WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

Ахметов Азат Ахметович ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Специальности 25.00.15 - Технология бурения и

освоения скважин 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа 2001

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

Научный консультант: академик РАЕН, АН РБ, доктор технических наук, профессор М.Р.Мавлютов

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Н.Х.Каримов доктор геолого-минералогических наук, профессор М.А.Токарев доктор технических наук, с.н.с В.Г.Уметбаев Ведущее предприятие: Тюменский научно-исследовательский институт природного газа и газовых технологий (ООО «ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ»)

Защита состоится 30 ноября 2001 г. в 10 часов на заседании диссертаци онного совета Д 212.289.04 в УГНТУ по адресу: 450062, г.Уфа, ул. Космонав тов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ.

Автореферат разослан 29 октября 2001 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор Ю.Г.Матвеев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Энергетическая стратегия России предусматривает дальнейшее увеличение добычи газа как для внутреннего потребления, так и для экспорта. Согласно прогнозу, добыча газа к 2010 году может достигнуть в минимальном варианте 780 млрд.м3 в год, а доля газа в топливно энергетическом балансе составит 57%. Основной объем российского газа в на стоящее время добывается в Западной Сибири на уникальных в мире месторо ждениях: Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском, из которых наиболее круп ным является Уренгойское.

Уренгойское газоконденсатнонефтяное месторождение (УГКНМ), вве дённое в разработку в 1978 г., долгое время (свыше 10 лет) обеспечивало почти половину добычи газа России. Однако к настоящему времени пластовое давле ние составляет примерно половину начального, и УГКНМ находится в стадии падающей добычи. Поэтому замедление темпа падения добычи газа на УГКНМ крайне важно для экономики не только России, но и Европы.

В решении этой проблемы ключевую роль начинает играть служба капи тального ремонта скважин. С одной стороны, она должна традиционно обеспе чивать работоспособность все более стареющего фонда газовых скважин, ко гда начинает выходить из строя наземное и подземное оборудование, прогрес сируют осложнения, связанные с изменением геолого-технических условий в пласте. С другой стороны, в последнее десятилетие резко изменились условия хозяйствования и ужесточились экологические требования к хозяйствующим субъектам, особенно природопользующим. Следовательно, в ходе капитально го ремонта скважин в современных условиях необходимо принимать такие тех нологические и технические решения, которые бы дополнительно способство вали повышению эффективности эксплуатации скважин и экологической безо пасности всех работ. Именно разработке таких решений посвящена данная дис сертационная работа.

Цель работы. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации, капитального ремонта газовых скважин на заключительной ста дии разработки месторождений за счёт создания и внедрения новых техноло гий, технических средств, форм организации работ по капитальному ремонту скважин.

Задачи исследований.

1.Анализ современного технического состояния газовых скважин УГКНМ.

2.Установление причин осложненного состояния фонда газовых скважин.

3.Разработка методики и технологий глушения скважин при АНПД.

4.Создание методики, технических средств и технологий для предупреж дения выноса песка из пласта.

5.Разработка методов борьбы с водопритоками.

6.Создание методики диагностирования заколонных перетоков газа и межколонных давлений, разработка технологии их ликвидации.

7.Разработка принципов совершенствования службы ремонта скважин в современных условиях.

8.Разработка пакета программ для ЭВМ с целью компьютеризации реше ния задач по ремонту скважин.

9.Промышленная апробация и внедрение в производство предложенных решений, оценка их эффективности.

Методы решения поставленных задач. В работе в основном использо ван комплексный метод исследования, включающий аналитические решения 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. Кроме того, широко использовал ся анализ промысловых материалов, накопленных практически за всё время разработки УГКНМ.

Защищаемые положения 1.Механизм поступления песка в скважину и образования песчаных псевдоожиженных пробок при наличии и отсутствии водопроявлений.

2.Механизм формирования заколонных перетоков газа и межколонных давлений.

3.Методика и технология глушения газовых скважин при АНПД.

4.Методика, техника и технология предупреждения выноса песка из пла ста.

5.Методы борьбы с водопритоками.

6.Методика и технология ликвидации заколонных перетоков и межко лонных давлений газа.

7.Принципы создания пакета программ для ЭВМ с целью компьютериза ции решения задач по ремонту скважин.

8.Направления совершенствования организации работ по ремонту и обслуживанию скважин.

9.Результаты опытного и промышленного применения разработок.

Научная новизна 1.Установлен механизм поступления песка из пласта в скважину, а также механизм образования на забое песчаных пробок как плотных, так и псевдо ожиженных. Выявлены факторы, влияющие на эти процессы.

2.Рассматривая тампонажные растворы как пористую среду, установлен механизм формирования заколонных перетоков газа и межколонных давлений во время ОЗЦ.

3.Разработан принцип блокировки продуктивных пластов с АНПД дис персными системами, дисперсность и структурно-механические свойства кото рых регулируются в требуемом диапазоне в процессе закачки в скважину (пат.

РФ 2139410, 2144608).

4.Разработан способ создания скважинного гравийного фильтра с выреза нием эксплуатационной колонны, расширением ствола скважины в интервале его установки, очисткой призабойной зоны пласта, с последующим намывом гравия в процессе притока пластового флюида (пат. РФ 2146759).

5.Получены новые составы на основе минеральных и органических вя жущих для изоляции водопритоков, обладающие повышенными изолирующи ми свойствами (пат. РФ 2002038, 2139409, 2139985).

6.Разработаны методика и способ диагностирования заколонных перето ков и межколонных давлений газа, состав изолирующего материала для их ли квидации (пат. РФ 2053357, 2144130).

7.Разработана новая концепция организации работ по ремонту скважин на базе использования авторских технологий и технических средств (пат. РФ 2010943, 2111336).

8.Создан пакет программ для решения задач капитального ремонта сква жин и исполнения необходимой документации на ЭВМ (свидетельства Роспа тента № 980728, 990279, 990388, 990389, 2000611351-2000611353, 2000611355, 2000611356).

Практическая ценность. Все разработки, изложенные в данной работе, используются в повседневной практической деятельности Управления интен сификации и ремонта скважин (УИРС) ООО «Уренгойгазпром», обеспечивая значительный положительный технико-экономический эффект. За счёт них ежегодно дополнительно добывается более 4 млрд.м3 газа, а экономический эффект составляет 6435 тыс.руб. при доле автора 1073 тыс.руб.

Технология глушения газовых скважин с АНПД применена на 83 сква жинах согласно РД 00158758-208-99. Она позволила снизить затраты времени в 5-7 раз, химических реагентов в 3-4 раза, сократить сроки освоения скважин после ремонта в 2-2,5 раза при сохранении дебита скважин на доремонтном уровне. Фактический экономический эффект составил 872 тыс.руб.

Проволочные фильтры с гравийной набивкой установлены в 17 газовых скважинах УГКНМ. Вынос песка на этих скважинах прекратился при одновре менном увеличении дебита. В результате дополнительная добыча газа из этих скважин составила около одного млрд.м3, а экономический эффект – 2516 тыс.рублей. Разработанная технология ликвидации пескопроявлений в 2- раза дешевле технологии, предлагаемой компанией “NAGAOKA USA” для борьбы с выносом песка в обсаженной скважине. Поэтому она принята ОАО «Газпром» для внедрения на других газовых месторождениях Западной Сибири (протокол совещания в ОАО «Газпром» 20.11.98).

Водоизолирующие составы применены на 52 скважинах, которые рабо тают без водопроявлений до настоящего времени. Дополнительная добыча газа составила свыше 3 млрд.м3, а экономический эффект 1237 тыс.руб.

Технология ликвидации заколонных перетоков и межколонных давлений газа в настоящее время применяется на всех скважинах, где наблюдается дан ный вид осложнений. После ремонта скважины работают без осложнений в те чение нескольких лет, тогда как эффективность ранее применявшихся методов не превышала нескольких месяцев. Экономический эффект от внедрения на двух газовых скважинах составил 1751 тыс.руб.

Для планирования структуры и объема работ по ремонту скважин состав лены прогнозы на ближайшие 3-5 лет по каждому виду осложнений, уточняе мые по мере накопления фактических данных. Сервисная система ремонта скважин на основе применения разработанных технологий и колтюбинговых установок отечественного производства с 1999 г. применена на 36 газовых скважинах. Она позволяет проводить многие виды ремонта скважин без их глушения и сократить затраты времени на ремонт примерно в 3 раза, если срав нивать с подъемными установками. Возможно применение колтюбинговых ус тановок для проведения части работ при капитальном ремонте с подъемных ус тановок. Тогда затраты времени на ремонт скважины снижаются примерно в раза. В целом применение колтюбинговых установок как отдельно, так и со вместно с подъемными позволит снизить затраты на ремонт газовых скважин УГКНМ к 2010г. на 12,7 млн. у.е.

Все отделы УИРС оснащены компьютерами, на которых используется разработанный нами пакет программ для решения различных задач по интен сификации и ремонту скважин, исполнения всей необходимой для этого доку ментации. Это позволяет значительно поднять производительность труда ИТР, а также качество принимаемых решений и документации.

Авторские разработки существенно повышают и экологическую безопас ность эксплуатации и ремонта скважин, поскольку значительно сокращается выброс в атмосферу природного газа, технологических жидкостей и продуктов их сгорания в результате снижения количества и продолжительности продувок скважин.

Апробация работы. Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались: на научно-технической конферен ции ПО УГП (Новый Уренгой, 1993);

на научно-техническом совете ПО УГП (Новый Уренгой, 1994);

на XI научно-технической конференции (Москва, 1994);

на научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, УГНТУ, 1995);

на Международных научно-практических конфе ренциях «Ресурсосберегающие технологии в области использования природно го газа» (Тюмень, 1995, 1996);

на семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин» (Уфа, 1996);

на Всероссийской научно практической конференции «Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды на период более 500 лет в зоне ведения геологоразведочных и буровых работ, трубопроводостроения и разработки нефтегазовых месторождений на суше и морских акваториях» (Тю мень, 1997);

на III Международной конференции (Экзетер, Англия, 1997);

на научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Рос сии» (Уфа, 1998);

на Международной конференции (Москва, 1999);

на III Все российской конференции молодых ученых, специалистов и студентов (Москва, РГУНГ, 1999);

на II Международном симпозиуме «Наука и технология углево дородных дисперсных систем» (Уфа, 2000);

на заседании секции «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» научно технического совета ОАО «Газпром» (Анапа, 2000).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 63 работы в открытой научно-технической печати, в том числе 2 монографии, 37 статей;

11 патентов на изобретения;

9 свидетельств на программы для ЭВМ и 4 руководящих доку мента.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти раз делов, заключения, списка литературы, приложений. Она изложена на 327 с. машинописного текста, содержит 63 рисунка, 46 таблиц и 2 приложе ния. Список литературы включает 209 наименований.

