Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин"
На правах рукописи
ТЕХНОЛОГИИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (на примере месторождений Крайнего Севера)
Специальность: 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Ставрополь 2006
Работа рыполнсна в Северо-Кавказском научно-исследовательском и проектном институте природных газов (ОАО «СевКавНИГШгаз»).
Научный руководитель:
доктор технических наук, профессор, академик РАЕН, АГН РФ, МАИ Гасумов Рамиз Алиджавад оглы
Официальные оппоненты:
доктор геолого-минепалогических наук, профессор, профессор-консультант кафедры РЭПГМ СевКавГТУ Петренко Василий Иванович
кандидат технических наук Бслснко Василий Иванович
Ведущая организация:
ООО «Уренгойгазпром»
Защита «остоится «22» декабря 2006 года в 12 часов на заседании диссертационного Совета Д 212.245.02 в Северо-Кавказском Государственном техническом университете (СевКавГТУ) по адресу: 355029, Ставрополь, пр. Кулакова, 2, факс (8652) 94-60-12, E-mail: tagirovstv@ncstu.ru.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского Государственного технического университета (СевКавГТУ).
Лв.. реферат разослан «21 » ноября 2006 года.
Ученый ccKpcTapf диссертационного совета, кандидат технических наук,
доцент
Ю.А. Пуля
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы Повышение степени извлечения газа и газового конденсата из недр — одна из важнейших проблем в области рациональной разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Анализ разработки месторождений показывает, что газоотдача продуктивных пластов при существующих методах разработки составляет от 50 % до 90 %. Кроме природных, имеется много факторов, существенно влияющих на газоотдачу. Особенно остро эта проблема стоит при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений.
Немаловажное значение для решения задачи обеспечения уровня добычи газа и газового конденсата имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии. При этом особое внимание уделяется совершенствованию технологии повышения и восстановления производительности скважин, в том числе: своевременное удаление жидкости из ствола скважин, интенсификация притока углеводородных флюидов, ликвидация водопритоков, укрепление ПЗП и т.д.
Особые трудности возникают при' проведении работ на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки. На поздней стадии эксплуатации газовых скважин имеет место интенсивное поступление и накопление пластовой жидкости на забое, что при определенных условиях приводит к глушению продуктивного пласта и прекращению процесса добычи газа.
На начальной стадии эксплуатации и при сравнительно небольших объемах поступающей жидкости, ее вынос из скважины осуществляется за счет высокой скорости лифтирования газа.
В последующем, при отработке месторождения и снижении пластового давления, наблюдается увеличение объемов поступления пластовой жидкости и постепенное накопление ее на забое скважины. По этой причине растет фонд простаивающих скважин. Это характерно для сеноман-ских отложений месторождений Крайнего Севера, и приводит к снижению производительности действующих скважин, а иногда к их остановке. Для предотвращения этих негативных явлений приходится в процессе эксплуатации корректировать технологический режим, что приводит к уменьшению объема добычи газа, а также снижению коэффициента газоотдачи продуктивных пластов.
В связи с вышеизложенным, поддержание производительности скважин, вопросы предупреждения накопления жидкости на забое, в лифтовых трубах и технология ее своевременного удаления становятся весьма актуальными и являются основной задачей диссертационной работы. Указанные вопросы рассмотрены на примере газовых скважин месторождений Крайнего Севера.
Способам повышения производительности скважин с применением твердых пенообразователей для удаления скапливающейся жидкости, интенсификации притока в процессе их эксплуа-
тации и после капитального ремонта посвящено значительное число исследований, но они далеки от своего разрешения. Предложенные способы в полной мере не решают эти проблемы и требуют их постоянного совершенствования.
Наиболее полно вопросы повышения и восстановления производительности газовых и га-зоконденсатных скважин путем интенсификации притока флюида и удаления жидкости из скважин рассматривались в работах З.С. Алиева, P.M. Алиева, В.А. Амияна, A.B. Амияна, Н.Р. Акопя-на, P.A. Гасумова, В.П. Ильченко, Г.А. Зотова, Б.С. Короткова, Т.А. Липчанской, В.Н. Маслова, П.П. Макаренко, A.C. Сатаева, K.M. Тагирова, Ю.С. Тенишева, В.Е. Шмелькова, P.C. Яреймчука, А.М. Ясашина и др.
Цель работы: Исследование и разработка комплекса технологических решений по удалению жидкости из скважины и интенсификации притока углеводородных флюидов с применением физико-химических методов, направленных на повышение и восстановление производительности газовых скважин.
Основные задачи работы:
Изучение состояния фонда эксплуатационных газовых скважин месторождений Крайнего Севера, находящихся на поздней стадии разработки и причин снижения их производительности. .
Исследование механизма скопления жидкости на забое газовых скважин.
Разработка составов твердых пенообразователей для удаления жидкостей из газовых скважин.
Разработка технологии удаления из газовых скважин скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
Разработка методики выбора скважин для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
Разработка техники ввода твердых пенообразователей в газовые скважины.
Разработка технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин.
Разработка технологии изоляции водопритока.
Разработка стационарной высокопроизводительной установки для изготовления твердых пенообразователей.
Разработка установки для исследования газовый скважин.
Разработка методики исследований с использованием современных лабораторных приборов, установок, математических методов и моделирования с программным обеспечением.
Научная новизна
На основании обобщения теоретических и экспериментальных исследований разработаны научно обоснованные технологические решения, позволяющие достигнуть значительного про-
гресса в совершенствовании технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин Крайнего Севера.
1 Разработаны составы твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин, отличающиеся от ранее применяемых регулируемыми скоростями растворения для пластовых вод различной минерализации с учетом условий эксплуатации месторождений Крайнего Севера, а также способы их получения.
2 Разработана новая технология удаления скапливающейся в стволе скважины в процессе ее эксплуатации жидкости с использованием твердых пенообразователей с управляемыми физико-химическими свойствами с различной скоростью растворенья, применительно к сеноманской залежи месторождений Крайнего Севера.
3 На основе анализа работы эксплуатационных скважин предложена методика их выбора для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей с учетом их геометрических размеров, технических параметров скважин и пластовых условий.
4 Разработана высокопроизводительная установка для изготовления твердых пенообразователей, позволяющая за счет улучшения интенсивности перемешивания и обеспечения гомогенности смеси получить продукцию с заданными геометрическими параметрами и скоростью растворения (защищена патентом РФ № 2269644), технология их приготовления.
5 Разработана технология изоляции водопроницаемого пласта, предусматривающая создание изоляционного экрана путем целенаправленного закачивания в водонасьпценный пласт раствора высокомодульного силиката натрия и кислотного гелеобразователя в необходимом объеме . (защищена патентом РФ № 2271444).
6 Разработана установка для исследования газовых скважин, позволяющая автоматически производить запись измеряемых многопараметрическими датчиками технологических параметров работающих скважин, расчет их дебитов и передавать информацию в сеть одновременно от нескольких работающих скважин (куст) - патент на полезную модель № 44743.
Основные защищаемые положения:
1 Составы твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин.
2 Технология удаления жидкости из газовых скважин в процессе их эксплуатации с помощью твердых пенообразователей с регулируемой скоростью растворения.
3 Методика выбора скважин для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
4 Установка для изготовления твердых пенообразователей.
5 Технология изоляции водопритока.
6 Установка для исследования газовых скважин.
Практическая ценность и реализация работы
Практическая значимость работы характеризуется соответствием направлений исследований и составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в том числе перечню приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром».
На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных и промысловых исследований разработаны следующие нормативно-методические документы:
«Временные рекомендации по составу, способу приготовления твердых пенообразователей и вводу их в скважины»;
«Рекомендации по технологии удаления жидкости из скважин с помощью твердых пенообразователей»;
«Регламент по применению технологии интенсификации притока газа эксплуатационного фонда скважин Ямбургского НГКМ».
Результаты проведенных исследований и разработок, выполненные по теме диссертации, широко внедряются при эксплуатации скважин и интенсификации притока газа на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча», ООО "Уренгойгазпром", ООО "Ноябрьскгаздобыча", ООО «Надым-газпром» и др.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на международной конференции «Газовой отрасли — новые технологии и новая техника» (г. Ставрополь, 2002 г.), международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и ремонта скважин месторождений и ПХГ» (г. Кисловодск, 20 - 25' сентября 2004 г.), отраслевой научно-практической конференции «Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала в XXI веке» (Ямбург, 7-10 июня 2004 г.); международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (г. Кисловодск, 22 - 22 октября 2005 г.).
т
Публикации
По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, в том числе получено 4 патента РФ.
Объем работы
Диссертация изложена на 147 страницах машинописного текста, включает 48 рисунков, 24 таблицы.
Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованных источников из 150 наименований, 4 приложений.
При работе над диссертацией автор пользовался советами и консультациями сотрудников ОАО «СевКавНИПИгаз» и ООО «Ямбурггаздобыча» кандидатов наук З.С. Салихова, И.А. Зин-ченко,. Ю.С.Тенишева, Т.А. Липчанской и др. Всем им автор выражает глубокую признательность.
б
Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору технических наук, профессору, академику РАЕН, АГН РФ, МАИ Гасумову Рамизу Алиджавад оглы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснованы актуальность работы, сформулированы цель, задачи и методы исследований, обозначены научная новизна и практическая реализация работы, дана ее общая характеристика.
В первой главе дается анализ состояния фонда скважин и особенности их эксплуатации на поздней стадии разработки месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Анализ динамики газоводяного контакта (ГВК) сеноманских залежей Западной Сибири свидетельствует о том, что в зонах отбора происходит активное внедрение дифференцированной контурной и подошвенной воды в газовую часть пласта. При снижении пластового давления и дебита ухудшаются условия выноса жидкости из скважин. Появление жидкости в стволе скважины связано с подтягиванием подошвенных вод, с заколонными перетоками вследствие недостаточной герметичности цементного камня, проведением ремонтных работ, конденсацией паров воды.
Накопление скважинной жидкости, происходящее при скоростях газового потока ниже определенного критического значения, серьезно осложняет технологический процесс добычи газа, резко сокращает производительность скважин вплоть до самоглушения и поэтому является одной из наиболее серьезных проблем, определяющих возможность стабилизации отборов газа на месторождениях Крайнего Севера.
Так, на Медвежьем месторождении при эксплуатации сеноманских скважин с дебитами газа, не обеспечивающими вынос жидкости из НКТ, происходит накопление конденсационной воды в стволах скважин. Учитывая низкие депрессии (менее 0,1 МПа), это приводит к самозадавлива-нию скважин в течение двух - трех дней. Аналогичные явления характерны и для других месторождений Крайнего Севера. По промысловым данным более 20 % сеноманских скважин эксплуатационного фонда месторождений Медвежьего, Ямбургского и Уренгойского эксплуатируются в таком режиме.
