WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

УДК 622.279.51/.7(571.1)

На правах рукописи

ЧАБАЕВ ЛЕЧА УСМАНОВИЧ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ГАЗОВЫХ ФОНТАНОВ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Специальность 05.26.03 – Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа 2009

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении
высшего профессионального образования «Тюменский государственный
нефтегазовый университет» (ГОУ ВПО «ТюмГНГУ») Федерального агентства по образованию

Научный консультант

доктор технических наук, профессор

Зозуля Григорий Павлович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук

Абдуллин Рафиль Сайфуллович

доктор экономических наук, профессор

Пашин Сергей Тимофеевич

доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович

Ведущее предприятие        

ООО «Тюменский Нефтяной Научный Центр» ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

       Защита диссертации состоится _________ 2009 года в ___ часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан _______ 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук                                                Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Западная Сибирь является крупнейшим нефтегазовым регионом России, основой ее минерально-сырьевой базы. Здесь эксплуатируются наиболее крупные месторождения природного газа: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и др.

Разработка газовых месторождений осуществляется скважинами большой производительности. Эксплуатация таких скважин, расположенных в суровых климатических условиях, при наличии в разрезе мерзлых пород (МП) требует повышенной надежности, фонтанной и пожарной безопасности их эксплуатации.

Усовершенствование и внедрение передовых техники и технологий строительства, эксплуатации и ремонта газовых и газоконденсатных скважин снизили остроту, но не решили полностью проблемы повышения надежности и технологичности их эксплуатации и ремонта, обеспечения их фонтанной и экологической безопасности. С вводом в эксплуатацию газовых скважин с наклонно направленными и горизонтальными стволами, пробуренными кустовым методом в районах распространения МП при аномальных (пониженных или повышенных) пластовых давлениях, необходимы новые технологические и технические решения, повышающие надежность и экологическую безопасность производственных процессов.

Заметно изменился спектр капитальных ремонтов скважин (КРС). Появились новые виды ремонта скважин, выполняемые с использованием канатной техники и колтюбинговых установок. В целом в 2,0…2,5 раза увеличилась доля фонтаноопасных ремонтов газовых скважин, возросли их продолжительность, технологическая сложность, увеличилась степень риска проводимых ремонтов.

За годы строительства и эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях Крайнего Севера зафиксировано более 40 открытых газовых фонтанов и пожаров, которые создали реальную угрозу безопасности жизни и здоровью обслуживающего персонала и населения, нанесли непоправимый ущерб
окружающей среде.

В изменившихся условиях эффективность существующей классификации работ по ликвидации открытых газовых фонтанов снижается. Появившиеся новые технологии и технологические приемы ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров требуют корректировки действующего в нефтегазовой отрасли классификатора работ. Необходимо пересмотреть технологические и методологические основы работ по ликвидации открытых газовых фонтанов, учесть специфические особенности ведения аварийно-восстановительных работ (АВР) в условиях Крайнего Севера.

Необходимо совершенствовать применяемые и разрабатывать новые технологии и технические средства ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров, обучать этим технологиям персонал противофонтанных служб, буровых и ремонтных бригад.

Необходимо для условий Крайнего Севера решать проблемную задачу восстановления и ввода в эксплуатацию фонтанирующих скважин. Для сохранения проектных решений разработки месторождений, в частности решения проблемы разработки той же сеткой эксплуатационных скважин, которая предусмотрена проектными решениями, необходимо исключить непредвиденное внедрение подошвенных вод в залежь в процессе открытого фонтана, обеспечить скорейшее восстановление нарушенного во время фонтана газоводяного контакта (ГВК).

Необходимо пересмотреть стратегию и тактику ведения работ по ликвидации фонтанов, уделив особое внимание их профилактике, то есть работам по предупреждению аварий, осложнений, газопроявлений, открытых фонтанов и пожаров. Необходимо особое внимание уделять вопросам подготовки и переподготовки кадров, вопросам создания учебно-тренировочных центров по повышению квалификации персонала буровых бригад и бригад капитального ремонта скважин, аварийно-восстановительных формирований, вопросам обучения специалистов в системе высшего образования.

Постоянное совершенствование и внедрение передовых технологий при ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров в процессе эксплуатации и ремонта газовых и газоконденсатных скважин обуславливают необходимость оптимального выбора технологии аварийно-восстановительных и ликвидационных работ, постоянного обучения и тренинга по самым современным методикам. Такие методики должны учитывать как эффективность технологий аварийно-восстановительных и ликвидационных работ, так и современные требования промышленной и пожарной безопасности, являющиеся ключевыми при предотвращении экологических катастроф. Поэтому продолжают оставаться актуальными как поиск новых технических решений и технологий, так и совершенствование методологических основ обучения этим технологиям, снижающим затраты и повышающим эффективность и пожарную безопасность технологических процессов при ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров.

Целью работы является разработка новых технологий и методологических подходов и основ для обеспечения успешной ликвидации газовых фонтанов и пожаров при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин в сложных климатических условиях Крайнего Севера, обеспечивающих надежность и безопасность производственных процессов и снижающих экологическое загрязнение окружающей природной среды.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:

  • обобщение и анализ применяемых технологий ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров в условиях Крайнего Севера при эксплуатации и ремонте газовых и газоконденсатных скважин;
  • разработка технологических основ ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров в условиях Крайнего Севера;
  • разработка комплекса новых технологий ликвидации открытых газовых фонтанов в пламени пожара и аварийно-восстановительных работ на газовых и газоконденсатных скважинах месторождений Крайнего Севера, направленных на восстановление и ввод в эксплуатацию ремонтируемых скважин;
  • разработка новых составов технологических растворов и технических средств, обеспечивающих повышение эффективности ликвидации открытых газовых фонтанов и восстановление работоспособности скважин;
  • разработка современных методологических подходов и основ обучения персонала противофонтанных служб, бригад КРС и бурения скважин;
  • создание учебно-методической базы подготовки и переподготовки кадров, учебно-тренировочных центров по повышению квалификации аварийно-восстановительных формирований, организация обучения специалистов в системе высшего образования по направлению фонтанной и пожарной безопасности;
  • промысловые испытания предложенных технологий предотвращения и ликвидации газопроявлений и открытых газовых фонтанов и пожаров на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера, оценка эффективности их внедрения в производство.

Методы решения поставленных задач основаны на обобщении и анализе имеющихся теоретических, экспериментальных и промысловых данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных аналитических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований и испытаний с использованием современных установок и математических методов.

Научная новизна заключается в следующем.

1. На основании обобщения статистических данных исследований и опыта ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров в суровых климатических условиях предложена новая классификация, включающая ликвидацию открытых газовых фонтанов как с предварительным тушением пламени на устье фонтанирующих газовых и газоконденсатных скважин, так и без его тушения.

2. На основании теоретических и экспериментальных данных разработан комплекс новых технологий ликвидации открытых газовых фонтанов в пламени пожара. Определены граничные условия безопасного производства аварийно-восстановительных работ при ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров (радиус зоны безопасного производства работ – радиус видимости, безопасная для работы аварийно-спасательного персонала высота отрыва пламени от устья, оптимальные расстояния лафетных стволов от устья фонтанирующей скважины, расчетные схемы размещения лафетных стволов относительно устья фонтанирующей скважины).

3. На основании результатов экспериментальных исследований разработаны новые составы технологических растворов и технические средства, позволяющие повысить эффективность предотвращения и ликвидации газопроявлений и открытых газовых фонтанов, обеспечить безопасность производственных процессов, устранить экологическое загрязнение окружающей природной среды и восстановить скважину для дальнейшей эксплуатации.

Основные защищаемые положения:

  • технологические и методологические основы ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров на газовых и газоконденсатных скважинах месторождений Крайнего Севера;
  • технологии ликвидации открытых газовых фонтанов в пламени пожара на газовых и газоконденсатных скважинах месторождений Крайнего Севера;
  • новые технические средства, оборудование и приспособления для ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров на газовых и газоконденсатных скважинах месторождений Крайнего Севера;
  • методология обучения персонала новым приемам и технологиям предупреждения и ликвидации фонтанов и пожаров на эксплуатируемых газовых скважинах.

Практическая ценность работы

1. Предложена новая классификация методов ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров, включающая ликвидацию открытых газовых фонтанов как с предварительным тушением пламени пожара на устье фонтанирующих газовых и газоконденсатных скважин, так и без тушения. Данная классификация в сочетании с предложенной нормативной базой руководящих и учебно-методических документов позволяет осуществлять оперативный поиск оптимальной технологии для конкретных условий фонтанирования газовых и газоконденсатных скважин.

2. Экспериментально обоснованы и определены граничные условия безопасного производства аварийно-восстановительных работ при ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров (радиус зоны безопасного производства работ – радиус видимости, безопасная для работы аварийно-спасательного персонала высота отрыва пламени от устья, оптимальные расстояния размещения лафетных стволов вокруг устья скважины) (заявка № 2008137192 РФ).

3. Разработан комплекс технологий по ликвидации открытых газовых фонтанов: в пламени пожара (патент РФ № 2231627, заявка РФ
№ 20081113861); с отрывом пламени пожара от устья фонтанирующей скважины (патент РФ № 2261982), скважины с наклоненным устьем (заявка РФ № 2008142610). Предложенный комплекс технологий обеспечивает безопасность производства работ, сокращает их продолжительность на 50 % и предотвращает загрязнение окружающей природной среды, обеспечивает возвращение скважин в действующий фонд и получение из них дополнительного объема ценного углеводородного сырья.

