Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по техническим специальностям
УДК 622.279.7
На правах рукописи
КУСТЫШЕВ АЛЕКСАНДР ВАСИЛЬЕВИЧ
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОСНОВ И
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РЕМОНТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В СЛОЖНЫХ КЛИМАТИЧЕСКИХ И ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИХ
УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
Специальности: | 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных 05.26.03 - Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс) |
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
доктора технических наук
Уфа 2008
Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете
(ТюмГНГУ)
Научный консультант | доктор технических наук, профессор Зозуля Григорий Павлович |
Официальные оппоненты: | доктор физико-математических наук, профессор Федоров Константин Михайлович |
доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич | |
доктор технических наук Абдуллин Рафиль Сайфуллович | |
Ведущее предприятие | ОАО Сибирский научно-аналитический центр (СибНАЦ) |
Защита диссертации состоится 18 июля 2008 года в 1000 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 18 июня 2008 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
кандидат технических наук Л.П. Худякова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является основным нефтегазодобывающим регионом России, в котором интенсивно эксплуатируются крупнейшие в мире газовые и газоконденсатные месторождения (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Вынгапуровское, Комсомольское, Ямсовейское, Юбилейное, Юрхаровское и др.) и единственное в Западной Сибири Пунгинское подземное хранилище газа (ПХГ). В настоящее время начато освоение Бованенковского и Харасавэйского месторождений полуострова Ямал. Действующий фонд скважин на месторождениях составляет около 4,5 тыс. единиц, более трети из которых требуют текущего или капитального ремонта.
Обеспечение длительной эксплуатации скважин в суровых климатических условиях с наличием в разрезах мерзлых пород (МП) и зон аномальных пластовых давлений (пониженных - АНПД или повышенных АВПД) требует качественного ремонта при обязательном соблюдении промышленной, противофонтанной и пожарной безопасности.
За последние годы заметно изменился спектр проводимых на месторождениях Крайнего Севера ремонтов. Появились новые виды ремонта скважин, выполняемые с использованием канатной техники и колтюбинговых установок. В 2,0Е2,5 раза увеличилась доля сложных капитальных ремонтов скважин (КРС), возросла их продолжительность, снизилась результативность и увеличилась степень опасности проводимых ремонтов. За последние годы эксплуатации на газовых и газоконденсатных месторождениях 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 существующих нормативных документов, таких как Единые правила ведения ремонтных работ и Классификатор ремонтных работ, снижается. Требуется ввести новые технологии и технологические приемы, учитывающие специфические особенности эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в условиях Крайнего Севера.
Постоянное совершенствование и внедрение передовых технологий при строительстве, эксплуатации и ремонте газовых скважин обуславливают необходимость правильного и оптимального выбора технологии КРС и применяемых технических средств. Для этого при участии автора создана База данных КРС Газпрома, которая регулярно пополняется новыми данными. Эффективность технологий ремонта следует рассматривать с учетом требований промышленной и пожарной безопасности, являющихся ключевыми при предотвращении экологических катастроф. Поэтому продолжает оставаться актуальным поиск новых комплексных (технологических, технических, фонтанобезопасных) решений и технологий, снижающих затраты и повышающих эффективность и пожарную безопасность технологических процессов при ремонте газовых скважин. Актуальность рассматриваемых проблем не вызывает сомнений.
Целью работы является разработка новых технологий и технических средств для эффективного ремонта газовых скважин в сложных климатических условиях Крайнего Севера с соблюдением требований охраны недр и окружающей природной среды.
Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи.
1. Обобщение и анализ применяемых технологий ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера с выделением доли сложных ремонтов в общем количестве КРС.
2. Разработка технологических основ сложных ремонтов газовых скважин в условиях Крайнего Севера.
3. Разработка новых технологий для повышения эффективности сложных ремонтов скважин с использованием обычных (классических) подъемных агрегатов (ППА) и современных колтюбинговых установок.
4. Разработка технологий фонтаноопасных сложных ремонтов скважин в условиях возможных газопроявлений или открытых фонтанов и пожаров.
5. Разработка новых составов технологических растворов для повышения эффективности сложных ремонтов газовых скважин.
6. Разработка новых технических средств для проведения сложных ремонтов газовых скважин.
7. Промысловые испытания предложенных технологий и технических средств для ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера, оценка эффективности их внедрения в производство.