На Вынгапуровском месторождении с начала разработки среднее пластовое давление снизилось с 10,15 МПа до значений порядка 2 МПа. Около трети эксплуатационного фонда скважин работает с накоплением воды на забое.
Проведенными исследованиями установлено, что минимальные скорости потока, при которых был зафиксирован вынос воды и механических примесей газовыми скважинами Уренгойского и Ямбургского месторождений, равны 1,4-1,6 м/с, для устойчивого выноса - более 2 м/с, а для полного очищения скважины от псевдоощикенной смеси - 5 м/с и более.
Результаты исследования сеноманских скважин свидетельствуют о том, что во многих из них присутствует псевдоожиженная смесь ниже башмака НКТ, положение которой зависит от режима эксплуатации объекта.
Низкие рабочие депрессии и небольшая разница давлений - статического и шлейфового разнодебитных скважин одного куста при их бесштуцерной эксплуатации в газосборный коллектор в условиях периодического колебания давления в шлейфе приводят к тому, что дебит отдельных скважин с относительно низкими продуктивными характеристиками оказывается ниже необходимого для выноса капельной жидкости. При этом даже сравнительно небольшой столб воды (10 - 30 м) в колонне лифтовых труб (КЛТ) или интервале перфорации может быть причиной резкого снижения дебита газа, и даже остановки скважины, причем в наиболее неблагоприятных условиях находятся скважины с большим диаметром КЛТ (168 мм).
Отрицательными последствиями обводнения продуктивных интервалов являются также разрушение призабойной зоны скважин вследствие размыва глинистого цементирующего материала, образование глинистопесчаных пробок.
В данном разделе проанализирована и другая причина снижения производительности газовых скважин - образование газовых гидратов. По данным промысловых работ на Уренгойском месторождении интервал образования газогидратных пробок в стволах скважин варьирует от устья до 800 м. В южной части месторождения газогидратные пробки чаще отмечаются в пьезометрических скважинах (46-П, 1460, 1461, 148271), в центральной и северной частях - в эксплуатационных (650, 806,1502,15142, 15263).
При разработке месторождений природных газов Крайнего Севера наблюдаются случаи, когда при благоприятных термодинамических условиях гидраты образуются в призабойной зоне скважин и при конденсации паров воды в призабойной зоне они могут накапливаться, уменьшая радиус поровых каналов, эффективную пористость и проницаемость.
Горно-геологические особенности сеноманских отложений вызывают в процессе их эксплуатации высокий темп подъема ГВК и обводнение скважин, интенсивное гидратообразование, активное разрушение пород в призабойной зоне, образование различного рода пробок, что в конечном итоге является основной причиной резкого снижения темпов отбора газа.
Поэтому разработка эффективных способов - как предотвращение поступления пластовой жидкости в ствол скважины, так и ее удаление позволяет стабилизировать работу эксплуатационных скважин, повышению уровня добычи углеводородного сырья.
Стабильность работы обводняющихся скважин месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки, освоение самозаглушенных скважин обеспечивается различными физическими и физико-химическими методами, направленными на удаление скапливающейся жидкости или изоляцию водопритоков.
Одним из способов предотвращения скапливания жидкости в стволе скважины является увеличение скорости восходящего потока газа в лифтовой колонне за счет уменьшения диаметра труб. Этот способ не находит широкого применения из-за больших капитальных затрат. Кроме того, капитальный ремонт с целью замены КЛТ на меньший диаметр далеко не всегда приводит к положительному результату, вследствие значительного снижения проницаемости фильтровой зоны и повышения гидравлического сопротивления подъемника.
Увеличение скорости газа в осевом канале лифтовой колонны труб может быть достигнуто также за счет установки внутри их специальных устройств - реверсивных насадок или дисперга-торов.
Для удаления скважинной жидкости нередко на промыслах вынуждены применять продувки скважин.
Применение продувок не только приводит к экологическим и экономическим издержкам, но также способствует усилению крайне нежелательных процессов в призабойной зоне продуктивных пластов, следствием которых является разрушение последних и образование песчаных пробок.
Технические средства (плунжерный лифт, насосы) для удаления скапливающейся жидкости получили распространение за рубежом. В России широко применяется метод удаления жидкости с помощью поверхностно-активных веществ (ПАВ). При вводе поверхностно-активных веществ в обводненную скважину образуется пена, которая выносится на поверхность потоком газа. Одним из важнейших аспектов процесса удаления жидкости из скважин с помощью пенообразователей является оптимизация их дозирования, что тесным образом связано с технологией ввода ПАВ.
В настоящее время распространены способы ввода пенообразователей в скважины как в жидком, так и в твердом виде. Каждый из способов имеет свои преимущества и недостатки, связанные не только с оптимизацией дозировки, но и с технологическим режимом работы скважин (дебит, степень обводненности, минерализация, температура пласта, конструкция скважины, величина зумпфа и т. д.), наличием наземного и подземного оборудования, условиями доступа к скважине.
Жидкие растворы ПАВ закачиваются, как правило, в затрубное пространство скважин передвижными или стационарными насосными агрегатами. Периодический ввод жидких ПАВ при недостаточно высоком уровне в кольцевЬм пространстве пластовой жидкости приводит к снижению эффективности процесса удаления.
Доставка твердых стержней на забой скважины осуществляется через устьевой лубрикатор и НКТ. Твердые стержни особенно эффективны в запакерованных скважинах и в условиях трудного доступа к последним, где использование растворов ПАВ крайне проблематично или невозможно.
Разработка технологии удаления жидкости с помощью составов твердых пенообразователей с регулируемой скоростью растворения позволяет длительное время поддерживать концентрацию ПАВ в удаляемой жидкости на оптимальном уровне и продлить период стабильной работы скважины.
Применение твердых ПАВ позволяет обрабатывать скважины без изменения конструкции (за исключением необходимости извлечения забойных клапанов) с герметизированным затрубным пространством и, за счет удаления воды, поддерживать стабильность их работы до проведения таких мероприятий, как замена НКТ или снижение давления в газосборной сети. В отличие от других способов удаления воды, обработка скважин ПАВ позволяет проводить замеры глубинными приборами.
Важным направлением борьбы с обводнением скважин из-за поднятия газоводяного контакта в зону интервала перфорации эксплуатационной колонны является изоляция водопритоков.
Разработка технологии изоляции водопритоков с использованием вяжущих составов позволяет поддерживать продолжительное время высокий уровень добычи углеводородного сырья.
Следовательно, решение задач, направленных на предупреждение образования и ликвидацию забойных пробок, представляет собой важную проблему.
К числу таких задач необходимо отнести:
• создание новых составов твердых пенообразователей для удаления жидкости из скважин;
• разработку технологии удаления жидкости с забоя находящихся в эксплуатации скважин;
• разработку технических средств для изготовления твердых пенообразователей заданных параметров;
• разработку технологии изоляции водопритоков;
• разработку установки для исследования газовых скважин.
Решению перечисленных задач посвящена настоящая работа.
Вторая глава диссертации посвящена исследованию пенообразующих свойств различных поверхностно-активных веществ и разработке составов твердых пенообразователей для удаления скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Дан анализ применяемых поверхностно-активных веществ для удаления скапливающейся в скважинах жидкости.
Ассортимент ПАВ, используемых для удаления скважинной жидкости, достаточно широк, но наибольшее распространение получил'и анионакгивные (АПАВ) и неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ). Эффективность удаления жидкости с помощью ПАВ зависит от свойств пенообразователя наилучшим образом соответствующего физико-химическим характеристикам удаляемой жидкости.
Исследована эффективность пенообразователей для удаления скважинной жидкости в лабораторных условиях. Эксперименты проводились на стеклянной колонке с внутренним диаметром 0,028 м, длиной 2,3 м. Нижняя часть колонки помещалась в водяную баню, заданная температура в которой поддерживалась теплоэлектронагревателем. Подогретый воздух с регулируемой с помощью ротаметра скоростью подавался снизу через слой исследуемой жидкости объемом 250 см3. Время проведения эксперимента составляло обычно 30 минут.
Определяли процент выноса жидкости как отношение объема вынесенной жидкости к начальному ее объему.
В статических условиях пенообразующую способность ПАВ определяли по значениям кратности образующейся пены (отношение объема пены к объему пенообразующей жидкости) и ее стабильности (выраженной величиной, обратной скорости выделения 50 % образующей жидкости — с/см3).
В исследованиях оценивалось влияние на эффективность удаления скважинной жидкости с помощью ПАВ скорости газового потока, температуры, состава удаляемой жидкости. Для удаления пластовой воды исследовали как АПАВ, так и НПАВ.
Для удаления высокоминерализованных водогазоконденсатных смесей были опробованы различные НПАВ - серийно выпускаемые и опытные образцы (ОП-Ю, неонол АФ9.12» ГДПЭ, образцы сополимеров окиси этилена и пропилена).
Установлено, что увеличение минерализации воды приводит к снижению эффективности всех ПАВ, но в различной степени. Это связано с изменением гидрофильности молекул исследованных ПАВ.
ПАВ с низкой молекулярной массой в высокоминерализованной воде неработоспособны.
Повышение концентрации газового конденсата в смеси до 50 % приводит к значительному снижению выносящей способности пенообразователей, особенно ПАВ с низкой молекулярной массой. Блоксополимеры с высокой молекулярной массой обладают и самой высокой пенообразующей способностью в минерализованных растворах с высоким содержанием двухвалентных катионов. Повышение содержания газового конденсата более 50 % приводит к противоречивым результатам даже с использованием одного и того же ПАВ (блоксополимер 3/91) в одинаковых условиях (в одном случае ПАВ способствует выносу, а в другом - вынос не наблюдается (рисунок 1). Повышение концентрации ПАВ более 0,7 % при наличии газоконденсата не приводит к заметному увеличению ценообразования.
Показано, что увеличение скорости воздушного потока приводит к снижению эффективности всех исследованных ПАВ. Низкую работоспособность показали ПАВ с короткой углеводородной цепью (ДС-РАС) и катионные (пенозалин, моно-этаноламиды), высокую — Прогресс
(АПАВ); НПАВ (ОП-10, блоксополимер, Синтанол, Превоцелл). Эти результаты согласуются с ранее проведенными исследованиями.
О 20 30 40 50 60 70 70 80
Содержание газового конденсата, %
Рисунок 1 - Вынос жидкости в зависимости от содержания газового конденсата в удаляемой смеси (ПАВ - 0,75 %, минерализация удаляемой воды - 50 г/л КаС1)
При увеличении скорости воздушного потока не весь воздух вовлекается в процесс ценообразования, частично проскальзывает и наступает «срыв» ценообразования.
