных пробок;

- ограничение и ликвидация притока пластовой воды и песка.

Значительный вклад в исследование и решение проблем

восстановления продуктивности газовых скважин в условиях АНПД внесли Ахметов A.A., Тагиров К.М, Гасумов P.A., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Уметбаев В.Г., Зотов Г.А., Молчанов А.Г., Блажевич В.А., Клещенко И.И., Гриценко А.И., Бузинов С.Н., Зейгман Ю.В., Шарипов A.M. и др.

Однако ремонт скважин по указанным технологиям производился только с подъемных установок, использование которых предусматривает комплекс работ по глушению скважин, замене подземного оборудования, проведению изоляционных работ, освоению скважин. Данные работы требуют больших материальных затрат, которые не всегда оправдываются из-за значительного снижения дебита после ремонта скважины.

Имеющийся опыт использования колтюбинговых установок позволяет более рационально поддерживать скважины в рабочем состоянии,

своевременно и качественно проводить работы по повышению их продуктивности при минимальных затратах материальных и трудовых ресурсов.

При этом обзор литературных данных и изучение мирового опыта использования колтюбинговых установок показали, что основной опыт работ приходится на нефтяные месторождения. Поэтому существует необходимость усовершенствования имеющихся и разрабо1ки новых технологий ремонта газовых скважин при депрессии на пласт, в условиях постоянного притока газа из пласта.

В заключении главы на основе выполненного анализа сформулированы цель и задачи исследований диссертации, приведенные выше.

Во второй главе выполнен гидравлический анализ циркуляционной системы колтюбинговой установки, исходя из следующих ее особенностей:

-значительные гидравлические потери давления из-за малого проходного сечения колонны БДТ, при этом их величина практически не зависит от глубины скважины;

-при проектировании технологических операций дополнительным ограничивающим фактором является значительное снижение усталостной прочности трубы при наматывании на барабан и сматывании с него под внутренним избыточным давлением более 15,0МПа. Поэтому давление нагнетания жидкости в БДТ ограничивается не пределом прочности трубы, а величиной усталостной прочности.

Анализ колтюбинговой установки с точки зрения источников потерь гидравлической энергии показал, что потери напора происходят:

1) по длине безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) - Рт\

2) в сварных стыках БДТ - Рср;

3) в узлах гидравлической обвязки установки на поверхности - Р„;

4) в забойной (технологической) компоновке низа БДТ - Рнас

Потерями в остальных узлах можно пренебречь, так как внутренние

проходные сечения в них равны внутреннему сечению БДТ.

Для оценки давлений в колонне БДТ при спущенной в скважину компоновке рассмотрим эпюру их распределения (рис. 1).

1-бдг • общая длина гибкой трубы

Нбдг - глубина спуска гибкой трубы в скважину

Р« - давление нагнетания

Ас - давление гидростатическое

Р, - давление в скважине у башмака гибкой трубы

Рбаш - перепад давления на башмаке

Рис. 1. Эпюра распределения давления в гибкой трубе

Распределение давлений в циркуляционной системе колтюбинговой установки можно описать уравнением

(1)

я а

где А - коэффициент гидравлических сопротивлений; в. - внутренний диаметр БДТ, м; Ьбдт~ длина БДТ в барабане, м; £) - расход жидкости, м3/с; р - плотность закачиваемой жидкости, кг/м3; К- обобщенный коэффициент местных сопротивлений, м"4; Вбдт - глубина спуска БДТ в скважину, м.

Из данного уравнения следует, что основными показателями, влияющими на давление нагнетания, являются: внутренний диаметр БДТ;

расход жидкости; плотность закачиваемых жидкостей; компоновка забойного технологического оборудования; глубина спуска БДТ в скважину; величина забойного давления в скважине.

Из него также следует, что в определенных случаях может сложиться ситуация, когда гидростатическое давление превысит величину гидравлических потерь напора в той части БДТ, которая спущена в скважину, и разность давлений в уравнении (1) примет отрицательное значение. Это означает, что в данном случае может произойти снижение давления ниже давления насыщенных паров жидкости, её вскипание и разрыв непрерывности потока жидкости в БДТ. Для исключения данного явления дополнительным условием при выборе гидравлических режимов закачек является превышение величины гидравлических сопротивлений над гидростатическим давлением столба жидкости в БДТ.

Основываясь на вышеизложенных соображениях, дополнительной особенностью гидравлического расчета технологических операций с использованием БДТ является необходимость расчета минимального расхода жидкости (из условия неразрывности потока) и максимального (из условия непревышения давления, ограниченного усталостной прочностью трубы).

В ходе выполнения работ данный диапазон можно регулировать изменением перепада давления на забойной компоновке в период ее проектирования и изменением забойного давления непосредственно при проведении технологической операции.

В третьей главе обоснована необходимость разработки новых комплексных технологий восстановления продуктивности газовых скважин без глушения с использованием колтюбинговых установок.

Для решения данной проблемы были разработаны следующие технологии капитального ремонта скважин:

- водоизоляция в условиях регулируемой депрессии на пласт;

- промывка песчаной пробки при постоянном притоке газа из пласта в ствол скважины с подъемом песка на устье за счет пластовой энергии газа.

1. При разработке технологии ликвидации притока пластовой воды отмечено, что для снижения воздействия технологических жидкостей на призабойную зону пласта работы должны проводится в условиях равновесия, г.е. в таких условиях, когда не происходит ни притока газа из пласта, ни фильтрации в него технологических жидкостей. При этом должно выполняться условие

где Рт - пластовое давление, Па;

Р] - забойное давление, Па;

Ру - устьевое давление, Па;

Т.Рт- сумма гидростатических давлений жидкостей, находящихся в стволе скважины на момент расчета, Па;

р, - плотность 1-го раствора, кг/м3;

ускорение свободного падения, м/с2;

к, - высота столба г-го раствора, м.

При этом для определения основных технологических параметров выполнения операций на скважинах разработаны комплексные методики расчета вышеуказанных технологий и алгоритм проведения работ, обеспечивающий выполнение условия по уравнению (2) на всех этапах их проведения. Схема выполнения работ по водоизоляции в условиях регулируемой депрессии на пласт приведена на рис. 2.

Селективность ремонтно-изоляционных работ (РИР), проводимых по предлагаемой технологии, обеспечивается следующим образом.

% И ф/ ц • к (н *) п ?>г ~ } К-

А* Л 3 1 1 1 [ У ! ' ¿за»'- ■: кйы ш. . ВДГ / } . ^ « : - / " :: Щ йШ г * с! вис /А ц щ 1 1 Л щЩ А й / Ц^Ц — ;

я б в г Д с

Рис.2. Схема проведения работ с использованием колтюбинговой установки в условиях

В стационарном режиме (т.е. в герметизированной, но не заглушённой скважине) для обеспечения селективности используются геологические условия - стратифицированность по водонасыщенности за счет гравитационного разделения флюидов. В пластах большой мощности с хорошей вертикальной проницаемостью пластовая вода внедряется преимущественно в нижнюю часть продуктивной зоны, оставляя верхнюю часть пласта непромытой.

Кроме того, в продуктивных пластах сеноманских скважин имеет место стратифицикация по характерному размеру текстуры (зерен или пор) от подошвы к кровле, так что проницаемость увеличивается с увеличением глубины.