Методы решения поставленных задач основаны на анализе и обобщении имеющихся теоретических, экспериментальных и промысловых данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных аналитических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований с использованием современных установок и математических методов.
Научная новизна
1. На основании теоретических, экспериментальных и промысловых данных получены новые закономерности динамики ремонтов газовых скважин, позволяющие прогнозировать количество и виды капитального ремонта скважин на действующих и новых месторождениях.
2. На основании обобщения статистических данных и анализа капитального ремонта скважин, теоретических исследований и опыта ремонтных работ в суровых климатических условиях предложена новая классификация, включающая сложные ремонты газовых скважин и учитывающая специфические особенности эксплуатации месторождений природного газа на поздней стадии разработки.
3. Разработан комплекс новых технологий сложных ремонтов газовых скважин с применением традиционных подъемных агрегатов и современных колтюбинговых установок.
4. На основании экспериментальных исследований разработаны новые составы технологических растворов и технические средства, позволяющие повышать успешность сложных ремонтов газовых скважин и предотвращать ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора.
Основные защищаемые положения
1. Технологические основы сложных ремонтов газовых скважин, базирующиеся на использовании традиционной техники и современных колтюбинговых установок.
2. Технологии фонтаноопасных сложных ремонтов газовых скважин, осуществляемые с минимизацией возможности возникновения открытого фонтана и пожара.
3. Новые технические средства для реализации сложных ремонтов газовых скважин.
Практическая ценность работы
1. Предложена классификация сложных капитальных ремонтов газовых скважин, которая в сочетании с предложенной нормативной базой руководящих документов позволяет осуществлять комплексный подход к ремонтам газовых скважин, обеспечивая оперативный поиск оптимальной для заданных условий технологии, ускоряющей вывод скважин из бездействия и увеличивающей межремонтный период работы скважин.
2. Экспериментально обоснован комплексный подход к ремонту газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений, включающий в каждый ремонт скважин следующие технологические операции: глушение скважины, промывку песчаной пробки, изоляцию притока пластовых вод, закрепление пород призабойной зоны пласта (ПЗП), устранение негерметичности эксплуатационной колонны и цементного камня за колонной, вызов притока из пласта.
3. Разработаны новые технологии глушения скважин и блокирования пластов (заявка РФ № 2006116117*1), изоляции притоков пластовых вод и закрепления ПЗП (патент РФ № 2231630), устранения негерметичности цементного камня за колонной (заявка РФ № 2007100858*) и вызова притока (патенты РФ
№ 2109934 и № 2220280), которые позволяют проводить технологически сложные ремонты газовых скважин, сокращая их продолжительность на 25 % и повышая успешность на 10Е15 %.
4. Разработаны технологии консервации газовых скважин (патенты РФ
№ 2231630, № 2301880 и патент РФ № 35816 на полезную модель), которые обеспечивают надежность проведения ремонта и освоения скважин после консервации. Предложены новые технологии ликвидации газовых скважин (патенты РФ
№ 2222687, № 2225500, № 2305754), которые обеспечивают надежность изоляции продуктивного пласта в условиях наличия МП и соблюдения мероприятий по охране недр и окружающей природной среды.
5. Разработаны новые технологии глушения и блокирования пласта с помощью колтюбинговой техники (заявки РФ № 2006122803*, № 2006122773*,
№ 2006122789*, № 2006123985*), изоляции притока пластовых вод (патенты РФ № 2235852, № 2244115) и вызова притока (патенты РФ № 2215137, № 2235868), которые позволяют успешно проводить технически сложные ремонты газовых скважин, сокращая их продолжительность на 50 % и обеспечивая сохранение ФЕС пласта.
6. Разработаны новые технологии предотвращения газопроявлений и ликвидации открытых газовых фонтанов (патенты РФ № 2231627, № 2261982), которые позволяют проводить фонтаноопасные сложные ремонты газовых скважин за счет применения различных устройств и механизмов для предотвращения их фонтанирования, обеспечивая охрану недр и окружающей природной среды.
7. Разработаны новые составы технологических растворов (патенты РФ
№ 2136717, № 2167275, № 2187529, № 2213762, № 2211306, № 2309177), применение которых позволяет осуществлять сложные ремонты газовых скважин, снижая загрязнение ПЗП на 10 % и сохраняя их продуктивную характеристику.