Автор благодарит работников Управления по добыче газа и газового конденсата (нефти) ОАО «Газпром» Н.И.Кабанова, В.В.Кузнецова;

ООО «Уренгойгазпром» Р.С.Сулейманова, Г.А.Ланчакова, А.Н.Дудова, А.Н.Куль кова, а также сотрудников Управления интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром», оказавших неоценимую помощь по внедрению разработок и при сборе материалов.

Автор глубоко признателен и выражает благодарность ученым Уфимско го ГНТУ: научному консультанту, члену АН РБ, РАЕН, профессору М.Р.Мавлютову, профессору Л.А.Алексееву, профессору Спиваку А.И., доцен ту П.Н.Матюшину, сотрудникам ВНИИГаза д.т.н. А.А.Клюсову, директору Опытного завода В.В.Макееву и д.т.н. Кузнецовой Т.В. за полезные консульта ции и помощь при выполнении данной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первом разделе выполнен анализ современного технического состоя ния сеноманских скважин на УГКНМ.

Уренгойский газоконденсатонефтедобывающий комплекс представляет собой самое крупное в мире инженерное сооружение по добыче, переработке и подготовке к транспорту газа, конденсата, нефти. В его составе три этажа про дуктивности:верхний, сеноманский, - чисто газовый;

средний, валанжинский, газоконденсатонефтяной;

наконец, нижний, ачимовский, - также газоконденса тонефтяной. При разработке каждой залежи возникают свои специфичные про блемы, которые практически невозможно решить в одной работе. Поэтому на ми рассматриваются проблемы, связанные с эксплуатацией сеноманской газо вой залежи, которая является наиболее крупной и, соответственно, играет более важную роль в экономике России, Так, из всего фонда 2400 скважин УГКНМ 1400 пробурены на сеноман для добычи газа.

В структурном плане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется на Уренгойскую, Ен-Яхинскую и Песцовую площади, объеди ненные общим контуром газоносности. В разработке находятся Уренгойская и Ен-Яхинская площади. Основные запасы газа Уренгойского месторождения со средоточены на собственно Уренгойской площади - 70,2%, на долю Ен Яхинской площади приходится 19,1% и Песцовой - 10,7%.

Эксплуатационные скважины Уренгойского месторождения расположе ны в присводовых частях структуры и сконцентрированы в кусты по 26 сква жин с расстоянием между кустами 1,52 км. Всего на месторождении работают 319 кустов газовых скважин, подключенных к 15 установкам комплексной под готовки газа (УКПГ).

Промышленная эксплуатация сеноманской залежи Уренгойского место рождения начата в апреле 1978 года. Проектный уровень отборов 250 млрд.м газа был достигнут в 1985 году. На данном этапе разработка осуществляется на основании «Проекта разработки сеноманской залежи Уренгойского месторож дения», выполненного ВНИИГазом в 1995 году.

Подготовка газа осуществляется на 15 УКПГ, в работе 15 ДКС первой очереди, 15 ДКС второй очереди и 4 станции охлаждения газа. Отбор газа в це лом по месторождению ниже проектного, что связано как с поздним вводом ДКС второй очереди, так и с наложенными ограничениями на работу скважин в связи с выносом пластовой воды и механических примесей, при чем количество скважин, работающих с ограничением по дебиту, за последние шесть лет увеличилось в 9,5 раза.

Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами. Так, в начальный период эксплуатации газоди намические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1 млн.м3/сут достаточно поддерживать депрессию на пласт 0,090,21 МПа для собственно Уренгойской площади и 0,26 МПа для Ен Яхинской площади. По Северо-Уренгойскому месторождению дебиты от 800 до 1000 тыс.м3/сут были получены при депрессии 0,612 МПа. Продолжи тельное время фактические рабочие дебиты превышали проектные, а в началь ный период достигали 1,52,0 млн.м3/сут (по собственно Уренгойской и Ен Яхинской площади) и 600625 тыс.м3/сут против проектного 500 тыс.м3/сут по Северо-Уренгойскому месторождению. С выходом месторождения на проект ный уровень годовой добычи дебиты приближались к проектным значениям. В 1996 году годовой темп падения дебитов изменялся от 510 тыс.м3/сут (УКПГ- 6, 4) до 6575 тыс.м3/сут (УКПГ- 8, 10), составляя в среднем 5 тыс.м3/сут по собственно Уренгойской площади и 35 тыс.м3/сут по Ен-Яхинской площади, что вызвано снижением пластового давления по месторождению и началом пе риода падающих отборов.

Установлено закономерное изменение типов разрезов и продуктивности скважин с севера на юг. В южной части (УКПГ-1-6) преобладает тип разреза с содержанием высокопроницаемых коллекторов (более 0,5 мкм2) значительной толщины, что позволило в начальный период разработки поддерживать по этим УКПГ дебиты до 1,52,0 млн.м3/сут при депрессии на пласт 0,500,60 МПа. В настоящее время они являются зонами наиболее интенсивного внедрения пла стовой воды и выноса механических примесей, что в совокупности отрицатель но отражается на их добывных возможностях. В северной части (УКПГ-7-10) продуктивный пласт сложен коллекторами с проницаемостью 0,10,3 мкм2.

Ухудшение коллекторских свойств подтверждается ростом депрессии до 0,770,85 МПа при сопоставимых дебитах.

Текущая продуктивность действующего фонда зависит от качества це ментирования эксплуатационных колонн, а также от интенсивности водо- и пескопроявлений. Так, из общего фонда скважин, по данным АКЦ, невысокое качество цементирования отмечено в 237 и 62 скважинах или 30,9 и 25 % соот ветственно по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям. Неудовлетворительным и плохим качеством цементирования характеризуются еще соответственно 27 и 18,5% скважин. Наиболее неблагоприятная картина, с точки зрения качества цементирования, сложилась на УКПГ-5, где 54% скважин имеют низкое каче ство цементирования. Данное обстоятельство является одной из причин сниже ния в 1996 году годового отбора на 5,45 млрд.м3 по собственно Уренгойской и на 1,74 млрд.м3 по Ен-Яхинской площадям Из пробуренного эксплуатационного фонда собственно Уренгойской площади в настоящее время 80,8% скважин оборудованы лифтовыми трубами диаметром 168 мм, а 14,7% - диаметром 114 мм. Применение насосно компрессорных труб увеличенного диаметра способствует снижению непроиз водительных потерь давления в системе пласт-усть скважины. Наиболее низкие текущие их значения присущи скважинам УКПГ-3, 1 (0,670,74 МПа), имею щим невысокие средние дебиты (326-373 тыс.м3/сут), а максимальные потери (1,23 МПа) имеют скважины УКПГ-10 (при дебите 640 тыс.м3/сут). Около 80 % скважин Уренгойского месторождения оснащены пакерами типов ПСС 219/140, ПСС 219 А-А, BAKER, 2 ПД-ЯГ, 1 ПД-ЯГ, ЗППГД, ППГ-5, КОС 168/89-35, ВАЛЮРЕК.

На 01.10.1997 года межколонное давление различной интенсивности от 0,49 МПа (скв.3132, 12052, 13151, 13273, 13312) до 1,2 МПа (скв.1113, 11301, 11412, 12252, 15283) были отмечены в 26 скважинах.

Для определения добывных возможностей и составления технологиче ского режима скважин в 1999 году были продолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, выше которых начинается разрушение приза бойной зоны. Проведено 54 специальных исследования. Величина предельно допустимой депрессии колеблется от 0,16 до 0,4 МПа по зонам УКПГ, и в на стоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 01.10.99 года скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механических примесей и воды, из них 185 скважин действующего фонда работают с выно сом механических примесей, 65 скважин - с выносом пластовой воды и меха нических примесей (рис. 1).

5 0 4 5 4 0 3 5 3 0 2 5 2 0 1 5 1 0 5 1 9 9 3 1 9 9 4 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 г о д ы 1 - вода + песок;

2 – вода;

3 – песок;

4 - итого Рис. 1. Динамика роста количества сеноманских скважин, работающих с ограничением по дебиту из-за выноса песка и пластовой воды С целью гидрохимического контроля за разработкой залежей отобрано проб жидкости, охват исследованиями составил 1,14 исследований на скважи ну. По результатам анализов большинство скважин выносит пресную воду.

Для контроля давления в водоносной части произведено 115 замеров уровня в воды по дебиту из за выноса мех.

примесей и пластовой количество скважин, работающих с ограничением пьезометрических скважинах, которые подтвердили предположение об охвате дренированием всего водоносного бассейна апт-альбских и сеноманских отло жений.

Разработка Уренгойского месторождения происходит в условиях прояв ления водонапорного режима, и определяющим фактором подъема ГВК являет ся перепад давления между газо- и водонасыщенными частями пласта. Теку щий ГВК имеет выпуклую поверхность с максимумами подъема, достигающи ми 56 м в зоне размещения эксплуатационных скважин УКПГ-1. Объем вне дрившейся пластовой воды по Уренгойской площади составляет 4807 млн.м3, по Ен-Яхинской - 760 млн.м3. При сохранении проектного уровня годовой до бычи по Уренгойской площади, фонд скважин, подлежащих ремонту из-за об воднения пластовыми водами, составил к 2000 году примерно 16% от эксплуа тационного фонда.

Усиление роли природного газа в экономике страны должно сопровож даться ужесточением требований к надежности и безопасности работы Единой системы газоснабжения России. Известно, что перемещение огромных масс флюидов в процессе дегазации продуктивных толщ и (или) закачки техниче ских жидкостей приводит к нарушению естественного напряженного состояния земной коры. Мировой опыт длительной эксплуатации месторождений углево дородов, особенно сопровождавшейся крупномасштабными закачками техни ческих флюидов разного назначения, показал, что среди наиболее ощутимых последствий техногенных воздействий на геолого-геофизическую среду чаще всего фиксируются разномасштабные просадки дневной поверхности, разрывы горного массива и рост сейсмической активности, нередко приводящие к раз рушению подземных и наземных коммуникаций и сооружений.