Таким образом, фильтрационно-емкостные свойства совместно с гравитационным разделением приводят к тому, что поток жидкости движется вдоль подошвы пласта. Те же факторы вызывают преимущественное

поступление залавливаемых тампонирующих материалов в обводняющийся прогшасток или переходную зону ГВК.

В сеноманских газовых скважинах, толщина вскрытой продуктивной толщи которых достигает 40-50 м, селективность в стационарном режиме дополнительно достигается регулированием высоты столба жидкости так, чтобы суммарное (устьевое и гидростатическое) давление у верхних отверстий интервала перфорации равнялось пластовому давлению газа (но не превышало его). В таком случае суммарное давление на уровне нижних отверстий перфорации превысит пластовое. В результате закачиваемые реагенты поглощаются преимущественно нижней частью обрабатываемого пласта.

В динамическом режиме, т.е. в скважине, работающей непосредственно во время изоляционных работ с ограниченным дебитом, селективность актуальна для эксплуатационных объектов неокомского комплекса, где могут иметь место внутрискважинные перетоки. Внутрискважинные перетоки возможны в случае совмесгной эксплуатации одной скважиной нескольких объектов с разными пластовыми давлениями. Режим работы скважины в процессе проведения изоляционных работ может быть подобран опытным путем непосредственно на скважине при помощи подбора штуцера, обеспечивающего работу скважины в режиме «захлебывания», т.е самоглушения проблемного пласта. Тампонирующие растворы, доставленные к обрабатываемому интервалу через БДТ, будут в таком случае задавлены именно в обводненный пропласток притоком газа из работающего интервала.

Преимуществом и отличительной особенностью предложенной технологии является следующее:

- в ходе промежуточных этапов выполнения операции сохраняются условия депрессии на пласт, что исключает поступление буферных растворов в пласт;

- применение газа для продавки изолирующих составов расширяет технологические возможности;

- использование колтюбинговых установок позволяет доставить составы непосредственно к изолируемому интервалу и тем самым сократить зоны смешения растворов, повысить селективность воздействия и эффективность работ.

Кроме того, в данной главе обоснованы дополнительные требования, предъявляемые к изолирующим составам, закачиваемым в скважину, позволяющие произвести выбор оптимальных рецептур с учетом гидравлических потерь в БДТ.

С учетом этих условий по результатам лабораторных и экспериментальных исследований разработана технология ликвидации притока пластовой воды методом кольматации порового пространства путем осадкообразования.

Экспериментальные и лабораторные исследования проведены по методике НТЦ ООО «Уренгойгазпром» на установке радиальной фильтрации в термобарических условиях, близких к пластовым, что позволило повысить точность моделирования.

Результаты экспериментов для сеноманского коллектора показали, что изоляционный эффект достигает 98 %. Давление начала фильтрации воды через закольматированную среду составило более 0,6 МПа. При этом после демонтажа было установлено, что поровое пространство вокруг модели перфорированного участка скважины закольматировано гелеобразной массой продуктов реакции растворов кальцийсодержащего вещества и активного реагента - кальцитом.

Реакция на содержание карбоната кальция показала высокую степень карбонатизации искусственно созданного образца породы.

Результаты экспериментов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты проведения экспериментальных опытов по карбонатизации_________

к,м м г.,м 0,^/с Из Па-с Рн, атм Рв, атм К„,,мД

Начальные условия (сеноманский песок + пластовая вода) (К^, по воздуху)

0.15 0.1 0.005 0.00012 1.80-10'5 10 9 0.069

0.15 0.1 0.005 0.00024 1.80-10"5 10 8 0.069

0.15 0.1 0.005 0.00036 1.80-10"5 10 7 0.068

0.15 0.1 0.005 0.0005 ЬвО-Ю'5 10 6 0.071

0.15 0.1 0.005 0.00064 1.80-10"5 10 5 0.073

0.15 0.1 0.005 0.00076 1.80-105 10 4 0.072

0.15 0.1 0.005 0.00092 1.80-10° 10 3 0.075

0.15 0.1 0.005 0.00112 1.80-10"5 10 2 0.080

0.15 0.1 0.005 0.00134 1.80-10'5 10 1 0.085

После карбонатизации (сеноманский песок + пластовая вода) (К„р по воздуху)

0.15 0.1 0.005 0 1.80-10"5 10 4 0.000

0.15 0.1 0.005 0.00002 1.80-1 О*5 10 3 0.002

0.15 0.1 0.005 0.00008 1.80-10"5 10 2 0.006

0.15 0.1 0.005 0.00012 1.80-10"5 10 1 0.008

Результаты экспериментов подтвердили возможность смешения осадкообразующих реагентов в поровых каналах коллектора и снижения проницаемости вплоть до полного прекращения фильтрации. Причем надежность изоляции зависит от вещественного состава осадкообразующих растворов.

2. При разработке технологии промывки песчаных пробок исходили из того факта, что применение известных технологий прямой промывки с использованием двухфазных пен не дало достаточного эффекта, так как малость диаметров БДТ (33 мм; 38,1 мм; редко 44,5 мм) создает значительную площадь кольцевого пространства между БДТ и скважиной. Это приводит к тому, что в большинстве случаев скорости восходящего потока промывочной жидкости в затрубном пространстве недостаточны для полного выноса песка.

В связи с этим было необходимо значительное увеличение расхода промывочного агента после выхода из гидромониторной насадки (до величин, обеспечивающих вынос песка с забоя).

После изучения известных способов удаления песчаных пробок была разработана новая технология. Сущность новой технологии промывки песчаных пробок, описанная в настоящей работе, состоит в том, что на забой скважины, продолжающей газопроявление, подается через БДТ пенообразующая жидкость, создающая с пластовым газом пенную двухфазную систему, которая и выносит на поверхность песок по кольцевому пространству между БДТ и НКТ.

Работы производятся в следующей последовательности:

- спуск БДТ до головы песчаной пробки;

- вызов притока газа и установление циркуляции;

- промывка песчаной пробки допуском БДТ с прокачкой пенообразующей жидкости;

- продувка скважины на факельный отвод для удаления остатков пены и пенообразующей жидкости;

- извлечение БДТ.

Особенностями данного способа являются:

a). Проведение работ в условиях депрессии при постоянном расчетном притоке пластового газа, происходящем на всем протяжении технологической операции.

b). Закачка в БДТ пенообразующей жидкости, которая при выходе из гидромониторной насадки размывает песчаную пробку и, смешиваясь с поступающим из пласта газом, образует двухфазную пену. При этом из-за резкого увеличения объема промывочного флюида происходит повышение скорости восходящего потока в кольцевом пространстве БДТ - НКТ, что обеспечивает подъем песка на устье.

Сложность данной технологии состоит в необходимости поддержания таких режимов закачек с учетом гидравлических потерь во всей

циркуляционной системе, чтобы обеспечивался приток газа согласно основному уравнению притока:

Р1-Р] =я6 + ье2 (3)

Алгоритм гидравлического расчета промывки песчаной пробки с использованием колтюбинговой установки приведен на рис. 3.

Уточненный расчет показателей,

Ру 2/. Р.

Рис.3. Алгоритм гидравлического расчета промывки песчаной пробки

Данный алгоритм гидравлического расчета может использоваться при выполнении технологических операций для изменения режимов закачек в диалоговом режиме.