Влияние скорости воздушного потока на динамику выноса жидкости представлено на рисунке 2.
Наиболее равномерный вынос наблюдается при скоростях до 0,3 м/с, при больших скоростях основное количество жидкости выносится в первые пять минут, причем с увеличением скорости количество удаленной жидкости в этот промежуток времени увеличивается.
Удаление жидкости с помощью пенообразователей широко и успешно применяется на газовых скважинах, в то время как использование их в газоконденсатных, далеко'не всегда дает положительные результаты.
Имеется большое количество составов твердых пенообразователей, в том числе разработанных ОАО «СевКавНИПИгаз», которые используются при разработке и эксплуатации газовых и "Газоконденсатных месторождений. Однако, в связи с изменяющимися условиями эксплуатации скважин и месторождений возникает необходимость в разработке новых рецептур твердых пенообразователей.
Новые составы твердых пенообразователей разработаны с учетом геолого-промысловых условий эксплуатации месторождений Крайнего Севера.
В данной главе исследовано влияние различных факторов на эффективность удаления во-догазоконденсатных смесей с помощью пенообразователей. При определенных условиях добавле-
ние в водогазоконденсатную смесь пенообразователя приводит к образованию эмульсии или гидрофильной пеноэмульсии — системы, включающей дисперсионную среду (обычно минерализованный водный раствор ПАВ) и две дисперсные фазы — воздух и газоконденсат. При образовании пеноэмульсии работоспособность ПАВ значительно выше, чем при образовании эмульсии. Изучены условия образования качественных пеноэмульсионных систем для удаления водогазоконденсат-ных смесей.
Показано, что критерием эффективности анионактивных ПАВ является минерализация удаляемой жидкости, которая определяет тип гидрофильной пеноэмульсии (обычная или конденсированная). Удаление водогазоконденсатных смесей в виде пеноэмульсии происходит при образовании обычной пеноэмульсии, отличающейся слабым взаимодействием между адсорбционными слоями на поверхности пузырьков воздуха и глобул углеводорода.
При добавлении АПАВ в высокоминерализованные водогазоконденсатные смеси образуются обратные эмульсии. Последние не вспениваются, но приводят к гидрофобизации
£
0.3 5
0,2 5
0 .1 5
0 .0 5
30 40
Время, мин.
Рисунок 2 - Динамика выноса жидкости в зависимости от скорости воздушного потока
поверхности труб и механических примесей, содержащихся в удаляемой жидкости. Поэтому в низкодебитных скважинах удаление высокоминерализованных водогазоконденсатных смесей с
помощью АПАВ, не только не даст эффекта, но и сделает проблематичным в последующем использование любого НПАВ: гидрофобная поверхность труб будет способствовать образованию обратной эмульсии, особенно при большом содержании газового конденсата в удаляемой смеси. Наличие механических примесей даже без дополнительной гидрофобизации снижает пенообра-зующую способность любого ПАВ и тем "сильнее, чем выше их концентрация.
Таким образом, достижение положительных результатов при удалении водогазоконденсат-ных смесей складывается из двух составляющих: правильного выбора ПАВ, обеспечивающего образование качественных пеноэмульсионных систем из конкретной смеси и благоприятных сква-жинных условий (скорости газового потока, дебита газа, количества газового конденсата и механических примесей в смеси, температуры и т.д.).
Лабораторные исследования пенообразующей и выносящей способностей различных ПАВ позволили осуществлять правильный выбор ПАВ для удаления скважинной жидкости и послужили основой разработки составов твердых пенообразователей с различной скоростью растворения, которые удовлетворяют заданным требованиям: содержат необходимое ПАВ, эффективное для удаления конкретной скапливающейся на забое жидкости; легко формуются; обладают достаточной прочностью и устойчивостью при хранении.
Регулирование скорости растворения осуществлялось выбором соответствующего наполнителя и технологии формования стержней.
Для изготовления твердых пенообразователей пригодны как неионогенные ПАВ (ОП-Ю, неонол АФ 9-|2, блоксополимеры и др.), так и анионактивные, преимущественно, сухие (сульфонол, сульфонат, стиральные порошки без пеногаеителя). Поскольку неионогенные ПАВ сравнительно дешевы и для них разработаны технологичные способы изготовления твердых пенообразователей требуемых свойств и размеров, они чаще всего используются в качестве основного ПАВ (базового) в составах, а анионактивные, такие, как сульфонол, стиральные порошки - как добавки.
Быстрорастворимые твердые пенообразователи (ТП) изготавливаются из прессованных порошкообразных ПАВ, смесей АПАВ и НПАВ, НПАВ с наполнителем, ПАВ с водорастворимыми полимерами. Разработаны составы твердых пенообразователей с газообразователем, позволяющие интенсифицировать процесс удаления жидкости, а также составы твердых пенообразователей с регулируемой скоростью растворения.
Получали стержни твердого пенообразователя путем перемешивания в смесителе составных компонентов до получения однородной массы и загрузки последней в пресс-формы. В результате физико-химических процессов, протекающих на стадии получения стержней, образуется весьма прочная система с высокой плотностью межмолекулярных связей.
Растворение пенообразователя происходит очень медленно, так как энергия связи между частицами, образующими полимерный каркас, выше, чем энергия связи частично экранируемых
углеводородными радикалами гидрофильных групп пенообразователя с молекулами воды. Медленно высвобождающийся иммобилизованный блоксополимер поддерживает концентрацию ПАВ на оптимальном уровне.
Активность разработанного пенообразователя не снижается в минерализованной среде, т.к. используемые блоксополимеры имеют высокую степень оксиэтилирования и, соответственно, высокую точку помутнения. Образуемые ими комплексы с ионами кальция и магния, адсорбируясь на границе раздела фаз, образуют прочный адсорбционный слой ПАВ. Выносящая способность ПАВ при наличии газового конденсата и пластовой жидкости снижается, так как часть пенообразователя расходуется на эмульгирование газового конденсата. Скорость растворения составов пролонгированного действия в 10 и более раз ниже, а выносящая способность в несколько раз выше, чем у составов с высокой скоростью растворения (таблица 1).
Таблица 1 — Составы твердых пенообразователей с различной скоростью растворения, рекомен-
дуемые к внедрению на месторождениях Крайнего Севера.
Составляющие Содержание Время Объем выносимой жидкости,
компоненты компонента, % растворения, ч м3/кг ТП
Вода 0-4,2
Отвердитель 42 -50
НПАВ 45,5 -50 1 0,5
Полимер 0-2,3
АПАВ (порошок) 0-6
Вода 3,2
НПАВ 31,5
Отвердитель 25 6 0,5
Полимер 2,0
Лигносульфонат 34,3
АПАВ 80-66
Пластификаторы 18-34 25 1,8
НПАВ 3-6
Выносящая способность ТП тем выше, чем выше в нем содержание ПАВ и ниже содержание отвердителя, но предел их содержания определяют прочностные качества стержней. Предлагаемые составы ТП обладают сочетанием оптимальных характеристик: выносящей способностью, скоростью растворения и прочностными качествами. Нижний предел содержания отвердителя предлагаемых составов ТП обусловлен их прочностными свойствами, так как при меньшем содержании отвердителя ТП имеет тенденцию быть менее прочным (более пластичным). Верхний . предел содержания отвердителя в предлагаемых составах ТП связан со значительным снижением выносящей способности, из-за малого содержания ПАВ.
При попадании в скважину ТП идёт процесс растворения и высвобождения ПАВ. Для осуществления дозированного ввода ПАВ необходимо, кроме того, регулировать скорость растворения таким образом, чтобы в данный конкретный момент концентрация ПАВ находилась в оптимальной области. В начальный момент обработки быстрорастворимые стержни создают достаточную концентрацию ПАВ для выноса большого количества жидкости, скопившейся в скважине, далее ТП пролонгированного действия позволяют удалять оставшиеся (нижние) и поступающие в дальнейшем порции жидкости.
Все разновидности ТП формуются сразу в герметичную полиэтиленовую оболочку, защищающую их от атмосферной влаги. Испытания твердых пенообразователей проведены на газовых скважинах Уренгойского и Ямбургского месторождений.
В данной главе также приведены исследования по изучению влияния различных пенобра-зователей, используемых для удаления жидкости с забоя на состояние пласта коллектора и сква-жинного оборудования. Результаты проведенных работ показали, что разработанные пенообразователи положительно влияют на состояние призабойной зоны пласта и способствуют интенсификации притока пластового флюида.
Третья глава диссертационной ркботы посвящена проблемам разработки технологий повышения и восстановления производительности газовых и газоконденсатных скважин: технологии удаления скапливающейся на забое жидкости в процессе эксплуатации скважин и технологии изоляции водопритоков.
Технология удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей разработана применительно к скважинам месторождений Крайнего Севера.
Технология включает подготовительные работы, ввод стержней-пенообразователей в скважину, контроль за параметрами работы скважины после ввода пенообразователя. Подготовительные работы включают: выбор скважины для ввода пенообразователя, определение компонентного состава удаляемой жидкости, проведение лабораторных и стендовых исследований по подбору наиболее эффективного для конкретных условий ПАВ, расчет количества стержней, необходимого для ввода в скважину, изготовление стержней-пенообразователей с различной скоростью растворения.
Разработана методика выбора скважин для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей. Объектами для одноразового или периодического использования ТП являются скважины с производительностью, недостаточной для выноса жидкости из колонны лифтовых труб (КЛТ) и фильтровой зоны скважины ниже КЛТ, осваиваемые после капремонта, а также скважины, в которых накопление жидкости произошло в процессе временного снижения производительности. Как правило, последние, после очистки призабойной зоны и стабилизации температурного режима, работают длительное время без остановки.
Объектами для постоянного удаления жидкости являются скважины с дебетами газа недостаточными для постоянного выноса воды из КЛТ и фильтровой зоны скважины, не перекрытой КЛТ.
Количество твердого пенообразователя, необходимого для удаления из скважины жидкости, зависит от её объема, содержания активной массы ПАВ в ТП и рассчитывается по формуле V 'С
л = 100-^--, - (1)
а-д
где п - число стержней ТП, необходимых для удаления жидкости, шт.;
Уж - объем удаляемой жидкости, находящейся в КЛТ и интервале фильтра, м3;
С - концентрация ПАВ, необходимая для вспенивания удаляемой жидкости, % (0,1-0,5 кг/м3 и более, в зависимости от минерализации воды и наличия газового конденсата);
а - активная масса ПАВ в составе ТП, % ;
q - вес одного стержня ТП, кг.