4. Разработаны технические средства, оборудование и приспособления: для ликвидации газопроявлений (патент РФ № 2231630); для замены задвижек фонтанной арматуры под давлением (патенты РФ № 18730, № 38821, заявка РФ
№ 2008162908); для замены элементов задвижек под струей газа (патент РФ
№ 51088); для замены пакерующих узлов колонной головки в пламени пожара (патент РФ № 2254440); для наведения на устье фонтанирующей скважины запорной арматуры (заявка РФ № 2008142613), которые обеспечивают надежность технологического процесса.

5. Разработаны комплекс методологических документов и программное обеспечение для тренажеров, обучающие безопасному ведению работ при тушении газовых фонтанов.

Разработана учебно-методическая база для подготовки и переподготовки кадров, созданы учебно-тренировочные центры для повышения квалификации персонала буровых бригад и бригад капитального ремонта скважин, аварийно-восстановительных формирований противофонтанной службы.

6. Проведенные исследования явились основой для разработки 7 руководящих документов (технологических  регламентов,  инструкций,  обучающих

программ, технических правил, отраслевых стандартов и стандартов организаций), использующихся при строительстве, эксплуатации и ремонте газовых и газоконденсатных скважин, а также применяемых в проектах на строительство скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера.

7. Результаты исследований и экспериментов легли в основу монографий и учебных пособий по курсу «Противофонтанная и пожарная безопасность на объектах нефтегазодобывающей промышленности», применяемых в учебном процессе ряда высших и средних специальных образовательных учреждений нефтегазового профиля.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

  • Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (г. Тюмень, 2001 г.);
  • Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли – новые технологии и новая техника» (г. Ставрополь, 2002 г.);
  • Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий», посвященной 40-летию ТюмГНГУ  (г. Тюмень, 2002 г.);
  • научно-практической конференции «Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания» (г. Салехард, 2002 г.);
  • научно-практической конференции «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки», посвященной 90-летию В.И. Муравленко (г. Тюмень, 2002 г.);
  • научно-практической конференции «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2005 г.);
  • Региональной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири», посвященной 5-летию образования Института нефти и газа (г. Тюмень, 2005 г.);
  • III Российской межвузовской научно-практической конференции «Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования» с международным участием, посвященной 50-летию образования ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006 г.);
  • Региональной научно-практической конференции «Инновации и эффективность производства», посвященной 50-летию Тюменского нефтегазового университета (г. Сургут, 2006 г.);
  • Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири», посвященной 50-летию ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006 г.);
  • Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири», посвященной 50-летию ТюмГНГУ  (г. Тюмень, 2007 г.);
  • IХ Международной конференции по колтюбинговым технологиям и внутрискважинным работам (г. Тюмень, 2008 г.);
  • Межрегиональной научно-технической конференции нефтегазового направления «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири»  с международным участием, посвященной 45-летию ТИИ (г. Тюмень, 2008 г.);
  • отраслевых совещаниях ОАО «Газпром» «Состояние фонтанной безопасности на месторождениях ОАО «Газпром» (г. Москва, 1999-2007 гг.); НТС ООО «Газобезопасность» (г. Москва, 2002-2008 гг.);
  • заседаниях кафедр «Ремонт и восстановление скважин» и «Машины и оборудование нефтяной промышленности» Тюменского государственного нефтегазового университета (г. Тюмень, 2002-2008 гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 55 печатных работ, в том числе
4 монографии, 1 справочник, 1 учебное пособие, 3 научно-технических обзора, 38 статей и тезисов докладов, получено 8 патентов РФ на изобретения и полезные модели.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести разделов, основных выводов, библиографического списка использованной литературы,  включающего 125 наименований, и 2 приложений. Изложена на 289 страницах машинописного текста, содержит 65 рисунков, 9 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

В первом разделе диссертации анализируется зарубежный и отечественный опыт работ по ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров, в том числе на месторождениях Крайнего Севера.

Изучением вопросов и проблем предотвращения и ликвидации аварийного фонтанирования нефтяных и газовых скважин, восстановления их продуктивности занимались многие ведущие ученые как у нас в стране, так и за рубежом. Среди них: Х.А. Асфандияров, А.Д. Амиров, А.А. Ахметов, Ю.М. Басарыгин, Ю.Е. Батурин, А.И. Булатов, О.А. Блохин, В.И. Вяхирев, А.П. Гасанов, Г.М. Гульянц, А.В. Григорьев, Ю.В. Зайцев, Г.П. Зозуля, В.И. Игревский, А.Г. Калинин, К.А. Карапетов, И.И. Клещенко, Ю.П. Коротаев, Ю.С. Кузнецов, А.К. Куксов, А.В. Кустышев, Ю.Е. Ленкевич, Ю.Д. Логанов, В.Д. Малеванский, К.И. Мангушев, Р.И. Медведский, М.А. Мыслюк, А.Ф. Озоренко, А.С. Повзик, В.Р. Радковский, Д.В. Рымчук, В.И. Рябченко, Н.А. Сидоров, В.В. Соболевский, В.М. Симонов, Р.М. Тагиев, Р.А. Тенн, В.Д. Шевцов, В.Г. Ясов, A.S. Visram, I. Goins, E.P. Daneberger, P. Holand, V.M.P. Hughes, A. Podio, P. Skaple, P. Sheffild, W.W. Wylie и многие другие.

Одними из самых распространенных осложнений при строительстве и эксплуатации газовых скважин являются газопроявления, которые могут привести к возникновению открытого фонтана и его возгоранию – пожару.

Проникновение газа в раствор существенно изменяет его технологические свойства: увеличивает условную вязкость, изменяет статическое напряжение сдвига (СНС), снижает плотность и др. При низких значениях вязкости наблюдается «вскипание» выходящего бурового раствора на устье скважины. Во время остановок без промывки раствор насыщается газом и начинается перелив раствора через устье скважины, увеличивается объем раствора в емкостях циркуляционной системы. При резком снижении противодавления на пласт (слом обратного клапана, подъем труб с «сифоном») в скважину начинает интенсивно поступать пластовый флюид, и газопроявления приобретают характер неуправляемых выбросов.

Открытые фонтаны наносят большой экономический и экологический ущерб окружающей природной среде, принимая иногда характер стихийных бедствий. На разных расстояниях от фонтанирующей скважины могут возникнуть грифоны, появиться скопления газа в понижениях местности, что реально угрожает взрывами и пожарами.

Под открытым фонтаном понимается неуправляемый выброс пластовых флюидов, который нельзя немедленно прекратить.

Под газопроявлениями понимается неконтролируемое поступление газа, нефти и воды на поверхность через негерметичные резьбовые соединения и дефекты, возникающие в результате нарушения герметичности стволов скважин при бурении и эксплуатации.

Практика показывает, что частота возникновения аварий, газопроявлений и открытых фонтанов составляет в среднем 0,12 случая на 100 скважин. Например, на месторождениях, расположенных в штате Техас, число выбросов при разведочном бурении составляет порядка 244, при эксплуатационном бурении 180, при заканчивании скважин 64, при капитальном ремонте скважин 197, при эксплуатации скважин 85. На месторождениях, расположенных на американском континентальном шельфе, число выбросов меньше и составляет соответственно 45, 49, 25, 23 и 12. Это объясняется меньшим количеством скважин и применением более надежных конструкций скважин и внутрискважинного и устьевого оборудования.

Анализ информации показывает, что выбросы, как правило, приурочены к интервалам после спуска направления (первый пик выбросов) и при вхождении в зону аномально высокого пластового давления (АВПД) (второй пик выбросов). Кроме того, частота выбросов возрастает с увеличением глубины скважины. Так, по утверждению американских исследователей W.W. Wylie и A.S. Visram, частота выбросов зависит от продолжительности работы в открытом стволе, от протяженности открытого ствола, от количества спуско-подъемных операций. Как правило, наиболее опасным видом работ является разведочное бурение вследствие недостатка или полного отсутствия достоверной геологической информации. Здесь частота выбросов в три раза выше, чем при эксплуатационном бурении. В то же время, по утверждению исследователя P. Holand, значительное количество выбросов связано с КРС, а частота выброса в процессе заканчивания скважин наибольшая в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).

За рубежом наибольшее распространение получили методы ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов с предварительным тушением пламени и последующей ликвидацией фонтанирующей скважины как объекта добычи.

Например, в Иране при ликвидации открытых фонтанов на скважинах с большим дебитом нефти (более 5600 т/сут) и большим содержанием попутного нефтяного газа используется технология тушения открытого фонтана созданием водяной завесы с последующим срезанием фонтанной арматуры при помощи струйной пушки.

В Кувейте применяется традиционная технология тушения пожаров методом подачи водяных струй из гидромониторов или с помощью взрывов. На некоторых скважинах для тушения пламени применялась венгерская реактивная установка «Большой веер», состоящая из двух реактивных двигателей.

Находят применение и другие методы ликвидации фонтана. Например, в штате Техас при ликвидации открытого фонтана на скв. 1-11 Кэй глубиной 4880 м и при начальном дебите 2500 тыс. м3/сут использовалась технология проводки наклонной ликвидационной скважины, которая пересекла ствол фонтанирующей скважины на глубине 4870 м (по вертикали).

В России и странах СНГ при тушении пожаров в процессе ликвидации открытых фонтанов чаще всего применяются лафетные стволы (гидромониторы), автомобили газоводяного тушения АГВТ-100 и АГВТ-150, пневматические порошковые пламеподавители ППП-200.