8. Разработаны новые устройства и технические средства (патенты РФ
№ 1348503, № 1724853, № 2105127, № 2105863, № 2111336, № 2112862,
№ 2167264, № 2194840, № 2209295, № 2254440, № 2266386), которые позволяют увеличить межремонтный период работы скважин на 10Е20 %, повысить надежность и безотказность их ремонта с обеспечением противофонтанной и пожарной безопасности.
9. Разработаны и применены новые типы пакеров ПССМ, ПССГ, ПССГИ, для которых обоснован межремонтный период 20 лет. Доказана возможность увеличения срока службы забойного клапана-отсекателя в 6 раз, а межремонтного периода до трех лет, что позволяет применить его при консервации газовых скважин.
10. Результаты выполненных исследований явились основой для разработки 119 руководящих документов, технологических регламентов, инструкций, технических правил, отраслевых стандартов и стандартов организаций, использующихся при строительстве, эксплуатации, ремонте, консервации, расконсервации и ликвидации газовых скважин, а также применяемых в проектах на строительство, капитальный ремонт, консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Региональном геолого-техническом совещании департамента по нефтяным, газовым и минеральным ресурсам ХМАО Интенсификация притоков углеводородов из поисковых и разведочных скважин (г. Тюмень, 2001 г.); Всероссийской научно-технической конференции Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе
(г. Тюмень, 2001 г.); научно-технической конференции Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки, посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко (г. Тюмень, 2002 г.); конференции Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания (г. Салехард, 2002 г.); Международной научно-технической конференции Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе, посвященной
40-летию Тюменского нефтегазового университета (г. Тюмень, 2003 г.); Всероссийской научно-технической конференции Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин (г. Краснодар, 2003 г.); отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов Проблемы развития нефтяной промышленности (бурение скважин, добыча нефти и газа, экономика) (г. Тюмень, 2003 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.); 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.); XIVанаучно-практической конференции молодых ученых и специалистов Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири (г. Тюмень, 2006 г.); Международной конференции по колтюбингу (г. Тюмень, 2007 г.); научно-технических советах ОАО Газпром (2000-2007 гг.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 246 печатных работ, в том числе 6 монографий, 10 научно-технических обзоров, 118 статей и тезисов докладов, получен 61 патент РФ на изобретения и полезные модели, разработано 119 руководящих документов (инструкций, технологических регламентов, технических правил, отраслевых стандартов) и 3 учебных пособия.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи разделов, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 257 наименований, и 2 приложений. Изложена на 310 страницах машинописного текста и содержит 57 рисунков, 24 таблицы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, показаны ее научная новизна и практическая ценность, а также личный вклад автора.
Исследованиям в области эксплуатации и ремонта скважин, а также вопросам промышленной, противофонтанной и пожарной безопасности посвящены работы многих отечественных и зарубежных исследователей. Среди них В.Е. Андреев, Х.А. Асфандияров, А.Д. Амиров, А.А. Ахметов, Ю.М. Басарыгин, Ю.Е. Батурин, А.И. Булатов, О.А. Блохин, С.М. Вайншток, Р.А. Гасумов, М.Г. Гейхман, Л.М. Грудзилович, Г.М. Гульянц, О.М. Ермилов, Ю.В. Зайцев, Г.П. Зозуля, А.Г.аКалинин, В.Г. Карамышев, К.А. Карапетов, И.И. Клещенко, Ю.П. Коротаев, Ю.С. Кузнецов, А.Н. Лапердин, В.Н. Маслов, Р.И. Медведский, А.Г. Молчанов, А.С. Повзик, Р.М. Тагиев, К.М. Тагиров, А.П. Телков, Р.А. Тенн, В.С. Смирнов, Л.У. Чабаев, В.И. Чернобровкин, В.Ж. Аренс, К. Дели, H.P. Besner, G.R. Gray, W.аHurst, M. Muskat, E. Tomas, R.D. Wickoff и др.
В первом разделе диссертации анализируется опыт работ по КРС на месторождениях Крайнего Севера, в частности Медвежьем, Уренгойском, Вынгапуровском и Ямбургском. Приводится динамика ведения ремонтных работ с начала разработки месторождений в зависимости от падения пластового давления, увеличения отборов газа из залежей, темпов обводненности газовых скважин и разрушения ПЗП.