Для управления процессами техногенного преобразования земной коры в ареалах эксплуатируемых объектов рекомендуется организовать работы по гео динамическому контролю (мониторингу) за разработкой крупнейших месторо ждений. Синхронно-комплексное наблюдение за динамикой геолого геофизической среды с помощью современных космических, наземных и под земных дистанционных, геофизических, геохимических, гидрогеологических и геодезических методов исследований позволит получить новые возможности для экологически безопасного управления процессом промышленного освоения газосодержащих месторождений.

Результаты комплексного анализа материалов ГИС - контроля за теку щим ГВК, технического и гидрохимического контроля эксплуатационного фонда сеноманских скважин с целью установления их технического состояния и режима работы газовой залежи в период падающей добычи позволили вы явить процессы, которые наряду с негативным влиянием на работу скважин и УКПГ создают угрозу для недр и окружающей среды. Такими процессами, на блюдающимися на Уренгойском и других газовых месторождениях Западной Сибири являются:

• обводнение фонда скважин;

• вынос песка из продуктивного пласта, переходящий в его разрушение;

• заколонные перетоки газа, воды;

• возникновение межколонных давлений.

В заключение раздела на основе выполненного анализа технического со стояния фонда газовых скважин сформулированы цель и задачи исследований диссертации, приведенные выше.

Второй раздел посвящен установлению причин осложнённого состояния фонда газовых скважин.

Поздняя стадия разработки газовых месторождений с точки зрения тео рии надежности сложных систем должна характеризоваться либо резким рос том количества отказов основных элементов системы, либо резким увеличени ем профилактических мероприятий для снижения числа отказов.

Истинные причины большинства осложнений, возникающих при добыче газа на месторождениях региона, связаны с состоянием пласта-коллектора. В силу специфики естественных физических процессов, происходящих в залежах во время разработки месторождений, физические характеристики продуктивно го пласта, сложенного слабосцементированными коллекторами, ухудшаются, что приводит к самому распространенному виду осложнений - водопескопро явлениям.

Нами в работе уделено большое внимание анализу существующих поня тий о влиянии интенсивного выноса воды на устойчивость слабосцементиро ванных песчаников газоносных горизонтов сеноманских отложений. Описан механизм проявления капиллярных сил и снижения прочности глинистого це мента при его взаимодействии с водой. Обобщен опыт эксплуатации Уренгой ского месторождения, являющегося, как и месторождение Медвежье, аналогом всех газовых залежей региона, по условиям водопескопроявлений. Основной задачей при эксплуатации скважин является определение структуры и характе ра осложнений, возникающих в условиях активного проявления водонапорного режима и выноса больших объемов конденсационной воды, а также установле ния причин, их вызывающих.

Для качественного и квалифицированного решения этих задач особое значение имеют вопросы, связанные с полнотой и достоверностью исходной информации. Для проведения полного и качественного анализа применена следующая методика диагностики состояния скважин, проводимой при их экс плуатации и ремонте в условиях активного водопескопроявления:

• определены критерии диагностики состояния добывающих скважин до ремонта и после проведения ремонтных работ;

• установлены предельные значения выбранных критериев на основе теоретических проработок, регламентирующих документов и данных эксплуатации.

При выборе типов или сочетаний критериев принимались во внимание, с одной стороны, основные используемые в отрасли промысловые методы физи ко-химических анализов, с другой, - возможность проведения всесторонней диагностики состояния скважин по результатам промыслово-геофизических ис следований, полученным как при бурении, так и при эксплуатации и ремонте.

Выбраны следующие критерии: удельное содержание жидкости;

удельное со держание механических примесей;

химический состав жидкости, включая микрокомпоненты;

гранулометрический или фракционный состав механиче ских примесей;

фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта;

ка чество цементирования эксплуатационной колонны;

техническое состояние конструкции скважины.

Проанализированы результаты статистической обработки фактических промысловых данных, собранных за период эксплуатации залежи, установлены эмпирические зависимости, которые отражают реально протекающие процес сы и являются основой для прогноза поведения системы в дальнейшем, а также для разработки мероприятия по предупреждению и ликвидации возможных ос ложнений.

Причина обводнения фонда скважин в процессе эксплуатации достаточ но тривиальна: падение пластового давления при отборе газа из залежи. По скольку сеноманская газовая залежь водоплавающая, то, с одной стороны, происходит подъем ГВК, и когда он достигает нижних отверстий интервала перфорации, начинается поступление воды в скважину. С другой стороны, из-за некачественного цементирования эксплуатационной колонны вода может на чать поступать по кольцевому пространству из водоносных пластов, залегаю щих как ниже, так и выше интервала перфорации.

Вода не только сама по себе создает проблемы при добыче газа, но и вы зывает дополнительные, активно воздействуя на коллектор, содержащий глину.

Поэтому детально рассмотрено состояние воды в горных породах, показано, что она может находиться в восьми формах: от конституционной до парообраз ной. Приведена краткая гидрогеологическая характеристика сеноманского во доносного комплекса УГКНМ. Пластовые воды сеномана имеют общую мине рализацию 18…19 г/л и относятся к хлоркальциевому типу по Сулину. Верхние воды практически пресные, с минерализацией менее 1 г/л.

Газоносный коллектор представлен кварцевым песком, сцементирован ным глиной, состоящей из 43% по массе каолинитов, 43% иллитов, 12% смек титов и 2% хлоритов. Показано взаимодействие воды с глиной и песком, рас смотрены силы, действующие на частицы глины и песка при их увлажнении, изменение сил при изменении влажности. Прочность глинистого цемента с ростом влажности уменьшается, а силы капиллярного сцепления песчинок уменьшаются как с ростом, так и с уменьшением влажности.

Причина выноса песка из пласта более сложная. Во-первых, песок может выноситься в скважину в результате уноса песчинок потоком газа с поверхно сти фильтрации. Во-вторых, он может выноситься из массива пласта по кана лам фильтрации газа. В обоих случаях песок будет выноситься, если силы, спо собствующие выносу, будут превышать силы, удерживающие песчинки на мес те. В первом случае песчинки удерживаются под действием горного давления и сил капиллярного сцепления, а выносу способствует собственный вес песчинок, давление бокового распора и гидродинамическое давление потока газа. Во вто ром случае могут выноситься только песчинки, размер которых меньше разме ра каналов фильтрации газа. Геометрические расчеты для частиц сферической формы при их наиболее плотной упаковке показали, что могут выноситься час тицы диаметром менее 0,15 dс;

где dc – диаметр частиц, образующих скелет пласта. Эти частицы удерживаются на месте собственным весом и капилляр ным сцеплением, а выносятся гидродинамическим давлением потока газа. В работе с определёнными, вполне приемлемыми допущениями получены выра жения для всех действующих сил и аналитически решена задача выноса песка в скважину.

Предварительный анализ показал, что слой песчинок, находящийся на поверхности фильтрации газа в скважину, можно принять разгруженным от действия горного давления и давления бокового распора. Также можно пренеб речь и весом песчинок, поскольку он значительно (более 100 раз) меньше дру гих сил. В результате условие равновесия песчинки на поверхности фильтрации имеет вид K rп 2 н Qн Pн z rп л - (sin + cos - 1) 2 2 cos 2 n h d l2 m2 Pз пк пк (1) 1 - (6К + 3sin ) = 0, 1 - cos sin + cos - где Кл – коэффициент лобового сопротивления обтеканию песчинки;

rп- радиус песчинки;

н и Qн – соответственно плотность и дебит природного газа при нормальных условиях (при атмосферном давлении и температуре 20 0С);

Рн и Рз – соответственно нормальное (атмосферное) и забойное давления;

z - ко эффициент сжимаемости природного газа;

n - плотность перфорации эксплуа тационной колонны;

h – толщина интервала перфорации;

dпк и l - соответст пк венно диаметр и длина перфорационных каналов в пласте;

m – коэффициент пористости продуктивного пласта;

- поверхностное натяжение пластовой во ды на границе с природным газом;

- угол смачивания песчинки водой;

К – коэффициент трения между песчинками;

- угол между горизонталью и на правлением действия сил капиллярного сцепления.

Первое слагаемое определяет силу, увлекающую песчинку потоком газа в скважину, а второе – силу капиллярного сцепления песчинки, удерживающую её на поверхности фильтрации газа. Для удобства анализа в формуле (1) знаки приняты так, что если разность положительна, песок выносится из пласта, а ес ли она отрицательна или равна нулю, то песок не выносится.

С целью установления причин выноса песка из пласта в скважину в рабо те выполнен численный анализ уравнения (1), приняв исходные данные по ли тературным источникам и результатам промысловых исследований. На рис. приведена зависимость силы капиллярного сцепления песчинки от угла смачи- вания ее пластовой водой. Как видим, с уменьшением угла смачивания пес чинки сила капиллярного сцепления (СКС) линейно возрастает, достигая мак симального значения при угле смачивания около одного градуса. Конкретные данные по влажности коллектора сеномана и соответственно по углу смачива ния песчинок в начале разработки залежи отсутствуют, однако известно, что в начале разработки залежи вынос песка не фиксировался.

0 Угол смачивания, град Диаметр песчинки, мм: 1 – 0,1;

2 – 0,2;

3 – 0,3;

4 – 0, Рис. 2. Зависимость силы капиллярного сцепления песчинки от угла смачивания Поэтому можно предполагать, что угол смачивания был значительно меньше 40 500, т.е. сила капиллярного сцепления песчинок имела место. По мере разработки залежи и падения пластового давления равновесная влагоем кость природного газа возрастает согласно формуле Букачека в = А /10,2Р + Б (2) пл.

где в – равновесная влагоёмкость газа, г/м3;

А – равновесная влагоёмкость идеального газа при атмосферном давлении, г/м3;

Рпл – пластовое давление, - Сила капиллярного сцепления, Н МПа;

Б – коэффициент, учитывающий разницу влагоемкости реального и иде ального газов.

