WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

16-дополнительные перфорационные отверстия; 17-промежуточный цементный мост; 18-облегченный тампонажный раствор; 19-нарощенный участок промежуточного цементного моста После демонтажа фонтанной арматуры в стволе скважины на глубине залегания нейтрального слоя и слоя сезонных теплооборотов (3-10 м) устанавливается глухая пробка. Внутренние полости колонной, трубной головок и ствол скважины над глухой пробкой заполняются цементным раствором. Боковые отводы и верхний фланец трубной головки герметизируются заглушками.

Ликвидация скважин, оборудованных пакером, осуществляется после извлечения последнего. Автором предлагается производить ликвидацию таких скважин в соответствии с патентом РФ № 2222687. Вначале производится глушение скважины (рисунок 4б), лифтовая колонна отсоединяется от пакера и извлекается из скважины.

После этого через внутреннюю полость оставшегося в скважине запакерованного пакера спускается колонна труб малого диаметра, например, колонна гибких труб колтюбинговой установки, через которую закачивается расчетное количество цементного раствора для заполнения ствола скважины ниже пакера, внутренней полости пакера и части ствола скважины выше пакера высотой 2030 метров, после чего колонну труб малого диаметра приподнимают. После ОЗЦ и проверки нижнего цементного моста на прочность колонна труб малого диаметра приподнимается выше башмака кондуктора. При этом трубное пространство скважины остается заполненным жидкостью глушения. В интервале башмака кондуктора аналогичным способом устанавливается верхний цементный мост, выше которого закачивается незамерзающая жидкость, а на устье скважины - бетонная тумба.

Ликвидацию скважин с негерметичной эксплуатационной колонной или с не поднятым за колонной цементом, осложненные межколонными газопроявлениями, предлагается осуществлять следующим образом. После определения интервала некачественного цементирования заколонного пространства скважины над продуктивным пластом устанавливается нижний цементный мост (рисунок 4в), предназначенный для изоляции продуктивного пласта, а ниже интервала некачественного цементирования - промежуточный цементный мост.

После этого производится дополнительная перфорация эксплуатационной ко лонны для сообщения заколонного пространства с трубным, и через вновь образованные перфорационные отверстия за эксплуатационную колонну закачивается облегченный тампонажный раствор, разработанный при участии автора, в объеме, достаточном для заполнения каналов в тампонажном камне или заколонного пространства скважины. После закачивания облегченного тампонажного раствора в заколонное пространство скважину оставляют на ОЗЦ, а после затвердения тампонажного камня в заколонном пространстве промежуточный цементный мост дополнительно заливают цементным раствором аналогичного состава. После повторного ОЗЦ промежуточного цементного моста в башмаке кондуктора устанавливается верхний цементный мост, выше которого, в интервале МГП, ствол скважины заполняется незамерзающей жидкостью.

Затем из скважины извлекаются бурильные трубы, демонтируется фонтанная арматура и колонная головка, устье скважины герметизируется бетонной тумбой.

При проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) возможны потери композиции в каналах и трещинах коллектора. В таком случае допускается регулировать рецептуру такими материалами как: акриловые латексы взамен воды, модификатор триметилхлорсилоксана (ТМХС) взамен растворителя. Дополнительно рекомендуется вводить цемент с алюмосиликатными микросферами (АСМ), что позволит сократить долю дорогих компонентов и улучшить физико-механические свойства композиции за счет совместного гидратационного твердения с ЭПУ-01-Б, снизить внутренние напряжения на стадии твердения.

В шестом разделе дана оценка экономической эффективности новых технологий. Показателем успешного проведения мероприятий по внедрению новых технологий в условиях рыночной экономики должна быть оптимальная цена операции, положительный баланс средств и прибыль.

Разработанные автором технологии внедрены на многих месторождениях ЗСНГП, эксплуатируемых добывающими предприятиями «Надымгазпром», «Уренгойгазпром», «Ноябрьскгаздобыча», «Ямбурггаздобыча» и разбуривае мых филиалом «Тюменбургаз».

Объем внедрения в 1998-2003 гг. составил более 1300 скважиноопераций, а экономический эффект от применения разработанных технологий составил около 12 миллионов рублей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены факторы, определяющие процесс поступления газа на устье законсервированных и ликвидированных скважин.

2. Разработаны новые составы тампонажных растворов с расширяющими и облегчающими добавками, обеспечивающие герметизацию ствола при консервации и ликвидации скважин на месторождениях ЗСНГП.

3. Разработана новая конструкция пакерующего устройства, обеспечивающая герметизацию ствола при консервации скважин и предотвращающая загрязнение ПЗП.

4. Научно обоснованы, подтверждены результатами экспериментальных и промысловых исследований новые технологии: консервация скважин установкой цементных мостов, в том числе с помощью колтюбинговой техники;

консервация скважин пакерующим устройством новой конструкции; ликвидация скважин с использованием устьевого и забойного оборудования; ликвидация скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами или с отсутствием цементного камня за колонной, осложненными межколонными газопроявлениями, обеспечивающие эффективность, качество и надежность проведения ремонтно-изоляционных работ.

5. По результатам исследований разработано 7 руководящих документов, применяемых при консервации и ликвидации скважин.