На основе результатов гидравлического анализа циркуляционной системы колтюбинговой установки обоснованы основные требования, предъявляемые к режимам закачки технологических растворов.

В четвертой главе дано описание методики определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин на основе детального анализа причин снижения дебитных возможностей скважин, изучения конструктивных и геологических особенностей строения скважины и ПЗП.

Сущность методики заключается в поэтапном определении основных геолого-технических факторов, по результатам которого решается необходимость выполнения той или иной технологической операции.

Применение методики позволяет без ошибок определить комплекс геолого-технических мероприятий, необходимых для восстановления продуктивности скважины с учетом имеющихся факторов и оптимизировать затраты на ремонт. Порядок выбора приведен на рис. 4.

В пятой главе приведен пример проектирования комплекса работ по восстановлению продуктивности газовой скважины № 9192 Уренгойского 1ТПСМ и результаты промысловых испытаний и внедрения разработок, дана оценка их технико-экономической эффективности.

Технология изоляции притока пластовой воды в условиях регулируемой депрессии

Разработанная технология испытывалась в 2002 - 2004 гг. и внедрена при ремонте 27 газовых скважин Уренгойского ГНКМ, в том числе на 6-ти газовых скважинах с использованием метода кольматации норового пространства путем осадкообразования. Успешность работ составила: общая - 78,5 %; по методу осадкообразования - 83,3 %.

Утвержденный экономический эффект достигнут за счет дополнительной добычи газа из отремонтированных скважин и составил 10,8 млн руб. (доля автора 1,08 млн руб.)

Технология промывки песчаных пробок

Разработанная технология нашла широкое применение на Уренгойском ГНКМ, в период с 1999 по 2004 год она была использована на 150 газовых скважинах.

Этап 1. Анализ информации о геолого-техническом состоянии скважины

Конструкция скважины подземного оборудования

Качество цементирования скважины

Наличие и интервалы водоносных _пластов_

£ТО£

Конструкция скважины позволяет проведение работ с ВДТ

4-Да Этап 2.

Определение текущего забоя

Ремонт с подъемной установки

Нет

Наличие посторонних > предметов

Не г

Наличие гидратной пробки

Наличие песчаной _пробки_

Нет

Ловильные работы

Растепление гидратной пробки

Промывка песчаной пробки

Да

Этап 3. Газодинамические исследования с отбором проб

Нет

Пластовым песок

Вынос пластовой воды

Этап 4. Гидрохиманалич пластовой воды

М>25

М<1

Вода

—|М= 5... 12|— Конденсационная +

ПППОП1 НР.ИН^Я_

М-18 19

Закрепление ПЗП

Вода техногенная

Вода подошвенная

У,

Осушка ПЗП

Гидрофобизация

Наращивание цементного стакана

;>гап 5. ПГИ по определению интервалов обводнения и путей поступления пластовой воды

Н Негерметичный башмак э/к 1—

Подъем ГВК до инт. Образование конуса

АКОР + цементный мост

А-[1ласт + цементный мост

О 5

АКОР + цементный мост

А-Пласт + цементный мост

Сдача скважины заказчику

Рис 4 Схема комплексной методики определения технологии восстановления продуктивности газовых скважин УГНКМ

Результаты, полученные в ходе исследований и разработки данной

технологии, использованы при составлении «Временной инструкции по промывке песчаных пробок на Уренгойском месторождении. ВРД» и при подаче заявки на изобретение (патент РФ № 2198995).

Экономический эффект от внедрения данной технологии составил 72,7 млн руб. (доля автора составляет 9,1 млн руб.)

В данной работе на основе комплексного изучения состояния эксплуатационного фонда газовых скважин УГНКМ и гидравлического анализа циркуляционной системы колтюбинговой установки выработаны и реализованы на практике технологические решения вопросов восстановления продуктивности газовых скважин без глушения в условиях аномально-низких пластовых давлений на заключительной стадии разработки, защищенные патентом и свидетельствами.

Таким образом, решается важная для отрасли и экономики России задача поддержания объемов добычи углеводородного сырья, охраны недр и окружающей среды путем повышения эффективности работ по ремонту скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Изучена гидравлика циркуляционной системы колтюбинговой установки, сформулированы условия неразрывности потока в БДТ и обеспечения её усталостной прочности.

2. Разработана и внедрена технология промывки песчаных пробок с применением колтюбинговых установок на основе использования пластовой энергии газа для удаления песка из ствола скважины.

3. Впервые для условий Уренгойского ГНКМ разработана колтюбинговая технология селективной водоизоляции методом кольматации порового пространства в результате осадкообразования. Селективность водоизоляции обеспечивается тем, что в сеноманских продуктивных пластах большой мощности с хорошей вертикальной проницаемостью законтурная вода внедряется преимущественно в нижнюю часть пласта вдоль подошвы.

4. Разработана и внедрена методика исследования состояния скважины и определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием колтюбинговых установок, которая основана на детальном анализе причин снижения дебетных возможностей скважин, изучении конструктивных и геологических особенностей строения скважины и ПЗП.

5. Разработана «Временная инструкция по промывке песчаных пробок с использованием колтюбинговых установок», утвержденная в УИРС ООО «Уренгойгазпром» в 1999 г. и согласованная в РГТЭИ.

6. Внесены изменения в «Единые технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения. РД 0575174502100 Ь> с учетом использования колтюбинговых установок.

7. Результаты проведенных исследований и разработки, полученные в рамках данной диссертации, внедрены при ремонте скважин Уренгойского ГНКМ в условиях АНПД с экономическим эффектом 83,5 млн руб. (доля автора 10,18 млн руб.).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Применение дисперсных систем для промывки песчаных пробок на газовых скважинах Уренгойского месторождения// Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Материалы II Международного симпозиума. -Уфа: Государственное изд-во научно-технической литературы «Реактив», 2000. -С.137 - 138.

2. Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A., Хадиев Д.Н., Рахимов Н.В. Сервисные технологии с применением колтюбинговых установок при капитальном ремонте газовых скважин// Технологическое приложение к журналу «Нефть и капитал». -2001, № 1.-С.21 -23.

3 Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A., Жуковский К.А., Хадиев Д.Н. Технологии обслуживания скважин Уренгойского месторождения с применением колтюбинговых установок// Материалы II Всероссийской научно-технической конференции по проблемам колтюбинга в нефтегазовом комплексе России. - М.: Минтопэнерго, 2001. - С.42 - 46.

4. Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A., Жуковский К.А,, Хадиев Д.Н. Опыт применения колтюбинговых установок для ремонта скважин Уренгойского месторождения// Материалы II Всероссийской научно-технической конференции по проблемам колтюбинга в нефтегазовом комплексе России. -М.: Минтопэнерго, 2001. - С.37 - 41.

5. Пат.2198995 РФ, (51) 7 Е 21 В 19/22. Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб// А.А Ахметов и др. - Заяв. 21.01.2002, Бюл. № 5.

6. Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A., Серебренников C.B. К вопросу о методике проведения газодинамических исследований сеноманских скважин с последующим определением оптимального технологического режима их эксплуатации// Проблемы эксплуатации месторождений Уренгойского комплекса: Материалы научно-технической конференции (Новый Уренгой, ноябрь 2000 г). -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - С.90 - 94.