В результате природный газ будет насыщаться до равновесной влажности за счёт испарения воды, содержащейся в поровом пространстве. Поскольку аб солютное значение изменения равновесной влажности газа достаточно мало (десятые доли кг/1000м3. МПа), то заметного уменьшения влажности (осуше ния) пласта в целом не происходит. Расчеты показывают, что влажность пласта даже к концу разработки залежи уменьшится всего лишь на тысячные доли процента. Более значительное осушение пласта происходит на поверхности фильтрации и вблизи нее. Известно, что депрессионная воронка при фильтра ции газа очень крутая и около 75% депрессии срабатывается на радиусе от оси скважины, не превышающем 10 м. Следовательно, на этом расстоянии проявля ется дефицит влажности газа, возрастающий по мере приближения к стенке скважины, который компенсируется испарением воды в коллекторе. Конечно, абсолютное значение дефицита влажности по-прежнему очень мало, но очень велико количество газа, проходящего через эту зону. Поэтому осушение кол лектора в процессе добычи газа вблизи стенки скважины может быть весьма значительным. Нами выполнены приближенные расчеты при условии: депрес сия на пласт 0,1 МПа;

пластовое давление 5 МПа;

дебит скважины 300 тыс.

м3/сут;

радиальная толщина зоны фильтрации 0,1 м. При этих условиях через зону фильтрации проходит 265 тыс.объемов порового пространства газа в су тки, а уменьшение влажности коллектора в течение года эксплуатации скважи ны составит 15% объема пор, т.е. поровое пространство может стать абсолют но сухим.

Уменьшение влажности коллектора будет приводить к уменьшению угла смачивания и к возрастанию СКС. Однако по мере уменьшения дальнейшее испарение воды затрудняется, поскольку молекулы воды будут всё сильнее удерживаться в щели между песчинками адсорбционными силами. Поэтому вряд ли снизится ниже нескольких градусов даже в случае полного высыхания порово го пространства. Из этого следует, что СКС можно принимать максимальной.

Результаты решения уравнения (1) с учетом этого допущения приведены в табл. 1 при = 10.

Таблица Баланс сил, действующих на песчинку при = Диаметр Баланс сил при дебите газа, тыс.м3/сут и различном Рпл песчинки, 100 250 500 750 1000 1250 мм 1 2 3 4 5 6 7 Рпл = 12 МПа 0,02 - - - - - - 0,1 - - - - - + + 0,2 - - - - + + + 0,3 - - - + + + + 0,4 - - - + + + + Рпл = 8 МПа 0,02 - - - - - - 0,1 - - - - + + + 0,2 - - - + + + + 0,3 - - - + + + + 0,4 - - + + + + + Рпл = 6 МПа 0,02 - - - - - - 0,1 - - - - + + + 0,2 - - - + + + + 0,3 - - + + + + + 0,4 - - + + + + + Рпл = 4 МПа 0,02 - - - - - - + 0,1 - - - + + + + 0,2 - - + + + + + 0,3 - - + + + + + 0,4 - - + + + + + Рпл = 2 МПа 0,02 - - - - + + + 0,1 - - + + + + + 0,2 - - + + + + + 0,3 - + + + + + + 0,4 - + + + + + + Из табл. 1 видно, что факторами, влияющими на вынос песка, являются дебит скважины, размер песчинок и пластовое давление. В начале разработки залежи (Рпл = 12МПа) песок выносили только высокодебитные скважины, имевшие дебит свыше 750 тыс.м3/сут. Прежде всего выносятся крупные пес чинки, а при больших дебитах и более мелкие. Очень мелкие частицы (d < 0,02 мм), способные проходить через поровые каналы, не выносятся со всем даже при очень высоких дебитах - до 1,5 млн.м3/сут. Они начнут выно ситься при пластовом давлении ниже 4 МПа и дебитах скважин свыше 1 млн. м3/сут, которые маловероятны при таком пластовом давлении. Это гово рит о том, что песок выносится исключительно с поверхности фильтрации, а не из удаленной зоны пласта. Очень мелкие частицы могут выноситься с поверх ности фильтрации наравне с крупными в виде равноразмерных с ними или даже более крупных агрегатов из нескольких частиц.

С уменьшением пластового давления вынос песка будет происходить при меньших дебитах – 500 и даже 250 тыс.м3/сут. Иначе говоря, по мере разработ ки залежи вынос песка интенсифицируется. Скорость выноса песка в начале эксплуатации скважины будет мала, поскольку песчинки выносятся поштучно.

Но со временем сформируется в зоне дренажа каверна неправильной формы и различного размера как по сечению, так и по профилю, которая резко умень шит устойчивость ствола скважины под действием горного давления. Это мо жет дать начало разрушению коллектора в призабойной зоне, тем более что од новременно будет возрастать напряженность скелета пласта в результате сни жения пластового давления. В итоге скорость выноса песка значительно увели чится.

С началом поступления воды из пласта картина усложняется. В работе детально рассмотрена роль воды в выносе песка из пласта в скважину и с забоя на устье в зависимости от причины поступления воды: подъем ГВК либо не герметичность цементного кольца за эксплуатационной колонной. Установлен механизм формирования песчаных пробок, показано, что одновременное по ступление из пласта песка и воды взаимоусиливает трудности выноса с забоя на устье, как песка, так и воды по сравнению с раздельным их поступлением.

К сожалению, нет возможности сравнить результаты аналитического ре шения с фактическими данными, поскольку на УГКНМ не предусмотрен сис тематический контроль за дебитом отдельных скважин, выносом из них воды и песка. Имеются лишь эпизодические практические данные, порой косвенные, которые приведены в работе и в целом подтверждают изложенное.

С целью установления причин заколонных перетоков газа и воды и появ ления межколонных давлений газа аналитически рассмотрено изменение гид ростатического давления Рт столба тампонажного раствора за эксплуатацион ной колонной в процессе его твердения. При этом цементный раствор сразу по сле окончания продавки в кольцевое пространство принят за пористую среду, насыщенную водой затворения, а стенка скважин считается проницаемой в ин тервале залегания проницаемых пластов.

4о Pт = в g h + h(т - в)g -. (3) d с - dк 4о Данная формула действительна только при h(т - в)g - 0, где dс - dк h – глубина скважины;

в – плотность воды затворения тампонажного раствора;

т, o – плотность и ДНС тампонажного раствора;

dc – диаметр скважины, dк – наружный диаметр эксплуатационной колонны.

Если это слагаемое меньше нуля, Рт определяется условиями фильтрации воды затворения через твердеющий тампонажный раствор.

Используя фактические данные и результаты экспериментального опре деления давления на различных стадиях твердения тампонажного раствора как в лаборатории, так и в натурных скважинах, полученные А.И.Булатовым, А.Л.Видовским, В.К.Камориным, Фам Ван Тханем, изучен механизм формиро вания каналов в тампонажном растворе с дополнительным учётом капиллярных эффектов, возникающих при фильтрации разнородных флюидов. Из него сле дует, что при применённой на УГКНМ конструкции скважин и технологии це ментирования эксплуатационных колонн образование каналов в тампонажном камне было объективно неизбежным. В зависимости от индивидуальных осо бенностей скважин (свойств бурового и тампонажного растворов, качества це ментирования кондукторов и направлений) каналы могут либо доходить до устья скважины, либо нет. В первом случае будет наблюдаться межколонное давление газа на устье, а во втором – нет, но это не исключает заколонных пе ретоков газа в верхние водоносные горизонты или образования грифонов.

В третьем разделе изложены вопросы разработки и внедрения техноло гий и технических средств борьбы с водопескопроявлениями.

Для проведения работ по ликвидации водопескопроявлений в скважине, как правило, необходимо её заглушить. До 1988 года скважины на УГКНМ глушили глинистым раствором или раствором хлористого кальция. При этом дебиты газовых скважин после глушения снижались в среднем на 20%. На каж дой третьей скважине проводилось повторное глушение из-за поглощения жид кости глушения выкокопроницаемыми интервалами продуктивного пласта.

Иногда объемы поглощаемой жидкости в 3-4 раза превышали объёмы скважи ны.

Снижение пластового давления ещё более затрудняет глушение скважин, а порой делает его невозможным вследствие поглощения жидкости глушения одними интервалами пласта и проявления из других интервалов.

Глушению скважин вообще и при АНПД в частности посвящены работы Акопяна Н.Р., Амияна В.А., Бережного К.В., Воронова В.Н., Гасумова Р.А., Де нисова Г.Г., Зейгмана Ю.В., Кайгородова В.А., Макаренко П.П., Овчиннико- ва В.П., Рассохина Г.В., Рябоконя С.А., Тагирова К.М., Тищенко В.И., Троцко го В.Ф., Шмелькова В.Е., Корли У.Т., Паттона Дж.Т. и многих других. В ре зультате предложен длинный перечень рецептур жидкостей глушения и блоки рующих растворов для подготовки скважин к ремонту. Такое большое количе ство обусловлено, с одной стороны, большим разнообразием геолого технических условий, с другой стороны, отсутствием универсальных растворов и технологий безопасного глушения скважин, поиском доступных и недорогих материалов (либо отходов производств, расположенных в данном регионе), не требующих больших затрат на приготовление и доставку на место применения.

Применение известных жидкостей глушения и блокирующих растворов на УГКНМ, к сожалению, не решило проблему глушения скважин. В 1988 98г.г. затраты времени на ликвидацию осложнений, вызванных некачествен ным глушением скважин (повторное глушение, долив, вызов циркуляции тех нологической жидкости и др.), составляли в среднем от 25 до 155 часов на одну скважину. Также значителен был и дополнительный расход материалов. Так, в 1995-96г.г. наблюдался двойной расход портландцемента на установку водо изоляционных мостов. Неудачи обусловлены тем, что коллекторские свойства продуктивного горизонта изменяются в очень широких пределах как по площа ди залежи, так и по толщине, которая в свою очередь изменяется по отдельным скважинам от 70 до 230 м. Так, проницаемость изменяется от 0,01 до 5 мкм2, а пористость от 10 до 40%. Причем по мере дренирования залежи, особенно с на чалом выноса песка, диапазон изменения пористости и проницаемости расши ряется.