Лафетные стволы применяются при тушении газовых, газоконденсатных и нефтяных фонтанов небольшой мощности. При тушении более мощных фонтанов (средней мощности), когда используется значительное количество лафетных стволов, подачу водяных струй осуществляют в два яруса.

Автомобили газоводяного тушения АГВТ-100 и АГВТ-150 применяются для тушения пожаров всех видов фонтанов, но чаще для тушения мощных фонтанов. Газоводяные струи, создаваемые этими установками, представляют собой смесь выкидных газов турбореактивного двигателя и распыленной воды. Обладая высокой теплоемкостью, газоводяные струи могут применяться для охлаждения устьевого оборудования, металлоконструкций и прилегающей к скважине территории.

Пневматические порошковые пламеподавители ППП-200 применяются при тушении пожара фонтанов большой мощности. Тушение пожара осуществляется за счет воздействия на горящий факел распыленного порошка, выброс которого осуществляется за счет энергии сжатого воздуха. В зоне горения фонтана в течение короткого времени (1…2 с) импульсно создается огнетушащая концентрация порошка путем направленного залпового выброса установкой.

Помимо тушения пожара с помощью вышеупомянутых средств нередко применяются технологии, основанные на тушении пожара с вертолета водой или жидким азотом. Иногда для тушения пожара применяются металлические колпаки или железобетонные плиты, надвигаемые на устье фонтанирующей скважины. Однако практика показала, что этот метод не всегда дает положительные результаты.

Реже применяются методы засыпки скважины большим количеством земли путем взрыва или с помощью бульдозеров, а также сбрасыванием бомб с самолетов. Все эти методы, как показала практика, недостаточно эффективны даже при тушении слабых фонтанов, хотя они широко практиковались на месторождениях Азербайджана и Северного Кавказа. Например, при ликвидации открытых фонтанов в этих регионах обычно применяются взрывчатые вещества, такие как аммоний.

В условиях Крайнего Севера при низких отрицательных температурах окружающего воздуха и сильных ветрах проходит апробация новых методов ликвидации открытых фонтанов в пламени пожара, то есть без его предварительного тушения. Необходимость применения такого метода объясняется тем, что после тушения пламени фонтана через некоторое время может происходить воспламенение «разлитых» возле устья углеводородов. В этом случае может пострадать аварийная бригада, выполняющая работы по монтажу устьевого оборудования. Примером являются фонтаны на ряде скважин севера Тюменской области и Красноярского края (№ № Р-703, Р-715 Уренгойского месторождения, № 42 Северо-Уренгойской площади, № 11 Соленинской площади и др.).

Для наведения на устье фонтанирующих скважин запорной арматуры применяются различные натаскиватели: канатные, гидравлические, шарнирные. Общим для них является возможность управляемого наведения запорной арматуры в пламени фонтана с постоянным орошением устья горящей скважины и наводимого оборудования.

Наибольшее распространение в условиях Крайнего Севера получил канатный натаскиватель, с помощью которого наводимое на устье фонтанирующей скважины запорное оборудование устанавливается краном КП-25. Оснастка крана КП-25 отличается сравнительной простотой монтажа и компактностью, что дает возможность использовать его в самых неблагоприятных природно-климатических условиях Крайнего Севера. В качестве тяговых механизмов используются тракторы, тягачи, ручные и гидроприводные лебедки, подъемники. При этом на наводимое запорное оборудование устанавливается патрубок для вывода фонтанирующей струи выше талевой системы крана.

В последнее время в связи с развитием колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин начаты работы по апробации технологий ликвидации газопроявлений и открытых фонтанов с использованием непрерывной гибкой трубы колтюбинговой установки (скважина № 207 Ямбургского месторождения, скважина № 450 Федоровского месторождения).

Второй раздел посвящен совершенствованию методологического подхода к классификации работ по ликвидации открытых газовых фонтанов.

По действующей классификации открытые газовые фонтаны подразделяются по мощности на:

- небольшие с дебитом менее 0,5 млн м3/сут газа и менее 100 т нефти;

- средние с дебитом 0,5…1,0 млн м3/сут газа и 100…300 т нефти;

- мощные с дебитом 1,0…10,0 млн м3/сут газа и 300…1000 т нефти;

- большой мощности с дебитом более 10 млн м3/сут газа и более 1000 т нефти.

По состоянию устья скважины подразделяются на фонтаны с доступным или с недоступным устьем; по составу пластового флюида на газовые, газонефтяные, нефтяные, газоводяные или газоводонефтяные; по состоянию фонтанирующей струи – на горящие или негорящие фонтаны; по характеру и режиму действия фонтана – на непрерывного или пульсирующего действия; по конфигурации фонтанной струи – на компактный вертикальный (4,5 млн м3/сут) или горизонтальный (3,5 млн м3/сут), распыленный и комбинированный (2,0 млн м3/сут).

Методы ликвидации открытых газовых фонтанов подразделяются на методы, осуществляемые путем:

- герметизации устья скважины с последующим ее задавливанием жидкостью глушения;

- создания искусственного пакера в стволе скважины;

- закачивания жидкости глушения в ствол скважины;

- отвода газа в наклонные скважины;

- интенсивного отбора газа из призабойной зоны пласта фонтанирующей скважины через наклонные скважины;

- заводнения газового пласта,

а также с помощью подземных взрывов и самопроизвольным прекращением открытого фонтана.

В данной работе методы ликвидации открытых газовых фонтанов предложено классифицировать на две большие группы (рисунок 1): ликвидация газопроявлений и ликвидация фонтанов. По схеме, приведенной на рисунке 1, группа ликвидации газопроявлений подразделяется на предупреждение и на ликвидацию газопроявлений, а группа ликвидации фонтанов – на ликвидацию фонтанов без возгорания и ликвидацию фонтанов с возгоранием. В подгруппе ликвидации фонтанов с возгоранием следует выделить ликвидацию фонтанов с предварительным тушением пожара и проведение работ без тушения пожара, в которой необходимо разделить работы по наведению запорной арматуры в пламени фонтана и по наведению запорной арматуры с отрывом пламени от устья.

Наиболее освоен метод ликвидации открытых фонтанов герметизацией устья скважины с последующим задавливанием жидкостью. Он основан на создании превышения забойного давления в фонтанирующей скважине над пластовым путем закачивания в нее жидкости после герметизации устья. Применяется метод в том случае, когда в скважину спущена и надежно зацементирована обсадная колонна и устье доступное.

Метод ликвидации открытых фонтанов и перетоков газа путем установки искусственного пакера в стволе основан на создании в фонтанирующей скважине условий для превышения забойного давления над пластовым давлением за счет закачивания в нее жидкости. Формирование «искусственного» пакера в кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными или насосно-компрессорными трубами (НКТ) осуществляется ниже места повреждения колонны за счет давления газа при глушении скважины. Для ликвидации фонтана указанным методом используют спущенные в скважину бурильные трубы, а при их отсутствии устье скважины оборудуют приспособлением для спуска под давлением насосно-компрессорных или бурильных труб, на которых спускают пакерную решетку. Затем через лубрикатор вводят алюминиевые шары, которые при прокачивании промывочной жидкости через трубы восходящим потоком флюида доставляются в расчетную зону и «группируются» в наиболее «стесненном» сечении.

Рисунок 1 – Предлагаемая классификация методов ликвидации открытых газовых фонтанов

После формирования каркаса пакера из шаров различных диаметров для окончательного перекрытия потока флюида в трубы вводятся различные инертные закупоривающие материалы (алюминиевая стружка и другие). Намыв инертных закупоривающих материалов продолжается до момента, когда переток через создаваемый пакер флюида и закачиваемой жидкости снижается до минимума и смесь начинает поступать на забой скважины. В результате приток флюида из пласта прекращается, а скважина «задавливается» последовательным закачиванием воды и промывочной жидкости необходимой плотности.

Метод ликвидации открытых фонтанов путем закачивания жидкости в ствол аварийной скважины на расчетном режиме применяется в тех случаях, когда устье скважины не может быть перекрыто по различным причинам (разрушение или недостаточная прочность крепи скважины, когда есть опасность возникновения грифонов при герметизации). Ликвидация фонтанов осуществляется подачей жидкости глушения в поток фонтанирующего газа как через спущенные для этой цели трубы, так и через специально пробуренные наклонно направленные скважины. Наклонные скважины могут соединяться с аварийной скважиной через трещину гидроразрыва, которую целенаправленно формируют в непроницаемом пропластке. Темп закачивания и необходимое при этом количество задавочной жидкости являются расчетными параметрами для правильного выбора наземного насосного оборудования, объема жидкости и проектирования конструкции наклонных скважин.

Метод ликвидации открытых фонтанов путем отвода газа в наклонные скважины применяется в случае, когда имеются специально пробуренные наклонные скважины, при наличии большого кратера на устье фонтанирующей скважины, заполненного жидкой пульпой, или при условии создания надежного гидравлического канала между стволами фонтанирующей и наклонных скважин выше газового пласта. Метод основан на заполнении ствола фонтанирующей скважины кратерной пульпой при выпуске газа из наклонных скважин. При этом газ выпускается в атмосферу через наклонные скважины при минимально возможном противодавлении на устье.

Метод ликвидации открытых фонтанов путем интенсивного отбора газа из призабойной зоны пласта  фонтанирующей скважины (через наклонные скважины) основан на уменьшении забойного давления фонтанирующей скважины путем увеличения отбора газа из ПЗП скважины. Создание глубокой воронки депрессии обеспечивает снижение забойных давлений до величин, при которых жидкость из кратера проникает в ствол и глушит фонтан. При реализации этого метода необходимо пробурить вокруг фонтанирующей скважины достаточное количество наклонных скважин с расположением их забоев в продуктивном горизонте.