7. Сахабутдинов P.P., Лукьяненко A.B., Ахметов A.A. Оценка эффективности проведения работ по капитальному ремонту скважин//11роблемы эксплуатации месторождений Уренгойского комплекса: Материалы научно-технической конференции (Новый Уренгой, ноябрь 2000 г.). -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - С.93 - 96.

8. Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A.. Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Перспективы проведения ремонтно-изоляционных работ на УНГКМ с применением колтюбинговых установок// Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин: Сб. науч. тр. ОАО НПО «Бурение» - Краснодар, 2002. - С.239 - 246.

9. Сахабутдинов P.P. и др. Анализ результатов внедрения колтюбинговых установок для ремонта скважин Уренгойского месторождения/Юсновные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин: Сб. науч. тр. ОАО НПО «Бурение». -Краснодар, 2002. - Вып.7. - С.232 - 238.

10. Сахабутдинов P.P. и др. Технические наработки в области удаления песчаных пробок в газовых скважинах Уренгойского месторождения// Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД: Сб. науч. тр. ОАО НПО «Бурение».- Краснодар, 2002 - Вып.8. - С.298 - 308.

11. Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Колпобинговые технологии в ООО «Уренгойгазпром»: стратегии, новые технологические решения и основные направления дальнейшего совершенствования// Время колтюбинга,- 2002. - №4. - С.12 - 15.

12. Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A., Ерыкалин К.В., Хадиев Д.Н. Разработка и внедрение информационно-аналитического пакета программ ГеоОфис 3.0 дня капитального ремонта скважин//Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: Сб. науч. тр. ООО «Уренгойгазпром». -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - С.235 - 238.

13. Сахабутдинов P.P. и др. Шформаодотю-аналитчРескищлг^ет^юграмм ГеоОфис 3.0 для капитального ремонта скважин// р ^^^^^ технические решения эффективной эксплуатации месторож,

комплекса: Материалы научно-практической конференци 2006~4 ноябрь 2002 г.). -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - С.37 - С --

14. Сахабугдинов P.P. и др. Выбор технологии водоизо 7886 применением колпобинговых установок на заключительном лоне peupauuiни Уренгойского месторождения// Современные научно-технические решения эффективной эксплуатации месторождений Уренгойского комплекса: Материалы научно-практической конференции (Новый Уренгой, ноябрь 2002 г.). -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - С.36 - 41.

15. Сахабугдинов P.P., Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Ремонт скважин с применением колпобинговых установок. Результаты их использования на УНГКМ, основные проблемы и перспективы// Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского нефтегазодобывающего комплекса: Тезисы докладов научно-технической конференции (Анапа, май 2003 г.). - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - С.55 - 56.

16. Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A., Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Методика выбора технологии водоизолящюнных работ с применением колпобинговых установок на Уренгойском ГНКМ// Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Научно-технический сборник, № 3. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - С.81 - 85.

17. Сахабутдинов P.P., Шакиев А.З., Хадиев Д.Н., Ахметов A.A. Перспективный способ селективного воздействия на ПЗП с применением колтюбинга на УГНКМ// Время колтюбинга. - 2004. - № 9. - С.29 - 31.

18. Сахабутдинов P.P., Хадиев Д.Н., Ахметов A.A. Комплексное применение колпобинговых технологий с традиционными способами ремонта скважин// Время колтюбинга. - 2004. - № 9. - С.32 - 34.

Подписано к печати 03.05.2005 г. Заказ 35. Тираж 90 Отпечатано в БашНИИстрое

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сахабутдинов, Рустам Рамилевич

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ РАБОТ ПО 10 ВОССТАНОВЛЕНИЮ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1. Состояние разработки сеноманской залежи 10 Уренгойского ГНК

1.2. Основные причины снижения продуктивности 13 газовых скважин УГНКМ

1.3. Этапы разработки сеноманской залежи УГНКМ, 20 объемы и виды ремонтных работ

1.4. Анализ современных методов ремонта скважин 25 Выводы 36 Обоснование целей работы и задач исследований

2. ОСОБЕННОСТИ РЕМОНТА СКВАЖИН С 39 ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛТЮБИНГОВЫХ УСТАНОВОК

2.1. Краткое описание применяемых технических 39 средств

2.2. Основные преимущества оборудования с БДТ и 44 область его применения

2.3. Гидравлический анализ циркуляционной системы 49 колтюбинговой установки

2.3.1. Гидравлические потери в компоновке БДТ

2.3.2. Расчетные формулы для определения 50 гидравлических потерь давления

2.3.3. Определение гидравлических сопротивлений 53 экспериментальным методом

2.3.4. Анализ экспериментальных и расчетных 58 данных

2.4. Гидравлический расчет колтюбинговой установки в совокупности со скважиной Выводы

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ 66 ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ БДТ

3.1. Проектирование водоизоляционных работ

3.1.1. Технология проведения работ

3.1.2. Определение технологических параметров проведения изоляционных работ

3.2. Обоснование дополнительных требований к изолирующим составам с учетом особенностей закачки через БДТ

3.3. Подбор эффективных рецептур составов для водоизоляции в газовых скважинах

3.3.1. Описание стенда для проведения эксперимента

3.3.2. Порядок проведения экспериментов

3.4. Разработка технологии промывки песчаных пробок

3.4.1. Расчет промывки песчаной пробки без глушения скважин с использованием колтюбинговой установки

3.4.2. Условия выбора промывочной жидкости

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОМПЛЕКСА РАБОТ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН УГНКМ

5. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДОВ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГОВЫХ УСТАНОВОК

5.1. Методика промысловых испытаний

5.2. Промысловые испытаний технологий восстановления продуктивности газовых скважин УГНКМ

5.3. Результаты внедрения разработок ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения"

Энергетическая стратегия России предусматривает дальнейшее увеличение объемов добычи газа. Согласно прогнозам [1, 2], добыча газа к 2010 году может достигнуть в минимальном варианте 780 млрд м3 в год, а доля газа в топливно-энергетическом балансе составит 57 %. При этом почти весь потенциальный прирост добычи газа в ближайшие 10-15 лет также связан с дальнейшим развитием месторождений Западной Сибири.

Уренгойское газонефтеконденсатное месторождение (УГНКМ) было введено в разработку в 1978 году и свыше 10 лет обеспечивало более половины добычи газа в России. В настоящее время УНГКМ находится на заключительной стадии разработки, которая характеризуется истощением продуктивных пластов, падением пластового давления и подъемом уровня газо-водяного контакта (ГВК). При эксплуатации скважин это приводит к возникновению различных осложнений, таких как вынос пластовой воды и песка, образование на забое скважин песчаных пробок, разрушение подземного и устьевого оборудования и т.д. Следствием этого является снижение продуктивности и значительное сокращение объемов добычи углеводородного сырья при повышении его себестоимости.

Для поддержания добычи необходимо увеличивать объемы ремонтных работ в скважинах. Согласно прогнозу [3], в 2005 году потребуется ремонт 189 газовых скважин, тогда как в 2000 году отремонтировано 72 скважины. В работах А.А. Ахметова [1,3] убедительно показано, что выполнить такие объемы ремонтных работ с минимальными затратами средств можно только при применении колтюбинговых установок (КУ), поэтому они сейчас широко применяются на УГНКМ для ремонта газовых скважин.