6. За счет внедрения разработанных технологий получена экономическая эффективность в сумме 12,0 млн. руб.

Основные положения диссертации нашли отражение в следующих печатных работах (обзор, статьи, тезисы конференций различного уровня, патенты РФ на изобретения):

1. Кустышев И.А. Исследование, разработка и технология применения расширяющихся облегченных тампонажных растворов для скважин с низкими градиентами гидроразрыва пород // Аннотированный сб. конкурсных работ аспирантов и специалистов ОАО «Газпром».- М.: ВНИИГАЗ, 2000.- С.45-46.

2. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кустышев И.А., Чабаев Л.У., Шенбергер В.М. Ликвидация скважин в условиях Крайнего Севера // Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2001.- № 6.- С. 59-64.

3. Кустышев И.А., Штоль В.Ф., Ребякин А.Н., Сехниашвили В.А. Особенности проектирования сложных капитальных ремонтов скважин на примере Медвежьего месторождения // Известия вузов. Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.- № 4.- С. 35-38.

4. Кустышев А.В., Симонов В.Ф., Чабаев Л.У., Барков А.П., Кустышев И.А. Обеспечение безопасности капитального ремонта скважин на действующих кустах газовых скважин // Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа: Сб. науч. тр. ТюменНИИгипрогаз.- Тюмень: Недра, 2002.- С. 86-91.

5. Кустышев И.А. Освоение скважин с открытым забоем в условиях аномально-высокого пластового давления // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы 3 Всерос. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета.- Тюмень: Вектор Бук, 2002.- С. 135-136.

6. Бакеев Р.А., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Кустышев И.А., Уросов С.А., Чабаев Л.У., Чижова Т.И. Предотвращение аварийного фонтанирования газовых скважин и восстановление их продуктивности // Обзорная информ.

Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ИРЦ Газпром, 2003.- 43 с.

7. Кустышев И.А., Щербич Н.Е., Овчинников В.П. К вопросу разобщения продуктивных пластов на месторождениях севера Тюменской области в процессе консервации скважин // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (25-27 сентября 2003 г.). Т.1.- Тюмень, ТюмГНГУ.- С. 36-39.

8 Пат. 2183739 РФ. Е 21 В 43/26, 43/263, 43/267. Способ гидроразрыва пласта / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, В.Г. Матюшов, И.А. Кустышев (РФ).- № 2000118632; Заяв. 12.07.00; Опубл. 20.06.00, Бюл. № 17.

9. Пат. 2209295 РФ. Е 21 В 33/12. Пакер / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, С.Г. Кочетов, И.А. Кустышев, В.В. Кузнецов, С.В. Шейко (РФ).- № 2002104008;

Заяв. 26.02.02; Опубл.27.07.03, Бюл. № 21.

10. Пат. 2194840 РФ. Е 21 В 19/06. Элеватор для труб / А.В. Кустышев, В.В. Кузнецов, Т.И. Чижова, С.Г. Кочетов, И.А. Кустышев, М.Г. Аксенов, Я.И.

Годзюр, В.Г. Якушев (РФ).- № 2001105853; Заяв. 01.03.01; Опубл. 20.12.02, Бюл. № 35.

11. Пат. 2215137 РФ. Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / Г.В.

Крылов, А.В. Кустышев, Ю.В. Сухачев, А.Д. Тодорив, Т.И. Чижова, И.А.

Кустышев (РФ).- № 2002108986; Заяв. 08.04.02; Опубл. 27.10.03; Бюл. № 30.

12. Пат. 2222687 РФ. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин / И.А.

Кустышев, А.В. Кустышев, А.С. Зотов, М.Г. Гейхман, Т.И. Чижова, Л.У. Чабаев (РФ).- № 2002118485; Заяв. 09.07.02; Опубл. 27.01.04; Бюл. № 3.

13. Пат 2225500 РФ. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин / А.В.

Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев, Г.И. Облеков, Л.У. Чабаев (РФ).№ 2002112404; Заяв. 08.05.02; Опубл. 10.03.04; Бюл. № 7.

14. Пат. № 35816 РФ. Е 21 В 33/00. Устройство для консервации газовых скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев.- № 2003128722, Заяв.

29.09.03, Опубл. 10.02.04, Бюл. № 4.

15 Пат 2231630 РФ. Е 21 В 43/00, 43/32. Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин / И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Т.И. Чижова (РФ).- № 2002130668; Заяв. 22.11.02; Опубл. 27.06.04; Бюл. № 18.

16. Пат. № 2235852 РФ. Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста в скважине / И.А. Кустышев, Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев.- 2003117290, Заяв.09.06.03, Опубл. 10.09.04, Бюл. № 25.

Соискатель И.А. Кустышев Подписано к печати 24.11.2004 г. Бум. писч. № Заказ № 1220 Уч.-изд.л. 0,Формат 60х841/16 Усл. печ. л. 0,Отпечатано на ризографе отделом оформления Тираж 100 экз.

ООО «ТюменНИИгипрогаз» Издательство ООО «ТюменНИИгипрогаз» 625019, Тюмень, ул. Воровского,

Pages:     | 1 | 2 ||






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