Метод ликвидации открытых фонтанов путем заводнения газового пласта основан на снижении притока газа к забою фонтанирующей скважины в результате увеличения гидравлических сопротивлений в продуктивном горизонте при введении в него жидкости. При подаче воды в пласт по кольцу, в центре которого находится фонтанирующая с определенным расходом скважина, выброс газа может резко сократиться вплоть до полного прекращения работы фонтана. Этому способствует увеличение забойного давления за счет целевого попадания в ствол скважины воды, нагнетаемой в пласт. Закачивание большого количества воды в продуктивный горизонт приводит к заводнению отдельных участков и оттеснению газа от забоя фонтанирующей скважины. При осуществлении этого метода необходимо сооружение наклонных скважин для подачи воды в продуктивный пласт.

Метод ликвидации открытых фонтанов с помощью подземных направленных взрывов основан на создании сдвиговых деформаций пород горного массива, которые приводят к их уплотнению и разрушению аварийного ствола на значительном интервале, измеряемом десятками и сотнями метров. Из-за смещения пород горного массива образуется экран, препятствующий выходу потока газа на поверхность. Метод имеет ряд преимуществ: высокая эффективность выполняемых операций, независимость технологии от дебита, пластового давления и скорости истечения природного или нефтяного газа через устье скважины, перекрытие ствола аварийной скважины на большой глубине и недопущение повторного фонтанирования в будущем. Для осуществления метода достаточно пробурить одну наклонную скважину.

Методы ликвидации фонтанов с предварительным тушением пожара в настоящее время достаточно освоены.

Методы ликвидации фонтанов без предварительного тушения до настоящего времени пока недостаточно освоены. Технологии ликвидации находятся на стадии апробации и поиска новых технических решений.

Таким образом, под стратегией ликвидации открытых газовых фонтанов автором понимается направление работ по оптимальному выбору способа ликвидации открытого фонтана и тушения пожара, а под тактикой – конкретная технология и ее эффективное применение.

На основании анализа типов фонтанов целесообразно выделять основные методы ликвидации открытых фонтанов: герметизацией устья скважины с последующим задавливанием жидкостью, созданием в стволе скважины искусственного пакера, закачиванием жидкости в ствол аварийной скважины, отводом газа в наклонно направленные скважины, интенсивным отбором газа из призабойной зоны фонтанирующей скважины через наклонно направленные скважины, заводнением газового пласта, с помощью подземных направленных взрывов.

Затем на основании анализа геолого-промысловой информации и условий возникновения и развития открытого фонтана и исходя из того, что каждый фонтан индивидуален, тактически выбирается наиболее подходящая для данных условий известная технология или разрабатывается новая. В то же время следует учитывать, что технология ликвидации фонтана, хорошо зарекомендовавшая себя на одной скважине, может оказаться непригодной на другой.

В третьем разделе приводятся результаты исследований по разработке технологий предотвращения и ликвидации газопроявлений без глушения скважин (замены коренной задвижки под давлением, одновременной замены двух стволовых задвижек под давлением, замены боковых задвижек под давлением, замены элементов задвижек под струей газа, замены пакерующего узла колонной головки в пламени пожара), необходимость которых вызвана изменением геолого-технических условий разработки месторождений, в первую очередь за счет снижения пластового давления до критических величин, не допускающих проведение аварийно-восстановительных работ с глушением скважин и последующим загрязнением ПЗП.

Технология замены коренной задвижки фонтанной арматуры под давлением. На месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири более 60 % газовых скважин оснащены фонтанной арматурой, выработавшей свой технический ресурс. Негерметичность задвижек приводит к газопроявлениям, загрязнению углеводородами приустьевой территории и к возможному их возгоранию. При этом происходит невосполнимая потеря ценного сырья.

Применяемая для замены коренных задвижек на Уренгойском месторождении технология (А.В. Кустышев, 1990), основанная на перекрытии ствола скважины глухой пробкой, исключает необходимость глушения скважин, но остается достаточно трудоёмкой по причине использования дополнительных сил и средств (бригад подземного ремонта скважин с инструментами «канатной техники»).

Для повышения эффективности ремонтных работ и снижения их продолжительности разработана технология без глушения скважины. Технология основана на перекрытии ствола трубной головки фонтанной арматуры ниже коренной задвижки пакерующим устройством, помещаемым в ее внутреннюю полость (рисунок 2).

Технология замены коренной задвижки осуществляется с помощью специально разработанного устройства (патент РФ на полезную модель № 18730). Устройство монтируется на верхнем фланце корпуса трубной головки фонтанной арматуры. После этого проводятся спуск в скважину пакера и его установка на глубине, при которой его резиновый уплотнитель полностью разместится в переводной катушке трубной головки. Затем проводится снижение давления в полости задвижек до атмосферного.

а)  б)  в)  г)

а) монтаж устройства; б) спуск и установка пакера; в) демонтаж устройства

с неисправной задвижкой; г) монтаж устройства с исправной задвижкой

1 – переводная катушка трубной головки; 2 – коренная задвижка; 3 – надкоренная задвижка; 4 – пакер; 5 – шток; 6 – стойка с ходовым винтом; 7 – вилка; 8 – адаптер

Рисунок 2 Схема монтажа оборудования при замене коренной задвижки  фонтанной арматуры под давлением

После этого проводятся демонтаж устройства (без пакера) с неисправной задвижкой и монтаж узла в сборе с новой задвижкой на верхнем фланце переводной катушки, открытие пакера и его извлечение из скважины. Разработанная технология проста, надежна и технологична, внедрена на ряде газовых месторождений Крайнего Севера. Однако она не позволяет проводить замену одновременно двух задвижек.

Технология одновременной замены двух задвижек (коренной и надкоренной) фонтанной арматуры под давлением. Особенностью этой технологии и отличием ее от предыдущей является возможность замены сразу двух задвижек. Реализация данной технологии возможна при применении специально разработанного оборудования, монтируемого на устье скважины (рисунок 3, заявка РФ № 2008162908).

Суть технологии заключается в следующем. После монтажа корпуса 1 устройства на верхнем фланце буферной задвижки 2 фонтанной арматуры и закрепления на верхнем фланце корпуса 3 трубной головки и нижнем фланце переводной катушки 4 трубной головки при помощи опор четырех штанг 5, соединенных в верхней части с помощью адаптера, проводится спуск в скважину на штоке 6 пакера 7 до глубины, при которой его резиновый уплотнитель полностью разместится в переводной катушке трубной головки, а его корпус будет выступать из переводной катушки. После этого проводятся сжатие резинового уплотнителя пакера и снижение давления в полости задвижек до атмосферного.

Рисунок 3 Схема монтажа

оборудования при одновременной замене стволовых задвижек
фонтанной арматуры под давлением

Затем проводятся демонтаж устройства с неисправными задвижками и повторный монтаж его в сборе с новыми.

После  этого  проводятся  разжатие

резинового уплотнителя пакера и его извлечение из скважины. Разработанная технология прошла апробацию на Ямбургском месторождении.

Технология замены боковых задвижек трубной головки фонтанной арматуры под давлением. Для замены стволовых и боковых задвижек фонтанной арматуры предложена технология, основанная на применении специальных глухих пробок, устанавливаемых в резьбовых отверстиях корпуса фонтанной арматуры и перекрывающих внутренние полости боковых отводов (патент РФ на полезную модель № 38821). В отличие от аналогов предлагается уравновешивать давления с наружной и внутренней сторон пробки природным газом из ремонтируемой скважины. При этом газ во внутреннюю полость следует подавать через обратный клапан, встроенный в корпус пробки.

Технология замены элементов задвижек фонтанной арматуры под струей газа. При возникновении газопроявлений через один из элементов задвижки фонтанной арматуры (клапан-масленка, обратный клапан и др.) нет необходимости в замене самой задвижки, достаточно провести замену неисправного элемента этой задвижки. Для замены такого элемента разработана технология (совместно с Яковенко Д.Н., патент РФ № 51088), позволяющая проводить работы без глушения скважины, под струей газа. Технология основана на применении специального устройства, обеспечивающего замену неисправного элемента на исправный с помощью перемещения их на траверсе, размещенной на задней крышке корпуса задвижки.

Технология замены пакерующего узла колонной головки в пламени пожара. Для замены вышедшего из строя пакерующего узла колонной головки
(совместно с Кустышевым А.В. и Бакеевым Р.А., патент РФ № 2254440) разработана новая технология, позволяющая проводить замену в пламени пожара негерметичного узла на герметичный путем наведения разрезного пакерующего узла, герметично охватывающего обсадную колонну и плотно садящегося в место посадки в колонной головке.

В четвертом разделе приводятся результаты исследований по разработке комплекса технологий ликвидации открытых газовых фонтанов без тушения пожара (при горящем пламени на устье, с наклоненным устьем, методом орошения, при отсутствии на устье фонтанной арматуры, с отрывом пламени от устья), необходимость которых вызвана особенностями климатических условий Крайнего Севера, обусловленными низкими отрицательными температурами окружающего воздуха и высокой ветровой нагрузкой.