Однако не все виды ремонта скважин можно выполнить с помощью колтюбинговых установок. Для дальнейшего расширения области их применения при ремонте газовых скважин необходимо исследовать гидравлику циркуляционной системы скважины при выполнении технологических операций ремонта с применением различных технологических жидкостей. Кроме того, необходимо разработать алгоритм принятия решения, обеспечивающего наивысшую эффективность работ, а также специальные технические средства для колтюбинговых установок. Именно решению данных вопросов посвящена представленная диссертация.

Цель работы

Основные задачи исследований:

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Сахабутдинов, Рустам Рамилевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что основными причинами снижения продуктивности газовых скважин на Уренгойском ГНКМ являются обводнение продукции пластовой водой, разрушение ПЗП, вынос песка и образование песчаных пробок.

2. Гидравлический анализ циркуляционной системы колтюбинговой установки показал, что дополнительными требованиями, предъявляемыми к режимам закачек технологических жидкостей в условиях аномально-низких пластовых давлений, являются:

- неразрывность потока в БДТ;

- непревышение предельного давления, ограниченного усталостной прочностью трубы.

3. Разработана и внедрена технология промывки песчаных пробок с применением колтюбинговых установок, позволяющая использовать пластовую энергию газа и обеспечивающая полное удаление песка из ствола скважины. Экономический эффект от внедрения в 2000 - 2004 гг. составил 72,7 млн. руб., из них на долю автора приходится 9,1 млн. руб.

4. Впервые для условий Уренгойского ГНКМ разработана колтюбинговая технология водоизоляции методом кольматации порового пространства способом осадкообразования. Селективность водоизоляции обеспечивается использованием геологических условий, стратифицированности по водонасыщенности и гравитационным разделением флюидов. (В сеноманских продуктивных пластах большой мощности с хорошей вертикальной проницаемостью законтурная вода внедряется преимущественно в нижнюю часть пласта вдоль подошвы). Экономический эффект от внедрения разработки на Уренгойском ГНКМ составил 10,8 млн.руб., из них на долю автора приходится 1,08 млн.руб.

5. Разработана и внедрена методика исследования состояния скважины и определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием колтюбинговых установок, которая основана на детальном анализе причин снижения добывных возможностей скважин, изучении конструктивных и геологических особенностей строения скважины и ПЗП.

6. Разработана «Временная инструкция по промывке песчаных пробок с использованием колтюбинговых установок», утвержденная в УИРС ООО «Уренгойгазпром» в 1999 г. и согласованное в РГТЭИ.

7. Внесены изменения в «Единые технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения. РД 057517450210-01» с учетом использования колтюбинговых установок.

8. Результаты проведенных исследований и разработки, полученные в рамках данной диссертации, внедрены при ремонте скважин Уренгойского ГНКМ в условиях АНПД со значительным экономическим эффектом и могут найти широкое применение на других газовых месторождениях Западной Сибири.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе на основе комплексного изучения состояния эксплуатационного фонда газовых скважин УГНКМ и гидравлического анализа циркуляционной системы колтюбинговой установки выработаны и реализованы на практике технологические решения вопросов восстановления продуктивности газовых скважин без их глушения в условиях аномально-низких пластовых давлений на заключительной стадии разработки, защищенные патентом и авторскими свидетельствами и имеющие значительную экономическую эффективность.

Таким образом, решается важная для отрасли и экономики России задача поддержания объемов добычи углеводородного сырья, а также задача охраны недр и окружающей среды путем повышения эффективности работ по ремонту скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сахабутдинов, Рустам Рамилевич, Новый Уренгой

1. Ахметов А. А. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин. //Дисс-я на соискание степени д.т.н. -Новый Уренгой, 2001. -146с.

2. Сулейманов Р.С. Высокие технологии Большого Уренгоя.//Научное издание «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. -С. 9-12.

3. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. -Уфа: РИО УГНТУ, -209с.

4. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. -М.: Недра, 2002. -С.308 313.

5. Проект разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения. -М.: ВНИИГАЗ, 1991.

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

7. Хадиев Д.Н. Технология диагностики и ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах Уренгойского месторождения//Дисс-я на соискание степени к.т.н. -Новый Уренгой, 2002. -С. 11-12.

8. Жуковский К.А. Технология ликвидации пескопроявлений оборудованием газовой скважины противопесочным фильтром с гравийной набивкой. М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2002. 77с

9. Киряков Г.А. Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально-низких пластовых давлений.

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

11. Рабочий групповой технический проект № 93 на строительство скважин Ямбургского месторождения. -Тюмень: ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ, 1989.

12. Рабочий групповой технический проект № 105-2002 на строительство скважин Песцового месторождения. -Тюмень: ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ, 2001.

13. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. -880с.

14. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. -М.: Недра, 1972. -154с.

15. Сливнев В.А., Никитин Л.Д., Свечников A.M. и др. Определение интервалов водопритока в скважинах Уренгойского НГКМ.//Журнал «Газовая промышленность», № 4,1993.

16. Соколов А.А., Соколов Ал.А. Повышение эффективности эксплуатации скважин путем ограничения притока пластовой воды//Сборник научных трудов «Наука о природном газе. Настоящее и будущее», -М.: ВНИИГАЗ, 1998.-С.251-264.

17. Минликаев В.З. Технология промывки забоев газовых скважин на месторождениях Западной Сибири в условиях аномально-низких пластовых давлений//Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Ставрополь, 2000. -124с.

18. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. -С.348-355.

19. Жуковский К.А. Ликвидация пескопроявлений оборудованием газовых скважин противопесочным фильтром с гравийной набивкой.//Автореферат дисс-ии на соискание степени к.т.н. -Уфа, 2002. -24с.

20. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. -М: Недра, 1986.-176с.

21. Стражгородский С.И., Шалимова П.А., Либерман Г.И., Опыт борьбы с выносом песка из скважин подземных хранилищ газа/Юбзор. информ. ВНИИЭГАЗПРОМ. Сер. Транспорт и хранение газа. Вып. 9. -М: 1983. -33с.

22. Жуковский К.А., Ахметов А.А., Шарипов A.M., Хозяинов В.Н. Ликвидация пескопроявлений при добыче газа. -М.: Газовая промышленность, № 9, 1998. -С.20-22.

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

24. Эфендиев И.Ю., Везиров А.Р., Маслов И.И. и др. Методы борьбы с пескопроявлениями/ТНефтепромысловое дело, № 4, -М., 1985. -С. 19-21.

25. Каналин В.Г., Вагин СБ., Токарев М.А. и др. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1997. -366 с.

26. Бузинов С.Н., Фиш М.А., Уринсон Г.С. и др. Опыт разработки месторождений в период падающей добычи//Разработка и эксплуатация газовых газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1978. -32 с.

27. Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А. и др. Технология разработки крупных газовых месторождений. -М.: Недра, 1990. -302 с.

28. Мелинг К.В. Разработка техники и технологий восстановления крепи скважин профильными перекрывателями.//Дисс-я на соискание степени к.т.н. -Бугульма, 2000. -148с.

29. Абрахманов Г.С. Технологические основы локального крепления стенок скважин экспандируемыми обсадными трубами.//Дисс-я на соискание степени к.т.н. -Бугульма, 1988. -327с.

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

31. Краткий справочник по прострел очно-взрывным работам//Под ред. Григоряна Н.Г. М.: Недра, 1990. -180с.49. «Анализ эффективности водоизоляционных работ».//Отчет по НИОКР. НТЦ. -Новый Уренгой, 1999. -56с.

32. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Шарипов А.У., Телков А.П., Вылегжанина JI.A. и др. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. -М.: ВНИИОНГ, 1994. -56с.

33. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1981.

34. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. -М.: Недра, 1976.

35. Блажевич В.А., Стрижнев В.А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в сложных гидродинамических условиях. М.: ВНИИОНГ, 1981.

36. Уметбаев В.Г., Блажевич В.А. и др. Ремонтно-изоляционные работы по оздоровлению фонда осложненных скважин. -М.: ВНИИОНГ, 1991.

37. РД 39-0147009-729-88Р. Комплексная технология изоляции водогазопритоков и повышения нефтеотдачи пластов в условиях многопластовых залежей с малой толщиной разобщающих слабопроницаемых пластов.//ВНИИКРнефть. -Краснодар, 1988.

38. Облеков Г.И., Гордеев В.Н. Характерные особенности разработки сеноманских залежей ЯНАО. -М.: ИРЦ Газпром, 2002. —47с.

39. Дубина Н.И., Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении. -М: ИРЦ Газпром, 1999. -16с.

40. Отчет о научно-исследовательской работе «Сопоставительный анализ ремонтируемых скважин Уренгойского ГНКМ».//ТюменНИИгипрогаз -Тюмень, 1997.-57с.

41. Ахметов А.А. Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Виды ремонтно-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин на Уренгойском месторождении.//НТС НПО «Бурение», Вып.5. -Краснодар, 2000. -С. 195201.

42. Отчет НИОКР по теме «Разработка и усовершенствование методов интенсификации притока, водоизоляции эксплуатационных скважин».//ООО «Уренгойгазпром». -Новый Уренгой, 2004. -160с.

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

44. Сидоров И. А. Применение растворов на основе полиакрил амида для ограничения притока пластовых вод в нефтяные скважины. -М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-59с.1

45. Гвоздев В.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.: Справочное пособие. -М.: Недра, 1988. -С.162 170.

46. Отчет НТЦ по НИОКР «Анализ эффективности водоизоляционных работ». -Новый Уренгой, 1999. -56с.

47. Отчет по НИОКР «Разработка новых и совершенствование существующих технологий для эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях севера Тюменской области»//ТюменНИИгипрогаз, — Тюмень, 1997. -64с.

48. Аржанов Ф.Г., Маслов И.И. и др. Применение фильтров в скважинах IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения: в Сб. Нефтепромысловое дело. Экспресс-информация. № 10. -М.: ВНИИОЭНГ, 1980.

49. Отчет по НИОКР «Научное обоснование и разработка комплекса технологических мероприятий по снижению пескопроявлений применительно к добывающим скважинам.//000 «Уренгойгазпром». -М.: ИПНГ РАН, 2003.-133с.

50. Хавкин А.Я., Чернышев Г.И., Табакаева JI.C., Балакин В.В. Применение глиностабилизирующих реагентов в низкопроницаемых коллекторах.//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, Вып. №1,1997. -С.35-37.

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

52. Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибкой трубы. -М.: Изд. Академии горных наук, 1999. -С. 145-152.

53. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБНГП -М., 2004.

54. Кравцов Н.И. Создание и внедрение технологий вторичной добычи истощенных залежей газа.//Дисс-я на соискание звания к.т.н. -М., 1990.

55. Бойченко И.Г., Игнатенко Ю.К., Кравцов И.Н. А.С. № 1391201. Способ удаления жидкости с забоя газовой скважины. БИ от 14.05.87.

56. Смирнов В.И. Энергосберегающие технологии эксплуатации обводняющихся залежей нефти и газа.//Научные труды ПЭТЭнефтегаза. Вып.№1.-Волгоград, 1997.

57. Гриценко А.И. Реверсивные насадки для газоконденсатных скважин.//Газовая промышленность, №2, 1984. -С.20-22.

58. Жуковский К.А., Ахметов А.А., Шарипов A.M., Хозяинов В.Н. Ликвидация пескопроявлений при добыче газа.//Газовая промышленность, №9, 1998.-С. 20-22.

59. Стражгородский С.И., Шалимова П.А., Либерман Г.И. Опыт борьбы с выносом песка из скважин подземных хранилищ газа. -М., 1983. -33с.

60. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин на депрессии. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 160с.

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

62. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. -М.: Струна, 1998. -625с.

63. Бузинов С.Н., Фиш М.А., Уринсон Г.С. и др. Опыт разработки месторождений в период падающей добычи.//Разработка и эксплуатациягазовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1978. -32с.

64. Кузьменко Д.В., Ахметов А.А., Москвичев В.Н., Рахимов Н.В. Эксплуатация, обслуживание и ремонт колтюбинговых установок.: Сборник научных трудов. Вып. 7. -Краснодар, 2002. -308с.

65. Ахметов А.А., Сахабутдинов P.P., Хадиев Д.Н., Штахов Е.Е. Перспективы проведения водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок.//Сборник научных трудов. Вып. 7. -Краснодар, 2002. -308с.

66. Рябоконь С.А., Ткаченко Р.В., Ахметов А.А. и др. Применение колтюбинговых установок для проведения ремонтно-изоляционных работ.//Сборник научных трудов. Вып. 7. -Краснодар, 2002. 308с.

67. Шарипов A.M., Фролов А.А., Овчинников П.В. и др. Практика применения установок гибких длинномерных безмуфтовых труб для очистки газовых скважин.//Известия ВУЗов. Журнал Нефть и капитал, №3, -М., 2001. -С. 18-22.

68. 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.-272с.

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

70. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учебное пособие. -М: Недра, 1989.-245с.

71. Чугаев P.P. Гидравлика: Учебник для ВУЗов. -JL: Энергоиздат, 1982. -672с.

72. Башлык С.М., Загибайло Г.Т., Зайонц O.J1. Лабораторный практикум по основам гидравлики и промывочным жидкостям: Учебное пособие. — М.: Недра, 1982.-156с.

73. Рабинович Е.З., Евгеньев А.Е. Гидравлика: Учебник для техникумов. -М.: Недра, 1987. -224с.

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

75. Мирзаджанзаде А.Х., Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Галиакбаров В.Ф. Гидроаэромеханика в бурении: Учебное пособие. -Уфа: Изд. УНИ, 1981. -217с.

76. Н. Макковей. Гидравлика бурения. -М.: Недра, 1986. -536с.

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

78. Шищенко Р.И., Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении. -М.: Недра, 1966.-319с.

79. Альтшуль А.Д. Местные гидравлические сопротивления при движении вязких жидкостей. -М.: Гостоптехиздат, 1962. -116с.

80. Мирзаджанзаде А.Х., Каракаев А.К., Ширинзаде С.А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1977. -230с.

81. Отчет НИОКР по результатам опытных работ по изоляции водопритока в газовых скважинах на ОГКМ. -Самара, 2000. -61с.

82. Регламент на обработку призабойной зоны пласта на скважинах УГНКМ. -Новый Уренгой, 2000. -39с.

83. Ахметов А.А., Дудов А.Н., Киряков Г.А.и др. Патент 219899 РФ, (51)7 Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста в скважине с открытым интервалом перфорации.// Бюл. из. № 5, 2003.

84. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. -М.: Недра, 1999. -С. 9-124.