Исходя из изложенного, нами с 1996 года ведутся разработки блокирую щих растворов, обеспечивающих надежное глушение скважины при сохране нии естественных фильтрационных свойств призабойной зоны пласта. В отли чие от известных они характеризуются очень широким фракционным составом дисперсной фазы, получаемой комбинированным путем: крупная фракция вво дится в виде наполнителя, а мелкая получается в результате совместной кон денсации нескольких растворенных компонентов. Компоненты выбираются с учётом их доступности, стоимости и суровых природно-климатических усло вий региона. В зависимости от индивидуальных особенностей скважин свойст ва блокирующих растворов легко регулируются изменением их состава. В табл.

2 для примера приведен состав блокирующего раствора, названного нами мно гокомпонентным раствором (МКР), а в табл.3 – фракционный состав наполни телей для него.

Таблица Состав МКР Композиция 1 Композиция Кол-во, Кол-во, Компоненты Компоненты % масс. % масс.

Раствор CaCl2 45-50 Каустическая сода 5- пл.1300-1460 кг/м Шлам "Дисин" 45-48 Кальцинированная сода 6- Конденсат 1-4 Сульфат натрия 3- Синтетические 1-1,5 Химически осажденный мел 2- жирные кислоты с фракционным составом:

(С16-С22) 0 - 0,08мм –60% 0,08-0,2мм – 40% Водорастворимый полимер 0,7- Вода техническая Остальное Таблица Фракционный состав наполнителя Торф Строительный мел Химически осажденный мел размер содержа- размер содержа- размер час- содержание, частиц, ние, частиц, ние, тиц, % мм % масс. мм % масс. мм масс.

<0,08 12 <0,14 13 <0,08 45 87 0,080,2 0,140,63 0,080, 28 - - - 0,21, более 1,2 15 - - - Блокирующий раствор с нужными свойствами получается и путём регули руемого коагулирования специальных полимеров растворами кислот.

Фазы блокирующих растворов приготавливаются на базе или на скважине раздельно, а затем одновременно закачиваются через смеситель в скважину в суммарном объеме 610 м3 в зависимости от толщины интервала перфорации.

Вязкость блокирующего раствора через некоторое время резко возрастает, как показано на рис. 3. За счет образования фильтрационной корки и высокой вязкости блокирующий раствор практически не фильтруется в пласт и не загрязняет призабойную зону.

2 3 4 5 6 7 Время, мин Рис. 3. Изменение эффективной вязкости растворов глушения во времени:

1-полимерглинистый раствор;

2-инвертно-мицеллярная дисперсия;

3- многокомпонентный раствор Время загущения блокирующих растворов можно регулировать в пределах 545 мин изменением концентрации реагентов в смеси.

Разработанная технология глушения скважин внедрена в производство на УГКНМ согласно РД 00158785-208-99 с экономическим эффектом в 1998г.

1,34 млн.рублей.

На основе детального анализа работ Арестова Б.В., Бояринцева Ф.С., Во лодько И.Ф., Гаврилко В.М., Ермилова О.М., Ремизова В.В., Цайгера М.А., Чаыева О.М., Эфендиева И.Ю., Болетти В., Спарлина Д.Д., Стейна Н., Сьюмена Д., Коберли С.Д., Элиса Р. др. по методам борьбы с выносом песка из скважин показано, что для УГКНМ наиболее эффективным является метод механиче ского задержания песка установкой фильтра. Анализ существующих конструк ций фильтров и опыт их применения на Уренгойском и Медвежьем месторож дениях показали, что на сегодня наилучшим является проволочный фильтр ти Эффективная вязкость, Па * с па ФСК, разработанный ВНИИГАЗом и усовершенствованный УИРС с участи ем автора диссертационной работы.

Нами выполнен значительный объем промысловых исследований различ ных вариантов установки данного фильтра в газовых скважинах (в эксплуата ционной колонне;

в эксплуатационной колонне с гравийной набивкой;

с гра вийной набивкой в интервале продуктивного пласта, где предварительно выре зана эксплуатационная колонна и расширен ствол скважины). Большое внима ние уделено выбору фракционного состава и качества гравия для набивки, спо собу его создания. В результате создана новая методика и комплексная техно логия оборудования пескопроявляющих газовых скважин, которая включает:

вырезание участка эксплуатационной колонны в интервале залегания супер коллектора, расширение ствола скважины, осушку призабойной зоны закачкой спиртов или кетонов, спуск на НКТ и установку проволочного фильтра ФСК в расширенном интервале ствола, намыв гравия за фильтром при одновременном притоке газа в скважину.

Из табл. 4 видно, что эта технология не только ликвидирует пескопрояв ление, но и позволяет значительно (до двух раз) увеличить дебит скважины и снизить депрессию на пласт.

Разработанная технология принята к внедрению на УГКНМ и рекомендо вана к применению на других месторождениях ОАО «Газпром». В результате ее применения в 1998 году дополнительно добыто 253 млн.м3 газа, а экономи ческий эффект составил свыше 2 млн.рублей. Наша технология в 2-3 раза де шевле предлагаемой компанией «Нагаока» (США) для борьбы с выносом песка в обсаженной скважине УГКНМ.

В работе рассмотрены также вопросы промывки песчаных пробок и ликви дации водопритоков, оптимизации режима работы скважины после проведения этих работ.

Промывка песчаных пробок осуществлялась по общепринятой технологии.

Таблица Результаты исследования пескопроявляющих газовых скважин УГКНМ, оборудованных фильтрами ФСК-114 с гравийной набивкой в интервале открытого расширенного ствола Но- Номер Дата Интервал Толщина Вынос пластового Р/р Q/q мер скважины окончания установки суперкол- песка, г/тыс.м3, ремонта фильтра, лектора, добываемого газа м м до после 1998г 1999г 1998г 1999г ремонта ремонта 1 934 30.04.98г. 1163,41202 31,6 24,00 Нет 0,32 0,31 2,14 2, 2 5141* 31.10.98г. 1136,41153 4,2 простой Нет - 0,21 1,93 1, 3 8123* 30.11.98г. 1139,31160 14,2 простой Нет - 0,12 1,25 1, Примечания:

1.Q-дебит скважины после ремонта;

q- дебит скважины до ремонта.

2.Р- депрессия на пласт после ремонта;

р- депрессия на пласт до ремонта.

3.Исследования проводились на режимах, близких к рабочему, в течение 1 часа.

4.*- скважина в простое с 1996г. (из-за образования песчаной пробки, перекрывающей интервал перфорации, и обводнения).

Для ликвидации водопритоков, опираясь на работы Блажевича В.А., Булга кова Р.Т., Гасумова Р.А., Ермилова О.М., Каримова Н.Х., Крылова В.И., Маля ренко А.В., Ремизова В.В., Уметбаева В.Г., Шарипова А.М., Шумилова В.А., Юсупова И.Г. и др., выбран метод закачки в продуктивный пласт реагентов се лективного действия. В 1992 г. мы начали применять реагент «А-пласт», пред ставляющий собой смесь различных полимеров, растворенных в кетоновых растворителях, который при контакте с водой в пласте полимеризуется с обра зованием объемной твердой фазы, формируя водонепроницаемый экран. Лабо раторные исследования показали, что этот реагент хорошо смачивает поверх ность поровых каналов продуктивного пласта и соответственно хорошо впиты вается в него, обеспечивая равномерное и глубокое проникновение в зону фильтрации. О высокой эффективности реагента при проведении ремонтно изоляционных работ (РИР) свидетельствует табл. 5.

Таблица Водоизолирующая способность реагента «А-пласт» Но- Проницаемость Содержа- Водоизолирую- Градиент на мер модели ние поли- щая чала фильтра по воде, мкм2 меров в способность ции, МПа/м K1 - K до изоля- после изо- реагенте,,% K ции К1 ляции К2 % масс.

1 0,051 0,016 3 68 5, 2 0,044 0,0028 10 94 8, 3 0,052 0,0021 12 96 9, 4 0,057 0,0026 15 95 8, 5 0,055 0,00357 20 93 8, Реагент с 1992 г. применен для РИР на 92 скважинах УГКНМ, которые работают без водопроявлений до настоящего времени. На одну обработку в зависимости от толщины интервала перфорации требуется 15 м3 реагента.

Для осушки призабойной зоны пласта от воды, попавшей при водопроявле нии, после проведения РИР предложено закачивать в пласт 1560 м3 метанола или ацетона, или их смеси в отношении 1:1 в зависимости от требуемой глуби ны обработки. На сегодня лучше применять метанол, поскольку он в 15 раз де шевле. После обработки повышается проницаемость пласта для газа и прекра щается вынос воды. Испытания на 8 скв., проведенные в 1997-2000 г.г., пока зали, что первые скважины работают без выноса воды и песка более трех лет.

Следует отметить, что принципиально сходное решение реализовано в нефтя ных скважинах Татарии и Башкирии Ю.В.Зейгманом.

После проведения РИР проводится комплексное исследование скважины на различных режимах с контролем содержания песка и воды. Затем по предло женной нами методике, успешно апробированной на 60 скв. УГКНМ, опреде ляется диаметр штуцера, обеспечивающий оптимальный режим, т.е. макси мальный дебит при допустимом выносе воды и песка. Все разработки, изло женные в данном разделе, защищены патентами РФ.

Четвертый раздел посвящен разработке и внедрению методики и ком плексной технологии ликвидации заколонных перетоков и межколонных дав лений газа.

Одним из наиболее опасных видов осложнений в газовых скважинах яв ляется потеря герметичности крепи, которая приводит к аварийному состоянию скважины или даже к газопроявлениям и открытым фонтанам. В отечественной практике, согласно работам Булатова А.И., Будникова В.Ф., Макаренко П.П., Никитченко В.Г., Сулейманова А.Б., Троцкого В.Ф., Уметбаева В.Г., Фаттахова З.М. и др., из существующих способов восстановления герметичности обсад ных колонн в скважинах широкое распространение получили: повторное це ментирование;

спуск потайных колонн;

установка гофрированных металличе ских пластырей и др. Однако эти методы ремонтно-изоляционных работ не обеспечивают высокого качества изоляции каналов перетока пластовых флюи дов. Например, успешность повторного цементирования, по данным Будникова В.Ф., не превышает 60 %.