Объем скопившейся жидкости в скважине, близкой к остановке, определяют по замерам AMT по формуле:
1/ - г . с- 1°6СР&,„.-Русо)
уж~гж нкт' » IAJ
Гж-8 Гж'8
где Уж - объем скопившейся жидкости в пространстве от нижних отверстий интервала перфорации до башмака КЛТ и в 100 м над ним, м3;
FHKT - площадь внутреннего сечения КЛТ, м2;
10е - коэффициент перевода МПа в Па;
F3K - площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны, м2;
Риф - давление у нижних отверстий интервала перфорации, МПа;
Р^ - давление у башмака КЛТ,"МПа;
уж - плотность скопившейся жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Рт - давление на 100 м выше башмака КЛТ, МПа.
Следует отметить, что превышение расчетного количества вводимых ТП в скважину может вызвать образование концентрированной вязкой пены, создающей большое гидравлическое сопротивление потоку и временное снижение дебита скважины.
Ежесуточное накопление конденсационной воды после первого удаления жидкости из скважины следует определять с учетом дебита газа, забойного, пластового, устьевого давлений и температуры с использованием известных графиков по формуле
• (з)
где <1К - количество конденсационной воды, выпадающей в скважине за сутки, кг; ()г - дебит газа, тыс.м3/сут.;
И^ - влагосодержание газа при забойной температуре и давлении, кг/1 ООО м3;
- влагосодержание газа при устьевом давлении и температуре, кг/1000 м3. С учетом поступления пластовой воды, при отсутствии притока технической из соседних ремонтируемых скважин, общий объем воды, скопившейся на забое, следует определять по формуле
К, "КО + ТГПГ7-)' (4)
мп — Мс
где Уоб - общий объем воды, скопившийся на забое, м3/сут.;
Ук - объем конденсационной воды, выпавшей в скважине, м3/сут.; Мс - минерализация воды, скопившейся в скважине, г/л; М„ - минерализация пластовой воды, г/л. В данной главе изложены результаты исследований по разработке технологии изоляции во-допритока.
Суть разработанного способа изоляции водопритока заключается в создании изоляционного экрана путем закачивания в пласт водного раствора высокомодульного силиката натрия и кислотного гелеобразователя и выдержкой его в пласте на время гелеобразования.
Способ изоляции водопритока предусматривает создание изоляционного экрана определенной толщины в зоне пласта, рассчитываемой по формуле Р'-К gтad Рэ
где Ь - толщина изоляционного экрана, м ;
Рд - величина депрессии в обводнённой части продуктивного пласта, МПа; К - коэффициент запаса прочности изоляционного экрана (1,2); —ч §га<! Рэ - градиент давления начала фильтрации пластовой воды через изоляционный экран, МПа/м, (по данным экспериментальных исследований он варьирует от 7,7 до 40). В качестве высокомодульного силиката натрия используют коллоидный силикат натрия марки «Сиалит 30-50», в качестве кислотного гелеобразователя - жидкие отходы процесса электрохимического покрытия металлов, а смешивание указанных компонентов производят до рН раствора равном 3 — 9.
Предлагаемый состав позволяет создавать экран, выдерживающий перепад давления до 40 МПа/м, хотя, как показывает промысловая практика, в реальных условиях величина депрессии в обводнённой части продуктивного пласта редко достигает 3 МПа.
Использование раствора с оптимальным временем гелеобразования значительно сокращает время проведения работ, продолжительность простоя скважины и, в итоге, повышает нефтегазодобычу.
С целью определения времени гелеобразования в присутствии пластовой воды проведены исследования времени гелеобразования высокомодульных силикатов при использовании в качестве кислотного гелеобразователя кислых отходов гальванического производства.
Правильный выбор объекта и качественное проведение технологического процесса по повышению и восстановлению производительности скважин, в том числе предполагают проведение газодинамических исследований скважин. Для этих целей была разработана специальная установка, позволяющая повысить эффективность исследований за счет большей оперативности и сокращения времени процесса.
Конструкция установки позволяет одновременно регистрировать параметры нескольких работающих скважин (дебит, давление, температуру) и проводить ГДИ в газопроводе в непрерывном режиме (рисунок 3).
1 — сужающее устройство; 2 - КИП для замера давления; 3 — КИП для замера температуры; 4 — датчик многопараметрический; 5 - блок регистрации; б - радиостанция; 7 - концентратор данных.
Рисунок 3- Установка для исследования газовых скважин
Установка не требует проведения специальных подготовительных работ перед проведением ГДИ, т.к. обеспечивает автоматическую регистрацию измеряемых параметров в процессе эксплуатации скважин с учетом их взаимовлияния.
Использование в установке контроллеров позволяет автоматически производить запись измеряемых многопараметрическими датчиками технологических параметров скважин, расчет их дебитов и передачу информации в сеть одновременно от нескольких работающих скважин (куст скважин).
Многопараметрические датчики позволяют получить комплекс продуктивных характеристик для системы пласт — скважина - газосборный коллектор. К таким характеристикам относятся коэффициенты продуктивности, гидродинамических сопротивлений, а также коэффициент тепловых потерь скважин, обвязки, шлейфа и др.
В четвертой главе рассмотрены вопросы технологии изготовления и разработки технических средств для изготовления твердых пенообразователей. Была разработана установка для изготовления твердых стержней пенообразователей (рисунок 4).
Рисунок 4 — Установка для изготовления твердых стержней пенообразователей
Установка для изготовления твердых стержней пенообразователей содержит два блока: блок предварительного приготовления и блок формования. Блок предварительного приготовления состоит из смесительной емкости 1, выполненной с возможностью вращения в горизонтальной плоскости и оснащенной парой ножей 2. Ножи 2 установлены на горизонтальном валу 3 редуктора 4 с возможностью вращения в вертикальной плоскости. В нижней части смесительная емкость 1 снабжена рукояткой 5, обеспечивающей выгрузку приготовленной смеси в накопительную емкость 6. Блок формования содержит полый цилиндрический корпус 7, который снабжен загрузочным люком 8 с крышкой 9. В полом цилиндрическом корпусе 7 соосно установлен шнек 10, опирающийся на подшипники 11. Полый цилиндрический корпус 7 заключен в ресивер 12, в котором установлен электронагреватель 13 с автоматическим регулированием температуры в пределах 100°С и предохранительный клапан 14. Привод шнека 10 осуществляют от электродвигателя 15, управляемого частотным преобразователем 16. Выход полого цилиндрического корпуса 7 оборудован перфорированной крышкой 17 и трехходовым краном 18, в верхней части связанным посредством байпасной линии 19 с загрузочным люком 8, а в нижней части с формовочной трубой 20. Накопительная емкость б блока предварительного приготовления и загрузочный люк 8 блока формования соединены загрузочной линией 21, оснащенной центробежным насосом 22. Ресивер 12 блока формования соединен со смесительной емкостью 1 блока предварительного приготовления гибкой системой 23. Ресивер 12 оснащен краном 24 для подачи горячей воды в смесительную емкость 1 и краном 25 для заполнения ресивера 12 водой. Установка смонтирована на основаниях 26 и 27, выполненных в виде металлических столов.
Технология изготовления ТП различается способами получения их твердой массы, которая может образовываться: в результате сушки водной пасты пенообразующей композиции при введении в расплавленное ПАВ определенных компонентов; путем введения твердого ПАВ в расплавленный носитель, а также получением композиции, которая затвердевает в процессе образования нового неустойчивого соединения,^растворимого в воде (аддукта).
В пятой главе изложены результаты опытно-промысловых испытаний разработанных технологических решений, приведена оценка их экономической эффективности.
Опытно-промысловые испытания по технологии удаления жидкости из газовых скважин проводились на Ямбургском ГКМ, Уренгойском НГКМ, Вынгапуровском ГМ и др.
Низко дебетные скважины 102.1 (наклонно-направленная) и 109.7 (вертикальная) Ямбург-ского ГКМ (сеноман), как правило, эксплуатируются в неустойчивом режиме, характеризуются нестабильными устьевыми параметрами и длительными повторяющимися остановками из-за накопления жидкости. В высокодебитных скважинах 101.3 (вертикальная) и 101.6 (наклонно-направленная) при повышении давления в шлейфе также происходит накопление жидкости с по-
следующим снижением производительности, о чем свидетельствует падение устьевой температуры до 4 °С - 5 °С.
Работы проводили согласно разработанной технологии удаления скапливающейся жидкости из скважин с использованием твердых пенообразователей.
После удаления жидкости из скважины 101.3 (вертикальная) с применением твердых стержней пенообразователей дебит скважины на факел при устьевом давлении 2,2 МПа, шайбе 31,1 мм и температуре 12,2 °С составил 266,3 тыс.м3/сут. (увеличение дебита произошло более чем в два раза).
Дебит скважины 101.6 (наклонно-направленная) Ямбургского ГКМ на факел после вода ТП составил 239,4 тыс.м3/сут при устьевом давлении 2,22 МПа., шайбе 28 мм и температуре 12 °С. Прирост дебита на замеренных давлениях составил 125,1 тыс.м3/сут.
Скважина 109.7 (вертикальная) после ввода ТП работала с дебитом на факел 174,3 тыс.м3/сут. при устьевом давлении 2,02 МПа., шайбе 25 мм и температуре 8 °С.
Дебит газа скважины 102.1 (наклонно-направленная) при продувке через ДИКТ на штуцере диаметром 17 мм составил 90,3 тыс.м3/сут. при температуре на устье 6 °С, что на 21,4 тыс.м3/сут. больше дебита до обработки.
Проблема удаления скопившейся жидкости является весьма актуальной для скважин Вын-гапуровского месторождения. При дебетах газа менее 60 тыс. м3/сут (промысловые данные) происходит накопление жидкости с общей минерализацией от 0,1 до 4,0 г/л на забое скважин.
Удаление жидкости с помощью изготовленных стержней твердых пенообразователей первоначально было опробовано на скважинах 132 и 154 Вынгапуровского газового месторождения ООО «Ноябрьскгаздобыча», но одновременно фиксировались параметры работы скважины 133, входящей в один куст со скважиной 132 и находящейся поблизости. В обе скважины через лубрикатор и НКТ ввели последовательно на забой по пять стержней твердого пенообразователя. Демонтировали лубрикатор и запустили скважину в шлейф.
После удаления жидкости с помощью твердых стержней пенообразователей дебит газа увеличился более чем в два раза, причем заметно увеличился дебит и соседней (133) скважины с 114 до 145 тыс. м3/сут. Через 16 дней работы скважины дебит ее оставался фактически в два раза выше первоначального. Кроме удаления скопившейся на забое жидкости, пена еще и отлично очистила трубопровод.