85. Серебренников С.В., Ахметов А.А., Сахабутдинов P.P. Методика выбора оптимального режима работы газовых скважин УГНКМ.//Сборник научных трудов «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». -Новый Уренгой, 2000.

86. Отчет НИОКР по результатам опытных работ по ограничению выноса песка в газовых скважинах УГНКМ. -Ставрополь, 2000. -61с.

87. Регламент по технологии бурения и заканчивания газовых скважин с установкой противопесочных фильтров. РД 00158758-242-2003. -Тюмень: ООО «ТюменНИИГИПРОГАЗ», 2003. -66с.

88. Отчет НИОКР по теме "Разработка и внедрение методов селективной водоизоляции в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах созданием водонепроницаемых экранов в породах. -Новый Уренгой: ООО "УГТГ, 2002. -100с.

89. Интенберг С.С., Дахкильков Т.Д. Геофизические исследования в скважинах.-М.: Наука, 1982.

90. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. -М.: Наука, 1995. -523с.

91. Паус К.Ф. Буровые растворы. М.: -Недра, 1973.

92. Рабинович В.А., Хавкин З.Я. Краткий химический справочник. -С.-Пб.: Химия, 1994.

93. Химическая энциклопедия в 5-ти томах. -М.: Советская энциклопедия, 1988.

94. Отчет НТЦ по теме «Разработка методов интенсификации селективной глушения, водоизоляции эксплуатационных скважин.» -Новый Уренгой, ООО "УГП", 2002.-210с.

95. Ахметов А.А., Дудов А.Н., Сахабутдинов P.P. и др. Патент 2198995 РФ, (51) 7 Е 21 В 19/22. Способ ремонта скважин посредством созданияискусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб. -М.: Бюл. из. № 5, 2003.

96. Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологий в ООО «Уренгойгазпром». -Новый Уренгой, 1996. -12с.

97. Sound Coiled-Tubing Drilling Practices. U.S. Department of Energy National Energy Technology Laboratory, Sent, 2001. 140c.

98. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для ВУЗов. -М.: Недра, 1987. -304 с.

99. Открытое акционерное общество «ГАЗПРОМ» ФИЛИАЛ

100. Общества с ограниченной ответственностью «УРЕНГОЙГАЗПРОМ»

101. УПРАВЛЕНИЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ и РЕМОНТА СКВАЖИН

102. Подробное наименование внедренных мероприятий

103. Временная инструкция по промывке песчаных пробок с помощью колтюбинговых установок в газовых скважинах Уренгойского месторождения.

104. Технология промывкй1 песчаных пробок без глушения скважины с использованием колтюбинговых установок (Патент РФ №2198995 от 21.01.2002г).

105. Технология селективной изоляции притока пластовой воды в газовой скважине без глушения с использованием колтюбинговой установки.г

106. Методика определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин УГНКМ.1. СПРАВКАг. Новый Уренгой2502. 2005г

107. И. Тема, задание, научное исследование, результатом которых явилась разработка мероприятий

108. Диссертационная работа Сахабутдинова P.P. на тему «Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения. (На примере Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения)».

109. I. Наименование мероприятия, где произведено внедрение

110. Управление интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром»1.. Наименование объекта, где произведено внедрение

111. Газовые скважины Уренгойского ГНКМt

112. V. Основные результаты внедрения

113. На Уренгойского ГНКМ разработана и внедрена «Временная инструкция по промывке песчаных пробок с помощью колтюбинговых установок в газовых скважинах Уренгойского месторождения».

114. Утвержденный экономический эффект данного мероприятия составил 10,8 млн. руб. (доля автора 1,08 млн. руб.)

115. Это позволяет учесть все имеющиеся факторы и безошибочно определить комплекс геолого-технических мероприятий по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием колтюбинговых установок.

116. Расчеты экономической эффективности прилагаются.1. Главный инженер УИРС

117. Начальник ОПОТ и 3 УИРС ООО "Уренгойгазпром"

118. Начальник ПТО УИРС ООО "Уренгойгазпром"1. Н.В. Рахимов С.А. Лебедев1. Д.Н. Хадиев

119. У'ГВНРЖДА Ю» Экономический эффект В сумме J 235 478,42руб.

120. Главный инженер УИРС ООО <<Уре)1^оЯга^пром>>1. В. Paximoe 2004 год.Iфактического экономического эффекта от использования изобретения по патенту №2198995 "Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне НКТ" в 2003 г.

121. Зам. начальника управления ООО <}Урен^>йгазпром»13.И. Мирошниченко 2004 год.

122. Начальник ОПОТ и 3 ООО «Уренгойгаапром»1. С.А. Лебедев 2004 год.

123. И.о.начальника ПТО ООО «Уренгойгазпром»1. А. П. Федосеев 2004 год.г. Новый Уренгой. 2004 год

124. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА №1 фактического экономического эффекта от использования изобретения по патенту №2198995 "Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне НКТ" в 2003 г.Г

125. Наименование показателя Ед. По базовому По новомуизм. варианту варианту1 2 3 5 41. Объем работ СКВ. 6 6

126. Продолжительность ремонта В/час 41,12 11,75

127. Фактическая стоимость 1-го вахто-часа работы бригады КРС в 2003г. Руб. 7011,00 7011,00

128. Экономический эффект руб. 1 235 478,42

129. Налог на прибыль руб. 296 514,82

130. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия руб. 938 963,61. B. И. Мирошниченко1. C.А. Лебедев1. А.П. Федосеев1. Сущность работы.

131. Эта проблема была успешно решена с применением установки нагнетания газа (УНТ 8/15), когда одновременно с работой колтюбинговой f установки с помощью УНТ 8/15 нагнетают газ в затрубное пространство.

132. С применением УНТ 8/15 в совокупности с колтюбингом решилась еще и проблема генерирования иены, когда па забое постоянно идет процесс образования устойчивой пенной системы.

133. Стадия разработки и внедрения, на который составлен расчет

134. Расчет фактического .экономического эффекта от внедрения изобретения ведется по фактическим данным результатам работ, полученным за 2003 г.

135. Выбор и обоснование базы для сравнения

136. Факторы, обеспечивающие экономический эффектt

137. Экономический эффект достигнут за счет снижения текущих ^ эксплуатационных затрат в результате сокращения продолжительности операций по промывке газовых скважин бездействующего фонда.5. Объемы внедрения

138. За 2003 год с использованием данной технологии но вышеуказанному изобретению были ликвидированы песчаные пробки на 6 скважинах Уренгойского месторождения №7112,78Н, 113Н, 24П, 51П, 1502.

139. Исходные данные для расчета

140. Наименование Ед. По базовому По новому Обоснованиепоказателя изм. варианту варианту1 2 3* . 5 4 6

141. Объем работ СКВ. 6 б Прил. №1

142. Продолжительность ремонта по базовому варианту в 2003г. в/час 41,12 11,75 Прил.№№2,41. Фактическая стоимость 3. 1-го вахто-часа работы бригады КРС 2003 год руб. 7011 7011 Прил.№3

143. Тг средняя продолжительность ремонта скважин по новому варианту, в/час

144. С фактическая стоимость 1-го вахто - часа работ бригады КРС, руб. А - объем внедрения, скв.

145. Э = (41,12-11,75)*7011*6 = 1235478,42 руб.