Анализ технологий ремонтных работ на месторождениях севера Западной Сибири показал, что на первом этапе разработки месторождения (первые пять лет) основные ремонтные работы технологически надежно освоены и связаны с установкой эксплуатационных пакеров, освоением скважин, ревизией забойных клапанов-отсекателей, заменой негерметичных задвижек устьевого оборудования, ликвидацией межколонных газопроявлений.
В следующие пять лет разработки месторождений накапливается опыт по установке эксплуатационных пакеров, освоению скважин, ликвидации межколонных газопроявлений, появляется необходимость проведения работ по замене негерметичных пакеров, ликвидации песчаных и гидратных пробок, интенсификации притока газа.
В последующие 10 лет, в связи с падением пластового давления и для снижения потерь давления по стволу скважины, начинается извлечение забойных клапанов-отсекателей, а позднее эксплуатационных пакеров. Все это направлено на поддержание проектных уровней добычи газа. В заданный период закономерно возрастают объемы поступающих в газовую залежь пластовых (подошвенных) вод. Увеличиваются объемы водоизоляционных работ и работ по закреплению ПЗП противопесочными фильтрами и с помощью химических методов. Начинаются работы по расконсервации разведочных скважин с целью вовлечения их в разработку, а также продолжаются работы по промывке песчаных пробок, интенсификации притока и замене фонтанных арматур (ФА). Следует отметить, что за этот период наблюдается увеличение количества аварийно-восстановительных работ, связанных с обрывом выработавших свой ресурс труб и подземного оборудования.
В следующие 10 лет на первый план выходят проблемы по изоляции притока пластовых вод, извлечению оставшихся в газовых скважинах эксплуатационных пакеров, интенсификации притока углеводородов.
На завершающей стадии разработки месторождения продолжаются работы по изоляции притока вод, промывке песчаных пробок, интенсификации притока и ликвидации скважин. Возрастает доля ремонтов, связанных с физическим износом задвижек ФА, а также с коррозионным износом эксплуатационных колонн в условиях превышения горного давления над забойным.
Применение метода регрессионного анализа с построением линий тренда позволяет графически отразить динамику основных видов КРС. На рисунках 1-3 показана динамика КРС на примере Медвежьего месторождения.
Рисунок 1 - Количество ремонтов газовых скважин по установке
и извлечению пакеров по годам разработки
Медвежьего месторождения
Рисунок 2 Ц Количество ремонтов газовых скважин по изоляции притока пластовых вод, закреплению ПЗП и ликвидации песчаных пробок по годам разработки Медвежьего месторождения
Рисунок 3 Ц Количество ремонтов газовых скважин по интенсификации притока и ремонту ФА по годам разработки
Медвежьего месторождения
Построенные линии тренда описываются соответствующими уравнениями:
y = 0,001x3 0,0316x2 0,3995x + 13,919; (1)
y = 0,00002x3 0,0225x2 + 0,9845x 1,9132; (2)
y = 0,0002x3 0,0054x2 + 0,6169x 1,7654; (3)
y = 0,0046x3 0,2524x2 + 4,253x 9,5361; (4)
y = 0,0003x3 0,0094x2 + 0,0354x + 2,5904; (5)
y = 0,01x3 0,0486x2 + 0,5346x + 4,6807. (6)
При этом величина достоверности аппроксимации R2 достаточно высока, что позволяет осуществить объективный прогноз динамики КРС.
Анализируя виды КРС, проводимых на месторождениях, выявлено, что доля сложных ремонтов из года в год увеличивается (рисунок 4) и резко возрастает в последние 8 лет разработки месторождений (с 54-х в 1997 г. и 32-х в 1999 г. до 159-ти в 2000 г. и 199-ти в 2007 г.). Это объясняется общим старением месторождений, когда объем капитальных ремонтов газовых скважин по объективным обстоятельствам увеличился в 1,5Е2,0 раза. Отмечаются также рост продолжительности работ (в среднем на 25 суток) и усложнение технологического процесса ремонта. Практически на каждом месторождении используются своя рецептура технологических растворов и последовательность технологических операций, которые заметно отличаются от традиционно применяемых.
Рисунок 4 Изменение общего количества капитальных и сложных ремонтов газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера
за период 1974-2007 гг.