Технология ликвидации открытых газовых фонтанов при горящем пламени на устье. Данная технология индивидуальна для каждого конкретного случая и имеет свои специфические особенности в сложных климатических условиях Крайнего Севера. Общим для всех случаев является то, что на первом этапе проводятся растаскивание сгоревшего оборудования, вышки, металлоконструкций, снятие вышедшей из строя запорной арматуры и установка новой. При этом проводятся охлаждение водой устьевого оборудования, металлоконструкций вокруг скважины и прилегающей территории, орошение струи фонтана с целью снижения интенсивности теплового излучения, тушения очагов горения газового конденсата вокруг устья скважины. На втором этапе проводится непосредственное тушение фонтана, после чего осуществляется глушение скважины.

Указанная технология недостаточно надежна при ликвидации открытых газовых фонтанов, осложненных пожаром. Она не учитывает тот факт, что после первоначального тушения пламени пожара зачастую происходит повторное возгорание разлитых на территории возле устья легких фракций жидких углеводородов. Это может привести к осложнениям в процессе аварийно-восстановительных работ, к увеличению их продолжительности, а также к разрушению оборудования и потенциальному воздействию на обслуживающий персонал. Кроме того, технология применима только в летних условиях. В зимних условиях постоянное орошение кустовой площадки приводит к возникновению паровой завесы (тумана), потере видимости и невозможности проведения дальнейших работ.

Для устранения этого недостатка разработан (совместно с Кустышевым А.В., Бакеевым Р.А. и др., патент РФ № 2231627) новый метод ликвидации открытого фонтана при горящей струе на устье фонтанирующей скважины.

При его реализации проводятся растаскивание сгоревшего оборудования и наведение противовыбросового оборудования (ПВО) на горящее устье скважины с помощью специальных натаскивателей: канатных, гидравлических или шарнирных. При этом проводится охлаждение водой устьевого оборудования и натаскивателя в наиболее взрыво- и пожароопасных местах. После наведения ПВО скважина глушится (рисунок 4).

А, Б, В – точки орошения; 1 – канатный натаскиватель; 2 – траверса;

3 – наводимое устьевое оборудование; 4 – отводной патрубок; стропы;
5 – трактор–тягач; 6 –  канатные петли; 7 – устье скважины;
8 – трактор-якорь

Рисунок 4 – Схема наведения запорной арматуры на устье
фонтанирующей скважины в пламени пожара с орошением водой в «три точки»

В процессе экспериментальных исследований было установлено, что радиус видимости объекта (R, м) при орошении устья скважины в процессе тушения пожара является функцией трех основных (переменных) параметров: температуры окружающего воздуха (T, оС), объема подаваемой жидкости (V, м3/с) и скорости ветра (U, м/с):

R = F(T, V, U).  (1)

Аппроксимация данных эксперимента методом нелинейного регрессионного анализа позволила получить зависимость (2) в виде произведения двух функций F1 и F2:

R = F(T, V, U) = F1(T, V, U = const) · F2(V, U). (2)

При фиксированных значениях (U = const) первая из указанных функций является квадратичной (по параметрам T  и V) и имеет вид:

  F1(T, V, U = const) = а0 + а1 T – а2 V – а3 T V + а4 T2 + а5 V2,  (3)

где  а0  ,… ,а5  – коэффициенты уравнения регрессии.

Вторая функция F2(V, U) является уточняющей, так как с ее помощью корректируются результаты расчета, выполняемые по формуле (3), при условии вариации объема подаваемой через мониторы (лафетные стволы) жидкости и скорости ветра.

Результаты аналитических исследований и промысловых испытаний на полигоне показали, что в окончательном виде функция (1), с учетом уравнений (2) и (3), описывается уравнением (4):

R = (260,0 + 4,564T – 5,547V – 0,023TV + 0,043T2 + 0,036V2) х

  х·{[(1,195 + 0,0035V)/81]·U2+ 0,805 – 0,0035·V}.  (4)

Таким образом, с учетом данного уравнения (заявка РФ № 2008137192*) можно рассчитать параметры процесса тушения в сложных климатических условиях (до минус 50 С).

Технология ликвидации открытых газовых фонтанов на скважинах с наклоненным устьем. Нередки случаи, когда в процессе растаскивания металлоконструкций происходит повреждение устья фонтанирующей скважины и оно «наклоняется» под различными углами относительно вертикальной оси скважины. Для таких случаев (совместно с Бакеевым Р.А., заявка РФ
№ 2008142610) разработана технология, позволяющая наводить в пламени пожара на наклоненное устье запорную арматуру. После расчистки устья скважины и получения доступа к устью фонтанирующей скважины осуществляется наведение на устье запорной арматуры в сборе с разъемным колонным фланцем и отводным патрубком, подвешенными на канатной оснастке. При этом запорная арматура наводится на устье под углом, соответствующим углу наклона устья скважины (рисунок 5). Угол наклона формируется за счет применения искривленного отводного патрубка, подвешенного на траверсе канатной техники с помощью системы цепей подвески и цепей оттяжек.

1 наклоненное устье скважины; 2 разъемный фланец; 3 наводимая

запорная арматура; 4 искривленный отводной патрубок; 5 траверса

«канатной техники»

Рисунок 5  – Схема наведения запорной арматуры на наклоненное устье фонтанирующей скважины

Орошение устья скважины, наводимой на устье запорной арматуры и канатной оснастки осуществляется лафетными стволами. После отвода пламени через искривленный отводной патрубок на безопасную высоту проводится глушение скважины с последующими аварийно-восстановительными работами по возвращению скважины в рабочее состояние.

Технология ликвидации открытых газовых фонтанов методом орошения. Для улучшения условий видимости при проведении работ по наведению запорной арматуры на устье горящей фонтанирующей скважины совместно с Гульцевым В.Е. (заявка РФ № 2008111386*) разработана технология, позволяющая уменьшить «густоту» воздушно-водяной завесы или тумана.

По этой технологии орошение устья скважины осуществляется через коллекторы, размещаемые на грузовой стреле канатной оснастки и на ее траверсе (рисунок 6).

При этом коллекторы обеспечивают орошение канатной оснастки, наводимой на устье запорной арматуры и самого устья фонтанирующей скважины.

1 устье скважины; 2 ПВО; 3 отводной патрубок; 4 канатный
натаскиватель; 5 трактор-якорь; 6 трактор-тягач; 7 траверса;
8 канатные петли; 9   пожарная машина;10 гибкие шланги высокого давления

Рисунок 6 – Схема наведения запорной арматуры на устье фонтанирующей скважины путем орошения через коллекторы

Технология ликвидации открытых газовых фонтанов при отсутствии на устье фонтанной арматуры. Нередки случаи, когда в процессе ликвидации открытого фонтана невозможно навести на устье запорную арматуру. Тогда можно воспользоваться технологией наведения на фонтанирующую струю только отводной трубы. При этом, в зависимости от высоты выхода обсадных колонн на устье скважины, регулируется и высота размещения отводной трубы. После наведения трубы на устье фонтанирующей скважины и отвода пламени можно приступать к аварийно-восстановительным работам.

Технология ликвидации горящих газовых фонтанов с отрывом пламени от устья (совместно с Сизовым О.В. и Кустышевым А.В., патент РФ № 2261982). Для повышения пожаробезопасности аварийно-восстановительных работ разработана новая технология ликвидации открытых газовых фонтанов после отрыва пламени от устья с помощью лафетных стволов и подъема его на высоту, безопасную для работы аварийно-восстановительных формирований (рисунок 7).

1 устье фонтанирующей скважины; 2 пламя пожара; 3 лафетные стволы; 4 наводимая запорная арматура; 5 отводной патрубок;
6 – натаскиватель; 7 струи охлаждающей жидкости

Рисунок 7 Схема наведения запорной арматуры на устье фонтанирующей скважины после отрыва пламени от устья

Были проведены экспериментальные промысловые испытания предлагаемой технологии на учебном полигоне Уренгойского месторождения. Вокруг устья скважины с горящим газовым факелом размещалось расчетное количество лафетных стволов, через которые подавалась технологическая жидкость. Лафетные стволы размещались с наветренной стороны сектором, размеры которого и количество в нем лафетных стволов определялись аналитическим путем и проверялись экспериментально на стадии поисковых экспериментов. В безопасной зоне монтировался натаскиватель с ПВО. Охлаждающая жидкость с помощью мониторов направлялась на устье скважины и орошала его в течение технологически расчетного времени (10…20 мин). Затем струи охлаждающей жидкости из лафетных стволов направлялись на границу зоны горящего пламени. Постепенно перемещая фронт струи вверх, отрывали пламя от устья скважины, создавая достаточную безопасную рабочую зону вокруг устья скважины.

После отрыва пламени натаскиватель подавался к устью скважины и с его помощью за расчетный период времени на устье монтировалось ПВО. В результате струя газа из скважины направлялась по отводному патрубку, установленному на ПВО, то есть обеспечивалась безопасная работа обслуживающего персонала в рабочей зоне у устья. После наведения ПВО на устье охлаждающая жидкость направлялась на натаскиватель и смонтированное на устье скважины ПВО, а затем осуществлялось глушение скважины подачей через лифтовую колонну жидкости глушения по рекомендуемым для данной ситуации технологиям.

В процессе экспериментальных исследований было установлено, что безопасная высота отрыва пламени (H, м) является функцией трех основных (переменных) параметров: дебита фонтанирующей скважины (Q, млн м3/сут), количества лафетов (n, шт.) и расстояния от устья скважины до лафета (l, м):

H = f        (Q, n, l).                                        (5)

После подстановки экспериментальных данных функция (5) преобразуется в следующую зависимость:

H = – 22,9 – 17 Q  + 1,73 n  + 3,23 l  + 12 Q 2 – 0,1 n 2 – 0,1 l 2. (6)

Формула (6) позволяет определять максимальное расчетное значение высоты отрыва пламени от устья. Например, при дебите 0,7 млн м3/сут, наличии на устье 6 лафетов и при размещении их от устья на расстоянии 20 м безопасная высота отрыва пламени составляет 3,3 м.