Исследованием и разработкой методик и новых технологий и техниче ских средств по ликвидации заколонных перетоков и межколонных давлений мы занимаемся с 1986-1988 годов. Накоплен большой теоретический и практи ческий опыт, разработаны методики исследований и руководящие документы – регламенты на проведение этих работ. В настоящее время ежегодно по нашим рекомендациям проводится 5-10 ремонтов, направленных на ликвидацию меж колонных газопроявлений. С целью повышения эффективности и успешности работ по ликвидации межколонных газопроявлений на УГКНМ, нами разрабо тана и успешно применяется «Временная инструкция по диагностике характера межколонных проявлений», позволяющая с высокой точностью установить причину возникновения межколонного проявления, избежать принятия оши бочных решений и действий по их ликвидации, а следовательно, и значитель ных затрат и потерь добываемой продукции. Суть методики заключается в ис следовании связи межколонного пространства с затрубным пространством и пластом, ее характера.

Для ликвидации или снижения межколонных газопроявлений в скважи нах УГКНМ применяются различные методы. В случае нарушения герметич ности уплотнительных элементов устьевого пакера колонной обвязки произво дится глушение скважины, демонтаж крестовины с планшайбой методом пере хвата и замена уплотнительных элементов пакера. После этого производится монтаж крестовины, планшайбы, закачка в межфланцевое пространство (меж ду уплотнительными элементами) герметизирующей смазки «Арматол» и оп рессовка межколонного пространства.

В отдельных случаях, при наличии большого дебита из межколонного пространства, связанного со значительным разрушением уплотнительных эле ментов устьевого пакера, применяется метод ликвидации межколонного газо проявления созданием временной герметизирующей основы пакера колонной обвязки. Метод заключается в подаче в затрубное пространство специальной тампонажной смеси на основе инертных материалов. Данная методика и тех нология позволяют произвести ремонт без предварительного глушения сква жины и монтажа подъемной установки, сократить затраты и сроки на проведе ние ремонта, исключить вредное воздействие на пласт жидкости глушения.

Когда возникновение межколонных газопроявлений связано с негерме тично установленным забойным пакером и перетоками газа через резьбовые соединения обсадных труб, применяется метод скользящего тампонирования - закачка и продавка в затрубное (надпакерное) пространство герметизирующих растворов. При этом используются рецептуры герметизирующих растворов, разработанные и запатентованные диссертантом с соавторами. В отличие от из вестных они обладают гораздо более высокой проникающей способностью, что очень важно, поскольку из-за высокой текучести газ поступает, как правило, по каналам очень малого размера.

Методика и технология ликвидации межколонного газопроявления за ключается в одновременной закачке в затрубное пространство двух составов, образующих в процессе смешения и продвижения в затрубном пространстве дисперсную систему, которая по мере поступления в неплотные резьбовые со единения эксплуатационной колонны, трещины и каналы заколонного цемент ного камня очень сильно повышает свои структурно-механические параметры во времени и надежно закупоривает пути выхода газа через межколонное про странство. Остаток смеси продавливается в надпакерную зону и дополнительно перекрывает пути поступления газа в затрубное пространство.

В табл. 6 приведены рецептуры исходных составов для получения герме тизирующего раствора.

Таблица Рецептуры исходных составов для получения герметизирующего раствора Композиция 1 Композиция Массовая Массовая Компоненты доля, Компоненты доля, % % 1 2 3 Раствор CaCl2 плот Карбонат натрия 52, ностью 1,5 г/см Продолжение табл. 1 2 3 Шлам «Дисин» 45 Сульфат натрия Отработанные нефте- Бентонитовый глино- продукты порошок Синтетические жир 1,5 Вода ные кислоты После загустевания герметизирующий раствор имеет эффективную вяз кость 2150 Па. с, тогда как вязкость композиций 1 и 2 не превышает 1,0 Па. с.

Он содержит недорогие и доступные компоненты на основе местного сырья, обладает высокой морозостойкостью (до – 450С) и потому вполне может при меняться в качестве надпакерной жидкости. Разработанная технология ликви дации межколонных газопроявлений позволила повысить межремонтный пери од работы газопроявляющих скважин с 23 мес. до 34 лет, обеспечив эконо мический эффект 1,75 млн.рублей.

Ежегодные отчеты ООО «Уренгойгазпром» по наличию газовых скважин с межколонными газопроявлениями показывают значительное (до 50%) сниже ние количества скважин с межколонными газопроявлениями по сравнению с 1991 годом. Это связанно как с успешным ведением работ по нашим техноло гиям по ликвидации газопроявлений, так и с неуклонным снижением пласто вого давления.

В пятом разделе рассмотрены вопросы совершенствования технической оснащённости и организации работ по ремонту скважин.

Ремонт скважин с применением традиционных канатных подъемных ус тановок и трубного инструмента требует обязательного глушения скважин. Од нако отечественный и зарубежный опыт свидетельствует о том, что глушение скважины, особенно многократное, негативно сказывается на ее продуктивно сти даже в случае принятия мер по минимизации загрязнения призабойной зо ны пласта. Так, по данным Ю.В.Зейгмана, через несколько (56) глушений и освоений дебит нефтяных скважин может снизиться при прочих равных усло виях кратно. В то же время многие виды работ можно было бы проводить в скважине без её глушения (разрушение пробок, водоизоляция и др.), но оно все равно проводится для спуска инструмента.

В мировой практике нефтегазодобычи в последние годы все больше при менение находят установки, укомплектованные длинномерными металличе скими трубами, иногда называемыми гибкими, которые намотаны на барабан.

Бурное развитие таких установок объясняется их высокой экономической эф фективностью и значительными технологическими преимуществами. В основе этих установок, названных колтюбинговыми (тюбинговыми), лежит простая идея замены прерывистого процесса работ непрерывным. Очевидно, что вме сто чередования перемещения НКТ с остановками для их свинчивания (или развинчивания) удобнее и безопаснее безостановочно перемещать гладкую не прерывную длинномерную трубу. Они заменяют подъемные установки для капитального ремонта скважин и установки для спуска в скважину под давле нием, а в последнее время стали использоваться вместо буровых установок, в том числе и в северных широтах (месторождение Прудо Бей на севере Аляски).

Принципиально очень важным их технологическим преимуществом яв ляется то, что при применении установок скважины не нуждаются в глушении и ремонтные работы в них могут проводиться при работающем пласте. Поэто му колтюбинговые установки сегодня применяются за рубежом для выполне ния почти всех видов ремонтных работ в скважинах.

В России самый большой опыт эксплуатации колтюбинговых установок (КУ) накоплен в ОАО «Сургутнефтегаз». Оно имеет 9 импортных КУ, которы ми с 1994 г. отремонтировано 1900 скв. КУ применялись для ликвидации гид ратно-парафинистых пробок, промывки забоя, обработки ПЗП и др. В неболь шом объеме применяла импортную КУ на УГКНМ совместная американо российская компания «Тюмгазкамко» для работ в газоконденсатных и нефтя ных скважинах.

Анализ накопленного опыта показал, что для практической реализации предложенных в данной работе решений с наибольшей эффективностью необ ходимы колтюбинговые установки. При участии автора данной работы прове дены испытание и модернизация установки РАНТ 10-01 с диаметром трубы 33,5 мм.

В феврале 2000 г. поступила уже модернизированная КУ типа М-10 с возможным диаметром трубы 33,5 или 38,1 мм.

За прошедший период данными КУ отремонтировано 36 газовых сква жин. Перечень выполненных работ приведен в табл. 7.

Таблица Ремонтные работы в газовых скважинах УГКНМ, выполненные с применением колтюбинговых установок Количество Номер Вид ремонта скважино- операций 1 Промывка песчаной пробки 2 Промывка песчаной пробки с последующей водо- изоляцией закачкой реагента «А-пласт» 3 Промывка песчаной пробки с последующей водо- изоляцией закачкой реагента «А-пласт» с докреп- лением цементом 4 Промывка песчаной пробки с последующим ос- воением 5 Освоение скважины ступенчатым опусканием гиб- кой трубы 6 Ликвидация гидратно-ледяной пробки 7 Промывка компоновки забойного фильтра ФСК-114 Примечание: Первые четыре вида ремонта с помощью КУ выполнены нами впервые в России.

В табл. 8 приведены затраты времени на ремонт скважин (промывку пес чаных пробок) с помощью различных установок.

Таблица Затраты времени (в часах) на промывку песчаных пробок в газовых скважинах УГКНМ с помощью различных установок Тип установки Но- Состав работ мер А-50 РАНТ М- 10- 1 Подготовка площадки, транспортировка 84,55 36,91 36, оборудования, монтаж вагон городка 2 Подготовительные работы к ремонту 10,00 5,93 5, (монтаж линий, опрессовка) 3 Исследование скважины (отбивка забоя, 17,50 9,27 9, ГДИ) 4 Глушение скважины 15,37 0,00 0, 5 Демонтаж обвязки, ФА 2,18 2,18 1, 6 Монтаж установки, оборудования 13,11 3,72 4, 7 Спуск НКТ (БДТ) 4,59 1,58 1, 8 ПЗР и промывка песчаной пробки, про 18,81 4,93 4, мывка скважины (продувка) 9 Подъем НКТ (БДТ) 3,32 1,63 1, 10 Демонтаж установки, оборудования 10,78 4,92 3, 11 Монтаж ФА, обвязки 5,07 5,07 1, 12 ПЗР и освоение скважины, вывод на ра 156,71 24,60 24, бочий режим работы 13 Исследование скважины (отбивка забоя, 27,58 8,67 8, ГДИ) 14 Заключительные работы после ремонта скважины (демонтаж городка, планиров- 10,14 6,84 7, ка площадки, прочее) 379,71 116,25 111, ИТОГО Как видим, КУ сокращают время ремонта более чем в 3 раза, а по расче там, стоимость ремонта снижается в 2 –3 раза. Поэтому по нашим рекоменда циям интенсивно наращивается число КУ;

на апрель 2001 г. в УИРС было уже колтюбинговых установок. По мере оснащения КУ специальными приспособ лениями, оборудованием и инструментами планируется значительно расширить спектр работ, выполняемых в скважинах с их помощью.