Например, широко применяемая технология промывки песчаной пробки на месторождениях средней полосы и юга России в суровых климатических условиях Крайнего Севера из разряда простой технологии превращается в сложную.
В данном случае процесс ликвидации песчаной пробки осложняется гидратообразованием в скважине, в связи с чем требуются другие технологические жидкости (новые незамерзающие растворы) и новое дополнительное оборудование (передвижные паронагревательные установки ППУ), что влечет за собой увеличение продолжительности ремонтных работ, повышение вероятности разгерметизации устьевого оборудования и возникновения газопроявлений.
Применяемые на завершающей стадии разработки месторождений технологии обеспечивают успешность ремонтных работ на постоянном уровне, хотя и в достаточно широком диапазоне: от 40 (водоизоляционные работы) до 100 % (ликвидация скважин) (таблица 1).
Таблица 1 Сведения об успешности различных видов КРС, %
Наименование вида КРС | Месторождение | |||
Медвежье | Уренгой- ское | Ямбург-ское | Вынга- пуровское | |
Глушение скважины | 72 | 80 | 73 | 70 |
Извлечение пакера | 80 | 85 | 74,7 | 90,5 |
Изоляция притока пластовых вод | 100 / - | 85 / 83 | 94,7 / 100 | 40 / - |
Промывка песчаной пробки | - / 80 | - / 100 | - / 100 | - / 62,5 |
Крепление ПЗП | 90 | 90 | 90 | 90 |
иквидация гидратной пробки | - / 100 | - / 100 | 1 / 100 | - /100 |
Интенсификация методом ГРП* (ПЗР**) | - | 100 (90) | 100 (50) | 100 (50) |
Интенсификация методом бурения БС*** | 0 | 100 | - | 90 |
Интенсификация методом СКО**** | 80 | 90 | 70 | 90 |
Освоение | 90 | 95 | 80 | 91,4 |
Консервация скважины | 100 | 100 | 100 | 100 |
Расконсервация скважины | 90 | 95 | 80 | 100 |
иквидация скважины | 100 | 100 | 100 | 100 |
Примечания * гидравлический разрыв пласта; ** подготовительно-заключительные работы; *** боковой ствол; **** солянокислотная обработка. Числитель - ремонт с помощью ППА; знаменатель - с помощью колтюбинговой установки. | ||||
Недостаточная успешность отдельных видов КРС свидетельствует о возрастающей сложности ремонтов и несовершенстве применяемых технологий, включая технологические растворы и технические средства, что требует разработки новых и совершенствования применяемых.
Основным недостатком глушения скважин в условиях АНПД является поглощение жидкости глушения, а водоизоляционных работ недостаточная эффективность и малая продолжительность безводной эксплуатации скважин. Для промывки песчаных пробок характерна частая повторяемость операций по причине повторного образования пробок, а сложность извлечения эксплуатационных пакеров определяется просроченным межремонтным периодом.
Второй раздел посвящен совершенствованию методологического подхода к классификации видов КРС с позиций учета сложных ремонтов.
По ранее действующей классификации подземные ремонты подразделялись на капитальные и текущие ремонты скважин. К капитальному ремонту относится комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности газовых скважин и продуктивного пласта с помощью различных технологических операций. К текущему ремонту относится комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности подземного и устьевого оборудования, а также с ревизией, заменой или изменением глубины подвески труб, с изменением режима эксплуатации скважины, а также с очисткой лифтовой колонны и забоя от гидратных отложений, солей и песчаных пробок.
Ремонтные работы в газовых скважинах Крайнего Севера осуществляются, как правило, при наличии пакерной схемы компоновки подземного оборудования, которая обеспечивает надежную работу и противофонтанную безопасность эксплуатации скважин в условиях повсеместно распространенных по территории региона МП. Применение пакерной схемы на определенном этапе способствовало появлению новых технологий подземного ремонта скважин с помощью канатной техники, позволяющей осуществлять установку и извлечение подземного оборудования, открытие и закрытие циркуляционного клапана, опрессовку лифтовой колонны, исследование ее деформированных участков, ловильные работы, ремонт и (или) замену ФА без глушения скважины и др.