Наиболее сложными для опробования стержней пенообразователей оказались условия на Уренгойских газоконденсатных скважинах. Работа по удалению жидкости проводилась в 8 скважинах (5429, 2308, 1355, 5332, 2315, 1339, 2314, 2316) Уренгойского газоконденсатного месторо-
ждения, были получены положительные результаты, что- подтвердилось увеличением дебита скважин более чем в 2 раза.
Промысловые испытания твердых пенообразователей также были удачно проведены в скважинах ООО «Надымгазпром», ООО «Кавказтрансгаз», ООО «Кубаньгазпром», ООО «Тюмен-трансгаз» и др.
Испытания установки для исследования скважин были проведены на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча».
Результаты диссертационной работы были внедрены на большинстве месторождений ОАО «Газпром» и получен экономический эффект более 12,5 млн. рублей.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ
На основании обобщения результатов научных публикаций, анализа опытно-промышленных работ, направленных на повышение и восстановление производительности скважин, сделаны следующие выводы.
1 Показано, что одной из основных причин снижения производительности скважин месторождений Крайнего Севера, вступивших в период падающей добычи, является их обводнение, приводящее к усилению гидратообразования, пескопроявляющей способности, скапливанию жидкости на забое. Мониторинг газоводяного контакта сеноманских залежей свидетельствует о том, что в зонах отбора происходит активное дифференциальное внедрение контурной и подошвенной воды в газовую часть залежи.
2 Разработаны составы твердых пенообразователей с различной скоростью растворения и технология удаления скапливающейся жидкости, позволяющая обеспечить стабильную работу обводняющихся скважин в течение продолжительного времени.
3 Предложена методика выбора скважин для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
4 Разработана установка для изготовления твердых стержней пенообразователей, позволяющая получать продукцию с заданными геометрическими и реологическими параметрами за счет улучшения интенсивности перемешивания и обеспечения гомогенности смеси.
5 Разработана технология изготовления стержней, включающая несколько вариантов получения твердой массы.
6 Рекомендован диаметр твердых пенообразователей: 45 - 50 мм для НКТ диаметром 168 мм, 40 - 45 мм для НКТ 114 - 89 мм.
7 Разработана технология изоляции водопритока, позволяющая не только повысить производительность скважины, но и снизить или полностью исключить негативные последствия обводнения: образование водяных, песчаных или газогидратных пробок.
8 Разработана установка для исследования газовых скважин, позволяющая автоматически производить запись измеряемых многопараметрическими датчиками технологических параметров скважин, в том числе до и после проведения работ по изоляции водопритоков, удалению жидкости, интенсификации притока.
9 Результаты промысловых испытаний технологии удаления жидкости из ствола скважины показали, что после ввода твердых пенообразователей получен прирост дебита газа.
10 Установлено, что ввод (сброс) 2-3 твердых пенообразователей (1,5 - 2 кг) в скважину сеноманской залежи, работающую с ограничением устьевых параметров из-за накопления жидкости, обеспечивает полный её вынос, стабилизируя работу скважины с повышенной производительностью.
11 Выявлено, что при использовании твердых пенообразователей диаметром до 50 мм не отмечено ни одного случая зависания их в фонтанной арматуре и НКТ как в вертикальных, так и наклонных скважинах, что подтверждается полным выносом жидкости с забоев скважин во всех случаях.
12 Установлено, что количество Скопившейся жидкости можно определить по разности пластового и статического давлений после 15 - минутной остановки скважины (без предварительной продувки её на факел), что позволяет исключить для этой цели поинтервальные замеры AMT.
13 Результаты исследований подтвердили, что перед сбросом твердых пенообразователей шаблонирование скважин необходимо, если оно не производилось последние три года.
14 Установлено, что использование твердых пенообразователей для удаления жидкости из скважин позволяет ослабить режим продувки на факел или вовсе исключить ей при своевременном вводе твердых пенообразователей, когда давления в скважине еще достаточно для выброса столба накопившейся жидкости, переведенной в пену.
15 Выявлено, что единовременный избыточный ввод твердых пенообразователей (более 2 кг) замедляет вывод скважин на нормальный режим работы, так как при этом образуется вязкая пена, создающая высокое сопротивление потоку газа в НКТ.
16 Для уточнения продолжительности действия твердых пенообразователей в скважинах необходимо после их ввода продолжать замеры устьевого давления и температуры через каждые 1-2 суток до достижения параметров, зафиксированных перед обработкой.
17 Установлено, что использование для удаления жидкости из скважин твердых пенообразователей в оптимальных количествах не создает угрозы для системы очистки газа, что подтверждается проведенными исследованиями химического анализа вод.
18 Проверкой на вспениваемость ДЭГа с содержанием в нем до 0,5 % неонола - основного материала твердых пенообразователей, показано незначительное влияние последнего на этот параметр. При прогреве в процессе регенерации ДЭГа с добавкой неонола последний подвергается деструкции и полностью теряет вспенивающие свойства, поэтому накопления его в ДЭГе не происходит.
19 Рекомендовано широкое использование твердых пенообразователей' для стабилизации работы и интенсификации притока как в низкодебитных, так и высокодебитных скважинах при накоплении в них жидкости любой минерализации.
Все методические разработки и технологические решения, приведенные в диссертации, использованы при проведении ремонта скважин месторождений ООО «Уренгойгазпром», ООО «Ямбурггаздобыча», ООО «Ноябрьскгаздобыча», ООО «Надымгазпром» и получен экономический эффект 12,518 млн. рублей.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах'.
1 Гасумов P.A. Определение эффективности ПАВ для удаления жидкости из газовых и га-зоконденсатных скважин [Текст]/Р.А.Гасумов, Ю.С.Тенишев, А.И.Чебоксаров, С.В.Мазанов// Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин: тез. межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 20-25 сент. 2004 г.у СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004.- С.Зб-40.
2 Гасумов, Р.А Определение эффективности ПАВ для удаления из газовых и газоконден-сатных скважин скапливающейся жидкости [Текст] /Р.А.Гасумов, Ю.С.Тенишев, Г.Г. Белолапот-ков, А.И.Чебаксаров, СЗ.Мазанов //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин: Сб. доклад, международн. научн.-практ. конференции (Кисловодск, 20-25 сент.2004 г.) / СевКав-НИПИгаз.- Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004,- С.49-57.
3 Гасумов, P.A. Информационная, система планирования и контроля выполнения капитального ремонта скважин [Текст] / Р.АХасумов, К.С.Ахмедов, Н.М.Аршинова, А.А.Семеняк, З.С.Салихов, С.В .Мазанов, [и др.] //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин: тез. док; межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 20-25 сент.,2004 г.) / СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004.-С.139-140.
4 Гасумов, P.A. Новые технологии, направленные на повышение эффективности проведения ремонтных работ [Текст] /Р.А.Гасумов, С.В.Долгов, С.В.Мазанов //Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала в XXI веке: сб. докл. отрасл. науч.-практ. конф. (Ямбург, 7-10 июня 2004 г.).-Ямбург, 2004.-С. 68-70.
5 Гасумов, P.A. Диагностирование разрушения пласта-коллектора на месторождениях Крайнего Севера [Текст] / Гасумов P.A., С.В.Мазанов, Н.К.Никитин [и др.] // Наука и техника в газовой промышленности. Обзор, информ. - М., 2004,- 100 с.
6 Липчанская, Т.А. Различные аспекты влияния газоконденсата на выносящую способность ПАВ при удалении пластовой жидкости [Текст] /Г.А.Липчанская, С.В.Мазанов. //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004.- Вып. 41. -С.146-159.
7 Салихов, З.С. Технология глушения скважин, ликвидации водопритока и методы интенсификации притока газа, применяемые иа скважинах ЯГКМ при капитальном ремонте скважин [Текст] / З.С. Салихов, C.B. Мазанов, Р.Ч. Шафигулин //Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: сб. докл. межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 24-28 окт. 2005 г.) / СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005.- С.39-47.
8 Мазанов, C.B. Опытно-промысловые испытания технологии удаления жидкости из газовых скважин Ямбургского ГКМ [Текст] /C.B. Мазанов, Ю.С. Тенишев, P.A. Гасумов, РА. Бабаев, О А. Маршаев, Р.И. Алимгафаров, Р.Ч. Шафигуллин //Проблемы добычи газа, газового конденса-
та, нефти: Сб. докл. межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 24-28 окт. 2005 г.) / СевКавНИПИгаз.-Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005.- С.134-144.
9 Мазанов, C.B. Информационная система обеспечения выполнения планов капитального ремонта скважин [Текст] /C.B. Мазанов, К.С. Ахмедов, Н.М. Аршинова // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин: тез. докл. межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 20-25 сент. 2004 г.) / СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004.- С. 107-109.
10 Мазанов, C.B. Проведение капитального ремонта на скважинах Ямбургского ГКМ с применением комплексной технологии ремонтно-изоляционных работ [Текст] /C.B. Мазанов, М.Н. Пономаренко, О.В. Крюков //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин:, тез. докл. межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 20-25 сент. 2004 г.) / СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004.- С.82-83.
11 Патент на изобретение № 2269644, МПК Е21В 43/00 /Установка для изготовления твердых пенообразователей /Долгов C.B., Гасумов P.A., Лобкин А.Н., Тенишев Ю.С., Мазанов C.B. и др. опубл. 10.02.2006, Бюл. №4
12 Патент па полезную модель №44743 , МПК Е 21 В 49/08. / Установка для исследования газовых скважин // Долгов C.B., Гасумов P.A., Галашш И.А., Шестерикова P.E., Андреев О.П., Мазанов C.B. и др., Опубл. 27.03.2005, Бюл. №9.
13 Патент на полезную модель №40077 , МПК Е 21 В 47/00. / Установка для исследования газовых скважин // Долгов C.B., Гасумов P.A., Галанин И.А., Шестерикова P.E., Андреев О.П., Мазанов C.B. и др., Опубл. 27.08.2004, Бюл. №24.
14 Патент на изобретение №2271444, МПК7 Е21 В 43/32 Способ изоляции водопроницаемого пласта /Гасумов P.A., Вагина Т.Ш., Гаврилов A.A., Мазанов C.B., опубл. 10.03.06, Бюл. №7.
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мазанов, Сергей Владимирович
ВВЕДЕНИЕ.
1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ФОНДА СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА.
1.1 Особенности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений.
1.2 Основные причины снижения производительности газовых скважин.
1.3 Изучение механизма скопления жидкости в газовых скважинах
1.4 Методы повышения и восстановления производительности газовых скважин.
2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ НА ПРОЦЕСС ПЕНООБРАЗОВАНИЯ ЖИДКОСТИ И ЕЕ ВЫНОСА
ИЗ СКВАЖИНЫ.
2.1 Исследование используемых ПАВ для удаления жидкости из скважин.