Однако некоторые виды ремонта нельзя сделать с помощью КУ (замена лифта, глубинного оборудования и др.). Но и в этих случаях успешно можно выполнять отдельные операции, такие как глушение скважин, водоизоляцион ные работы, разрушение гидратных и песчаных пробок, освоение, интенсифи кацию притока, колтюбинговыми установками при ремонте скважин с подъем ных установок. По нашим рекомендациям эти варианты прошли успешные ис пытания и они позволили снизить затраты на ремонт до двух и более раз по сравнению с использованием только подъемных установок.

Нами сделан прогноз объемов ремонтных работ по годам до 2010 г.

включительно, рассчитаны затраты на их проведение с применением различных установок. Результаты расчетов, приведенные в работе, показывают, что совме стное применение колтюбинговых и подъемных установок даст возможность снизить затраты на ремонт скважин примерно в 2 раза, а на добычу газа на 2,6%. Кроме того, значительно повышается экологическая безопасность экс плуатации и ремонта скважин вследствие снижения выброса в атмосферу при родного газа, технологических жидкостей и продуктов их сгорания в результате сокращения числа и продолжительности продувок скважин.

Внедрение колтюбинговых установок дало возможность совершенство вать и организацию работ по ремонту скважин с целью поддержания добычи газа. Нами апробирована и внедряется система ремонта, названная сервисной. В её основе лежит современный подход к ремонту скважин как индивидуальный комплексный подход к каждой скважине, предполагающий регулярное деталь ное исследование её технического состояния и проведение требуемого набора профилактических ремонтно-технологических операций с целью максимально го увеличения её производительности и межремонтного периода работы. Она предусматривает, кроме устьевых исследований, проникновение с помощью КУ в скважину без её глушения и выполнение в ней исследовательских, а при необходимости и ремонтно-профилактических работ. Сервисная система охва тывает весь фонд скважин и должна функционировать по заранее составленно му графику, а в отдельных случаях и по факту нарушения установленного ре жима работы скважины. Иными словами, не нужно ждать заявок на ремонт скважин, как прежде, а нужно упреждать нарушения, способствуя тем самым поддержанию добычи газа на максимальном уровне.

Другим направлением совершенствования организации работ является ши рокое применение компьютеров для решения различных вопросов ремонта скважин: планирования, прогнозирования работ, расчёта технико экономической эффективности их, составления необходимой документации, отчетов и др. В разделе дано краткое описание оригинальных, защищенных свидетельствами программ для ЭВМ, разработанных под руководством и при непосредственном участии автора. Все отделы УИРС оснащены современными ПК, на которых стоят эти программы и используются в повседневной деятель ности. Они значительно повышают производительность труда ИТР и качество принимаемых инженерных решений, документации. В настоящее время созда ётся локальная замкнутая компьютерная сеть Управления интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром» для ускорения обмена информацией между структурными подразделениями и сокращения бумажного потока.

В заключение раздела аргументированно сформулированы предложения по включению в проекты разработки газовых месторождений раздела по капи тальному ремонту, интенсификации притока и ликвидации скважин, по изме нению конструкции скважин на новых газовых месторождениях со сходными с УГКНМ геологическими условиями.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ На основе системного анализа технического состояния эксплуатационно го фонда газовых скважин УГКНМ, теории и современной отечественной и за рубежной практики эксплуатации газовых месторождений на поздней стадии при АНПД установлены структура, динамика и механизм развития осложнений при добыче, выработаны и реализованы на практике новые, защищённые па тентами технологические и технические решения по борьбе с осложнениями, внедрены принципиально новые установки, а на их основе новые формы орга низации работ по ремонту скважин. Таким образом, решена важная для отрасли и экономики России проблема замедления темпа снижения добычи газа на крупнейшем месторождении – УГКНМ.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1.Для глушения скважин с минимальным загрязнением ПЗП при АНПД с коэффициентом аномальности 0,5 разработаны блокирующие растворы с широким фракционным составом дисперсной фазы, получаемой в процессе за качки раствора в скважину. Они имеют высокую регулируемую во времени вязкость (до 2000 Па. с).

2.Установлен механизм поступления песка в скважину, опираясь на кото рый разработаны методика и комплексная технология ликвидации пескопрояв лений, включающая вырезание эксплуатационной колонны в интервале залега ния суперколлектора, расширение ствола скважины, очистку и осушку ПЗП, установку проволочного фильтра типа ФСК-114 с последующим намывом гра вия в процессе притока пластового флюида.

3. Для ликвидации водопритоков в скважину разработаны методика, техно логии и предложены реагенты селективного действия, полимеризующиеся или твердеющие в воде, а для осушки и очистки ПЗП – кетоны, спирты или их сме си.

4. Обоснован механизм образования, разработана методика диагностирова ния заколонных перетоков и межколонных давлений газа, а также способ и двухкомпозиционный состав для их ликвидации, обладающий высокой проникающей способностью в дефектные зоны.

5. На основе применения отечественных колюбинговых установок, соз данных с участием автора, разработана и испытана на УГКНМ новая сервисная система ремонта скважин, предусматривающая постоянные наблюдения за ра ботой фонда скважин, оперативное устранение неполадок и обеспечивающая поддержание добычи газа на максимальном уровне.

6. Для повышения производительности и эффективности труда ИТР, заня тых ремонтом скважин, проведена компьютеризация всех технологических процессов и разработан оригинальный пакет программ для ЭВМ.

7. В результате внедрения разработок автора на УГКНМ дополнительно до быто свыше 4 млрд.м3 газа в год при экономическом эффекте 6435 тыс.руб.

(доля автора 1073 тыс.руб). Они позволяют к 2010 г. снизить затраты на ремонт скважин примерно в 2 раза, а себестоимость газа на 2,6%. Кроме того, значи тельно повысится экологическая безопасность в результате снижения выброса в атмосферу природного газа, технологических жидкостей и продуктов их сгора ния в факелах.

8. Для дальнейшего совершенствования КРС на УГКНМ и других месторо ждениях со сходными геологическими условиями рекомендовано спускать экс плуатационную колонну до кровли продуктивного пласта с последующим раз буриванием до проектной глубины и спуском забойных фильтров, а в проекты разработки газовых месторождений ввести раздел по капитальному ремонту, интенсификации и ликвидации скважин.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском место рождении. Проблемы и решения. - Уфа: УГНТУ, 2000.- 209 с.

2. Ахметов А.А. Технологические разработки для ремонта скважин на Уренгойском месторождении. - Уфа: УГНТУ, 1999. - 20 с.

3. Тампонажные материалы с добавками отходов титано-магниевого производства /А.А.Клюсов, А.А.Ахметов, Л.М.Каргапольцева и др. //Газовая промышленность. - 1984. - № 3. - С. 38.

4. Клюсов А.А., Ахметов А.А. Тампонажные материалы с добавками от ходов титано-магниевого производства для цементирования низкотемператур ных скважин // Бурение нефтяных и газовых скважин: Реф.сб. – М.:ВНИИОЭНГ, 1986.- Вып. 2.

5. Кашкаров Н.Г., Ахметов А.А. Снижение проницаемости при разбури вании газового пласта //Газовая промышленность. – 1990. - №6. – С. 50-53.

6. Никитченко В.Г., Ахметов А.А., Барсуков К.А. Комплекс устройств для ремонта обсадных колонн стальными пластырями //Газовая промышлен ность.- 1992. - №11.

7. Никитченко В.Г., Ахметов А.А. Новая установка для гофрирования труб при ремонте обсадных колонн стальными пластырями УВГГ //Научно технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в га зовой промышленности: Инф.сб.-М.:ВНИИЭгазпром, 1992.- Вып. 2.

8. Новый пластовый изолятор /П.В.Коваленко, В.Л.Сливнев, А.А.Ахметов и др. //Газовая промышленность.-1993. - №8. -С. 20-21.

9. Инвертно-эмульсионные системы для глушения скважин и проводки горизонтальных стволов /А.А.Ахметов, А.М.Шарипов, Г.А.Киряков и др.

//Материалы XI научно-технической конференции.- М.: ИРЦ Газпрома, 1994. - С. 144-151.

10. О методах изоляции водопритоков, применяемых на Уренгойском ме сторождении /З.А.Хабибуллин, В.Л.Сливнев, А.А.Ахметов и др.//Сб.науч. тр.

УГНТУ. -Уфа, 1994. - С. 162-166.

11. Влияние вида бурового раствора на устойчивость горных пород, кол лекторов нефти и газа Западной Сибири /Д.Н.Лобов, А.А.Ахметов, Р.М.Сакаев и др. //Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ.-Уфа: УГНТУ, 1995.- С.35.

12. Полифункциональный пластификатор для приготовления тампонаж ных растворов /А.А.Клюсов, А.А.Ахметов, В.В.Дворцов и др.//Ресур сосберегающие технологии в области использования природного газа:

Сб.тез.Междунар.конф.- Тюмень, 1995. - С. 40-41.

13. Конесев Г.В., Мулюков Р.А., Ахметов А.А. Буровые растворы на осно ве ацеталей //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строи тельстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин:

Материалы семинара-дискуссии - Уфа: УГНТУ, 1996.

14. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Жуковский К.А. Разработка средств и методов борьбы с выносом песка на газовых скважинах в Западно-Сибирском регионе //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строитель стве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Ма териалы семинара-дискуссии. - Уфа: УГНТУ, 1996.

15. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Киряков Г.А. Рецептура жидкостей глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на Уренгойском ГКМ и пути их совершенствования в условиях АНПД //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Материалы семинара-дискуссии. -Уфа:

УГНТУ, 1996.

16. Ахметов А.А., Шарипов А.М. Новые методы селективной изоляции водопритоков на УГКМ и пути повышения их эффективности с учетом устой чивости горных пород //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Материалы семинара-дискуссии. - Уфа: УГНТУ, 1996.

17. Разработка новых химических реагентов для глушения скважин при капитальном ремонте /Г.В.Конесев, Р.А.Мулюков, Л.Г.Шакиров, А.А.Ахметов //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Материа лы семинара-дискуссии. - Уфа: УГНТУ, 1996.

18. Ахметов А.А., Шарипов А.У, Хадиев Д.Н. Ликвидация межколонных давлений при капитальном ремонте скважин Уренгойского месторождения // Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды…: Всероссийская научно-практической конферен ции - Тюмень, 1997. - С. 4.