Однако в действующем на тот момент Классификаторе ремонтных работ о таких технологиях не было сведений. Поэтому возникла объективная необходимость в разработке нового Классификатора ремонтных работ для газовых месторождений Крайнего Севера. В разработанном (1999 г.) Классификаторе ремонтные работы с помощью канатной техники были выделены в самостоятельный вид ремонта и включали: ПР1 оснащение скважин подземным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации); ПР2 ремонт скважин, оснащенных комплексом подземного оборудования (ревизию и смену забойного клапана-отсекателя, открытие-закрытие циркуляционного клапана, удаление срезного клапана); ПР3 прочие виды ремонта. При этом из Классификатора были временно выведены непрофильные для газовых скважин технологии.
Классификатор работ отражал фактическое состояние ремонтных работ на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера до 2001 года, когда впервые на Уренгойском месторождении была испытана технология промывки газовых скважин с помощью гибких труб (ГТ). С этого момента новые технологии ремонта скважин с помощью ГТ начинают активно применяться газодобывающими предприятиями и компаниями ОАО Газпром.
Возникла необходимость считать технологии ГТ как самостоятельные ремонты, что и было учтено при разработке новой редакции Классификатора для месторождений ОАО Газпром. В нем ремонты с помощью ГТ были отнесены к капитальному ремонту, но выделены как отдельные виды ремонтов. Ремонт скважин с помощью канатной техники был отнесен к текущему ремонту, что было признано объективно целесообразным.
Переход газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера на стадию поздней и завершающей эксплуатации привел к резкому увеличению числа сложных ремонтов.
В настоящее время к сложным ремонтам, согласно Единому тарифно-квалификационному справочнику работ и профессий, относятся возврат на выше- или нижележащий горизонт; кислотно-солевая обработка ПЗП (первая категория сложности); изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых вод, включая ликвидацию скважин; оправка эксплуатационной колонны; ГРП и гидропескоструйная перфорация (ГПП); бурение БС; вырезка труб эксплуатационной колонны; ловильные работы (вторая категория сложности). Однако такая квалификация сложных ремонтов не в полной мере учитывает существующие в настоящий момент ремонтные работы и требует корректировки.
Под сложными ремонтами скважин следует понимать наиболее сложные с технологической, технической и фонтаноопасной сторон ремонты. Они характеризуются применением в комплексе нескольких технологических операций, использованием сложной техники, оборудования и инструментов, разнообразием применяемых технологических растворов и композиций, а также безопасным проведением работ, исключающим возникновение газопроявлений, открытого фонтана и пожара.
К сложным ремонтам газовых скважин месторождений Крайнего Севера, по предлагаемой классификации, относятся ремонты по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, ловильные работы, консервация, расконсервация и ликвидация скважин. В связи с переходом большинства месторождений в разряд месторождений с падающей добычей к сложным ремонтам следует отнести также ремонты по глушению скважин и блокированию ПЗП, извлечению лифтовых колонн больших диаметров, оборудованных пакерами, работы по проведению ГРП, бурению БС, ликвидации газопроявлений, открытых фонтанов и пожаров.
В данной работе сложные капитальные ремонты предложено условно разделить на три большие группы (рисунок 5): технологически сложные ремонты; технически сложные ремонты; фонтаноопасные сложные ремонты.
К технологически сложным ремонтам отнесены ремонты, связанные с глушением продуктивного пласта и проводимые с применением ППА.
К технически сложным ремонтам отнесены ремонты, проводимые без глушения скважин с помощью колтюбинговых установок.
К фонтаноопасным сложным ремонтам отнесены ремонты, связанные с предотвращением и ликвидацией газопроявлений, открытых фонтанов и пожаров.
Рисунок 5 - Классификация сложных ремонтов газовых скважин
Для успешного проведения сложных ремонтов скважин необходима достоверная и объективная информация о техническом состоянии скважин и ранее проводимых на них капитальных ремонтах. Для этого была разработана база данных капитального ремонта по действующему фонду скважин ОАО Газпром (База данных КРС Газпрома).
Создание единой Базы данных КРС позволило превратить обычный справочник-накопитель о технологиях и технике для ремонта скважин в работающий инструмент, который обеспечивает возможность проведения анализа эффективности и успешности технологий и технических средств, применяемых в процессе ремонта скважин. База данных КРС на основании анализа эффективности и успешности ремонта скважин облегчает выбор новых, более совершенных технических и технологических решений, которые позволят оперативно решить проблему ремонта конкретной скважины.