2.2 Исследования условий образования пеноэмульсиониых систем, обеспечивающих вынос из скважин водогазоконденсатных смесей.
2.3 Разработка составов для интенсификации притока пластового флюида
3 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ СТАБИЛЬНОСТЬ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА.
3.1 Разработка технологии удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
3.2 Разработка технологии восстановления и повышения производительности скважин месторождений.
3.3 Разработка установки для исследования газовых скважин.
4 РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИИ
ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДЫХ ПЕНООБРАЗОВАТЕЛЕЙ
4.1 Разработка установки для изготовления твердых стержней-пенообразователей.
4.2 Разработка технологии изготовления твердых пенообразователей.
5 ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТОК НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО
СЕВЕРА И ОЦЕНКА ИХ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ.
5.1 Результаты опытно-промысловых испытаний.
5.2 Оценка экономической эффективности разработок.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин"
Актуальность работы
Повышение степени извлечения газа и газового конденсата из недр - одна из важнейших проблем в области рациональной разработки газовых и газокондепсатных месторождений. Разработка месторождений показывает, что газоотдача при существующих методах составляет 50 % - 90 %. Кроме природных, имеется много факторов, существенно влияющих на газоотдачу. Особенно остро эта проблема стоит при эксплуатации газовых и газокондепсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений.
Для решения задачи обеспечения уровня добычи газа и газового конденсата немаловажное значение имеет поддержание эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии. При этом особое внимание уделяется совершенствованию технологии повышения и восстановления производительности скважин, в том числе: своевременное удаление жидкости из ствола скважин, интенсификация притока углеводородных флюидов, ликвидация водопритоков, укрепление ПЗП и т.д.
Особые трудности возникают при проведении работ на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки. На поздней стадии эксплуатации месторождений в газовых скважинах имеет место интенсивное поступление и накопление пластовой жидкости на забое скважины, что при определенных условиях может привести к глушению продуктивного пласта и прекращению процесса добычи газа.
На начальной стадии эксплуатации месторождений и при сравнительно небольших объемах поступающей жидкости, ее вынос из скважины осуществляется за счет высокой скорости лифтирования газа.
В последующем, при отработке месторождения и снижении пластового давления, наблюдается увеличение объемов поступления пластовой жидкости и постепенное накопление ее на забое скважины. По этой причине растет бездействующий фонд скважин. Это характерно для сеноманских отложений месторождений Крайнего Севера, и приводит к снижению производительности действующих скважин, а иногда к их остановке. Для предотвращения этих негативных явлений приходится в процессе эксплуатации скважин корректировать технологический режим, что приводит к уменьшению объема добычи газа, а также снижению коэффициента газоотдачи продуктивных пластов.
В связи с вышеизложенным, поддержание производительности скважин, вопросы предупреждения накопления жидкости на забое скважин и технология ее своевременного удаления становятся весьма актуальными и являются основной задачей диссертационной работы. Указанные вопросы рассмотрены на примере газовых скважин месторождений Крайнего Севера.
Способам повышения производительности скважии с применением твердых пенообразователей для удаления жидкости из скважины и интенсификации притока в процессе эксплуатации и капитального ремонта скважин посвящено значительное число исследований, но они далеки от своего разрешения. Предложенные способы в полной мере не решают эти проблемы и требуют их постоянного совершенствования.
Наиболее полно вопросы повышения и восстановления производительности газовых и газоконденсатных скважин путем интенсификации притока флюида и удаления жидкости из скважин рассматривались в работах З.С. Алиева, P.M. Алиева, В.А. Амияна, А.Г. Амияна, Н.Р. Акопяна, Р.А. Гасумова, В.П. Ильченко, Г.А. Зотова, Б.С. Короткова, Т.А. Липчапской, В.Н. Маслова, П.П. Макаренко, А.С. Сатаева, К.М. Тагирова, Ю.С. Те-нишева, В.Е. Шмелькова, Р.С. Яреймчука, A.M. Ясашина и др.
Цель работы
Исследование и разработка комплекса технологических решений по удалению жидкости из скважины и интенсификации притока углеводородных флюидов с применением физико-химических методов, направленных на повышение и восстановление производительности газовых скважин.
Основные задачи работы
Изучение состояния эксплуатации газовых скважин месторождений Крайнего Севера, находящихся на поздней стадии разработки, и причин снижения их производительности.
Исследование механизма скопления жидкости на забое газовых скважин.
Разработка составов твердых пенообразователей для удаления жидкостей из газовых скважин.
Разработка технологии удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей из газовых скважин.
Разработка методики выбора скважин для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
Разработка техники ввода твердых пенообразователей в газовые скважины.
Разработка технологии повышения и восстановления производительности газовых скважин.
Разработка технологии изоляции водопритока в газовых скважинах.
Разработка стационарной высокопроизводительной установки для изготовления твердых пенообразователей.
Разработка установки для исследования газовых скважин.
Разработка методики исследований с использованием современных лабораторных приборов, установок, математических методов и моделирования с программным обеспечением.
Научная новизна
На основании обобщения теоретических, экспериментальных исследований разработаны составы и способ получения твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин с регулируемыми скоростями растворения для пластовых вод с различной минерализацией для месторождений Крайнего Севера.
1 Разработаны составы твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин, отличающиеся от ранее применяемых, с регулируемыми скоростями растворения для пластовых вод различной минерализации с учетом эксплуатации месторождений Крайнего Севера, а также способы их получения.
2 Разработана новая технология удаления скапливающейся в стволе скважины в процессе ее эксплуатации жидкости с использованием твердых пенообразователей с различной скоростью растворения, применительно для сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера.
3 На основе анализа работы эксплуатационных скважин предложена методика их выбора для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей с учетом геометрических параметров скважин и пластовых условий.
4 Разработана высокопроизводительная установка для изготовления твердых пенообразователей, позволяющая за счет улучшения интенсивности перемешивания и обеспечения гомогенности смеси получить продукцию с заданными геометрическими параметрами и скоростью растворения (защищена патентом РФ № 2269644) и технология их применения.
5 Разработана технология изоляции водопритока, предусматривающая создание изоляционного экрана путем закачивания в водонасыщенный пласт водного раствора вы-сокомодульиого силиката натрия и кислотного гелеобразователя в необходимом объеме (защищена патентом РФ № 2271444).
6 Разработана установка для исследования газовых скважин, позволяющая автоматически производить запись измеряемых многопараметрическими датчиками технологических параметров работающих скважин, расчет их дебитов и передавать информацию в сеть одновременно для нескольких работающих скважин (куст) - патент на полезную модель №44743.
Основные защищаемые положения
1 Составы и способ получения твердых пенообразователей для удаления жидкости из газовых скважин.
2 Технология удаления жидкости из газовых скважин в процессе их эксплуатации с помощью твердых пенообразователей с регулируемой скоростью растворения.
3 Методика выбора скважин для эффективного удаления скопившейся жидкости с помощью твердых пенообразователей.
4 Установка для изготовления твердых пенообразователей.
5 Технология изоляции водопритока.
6 Установка для исследования газовых скважин (патент на полезную модель №44743).
Практическая ценность и реализация работы
Практическая значимость работы характеризуется соответствием направлений исследований и составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в том числе перечпя приоритетных тем ОАО «Газпром».
На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных и промысловых исследований разработаны следующие нормативно-методические документы:
Временные рекомендации по составу, способу приготовления твердых пенообразователей и вводу их в скважины»;
Рекомендации по технологии удаления жидкости из скважин с помощью твердых пенообразователей»;
Регламент по применению технологии интенсификации притока газа эксплуатационного фонда скважин Ямбургского НГКМ»,
Результаты проведенных исследований и разработок, выполненные по теме диссертации, широко внедряются при эксплуатации скважин и интенсификации притока газа на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча», ООО «Уренгойгазпром», ООО «Ноябрьск-газдобыча», ООО «Надымгазпром» и др.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на международной конференции «Газовой отрасли - новые технологии и новая техника» (г. Ставрополь, 2002 г.), международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и ремонта скважин месторождений и ПХГ» (г. Кисловодск, 20 - 25 сентября 2004 г.), отраслевой научно-практической конференции «Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала в XXI веке» (Ямбург, 7-10 июня 2004 г.); международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (г. Кисловодск, 22 - 22 октября 2005 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе получено 4 патента РФ.
Объем работы
Диссертация изложена на 147 страницах машинописного текста, включает 48 рисунков, 24 таблицы.
Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованных источников из 150 наименований.
При работе над диссертацией автор пользовался советами и консультациями сотрудников ОАО «СевКавНИПИгаз» и ООО «Ямбурггаздобыча» кандидатов наук З.С. Са-лихова, В.А. Зинченко, Ю.С.Тенишева, Т.А. Липчапской и др. Всем им автор выражает глубокую признательность.
Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору технических наук, профессору, академику РАЕН, АГН РФ, МАИ Гасумову Рамизу Алид-жавад оглы.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мазанов, Сергей Владимирович
Результаты исследования влияния количества удаляемой жидкости на выносящую способность приведены в таблице 2.4.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мазанов, Сергей Владимирович, Ставрополь
1. Карцев, А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений Текст. / А.А. Карцев.- М.: Недра, 1972.
2. Определение интервалов водопритока в скважинах Уренгойского НГКМ Текст. / В.А.Сливпев, Л.Д.Никитип, А.М.Свечников [и др.] // Газовая промышленность. 1993. -№4.-С. 10-11.
3. Трофимчук, А.А. Газогидраты новые источники углеводородов Текст. / А.А. Трофимчук, А.В.Черекий, В.П. Царев // Природа. - 1979. - № 1. - С. 18-27.
4. Макогон, Ю.Ф. Определение условий образования гидратов и их предупреждение Текст. / Ю.Ф Макогон, А.С. Схалехо // Обзор ВНИИэкономики, организации производства и техн. эконом, информации в газовой промышленности. - М., 1972. - 42 с.
5. Макогон, Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использова-ниеТекст. / Ю.Ф Макогон. М.: Недра, 1985. - 232 с.
6. Вяхирев, Р.И Теория и опыт добычи газа Текст. / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов. М.: Недра, 1998. - 478 с.
7. Ермилов, О.М. Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах Текст. / О.М. Ермилов, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский. М.: Недра, 1987.
8. Масленников, В.В. Системный геофизический контроль разработки крупных газовых месторождений Текст. / В.В. Масленников, В.В. Ремизов. -М.: Недра, 1993.
9. Башкатов, А.Д. Предупреждение пескования скважин Текст. / А.Д. Башкатов. -М.: Недра, 1991.-176 е.
10. Case histories, indentification of and remedial action for liquid loading in gas wells: intermediate SHELF GAS PLAY Text. / T. Libson, J. Henry // JPT. 1980. - V. 32. - № 4. -P. 685.