19. Ахметов А.А., Шарипов А.М. Сокращение объёма промстоков при до быче и подготовке газа за счет ограничения водопритоков на скважинах Урен гойского газоконденсатного месторождения //Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды…: Все российская научно-практическая конференция.- Тюмень, 1997.-С. 5.

20. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Жуковский К.А. Предупреждение эро зионного износа и повышение надежности работы оборудования пескопрояв ляющих скважин Уренгойского месторождения // Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды…:

Всероссийская научно-практическая конференция -Тюмень, 1997. - С. 11.

21. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Киряков Г.А. Разработка и применение блокирующих систем для повышения эффективности работ по капитальному ремонту скважин на Уренгойском месторождении // Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды…:

Всероссийская научно-практическая конференция. - Тюмень, 1997. - С. 12 - 13.

22. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Даценко С.А. Пути улучшения экологи ческой ситуации при капитальном ремонте скважин Уренгойского нефтегазо конденсатного месторождения // Экологические проблемы и пути решения за дач по длительной сохранности недр и окружающей среды…. Всероссийская научно-практическая конференция - Тюмень, 1997. - С. 14 - 15.

23. Ахметов А.А., Клюсов А.А. Гидратация 3CaO. SiO2 при отрицатель ных температурах // III Международная конференция по химии материалов. - Экзетер, Англия, 1997.

24. Ахметов А.А. Проблемы повышения эффективности эксплуатации, капитального ремонта и ликвидации скважин на Уренгойском месторождении //Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно-техническая конферен ция. - Уфа: УГНТУ, 1998.

25. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Жуковский К.А. Новая комплексная технология предотвращения пескопроявлений в газовых скважинах на поздней стадии эксплуатации Уренгойского месторождения //Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно-техническая конференция.- Уфа: УГНТУ, 1998.

26. Новая блокирующая дисперсная система для глушения газовых сква жин с АНПД Уренгойского месторождения /А.А.Ахметов, А.М.Шарипов, Г.А.

Ланчакови др. //Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно техническая конференция. - Уфа: РИО УГНТУ, 1998.

27. Ахметов А.А., Шарипов А.М. Разработка и внедрение новой техноло гии изоляции водопритоков на Уренгойском газоконденсатном месторождении //Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно-техническая конферен ция. - Уфа: УГНТУ, 1998.

28. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Хадиев Д.Н. Ремонт эксплуатационных колонн неокомских скважин Уренгойского газоконденсатного месторождения // Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно-техническая конференция.

- Уфа: УГНТУ, 1998.

29. Ликвидация пескопроявления при добыче газа /А.А.Ахметов, К.А.Жуковский, А.М.Шарипов и др.//Газовая промышленность. - 1998. - №9.- С. 20-22.

30. Капитальный ремонт скважин и повышение нефтеотдачи пластов /А.А.Ахметов, А.М.Шарипов, Р.Р.Сахабутдинов и др. //Газовая промышлен ность. - 1998. - № 9.

31. Ремонт эксплуатационных колонн неокомских скважин Уренгойского газоконденсатного месторождения /А.А.Ахметов, Д.Н.Хадиев, Л.А.Алексеев и др. //Сборник научных трудов ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 1999.-Вып.2.

- С. 212-220.

32. Клюсов В.А., Кривобородов Д.Р., Ахметов А.А. Тампонажный цемент для сложных геокриологических условий //Материалы Международной конфе ренции. - М., 1999. - С. 609-611.

33. Доломитовая мука как компонент тампонажных растворов /В.И.Вяхирев, Н.М.Добрынин, А.А.Ахметов и др.//НТС Газовая промышлен ность.-М.: ООО «ИРЦ Газпрома», 1999. - №2. - С. 18-22.

34. Особенности глушения сеноманских скважин Уренгойского месторо ждения в условиях АНПД /А.А.Ахметов, Г.А.Киряков, К.А.Жуковский //Материалы Третьей Всероссийской конференции молодых уче ных,специалистов и студентов.- М.:РГУНГ, 1999. - С. 24.

35. Инструкция по приготовлению и применению инвертно эмульсион ного раствора на основе органобентонита («Эмультон»)/М.И.Липкес, Д.Л.Мухин, А.А.Ахметов и др. //Организационный документ.-М.:НПО «Буро вая техника»- ВНИИБТ, 1992. - 8 с.

36. Усталостное разрушение эксплуатационных колонн под воздействием переменных напряжений и коррозии в скважинах УГНКМ /А.А.Ахметов, Д.Н.Хадиев, К.А.Жуковский и др.//Новые технологии в газовой промышленно сти: Тезисы докладов Третьей Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. М.:Интерконтакт Наука, 1999. - С.45.

37. Клюсов А.А., Кривобородов Ю.Р., Ахметов А.А. О долговечности це ментного камня в сеноманских скважинах //Нефтяная и газовая промышлен ность. - 2000. - №2. - С. 31-32.

38. Классификация осложнений в системе пласт-скважина и причин, их вызывающих /А.А.Клюсов, В.А.Клюсов, А.А.Ахметов и др. //Нефтяная и газо вая промышленность.- 2000. - №2. - С.35-39.

39. Применение дисперсных систем для промывки песчаных пробок на га зовых скважинах Уренгойского месторождения /А.А.Ахметов, Р.Р.Сахабутдинов, Н.В.Рахимов и др. //Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Материалы Второго Международного симпозиума- Уфа:

«Реактив», 2000. - С. 85.

40. Пат. 2002038 РФ, (51)5Е21В33/138. Тампонажный состав для изоляции проницаемых пластов /П.Ф.Цыцымушкин, П.В.Коваленко, А.А.Ахметов и др.- Бюл. № 39-40, 1993.

41. Пат. 2010943 РФ, (51)5Е21В 19/22, 19/00. Подъемная установка для обслуживания нефтяных скважин /М.А.Колотий, В.В.Домогатский, А.А.Ахметов и др. - Бюл. № 7, 1994.

42. Пат. 2053557 РФ, (51)6Е21В 43/32. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах / А.А Цыбин., А.А.Ахметов, В.В.Торопин и др.- Бюл. №3, 1996.

43. Пат. 2111336 РФ, (51)6Е21В 33/06. Превентор /А.В.Кустышев, А.А.Ахметов, В.П.Овчинников и др. - Бюл. № 14, 1998.

44. Пат. 2139409 РФ, (51)6Е21В 33/138. Облегченная тампонажная смесь /В.И.Вяхирев, В.В.Ипполитов, А.А.Ахметов и др. - Бюл. № 28, 1999.

45. Пат. 2139410 РФ, (51)6Е21В 33/138. Способ изоляции зон поглощения в скважинах /А.А.Ахметов, А.М.Шарипов, А.Н.Кульков и др.-Бюл. №28, 1999.

46. Пат. 2139985 РФ, (51)6Е21В 33/138. Тампонажный материал /В.И.Вяхирев, В.В.Ипполитов, А.А.Ахметов и др. - Бюл. №29, 1999.

47. Пат. 2144130 РФ, (51)6Е21В 33/138. Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине /А.Н.Дудов, А.А.Ахметов, А.М.Шарипов и др.- Бюл. № 1, 2000.

48. Пат.2144608 РФ, (51)6Е21В 33/138. Способ блокировки поглощающих пластов в скважине /А.Н.Дудов, А.А.Ахметов, А.М.Шарипов и др.- Бюл. №2, 2000.

49. Пат. 2146756 РФ, (51)6Е21В 33/13. Способ установки цементного мос та в скважине /А.Н.Кульков, А.А.Ахметов, А.М.Шарипов и др.-Бюл. №8, 2000.

50. Пат. 2146759 РФ, (51)6Е21В 43/04. Способ создания скважинного гра вийного фильтрата /Г.А.Ланчаков, А.А.Ахметов, Д.Н.Хадиев и др. - Бюл. № 8, 2000.

51. Свидетельство 980728 РФ. Программа для ЭВМ «Метод Вальда. Вер сия 1.0» /В.Ф.Галиакбаров, А.Е.Белозеров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Рее стре программ для ЭВМ 22.12.1998.

52. Свидетельство 990279 РФ. Программа для ЭВМ «ГеоИнспек тор.Версия 1.2» / А.Е.Белозеров, Е.С.Белозеров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 14.05.1999.

53. Свидетельство 990388 РФ. Программа для ЭВМ «Дебит. Версия 1.0» /В.Ф.Галиакбаров, А.Е.Белозеров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Реестре про грамм для ЭВМ 11.06.1999.

54. Свидетельство 990389 РФ. Программа для ЭВМ «Экспресс эффект.

Версия 2.0» / А.Е.Белозеров, В.Ф.Галиакбаров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 11.06.1999.

55. Свидетельство 2000611351 РФ. Программа для ЭВМ «ГО Экономика ГТМ» /А.А.Ахметов, А.Е.Белозеров, В.Н.Хозяинов. и др.-Зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 25.12.2000.

56. Свидетельство 2000611352 РФ. Программа для ЭВМ «ГО Геология» /А.А.Ахметов, В.Н.Хозяинов, А.Е.Белозеров и др.- Зарегистр. в Реестре про грамм для ЭВМ 25.12.2000.

57. Свидетельство 2000611353 РФ. Программа для ЭВМ «ГО ГеоИнфор мационная система ПЛАСТ. Версия 3.0 /А.Е.Белозеров, А.А.Ахметов, В.Н.Хозяинов и др.- Зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 25.12.2000.

58. Свидетельство 2000611355 РФ «Программа для ЭВМ «ГО ДАТА Ana lyzez 4.0» /А.Е.Белозеров, Е.С.Белозеров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Реее стре программ для ЭВМ 25.12.2000.

59. Свидетельство 2000611356 РФ «Программа для ЭВМ «ГО Фильтр» / А.А.Ахметов, В.Н.Хозяинов, А.Е.Белозеров и др.- Зарегистр. в Реестре про грамм для ЭВМ 25.12.2000.

Соискатель А.А.Ахметов Изд.лиц. ЛР № 020267 от 22.11. Подписано в печать 25.10.01. Бумага офсетная №2. Формат 60х841/16.

Гарнитура «Таймс». Печать офсетная. Усл.-печ.л. Тираж 90 экз. Заказ Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес издательства и типографии:




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.