Для определения возможности отрыва пламени от устья была разработана специальная методика. Она предусматривает в качестве основного условия, обеспечивающего отрыв горящей газовой струи с помощью лафетов, выполнение следующего неравенства:

  Nв· n· K   Nг       , (7)

где Nв – мощность, передаваемая струей воды из одного лафета, общее число которых n; Nг – мощность газовой струи; К – коэффициент, значение которого определяется на основе экспериментов. При этом мощность, передаваемая струей воды, рассчитывается по формуле

,       (8)

где Pм сила давления струи одного лафета, МПа; Vв – скорость водяной струи, равная в данном случае 54,2 м/с; F – орошаемая площадь, м2.

Например, при дебите 800 тыс. м3/сут, наличии 6 лафетов, расположенных по кругу с расстоянием до устья 20 м, скорости ветра 15 м/с уравнение (8) примет вид

Nв = (24,84 – 0,364 L) F (2·54,2 + 2·67,6 + 2·41,9) =

= (24,84 – 0,364· L)· F ·327,4.                                        (9)

Результаты расчетов подтвердили экспериментальные данные о невозможности в данном случае отрыва пламени от устья. При размещении лафетов сектором с наветренной стороны расчеты по уравнению (10) доказали возможность отрыва пламени, что подтвердил данный эксперимент. При этом уравнение (9) имеет вид

Nв = (24,84 – 0,364 L) F (2·54,2 + 2·64,2 + 2·68,6) =

= (24,84 – 0,364 L) F * 374.                                       (10)

Предлагаемые технологии были применены при ликвидации газопроявлений и открытых газовых фонтанов на месторождениях Крайнего Севера.

Основное отличие разработанных методов ликвидации открытых фонтанов без тушения пламени пожара заключается в обеспечении восстановления скважин и последующего (повторного) ввода их в эксплуатацию, а не в ликвидации их, как это практикуется за рубежом. Если не удается восстановить и пустить скважину в эксплуатацию, то ликвидацию такой скважины осуществляют по технологиям (патенты РФ № 2222687 и № 2225500), позволяющим в дальнейшем осуществить на скважине ремонтно-восстановительные работы и попытаться повторно пустить ее в эксплуатацию.

В пятом разделе представлены результаты работ по созданию и совершенствованию учебно-методической базы для подготовки и переподготовки кадров, созданию учебно-тренировочных центров для повышения квалификации персонала буровых бригад и бригад капитального ремонта скважин, а также аварийно-восстановительных формирований противофонтанной службы.

С позиции стратегии обеспечения фонтанной и пожарной безопасности объектов нефтегазодобывающей отрасли автором выделены три направления обучения по ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров: профилактика газонефтеводопроявлений (ГНВП) и открытых фонтанов; оперативная работа, то есть ликвидация газопроявлений и открытых фонтанов; обучение (подготовка и переподготовка кадров).

Профилактика возникновения открытых фонтанов наиболее эффективна на стадии их возникновения. Очевидно, что, не допустив возникновения ГНВП или своевременно их ликвидировав, можно исключить возможность открытого фонтанирования скважины. Основным условием предупреждения ГНВП и открытого фонтанирования является четкое исполнение проектных решений и требований технологических регламентов при безусловном соблюдении правил и инструкций по безопасному ведению работ, подкрепленное систематическим контролем за их исполнением. Профилактикой возникновения ГНВП и открытых фонтанов должны заниматься высококвалифицированные специалисты, имеющие достаточный опыт проведения работ по обследованию потенциально газопожароопасных объектов.

Оперативная работа  это выполнение аварийных и газоопасных ремонтных работ на устье скважин с применением специального оборудования, в том числе для проведения работ под давлением, то есть без глушения и вывода скважин из эксплуатации, а также работ по ликвидации открытых газовых фонтанов без тушения пламени на устье фонтанирующих скважин. Одними из наиболее часто встречающихся осложнений являются ГНВП, а самыми тяжелыми авариями с позиций материального и экологического ущербов – открытые газовые и нефтяные фонтаны.

Обучение – это подготовка высококвалифицированных специалистов противофонтанной службы, а также обучение и аттестация персонала буровых, ремонтных и добывающих организаций по программам пожарной, противофонтанной и газовой безопасности.

Уровень профессиональной квалификации кадров всегда являлся определяющим фактором для достижения эффективности и качества любого производства. Особенно актуально это при бурении, эксплуатации и КРС, когда на протяжении всего цикла строительства, эксплуатации и ремонта исполнители работ сталкиваются с нештатными ситуациями, переходящими в тяжелую аварию. Прежде всего это характерно в случае возникновения ГНВП, когда несвоевременные или неправильные действия могут привести к развитию выброса или открытого фонтанирования. Здесь важно, чтобы буровая бригада или бригада КРС была способна своевременно обнаружить ГНВП, провести первоочередные действия, блокирующие их переход в открытый фонтан, а затем успешно их ликвидировать. Для этого необходимо обучить персонал и, что особенно важно, периодически проверять его знания и навыки, то есть проводить периодическую аттестацию. Причем, если рабочих или обслуживающий персонал аттестуют только на знание правил и инструкций, то аттестацию бурильщиков и инженерно-технических работников следует проводить путем проверки их навыков при работе на специальных тренажерах, имитирующих нештатные ситуации. Очевидно, что подобную подготовку и аттестацию следует проводить в специальных центрах и классах, а практические навыки буровые бригады и бригады КРС должны получать в специальных учебно-тренировочных центрах.

Подготовка и аттестация личного состава противофонтанных частей и специалистов нефтегазодобывающих организаций основаны на компьютерных технологиях обучения. Для обучения персонала разработана компьютерная тестовая система подготовки, проверки знаний и аттестации работников буровых организаций и нефтегазодобывающих предприятий в области предупреждения, обнаружения и ликвидации ГНВП, алгоритмы которой приведены на рисунках 8 и 9.

Обучение проводится по программам:

- «Противофонтанная и газовая безопасность» – для бригад КРС (курс обучения рассчитан на 24 часа);

- «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП» – для бурильщиков, инженерного и руководящего составов (курс обучения рассчитан на 60…80 часов).

Рисунок 8 – Алгоритм обучения персонала нефтегазодобывающих организаций

Рисунок 9 – Алгоритм обучения личного состава противофонтанной службы

Обучение осуществляется по специально разработанным при участии автора методическим пособиям, содержащим информацию по разделам: горно-геологические и технико-технологические факторы, обуславливающие фонтаноопасность при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин; физические основы и причины возникновения ГНВП, выбросов и открытых фонтанов; предупреждение, обнаружение и ликвидация ГНВП; роль конструкции скважин и технических средств при бурении, эксплуатации и ремонте в предупреждении возникновения, развития ГНВП  и их перехода в открытое фонтанирование; газоопасные работы, средства контроля окружающей среды и защиты персонала; оказание первой доврачебной неотложной помощи.

Например, в 2008 г. в учебных классах противофонтанных частей и учебно-техническом и тренировочном центре «Досанг» только по курсу
«Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП» было обучено более 800 человек:  647 рабочих и 157 инженерно-технических работников.

В процессе обучения были задействованы учебные тренажеры: аппаратно-программный тренажер «ГЕОС-М1» и промышленный тренажер на базе буровой установки «Уралмаш 4Э-76».

Для обучения личного состава противофонтанной службы ежегодно проводятся практические полевые учения в учебно-техническом центре «Досанг» и на учебном полигоне Уренгойского месторождения.

Следует отказаться от практики, когда противофонтанные службы вынуждены самостоятельно проводить обучение и переподготовку своих кадров. Как правило, на подготовку высококвалифицированных кадров требуется значительное время (около 3 лет), а потребность в специалистах данного профиля в настоящее время достаточна высока.

Приведена промыслово-экономическая оценка эффективности разработанных технологий и технических средств, которые прошли успешные промысловые испытания и внедрены в суровых климатических условиях Крайнего Севера на газовых и газоконденсатных месторождениях предприятиями: филиалом ООО «Бургаз» «Тюменбургаз», ЗАО «Георесурс», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром северподземремонт», филиалом ООО «Газобезопасность» «Северная военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых фонтанов». Внедрение разработок в настоящее время осуществляется также на месторождениях Восточной Сибири и Якутии.

Внедрение новых технологий реализуется через руководящие документы: технологические регламенты, инструкции, технические правила, обучающие программы, отраслевые стандарты, стандарты организаций, которые входят составной частью в проекты разработки месторождений, проекты на строительство скважин и проекты на их капитальный ремонт, реконструкцию, консервацию, расконсервацию и ликвидацию.

Результаты работ используются в учебном процессе Тюменского государственного нефтегазового университета по специализации «Капитальный ремонт скважин», а также в обучающих центрах ОАО «Газпром» по курсу «Фонтанная и пожарная безопасность на объектах нефтегазодобывающей промышленности».