11. Энергосберегающие технологии при добыче природного газа Текст. М.: Недра, 1996.-235 с.
12. Облеков, Г.И. Характерные особенности разработки сеноманских залежей ЯНАО Текст. / Г.И. Облеков, В.Н. Гордеев // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатпых месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2002.-47 с.
13. Гвоздев, В.П. Эксплуатация газовых и газоконденсатпых месторождений Текст.: справочное пособие / В.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов. М.: Недра, 1988.-С. 162-170.
14. Справочная книга по добыче нефти Текст. М.: Недра, 1974.
15. Кондрат, P.M. Удаление жидкости с забоя газовой скважины Текст. / P.M. Кондрат, М.М. Билецкий. // Экспресс-информация. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - Вып. 15. - С. 11-13.
16. А.с.1155728 СССР, МКИ4 Е21В 43/00. Скважинное диспергирующее регулируемое устройство Текст./ Ю.П.Коротаев, С.Н.Закиров, Р.М.Кондрат, М.М.Билецкий, Ю.В.Марчук (СССР). № 3573257/22-08; заявл. 01.04.1983; опубл. 15.05.1985, Бюл. № 18.
17. Ли, Г.С. Некоторые вопросы применения диспергаторов в газлифтных скважинах Текст. / Г.С. Ли, М.М. Кабиров, Ю.В. Нигай // Нефтепромысловое дело. 1983 . - № 12.-С.9-11.
18. А.с. 1398510 СССР, МКИ3 Е 21В 43/25. Пенообразующий состав для освоения скважин Текст. / В.Е. Шмельков, Т.А. Липчанская, В.Ф. Коваленко [и др.] (СССР). № 3996880/22; заявл. 26.12.1989; опубл. 02.02.1999, Бюл. № 10
19. Щелкачев, В.Н. Подземная гидравлика Текст. / В.Н. Щекачев, В.Б. Лапук. МЛ.: Гостоптехиздат, 1949. - 180 с.
20. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ Текст. Ставрополь : СевКавНИИгаз, 1977.-26 с.
21. Маринин, B.C. Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразователя ТЭАС Текст. / B.C. Маринин, А.Я. Строгий // Газовая промышленность. 1994. - № 2. -С. 19-20.
22. Пат. 5360558 США, МПК5 Е 21В 43/26. Slurried polymer foam system and method for the use thereof Text. Опубл. 01.11.94.
23. Саввин, С.Б. Поверхностно-активные вещества Текст. / С.Б. Саввин, Р.К. Чернова, С.Н. Штыков. -М.: Наука, 1991.-215 с.
24. А.с. 905439 СССР, МКИ3 Е21В 43/27. Прообразующий состав для очистки скважин «Пенолифт 2» Текст. / М.Ю Плетнев, Н.Б. Терещенко, Б.Е. Чистяков [и др.] (СССР).-№ 2891665/22-03; заявл. 07.03.80, опубл. 15.02.82, Бюл. № 6.
25. А.с. 1627674 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Реагент для восстановления производительности газовых скважин Текст. / Ю.А. Балакирев, В.Б. Спас, А.Г. Заворыкин [и др.] (СССР). -№ 4439170/03; заявл. 10.06.88; опубл. 15.02.91, Бюл. № 6.
26. Свиридов, О.И. Удаление жидкости из обводненных скважин Шебилинского га-зоконденсатного месторождения Текст. / О.И. Свиридов [и др.] // Нефтяная и газовая промышленность. 1977. - № 3. - С. 29 - 31.
27. Боруш, С.В. Неионогенное ПАВ эффективное средство очистки скважин Текст. / С.В. Боруш [и др.] // Газовая промышленность. - 1974. -№ 8. - С. 27 - 29.
28. Кондрат, P.M. Газоконденсатоотдача пластов Текст. / P.M. Кондрат. М. : Недра, 1992.-256 с.
29. А.с. 1164402 СССР, МКИ4 Е21 В43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / С.Н. Закиров, Р.М. Кондрат, Ю.М. Волков (СССР). -№ 3573555/22-03; заявл. 01.04.83; опубл. 30.06.85, Бюл. № 24.
30. А.с. 1198191 СССР, МКИ4 Е 21 В 43/00. Реагент для удаления жидкости с забоя газовых скважин Текст. / B.C. Маринин, Н.И. Логвинова, Ю.М. Волков [и др.] (СССР). -№3538835/22-03; заявл. 11.01.83; опубл. 15.12.85, Бюл. № 46.
31. А.с. 1641983 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Способ удаления пластовой воды из газовой скважины Текст. / O.K. Ангелопуло, P.M. Кондрат, В.Э. Аваков [и др.] (СССР). № 4428869/03; заявл. 23.05.88; опубл. 15.04.91, Бюл. № 14.
32. А.с. 1723090 СССР, МКИ5 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / В.И. Шагайденко, А.Н. Бутенко, В.И. Артемов[и др.] (СССР). -№ 4747131/03; заявл. 09.10.89 ; опубл. 30.03.92, Бюл № 12.
33. А.с. 1609812 СССР, МКИ5 С 09 К 7/08. Прообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважи Текст. / К.И. Толстяк, А.Я. Строгий, A.II. Бутенко [и др.] (СССР). -№ 4423443/24-03; заявл. 10.05.88, опубл. 30.11.90, Бюл. № 44.
34. А.с. 1509515 СССР, МПК4 Е 21В 43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости с забоя газовой скважины Текст. / М.А. Джафаров, В.Г. Игнатьев (СССР). № 4207372/23-03; заявл. 07.01.87; опубл. 23.09.89, Бюл. № 35.
35. Тихомиров, В.К. Пены, теория и практика их получения и применения Текст. / В.К. Тихомиров. М.: Химия, 1978.
36. Кругляков, П.М. Пена и пенные пленки Текст. / П.М. Кругляков, Д.Р. Эксерова. -М.: Химия, 1990.-426 с.
37. Файнерман, В.Б. О генерировании мелкодисперсной пены Текст. / В.Б. Фай-нерман [и др.] // Коллоидный журнал. 1991. - Т. 53. - С. 702 - 708.
38. Ребиндер, П.А. Вступительная статья к книге В. Клейтона "Эмульсии, их теории и технические применения" Текст. / П.А. Ребиндер, К.А. Поспелова М.: Иностр. лит., 1950.- С. 11-71.
39. Гасумов, Р.А. Пеноэмульсии для закапчивания и ремонта скважин Текст. / Р.А. Гасумов, Т.А. Липчанская, Е.А. Эйсмонт // Строительство газовых и газокоиденсатных скважин : сб. науч. статей /ВНИИгаз, СевКавНИПИгаз. М., 1999. - С. 166 - 169.
40. Кругляков, П.М. Исследование устойчивости пеноэмульсии Текст. / П.М. Кругляков, Н.Э. Пульвер // Коллоидный журнал. 1992. - № 1. - С. 85.
41. Абрамзон, А.А. Поверхностно-активные вещества Текст. / А.А. Абрамзон. JL: Химия, 1981.-304 с.
42. Грей, Дж. Р. Состав и свойства буровых агентов, промывочных жидкостей Текст. / Дж. Р. Грей, Г.С. Дарли. Пер. с англ. - М.: Недра, 1985. - 506 с.
43. Шенфельд, Н. Поверхностно-активные вещества на основе окиси этилена Текст. / П. Шенфельд,- М.: Химия, 1982. 749 с.
44. Яковлева, И.М. К вопросу об устойчивости эмульсий акриламида типа вода -масло Текст. / И.М. Яковлева, Г.А. Симакова, И.А. Гризкова [и др.] // Коллоидный журнал,-1991.-№5.-С. 955-961.
45. Ведерникова, Л.Г. Влияние Mg(N03)2 и Ca(NOj)2 на свойства растворов неионо-генпых первичных спиртов Текст. / Л.Г. Ведерникова, И.С. Лавров, О.И. Меркушев // Коллоидный журнал. 1990.-№ 1.-С. 121-122.
46. Клейтон, В. Эмульсии Текст. / В. Клейтон. М.: Ин. литр., 1950. - 680 с.
47. Тихомиров, В.К. Пены теория и практика их получения и разрушения Текст. / В.К. Тихомиров. М.: Химия, 1975.
48. А.с. 1587178 СССР, МПК5 Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / Г.П. Хотулев, Ю.А. Балакиров, С.И. Ягодовский (СССР). № 4306048/23-03; заявл. 22.07.87; опубл. 23.08.90, Бюл. № 31.
49. А.с. 1435766 СССР, МКИ4 Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / Ю.А. Балакиров, К.И. Гильман, Ф.С. Мамедов [и др.] (СССР). № 4108218/22-03; заявл. 10.06.86; опубл. 07.11.88, Бюл. №41.
50. А.с. 964113 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / И.Ю. Зайцев, Ю.В. Зайцев, Ю.А. Балакиров (СССР). № 3253087/2203; заявл.29.12.80; опубл.07.10.82, Бюл. № 37.
51. Пат. США № 4237977, МПК4 Е 21 В 21/14. Способ удаления воды из газоносных скважин с помощью твердых пенообразователей Текст. Опубл. 10.11.81.
52. А.с. 1710705 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00, С09К 7/02. Способ удаления жидкости с забоя газовых скважин Текст. / О.А. Морозов, Л.М. Баева, Ю.В. Шеип [и др.] (СССР). -№ 4745110/03, № 4726 1 55/03; заявл. 04.08.89; опубл. 07.02.92, Бюл. № 5.
53. Дятлова, Н.М. Комплексоны и комплексонаты металлов Текст. / Н.М. Дятлова,B.Я. Темкипа, К.И. Попов и др.. М.: Химия, 1988. - 544 с.
54. А.с. 1035201 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/25. Самогенерирующая пенная система для освоения скважины Текст. / Э.М. Тосунов, Н.А. Полухина, И.А. Ламаш и [и др.] (СССР).-№ 3392283/22-03; заявл. 01.02.82; опубл. 15.08.83, Бюл. № 30.
55. А.с. 979622 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/25. Способ газирования рабочей жидкости в скважине Текст. / Э.М. Тосунов, Е.П. Ильясов, Н.А. Полухина и [и др.] (СССР). № 3220695/22-03; заявл. 27.10.80; опубл. 07.12.82, Бюл. № 45.
56. Пат. 2193650 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22. Состав для освоения скважин Текст./ Воропанов В.Е.; заявитель и патентообладатель Воропанов Виктор Егорович. № 2001123718/03; заявл. 28.08.2001; опубл. 27.11.2002, Бюл. № 33.