На основании анализа технического состояния и результатов ремонтных работ, ранее проведенных в скважинах, с точки зрения их успешности и эффективности стратегически правильно выбирается вид технологии капитального ремонта, которая позволит за счет правильно выбранной тактики решить возникшую проблему ремонта данной скважины.
Для технически грамотного применения технологий ремонта скважин были разработаны технические правила ведения ремонтных работ индивидуально для каждого месторождения с учетом его специфики и обеспечения требований промышленной, пожарной и противофонтанной безопасности. В разработанных технических правилах предложен комплексный подход к ремонтам скважин, включающий обязательное проведение в процессе одного ремонта таких технологических операций, как глушение скважины, промывка песчаной пробки, изоляция притока пластовых вод, закрепление пород ПЗП, устранение негерметичности эксплуатационной колонны и цементного камня за колонной, вызов притока из пласта.
В третьем разделе приводятся результаты исследований по разработке и совершенствованию технологически сложных ремонтов газовых скважин, необходимость которых вызвана изменением геолого-технических условий разработки месторождений.
Глушение скважин с блокированием ПЗП с помощью новых технологических растворов и блокирующих композиций. Сложность глушения газовых скважин в условиях АНПД заключается в том, что происходит неизбежное поглощение жидкости глушения породами высокопроницаемых и сильнодренированных пластов, особенно в сеноманской газовой залежи. Для устранения поглощений необходимо осуществлять временное блокирование пласта. Блокирующая композиция должна иметь плотность, обеспечивающую создание необходимого противодавления на забое скважины; достаточные структурно-механические свойства, обеспечивающие надежное блокирование пласта; не вступать в химические реакции с породой и пластовой жидкостью; не содержать в своем составе неразрушаемого кольматанта, способного загрязнять ПЗП; не вызывать набухания пород коллектора; в процессе освоения скважины извлекаться из пласта потоком газа при сравнительно низких депрессиях.
Указанными требованиями обладают составы, разработанные на основе газового конденсата, эмульгатора Эмультал, гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ) и алюмосиликатных микросфер (АСМ) (патент РФ
№ 2213762, совместно с Клещенко И.И.); на водной основе из хлорида магния (MgCl2), гидроксида натрия (NaOH), карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и АСМ (патент РФ № 2309177, совместно с Обидновым В.Б.). Особенностью глушения скважин по новой технологии (заявка РФ № 2006116117*) являются первоначальное заполнение забоя блокирующей композицией и наличие в ее составе АСМ, которые за счет правильно подобранных размеров кольматируют пласт, не позволяя жидкости глушения проникать в пласт и загрязнять его. Кроме того, содержание АСМ только в блокирующей пачке позволяет устранить расслаивание блокирующей композиции, происходящее обычно в процессе извлечения лифтовой колонны (в том числе с комплексом подземного оборудования) и уменьшить объемы используемых при ремонте скважины технологических жидкостей.
Извлечение лифтовых колонн больших диаметров из скважин, эксплуатируемых по пакерной схеме. Сложность извлечения лифтовых колонн больших диаметров (более 146 мм), оборудованных пакерами, заключается в необходимости создания большего подъемного усилия (свыше 500 кН). Спущенный в составе лифтовой колонны пакер находится в зацеплении с эксплуатационной колонной, не дает освободить лифтовую колонну и поднять ее на длину, необходимую для установки элеватора.
Для извлечения таких лифтовых колонн предлагается технология подъема с помощью специально разработанной труболовки (патенты РФ № 2250978 и №а38820).
Извлечение пакера из наклонно направленной скважины. После долгих лет эксплуатации пакер теряет свои первоначальные характеристики, резиновые манжеты становятся менее эластичными, возрастают сила сцепления и прочность контакта со стенкой колонны, движущиеся части пакера блокируются механическими примесями, препятствуя его расфиксации и приведению в транспортное положение. При наличии песка в подпакерном хвостовике практически невозможно извлечь пакер из скважины стандартными инструментами, так как требуется создать усилие срыва, значительно превышающее допустимые нагрузки. При этом большие углы отклонения наклонно направленного ствола от вертикали и сложность профиля скважины дополнительно затрудняют процесс извлечения пакера.