За последние годы удалось сохранить для дальнейшей эксплуатации
34 скважины из 40 (97 %), на которых были ликвидированы открытые газовые фонтаны. Экономический эффект от внедрения разработок, полученный за 1999  2008 гг.,  составил более 900 млн руб. Внедрение разработанных технических решений позволяет существенно снизить затраты на аварийно-восстановительные и ремонтно-изоляционные работы газовых и газоконденсатных скважин, обучить и аттестовать персонал бригад КРС и противофонтанной службы, успешно ликвидировать возникшие фонтаны и пожары, получить дополнительные объемы газа и газового конденсата, снизить вероятность возникновения и предотвратить последствия экологических катастроф.

В шестом разделе приведены результаты исследований по разработке технологий восстановления фонтанирующих скважин после ликвидации фонтана и возвращения их в эксплуатацию. Новые технологии позволяют решать проблемную задачу восстановления и ввода в эксплуатацию фонтанирующих скважин для обеспечения выполнения проектных решений разработки данного месторождения, в частности текущих задач разработки месторождений оптимальной сеткой эксплуатационных скважин, которая предусмотрена проектными решениями. При этом должен быть устранен экстремальный «дренаж» залежи по причине аварийного истечения газа в процессе открытого фонтана. По этой же причине должно быть устранено непредвиденное внедрение пластовых вод в залежь, в том числе подошвенных, вышележащих или законтурных, которое влечет за собой практически неустраняемую обводненность пласта, снижающую его фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). При этом необходимо исключить сопутствующее обводненности пласта разрушение скелета горных пород, а также абразивное и коррозионное разрушение скважинного оборудования. Все это позволяет обеспечить скорейшее восстановление нарушенного во время фонтана фронта продвижения газоводяного контакта и восстановить проектные показатели разработки месторождения.

При этом обеспечивается возможность сохранить существующую при разработке месторождения сетку эксплуатационных скважин (без строительства новых взамен выбывших).

Мероприятия, направленные на восстановление фонтанирующих скважин, должны проводиться уже на стадии их глушения после ликвидации фонтана. Скважины должны глушиться незамерзающими технологическими растворами, не оказывающими отрицательного воздействия на ФЕС продуктивного пласта.

Для глушения скважин с АВПД обычно рекомендуются солевые растворы без твердой фазы. Для глушения скважин с нормальным гидростатическим давлением рекомендуются растворы на полимерной основе, например такие как разработанный полимерный раствор на основе полимера Praestol. Для глушения скважин с АНПД, как правило, рекомендуются эмульсионные растворы на основе газового конденсата. Для глушения скважин с пониженными давлениями (с условной аномальностью менее 0,5) рекомендуется в процессе глушения скважины предварительное блокирование ПЗП.

В процессе освоения восстанавливаемых после фонтанирования скважин рекомендуется осуществлять «разглинизацию» ПЗП с последующей интенсификацией притока методами гидропескоструйной перфорации (ГПП)  или гидроразрыва пласта (ГРП).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе научного обобщения и анализа опыта ликвидации открытых газовых фонтанов предложена новая классификация методов их ликвидации для условий месторождений природного газа Крайнего Севера, прежде всего в Западной Сибири.

2. Разработаны технологические основы ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров, включающие:

- обоснованную и экспериментально подтвержденную возможность тушения пламени фонтанирующих газовых и газоконденсатных скважин с помощью водяных струй лафетных стволов, применяемых до этого при тушении пожаров на хозяйственных объектах;

- аналитически определенный и экспериментально подтвержденный оптимальный радиус зоны безопасного производства работ, в пределах которой можно безопасно размещать оборудование и аварийно-спасательный персонал;

- необходимую и безопасную высоту отрыва пламени от устья фонтанирующей скважины;

- оптимальную схему размещения лафетных стволов сегментом с наветренной стороны при расстояниях между лафетами 1…2 м.

3. Разработан комплекс высокоэффективных технологий ликвидации открытых газовых фонтанов в пламени пожара, в том числе на скважинах с наклоненным устьем, а также технологии с отрывом пламени от устья фонтанирующей скважины с возможностью восстановления работоспособности и повторного ввода фонтанирующих скважин в эксплуатацию.

4. Разработаны новые составы технологических растворов для растепления и глушения скважин, восстановления их производительности после ликвидации открытых газовых фонтанов.

5. Разработан комплекс методических документов и обучающих программ, что позволило создать методологию обучения персонала бригад и ИТР, занимающихся ликвидацией фонтанов.

6. Усовершенствована учебно-методическая база для подготовки и переподготовки кадров, созданы два учебно-тренировочных центра для повышения квалификации инженерно-технических работников и персонала буровых бригад и бригад капитального ремонта скважин, а также персонала аварийно-восстановительных формирований противофонтанной службы.

7. Разработаны и внедрены в производство новые технические средства и оборудование, обеспечивающие безопасное производство работ и высокую надежность ликвидации открытого газового фонтана. Внедрение разработанных технологий позволило за счет сокращения продолжительности ликвидационных и аварийно-восстановительных работ получить дополнительные объемы добываемого природного газа и газового конденсата. При этом в 2,5 раза снизились затраты на ликвидацию фонтанов, сокращено их количество с 5
(в 1998 г.) до 1 (в 2007 г.). Восстановлены после фонтана и введены в эксплуатацию 34 скважины (97 %) при условии сохранения проектной системы разработки месторождений. Экономический эффект от применения разработанных технологий и технических средств составил более 900 млн рублей.

Основные результаты работы опубликованы в 55 научных трудах, из которых 9 – в изданиях, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, рекомендуемых к изданию ВАК Минобразования и науки РФ.

Ведущие рецензируемые научные журналы из перечня ВАК

1. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кустышев И.А., Чабаев Л.У.,
Шенбергер В.М. Ликвидация скважин в условиях Крайнего Севера // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2001. № 6. С. 59-64.

2. Зозуля Г.П., Чабаев Л.У., Кустышев А.В., Сызранцев В.Н. Методика отрыва пламени от устья фонтанирующей скважины // Пожарная безопасность. 2007. № 4.   С. 26-32.

3. Чабаев Л.У. Основы обеспечения технологической и экологической безопасности строительства скважин // Наука и техника в газовой промышленности. 2008. № 4.   С. 99-109.

4. Чабаев Л.У. Основы стратегии и тактики ликвидации открытых газовых фонтанов // Пожарная безопасность. 2008. № 4. С. 83-85.

5. Чабаев Л.У. Ликвидация открытых нефтегазовых фонтанов и пожаров при добыче и транспортировке природного газа и нефти // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2008. Вып. 4 (74). С. 103-108.

6. Чабаев Л.У. Методы ликвидации открытых газовых фонтанов и пожаров при строительстве и эксплуатации скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. 2009. № 1. С. 92-97.

7. Чабаев Л.У. Стратегия развития фонтанной безопасности при строительстве и эксплуатации газовых скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2009. Вып. 1 (75). С. 72-80.

8. Чабаев Л.У. Обеспечение технологической и фонтанной безопасности строительства, эксплуатации и ремонта скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. № 3. С. 18-23.

9. Попова Ж.С., Чабаев Л.У., Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В. Ликвидация открытого нефтегазового фонтана с использованием гибкой трубы колтюбинговой установки // Изв. вузов. Нефть и газ. 2009. № 2. С. 68-70.

Центральные издания

10. 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. научн. тр. / ТюменНИИгипрогаз. СПб.: Недра, 2002. С. 86-91.

11. Лахно Е.Ю., Чабаев Л.У., Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Листак М.В. Применение колтюбинговых технологий при ликвидации открытых нефтегазовых фонтанов // Время колтюбинга. 2008. № 3. С. 26-30.

12. Чабаев Л.У., Журавлев В.В., Зозуля Г.П., Кустышев А.В. Ликвидация газопроявлений на скважинах Ямбургского месторождения с помощью колтюбинговой установки // Время колтюбинга. 2009. № 1. С. 26-30.

Монографии, отдельные издания

13. Теория и практика выбора материалов и технологий для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебн. пособие / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, И.И. Клещенко, Л.У. Чабаев. Тюмень: Изд-во «Нефть и газ», 2002. 170 с.

14. Ремонт нефтяных и газовых скважин: Справочник: В 2 ч. / М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, С.А. Рябоконь, Л.У. Чабаев и др.; под ред. Ю.А. Нифонтова и И.И. Клещенко. СПб.: АНО НПО «Профессионал», 2005. Ч. 1. 914 с.; Ч. 2. 548 с.

15. Предупреждение газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера / Л.У. Чабаев, А.В. Кустышев, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман. М.: ИРЦ Газпром, 2007. – 189 с.

16. Противофонтанная и газовая безопасность: Основы теоретической подготовки персонала буровых бригад и бригад капитального ремонта скважин / Л.У. Чабаев, Д.М. Чудновский, С.Р. Хлебников, В.А. Болотин, О.Ш. Абдуллаев. Краснодар: Изд-во «Просвещение-Юг», 2008. 158 с.

17. Теория и практика капитального ремонта скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, В.В. Дмитрук, Л.У. Чабаев. М.: ИРЦ Газпром, 2008. 430 с.

18. Фонтаноопасность при бурении, эксплуатации и ремонте скважин / Л.У. Чабаев, Д.М. Чудновский, С.Р. Хлебников, А.Г. Аветисов, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, Ю.А. Пуля. Краснодар: Изд-во «Просвещение-Юг», 2009. 267 с.

Прочие печатные издания

19. 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 // Обз. информ. Сер. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин». М.: ИРЦ Газпром, 2003. 55 с.

20. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Клещенко И.И., Обиднов В.Б., Сизов О.В., Чабаев Л.У., Бакеев Р.А. Расконсервация и восстановление газовых скважин с обеспечением их фонтанной и пожарной безопасности на месторождениях Крайнего Севера // Обз. информ. Сер. «Разработка газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ИРЦ Газпром, 2005. 99 с.