146. Фактический экономический эффект от использования изобретения по патенту 2182643 за 2003г. составил 1235478,42 руб.

147. Экономия затрат создает дополнительную прибыль для предприятия, которая облагается налогом (Н) в размере 24 % от суммы прибыли.1. Эг (Ti -Tj) *Ci*A

148. Н = 0,24 х 1235478,42 = 296514,82 руб.

149. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия составит:1235478,42- 296514,82 938963,6 руб.1. Расчет составил:1. Инженер ПТО Нкат.1. СПРАВКА

150. Для фактического экономического эффекта от использования изобретения по патенту №2198995 "Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне НКТ" в 2003 г.

151. За 2003 год изобретение по вышеуказанному патенту использовано при ремонте 6 скважин УНГКМ не эксплуатационного фонда №7112, 78Н, 113Н, 24П, 51П, 1502

152. Основание: геологические отчеты УИРС за 2003г.1. В.Н. Хозяинов

153. Средняя продолжительность 41,12

154. Примечание: 1. На данных скважинах промывка пробок проводилась по обычной схеме без использованияы установки

155. Операции по промывке пробок проводилась дважды вследствии разрушения структуры пены и ухудшения fвыносной способности.

156. Основание: наряды выполнения но ремонту скважин №81I, 5132, 71-М, !044t1. СПРАВКА

157. Для расчета фактического экономического эффекта от использования изобретения по патенту №2198995 "Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне НКТ" в 2003 г.

158. Фактическая стоимость 1-го вахто-часа работ бригад капитального ремонта скважин в 2003г. составил 7011,00 руб.

159. Основание: Годовая пояснительная записка УИРС за 2003г.1. Начальник ОПОТиЗО1. С.А. Лебедев

160. Основание: наряды выполнения по ремонту скважин №7112, 78Н, 113Н, 24П,51П, 1502. „ Л1. ~1. Зам. начальника1. И.о. начальника ПТО1.Гачалышк ОПОТи

161. В.И. Мирошниченко -А.П. Федосеев1. С.А. Лебедев1. УТВЕРЖДАЮ»

162. Зам. начальника УИРС ООО "Уренгойгазпром"1. А.И. Сухомазов1. ST2001 г

163. Начальник ОПОТиЗ УИРС ООО <<Уренгойга^гфом>)гС.А. Лебедев2001 год. Начальник ПТО УИРС ООО «Уре^г^йГазпром»1. Н.В. Рахимов 2001 год.г. Новый Уренгой. 2001 год

164. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА фактического экономического эффекта от внедрения мероприятия «Технология промывкипесчаных пробок с применением колтюбинговых установок» по п.17=г.- . •'/ планавнедрения новой техники

165. Наименование показателя Ед. изм. По базовому варианту По новому варианту1 2 3 5 41. Объем работ СКВ. 53 53

166. Средняя продолжительность ремонта по базовому варианту (Ь/иас 292,58

167. Фактическая стоимость 1-го вахто-'« часа работы бригады КРС • руб. 4091

168. Общие затраты на ремонт скважин руб. 63 438 073,34 18209 494 г

169. Экономический эффект руб. — 45 228 579,34'

170. Налог на прибыль руб. — 15 830 002, 76

171. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия руб. 29 398 5 76,581. В.Н.Москвичев 11. Л.В.Лукьяненко1. Н.В.Рахимов1. Сущность работы.

172. Стадия разработки и внедрения, на который составлен расчег f

173. Расчет фактического экономического эффекта от внедрения данного мероприятия производится по третьему году на основании плана внедрения новой техники ООО «Уренгойгазпром» п п. /?.- . плана внедрения новой техники на 2001 год.

174. Выбор и обоснование базы для сравнения

175. За базу для сравнения принят вариант проведения работ с применением подъемных агрегатов типа А-50, которые широко применяются для этих целей на Уренгойском месторождении.

176. Факторы, обеспечивающие экономический эффект

177. Экономический эффект достигнут за счет снижения текущих эксплуатационных затрат на проведение работ по ремонту газовых скважин Уренгойского НГКМ5. Объемы внедрения

178. С использованием колтюбинговой установки за 2001 год промывка песчаной пробки, как отдельный вид ремонта произведен на 53 газовых скважинах Уренгойского • месторождения.б. Исходные данные для расчета

179. Наименование показателя Ед. изм. По базовому варианту По новому варианту Обоснование1 2 3 5 4 6

180. Объем работ СКВ. т 53 53 Прил. №1

181. Средняя пр о до л жител ьно сть ремонта по базовому варианту ^В/час 292,58 4 При л. №2 1

182. Фактическая стоимость 1-го вахто-часа работы бригады КРС руб. 4091 Прил.№3

183. Общие затраты на ремонт скважин руб. > 18 209 494 При.п.\Ь4 -■-г-ч

184. Расчет экономического эффекта

185. С — фактическая стоимость 1-го вахто-часа работ бригады КРС за 2001 год, руб

186. Фактический экономический эффект от колтюбинговых установок для ремонта скважинна Уренгойском месторождении по итогам 2001 года составил 45 228 5 79,34руб.

187. Экономия затрат создает дополнительную прибыль для предприятия, которая облагается налогом (Н) в размере 35 % от суммы прибыли.3, = Т,хС2)3, = 4091 х 292,58 x 53 = 63 438 073,34 руб.

188. Э = 63 438 073,34 18 209 494 = 45 228 579,34 руб.f

189. Н = 0,35 х 45 228 579,34= 15 830 002, 76руб.Г

190. В 2001 году с применением колтюбинговых установок промывка песчаных пробок, как отдельный вид ремонта, была проведена на 53-х газовых скважинах Уренгойского месторождения.

191. Основание: геологический отчет УИРСза 2001 год1. Ари&жеи&е £

192. Транспортировка оборудования 6x15 ЕНВ87г стр15 75,15

193. Работа бригады ПРС НВПРС2001 4,53

194. Расстановка и монтаж:4-х вагончиков НВ89г п 121 1,001. ДЭС НВ89г п65 0,426 емкостей НВ89г и 121 1,50антенны рации ЕНВ87г п320 0,16емкости ГСМ НВ89г пбЗ 0,07

195. Уст-во 3-х якорей под контур заземл-я НВ89г п119 0,90

196. Подсоединить эл/энергию к 4-ем ЕНВ87гп320 0,73вагончикам и 2-м прожекторам пп1,5 Г .

197. Смонтировать факельную(100м),задавочную НВ89г п158 3,7050м)и обратную(50м)линии из НКТ

198. Запарить 21 якорь НВ89г п119 6,30

199. ПЗР к глушению скважины НВ91гп28А,28Ь,29 1,409 Глушение скважины 1. Закачать в НКТ 1. ЮмЗ МКР НВ91г п29 0,5218мЗ ИМД НВ91г п29 0,93 Г "

200. Закачать в з/т 23 мЗ ИМД НВ91г п29 1,18

201. Наблюдение за скважиной по плану работ 12,00

202. Стравить газовую шапку но плану работ 0,50

203. Работа ПРС отбить уровень $ НВППРС2001 2,00

204. Долив скважины 5мЗ НВ91г п29 0,26

205. Демонтаж площадки для обслуживания ФА ЕНВ87г п274 0,10

206. Демонтаж шлейфа ЕНВ87г пЗ 17 1,33