57. А.с. 1767163 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/25. Способ освоения скважины Текст. / П.В. Михальков, Е.Ю. Чардымская, Л.В. Козлова (СССР). -№ 4778251/03; заявл. 04.01.90; опубл. 07.10.92, Бюл. № 37.
58. А.с. 1760095 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / В.М. Светлицкий, Ю.А. Балакиров, С.И. Ягодовский [и др.] (СССР). -№4752556/03; заявл. 25.10.89; опубл. 07.09.92, Бюл. № 33.
59. Пат. 1788223 Российская Федерация, МПК5 Е 21 В 43/25. Способ удаления жидкости из газовой скважины пеной Текст. / P.M. Кондрат P.M., Бантуш В.В., ПетрицкийC.В. и др.; заявл. 24.07.90; опубл. 15.01.93, Бюл. № 2.
60. А.с. 1044771 СССР, МПК3 Е 21 В 43/00. Пенообразователь для удаления жидкости из скважины Текст. / В.И. Шагайденко, К.И. Толстяк, А.Н. Бутенко [и др.] (СССР). -№ 3405620/22-03; заявл. 09.03.82; опубл. 30.09.83, Бюл. № 36.
61. Игнатенко, Ю.К. Способы и устройства для удаления жидкости с забоя газовых скважин Текст. / Ю.К. Игнатенко [и др.] // НТС Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1974.-47 с.
62. Гриценко, А.И. Руководство по исследованию скважин. Текст. / А. И. Гриценко, 3. С. Алиев, О. М. Ермилов [и др. ]. М.: Наука, 1995. - 533 с.
63. Инструкция по охране труда при специальных газодинамических исследованиях действующего фонда скважин коллектором "Надым-1", "Надым-2" Текст. утв. Начальником УГРиЛМ ООО «Ямбурггаздобыча» Ю. Ф. Моисеевым. Ямбург: ЯГС УГРиЛМ Ямбурггаздобыча, 2003. - 9 с.
64. Фролов, Ю.Г. Поверхностные явления и дисперсные системы Текст. / Ю.Г. Фролов,- М : Химия, 1989. 428 с.
65. Перекалин, В.В. Органическая химия Текст. / В.В. Перекалин, С.А. Зонис.- М.: Просвещение, 1966. 159 с.
66. Решения о выдаче патента па изобретение №2004124093/03(025969), МПК7 Е21 В 43/32 Способ изоляции водопроницаемого пласта /Гасумов Р.А., Вагина Т.Ш., Гаврилов А.А., Мазанов С.В., 2004.
67. Проведение научно-исследовательских и опытно-промышленных работ по поддержанию работоспособности скважин на Канчуринском ПХГ: Текст. : отчет о НИР (закл.): 4Б/92.92 / СевКавНИИгаз; рук. Быков И.Д. Ставрополь, 1992 . -112 е.; с. 45 - 46.
68. Шмельков, В.Е. Исследование давления насыщения в системе вода-углеаммонийпые соли Текст. / В.Е. Шмельков, Т.А. Липчанская // Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин : сб. науч. тр. /ВНИИгаз. М., 1983. - С. 146-150.
69. А.с. 640022 СССР, МКИ Е21В43/00. Установка для дозированной подачи поверхностно-активных веществ в нефтяные пласты Текст./ А.Н.Тазов, Ф.И.Мутии (СССР). № 2461467/22-03; заявл. 11.03.77 г.; опубл. 1978, ОБ № 48.
70. А.с. 651117 СССР, МКИ Е21В43/00. Установка для дозированной подачи поверхностно-активных веществ Текст./ А.Н.Тазов, Ф.И.Мутии (СССР). № 2495371/22-03; заявл. 08.06.77 г., опубл. в ОБ № 9,1979.
71. А.с. 827756 СССР, МКИ3 Е21В43/00.Установка для дозированной подачи поверхностно-активных веществ в нефтяные пласты Текст./ А.Н.Тазов, Ф.И.Мутии, Н.А.Шумилова (СССР). -№2784059/22-03; заявл. 25.06.1979; опубл. 07.05.1981, Бюл.№17
72. А.С. 926243 СССР, МКИ3 Е21В43/00. Установка дозирования химреагентов Текст. / Ф.И.Мутии, А.Н.Тазов (СССР).- № 2736128/22-03; заявл. 11.03.1979; опубл. 09.05.1982, Бюл. № 17.
73. А.С.323540 СССР, МКИ1 Е21В21/00.Установка для приготовления промывочных жидкостей Текст./ З.А.Денякин, М.А.Берман, В.И.Шарков, С.П.Шумилов, И.В.Московкин, Э.В.Хатеев (СССР). №1454338/22-3; заявл. 08.07.1970; опубл. 10.12.1971, Бюл. №1 за 1972.
74. А.с. № 599050 СССР, МКИ Е21 B33/138. Устройство для приготовления растворов Текст./ В.А.Бланевич, П.С.Веселков и Е.А.Умрихина (СССР).-№ 2106317/22-03; заявл. 17.02.75 г.; опубл. в ОБ № 11,1978.
75. А.с.564405 СССР, МКИ2 Е21В21/00.Устройство для приготовления отвер-ждаемых глинистых растворов Текст./С.А.Алехин, Н.Г.Аветисян, Ю.П. Тихонов,B.С.Чернов, В.М.Мильштейн (СССР). -№2137992/03; заявл.27.05.1975,опубл. 05.07.1977, Бюл. № 25.
76. А.с. 859604 СССР, МКИ3 E21B33/13. Способ приготовления тампонажного раствора Текст. / Т.Р.Хасанов, С.А.Алехин, Л.А.Абрамович, Л.А.Борисепко, Г.Г.Карев. (СССР). № 2719623/22-03; заявл. 31.01.1979; опубл. 30.08.1981, Бюл. № 32
77. А.с. 1687438 СССР, МКИ5 В29С39/06. Установка для периодического действия для литья быстротвердеющих смесей Текст. / В.В.Кузпецов, Н.В.Тимофеева,A.В.Кузнецов (СССР). -№4717955/05; заявл. 11.07.1989; опубл.30.10.1991, Бюл. №40.
78. А.с. 447497 СССР, МКИ1 Е21В21/00, В02С17/00 Бисерная мельница Текст. / С.А.Алехин, А.И.Булатов, Е.Г.Ковтунов, А.Е.Ольгин, Н.Т.Печенкин,B.А.Харченко (СССР). № 1755630/22-3; заявл. 03.03.1972; опубл. 25.10.1974, Бюл. № 39
79. А.с.703647 СССР, МКИ2 Е21В21/00. Бисерная мельница Текст. / С.А.Алехин, Р.И.Борн, А.Е.Ольгин, Э.Б.Кузнецов, Н.Т.Печенкин (СССР). №2586698/22-03,заявл. 0603.1978, опубл.15.12.1979, Бюл. №46
80. А.с.454333 СССР, МКИ1 Е21ВА21/00 Смеситель Текст./ С.И.Мильковицкий, В.М.Шейнблюм, Н.А.Даниленко (СССР). № 1802770/29-14; заявл.02.06.1972; опубл. 25.12.1974, Бюл. №47.
81. А.с.654774 СССР, МКИ2 Е21В21/00 Смеситель Текст. / С.И.Мильковицкий, Л.Я.Завадский, Л.А.Кривовяз (СССР). №2556841/29-33; заявл. 19.12.1978; опубл.30.03.1979, Бюл. №12
82. А.с.300588 СССР, МКИ1 Е21В21/00. Установка для приготовления и обработки буровых растворов Текст./ З.А.Денякин, М.А. Берман, С.П Шумилов, И.В Московкип, Э.В.Хатеев, В.И. Шарков (СССР). №1129628/22-3; заявл. 30.01.1967; опуб.07.04.1971, Бюл. №13.
83. А.с. 549571 СССР МКИ2 Е21В21/00, В28С1/02. Мешалка Текст./B.В.Деписенко, Ю.П.Тихонов, Н.А.Горбачев, Н.Г.Джалалов, В.С.Чернов (СССР).-№2154836/03; заявл. 10.07.1975; опубл.05.03.1977, Бюл. №9.
84. А.с.72091 СССР, МКИ Е21В21/00 Механическая глиномешалка Текст. / А.П.Духнин, Л.Г.Алехип (СССР). -№373073; заявл.05.01.1948; опубл.30.04.1948.
85. А.с.734388 СССР, МКИ2 Е21В21/00. Смесительный агрегат для приготовления цементного раствора Текст. / Ю,М.Мотков, Г.Е.Гатальский, Р.Н.Красновейкина (СССР).-№2561008/22-03; заявл.28.12.1977; опубл. 15.05.1980, Бюл.№18
86. А.с. 1348530 СССР МКИ4 21/10.Дозатор для приготовления смесей Текст./ Н.ТЛогачев, С.Ф.Кушпир, А.А. Олиференко (СССР).- №3950598/22-03; заявл.02.09.1985; опубл.30.10.1987, Бюл №40.
87. А.с. 343860 СССР, МКИ В28С1/04, B01F7/12. Смеситель Текст./ Р.Н.Ткаченко, В.М.Казеннов, В.Х.Кишиневский и др. (СССР).-№1475380/29-38; заявл. 07.09.70 г.; опубл. в ОБ №21,1972.
88. Гасумов, Р.А. Промывочные системы для глушения и восстановления работы скважин при АНПД Текст. / Р.А. Гасумов, В.Е. Шмельков // Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами: тез. докл. конф. ( Анапа, 1996 г.) Анапа, 1996. -31 с.
89. Гасумов, Р.А. Технологические жидкости для глушения и восстановления работы скважин Текст. / Р.А. Гасумов, В.Е. Шмельков, Р.Н. Каллаева //Газовая промышленность,-1997.- № 9.- С.34-39.
90. Гасумов, Р.А. Пеноэмульсии: свойства и области применения Текст. /Р.А. Гасумов, Т.А. Липчанская //Проблема капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сб.науч. тр./СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2002,- С. 153-159.
91. Гасумов, Р.А. Диагностирование разрушения пласта-коллектора па месторождениях Крайнего Севера Текст. / Гасумов Р.А., С.В.Мазапов, Н.К.Никитин [и др.] // Наука и техника в газовой промышленности. Обзор, информ . М., 2004.- 100 с.
-
Мазанов, Сергей Владимирович
-
кандидата технических наук
-
Ставрополь, 2006
-
ВАК 25.00.17
- Разработка методов повышения эксплуатационной надежности скважин подземных хранилищ газа
- Разработка пенообразующих технологических жидкостей для освоения и глушения скважин в условиях АНПД
- Разработка и совершенствование технологий вывода скважин из бездействующего фонда на поздней стадии разработки месторождений
- Методы проектирования строительства наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали
- Технология диагностики и ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах Уренгойского месторождения