21. Сизов О.В., Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Сызранцев В.Н., Чабаев Л.У., Чижова Т.И., Яковенко Д.Н., Лахно Е.Ю. Управление фонтанами при ремонте газовых скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера // Обз. информ. Сер. «Разработка газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ИРЦ Газпром, 2007. 195 с.

22. Чабаев Л.У., Бакеев Р.А., Кустышев И.А. Совершенствование технологии ремонта скважин по ликвидации гидратных пробок на месторождениях Севера // Проблемы КРС, эксплуатации ПХГ и экологии: Сб. научн. тр. /
СевКавНИПИгаз. – Ставрополь, 2002. Вып. 36. С. 58-61.

23. Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Чабаев Л.У. Обеспечение пожаробезопасности ликвидацией аварийного фонтанирования газовых скважин // Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания. Матер. конф. 11-12 июня 2002 г., г. Салехард. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002. С.129-133.

24. Кустышев А.В., Бакеев Р.А., Чабаев Л.У. Некоторые практические аспекты вывода газовых скважин из длительной консервации // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе. Тр. Междунар. научн.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского нефтегазового университета, 25-27 сентября 2003 г.: В 2 т. Тюмень: Изд-во «Тюменский ГНГУ», 2003. Т. 2. С. 56-59.

25. Бакеев Р.А., Чабаев Л.У., Лахно Е.Ю. Технология ликвидации открытого фонтана наведением на устье скважины гидравлического натаскивателя // Нефтегазовое направление: Сб. тр. / Институт нефти и газа. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2004. С. 170-174.

26. Кустышев А.В., Чабаев Л.У., Бакеев Р.А., Сизов О.В., Лахно Е.Ю., Клещенко И.И., Зозуля Е.К. Новые технологические жидкости для ремонта газовых скважин // Там же. С. 174-176.

27. Бакеев Р.А., Чабаев Л.У., Сизов О.В., Лахно Е.Ю. Предотвращение газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте газовых скважин на месторождениях Севера // Там же. С. 184-187.

28. Чабаев Л.У., Бакеев Р.А., Сизов О.В., Обиднов В.Б., Кустышев А.В. Восстановление фонтанных арматур газовых скважин заменой задвижек под давлением // Там же. С. 189-191.

29. Чабаев Л.У., Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Сизов О.В., Яковенко Д.Н. Ликвидация горящих открытых фонтанов при ремонте газовых скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Матер. научн.-практ. конф. 25 мая 2005 г. в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа: Изд-во «Монография», 2005. С. 295-299.

30. Сизов О.В., Чабаев Л.У., Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Яковенко Д.Н., Лахно Е.Ю. Управление фонтаном при ремонте газовых скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр. региональной научн.-практ. конф., посвященной 5-летию Института нефти и газа: В 2 т. Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2005. Т. 2. С. 12-16.

31. Чабаев Л.У., Яковенко Д.Н., Зозуля Г.П., Лахно Е.Ю. Новое функциональное применение лафетных стволов при ликвидации открытых газовых фонтанов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр. ИНиГ и материалов Межрегиональной научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященный 50-летию ТюмГНГУ: В 2 т. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. Т. 1. 189-190.

32. Чабаев Л.У. Обеспечение противофонтанной безопасности при строительстве скважин // Повышение промышленной безопасности и надежности строительства скважин. Матер. научн.-техн. совета ОАО «Газпром»
8-12 октября 2007 г., г. Астрахань. М.: ИРЦ Газпром, 2008. С. 15-29.

33. Довбня Б.Е., Чабаев Л.У. Обеспечение технологической и экологической безопасности строительства скважин на суше и море // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2008. № 2. С. 19-24.

34. Чабаев Л.У. Повышение безопасности и эффективности аварийно-восстановительных работ при ликвидации открытых фонтанов на нефтяных и газовых скважинах // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2008. № 3. С. 25-31.

35. Чабаев Л.У. Методология ликвидации открытых газовых фонтанов на месторождениях Севера // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр. ИНиГ и материалов Межрегиональной научн.-техн. конф. с международным участием, посвященный 45-летию Тюменского индустриального института: В 2 т. Тюмень: Изд-во «Тюменский ГНГУ», 2008. Т. 1. С. 136-139.

36. Чабаев Л.У., Журавлев В.В., Немков А.В., Шаталов Д.А. Оборудование для ликвидации нефтегазового фонтана на скважине с наклоненным устьем // Там же.  Т. 1. С. 140-143.

37. Чабаев Л.У., Кузнецов В.Г., Лахно Е.Ю. Опыт ликвидации газового фонтана на скважине № 10086 Оренбургского месторождения // Там же.  Т. 1. С. 143-146.

38. Журавлев В.В., Ятлук О.В., Голубева О.С., Чабаев Л.У. Ликвидация аварии на скважине № Р-715 Уренгойского месторождения при помощи специального приспособления для ввода пакера // Там же. Т. 1. С. 147-153.

39. Темирсултанов Л.Я., Попова Ж.С., Зозуля Е.К., Чабаев Л.У. Оценка работ по ликвидации газопроявлений на скважинах Южно-Русского месторождения // Там же.  Т. 1. С. 153-156.

40. Журавлев В.В., Гульцев В.Е., Лахно Е.Ю., Голубева О.С., Чабаев Л.У. Результаты работ по ликвидации открытых газовых фонтанов // Там же. Т. 1. С. 157-162.

41. Чабаев Л.У., Кустышев И.А. Восстановление фонтанирующих скважин после ликвидации открытого газового фонтана // Там же. Т. 2. С. 99-102.

42. Чабаев Л.У., Гульцев В.Е., Голубева О.С., Костенюк С.А. Вопросы фонтанной и пожарной безопасности строительства и ремонта скважин // Там же. Т. 2. С. 139-140.

43. Чабаев Л.У., Журавлев В.В., Зозуля Г.П., Леонтьев Д.С., Кустышев А.В. Ликвидация аварии на скважине № Р-207 Ямбургского месторождения с помощью колтюбинговой установки // Там же. Т. 2. С. 148-154.

44. Ваганов Ю.В., Зозуля Е.К., Кустышев Д.А., Чабаев Л.У. Особенности расконсервации и освоения скважин в условиях Крайнего Севера // Там же. Т. 2. С. 140-142.

45. Руснак Н.Н., Жарикова Н.Х., Чабаев Л.У. Физико-химический анализ скважинной жидкости как фактор контроля за разработкой месторождения и степени загрязнения пласта после ликвидации открытого газового фонтана // Там же. Т. 2. С. 142-148.

46. Немков А.В., Сызранцев В.Н., Чабаев Л.У. Основные направления совершенствования технических средств для проведения ремонтов и ликвидации фонтанов // Там же. Т. 2. С. 154-156.

47. Чабаев Л.У., Кустышев А.В., Зозуля Г.П. Ликвидация газопроявлений и открытых газовых фонтанов на скважинах месторождений Крайнего Севера // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. 2009. № 1. С. 33-39.

48. Пат. 2176724 РФ, МПК Е 21 В 33/00. Способ восстановления аварийных скважин / Н.И. Иллюк, Л.У. Чабаев, С.А. Коваленко (РФ). – 99126461; Заявлено 15.12.99; Опубл. 10.12.01. Бюл. 33.

49. Пат. 18730 РФ, МПК Е 21 В 33/00. Устройство для смены задвижек под давлением / Л.У. Чабаев, А.А. Грищенко, А.Н. Ковалев (РФ). – 2001100955; Заявлено 17.01.01; Опубл. 10.07.01. Бюл. 19.

50. Пат. 2222687 РФ, МПК Е 21 В 43/13. Способ ликвидации скважин / И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, А.С. Зотов, М.Г. Гейхман, Л.У. Чабаев и др. (РФ). – 2002118485; Заявлено 09.07.02; Опубл. 27.01.04. Бюл. 3.

51. Пат. 2225500 РФ, МПК 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; Заявлено 08.05.02; Опубл. 10.03.04. Бюл. 7.

52. Пат. 2231627 РФ, МПК Е 21 В 35/00. Способ ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах / Л.У. Чабаев, А.В. Кустышев, Н.И. Иллюк (РФ). – 2002130666; Заявлено 22.11.02; Опубл. 27.06.04. Бюл. 18.

53. Пат. 38821 РФ, МПК Е 21 В 33/00. Устройство для замены стволовых и боковых задвижек фонтанной арматуры под давлением / Р.А. Бакеев, А.В. Кустышев, Л.У. Чабаев, Н.И. Иллюк, Т.И. Чижова (РФ). – 2004105447; Заявлено 26.02.04; Опубл. 10.07.04. Бюл. 19.

54. Пат. 2254440 РФ, МПК Е 21 В 33/04. Колонная головка для герметизации устья скважины / Л.У. Чабаев, А.В. Кустышев, Р.А. Бакеев, Н.И. Иллюк (РФ). – 2003133369; Заявлено 17.11.03; Опубл. 20.06.05.  Бюл. 17.

55. Пат. 2261982 РФ, Е 21 В 35/00. Способ ликвидации открытого нефтегазового фонтана / Р.А. Бакеев, А.В. Кустышев, О.В. Сизов, Л.У. Чабаев (РФ). – 2004117694; Заявлено 10.06.04; Опубл. 10.10.05.  Бюл. 28.


1  Имеется положительное решение по заявке






© 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.