Разработанная технология (патент № 2239046) извлечения пакера из наклонно направленной скважины основана на поэтапном проведении работ различными инструментами: первоначальной расфиксации пакера инструментом расфиксации; отрезания верхней части лифтовой колонны выше циркуляционного клапана фрезерным инструментом и подъема ее на поверхность; отсоединения пакера от оставшейся в скважине лифтовой колонны в байонетном замке метчиком и подъема ее на поверхность; последующего расхаживания подпакерного хвостовика с пакером механическим и гидравлическим яссами; срыва и извлечения пакера на поверхность.
иквидация негерметичности эксплуатационных колонн закачиванием новых герметизирующих композиций. На Уренгойском и Ямбургском месторождениях в наклонно направленных скважинах имеет место негерметичность эксплуатационных колонн. Чаще всего нарушается целостность резьбовых соединений эксплуатационной колонны, происходит ее излом в интервале искривления ствола скважины с появлением трещин различных величины и протяженности.
Через места негерметичности во внутреннюю полость эксплуатационной колонны может поступать газ, газовый конденсат, нефть или пластовая вода. Обычно такие скважины ремонтируют закачиванием в интервал негерметичности эксплуатационной колонны цементных растворов или спускают в скважину дополнительную колонну. Закачивание цементных растворов дает непродолжительный эффект, поэтому в дальнейшем требуется проведение повторного ремонта. В связи с этим предложена новая технология ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (патент РФ | Рисунок 6 - Технологическая схема иквидации негерметичности эксплуатационной колонны |
е выполняются дополнительные перфорационные отверстия, через которые за колонну закачивается под давлением облегченная герметизирующая композицияа3. Интервал негерметичности и дополнительные перфорационные отверстия перекрываются порцией расширяющегося цементного раствора. После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) цементный мост разбуривается, скважина осваивается и запускается в эксплуатацию. В качестве облегченной герметизирующей композиции рекомендуется применять композицию, состоящую из тампонажного портландцемента (ПТЦ), эпоксиполиуретанового полимера (ЭПУ), АСМ, латекса, триметилхлорсилоксана (ТМХС) и отвердителя. В качестве материала для цементного моста предлагается использовать расширяющийся цементный раствор, состоящий из ПТЦ, АСМ, гидрокарбоалюминатной добавки (ГКА), гипса, пластификатора и воды (или 4 %-ного раствора хлористого кальция).
иквидация негерметичности эксплуатационной колонны спуском дополнительной колонны меньшего диаметра осуществляется по известной технологии. Недостатками такой технологии являются неизбежное увеличение высотных размеров устьевого оборудования и переобвязка устья трубопроводами. Особен-
| Рисунок 7 - Технологическая схема иквидации притока пластовых вод | ностью предлагаемой технологии является способ подвешивания дополнительной обсадной колонны (патент РФ № 41490) в ранее установленной колонной головке с помощью посадочного и подвесного переводников, соединенных между собой резьбовым соединением. При этом увеличения габаритных размеров устьевого оборудования не происходит. иквидацию притока верхних пластовых вод рекомендуется осуществлять за счет использования энергии пластовых вод, поступающих в скважину через места негерметичности эксплуатационной колонны (патенты РФ № 2309462 и № 58608). В скважине ниже интервала негерметичности 1 (ри- |
сунок 7) эксплуатационной колонны размещают пакер 2, отсекая с его помощью поступление пластовых вод из вышележащего пласта 3.
Над пакером создают давление, препятствующее подъему по затрубному пространству скважины пластовых вод 4.
При этом поступающая из вышележащего пласта вода скапливается над пакером 2 и создает дополнительное противодавление газу, движущемуся с забоя скважины вверх. Предлагаемый способ позволяет эксплуатировать скважину в условиях поступающей из вышележащего продуктивного горизонта пластовой воды и не проводить малоэффективные ремонты скважин по ликвидации этих притоков.
Консервация скважин установкой цементного моста из нового расширяющегося тампонажного материала. Как показывают результаты обследования, на законсервированных скважинах месторождений Крайнего Севера наблюдаются случаи недостаточной герметичности заколонного пространства в интервале продуктивного пласта. В скважинах имеются давления в межколонном, затрубном и трубном пространствах, что свидетельствует о несовершенстве применяемых технологий консервации скважин. С целью повышения надежности консервации предлагается (патент РФ № 2301880) первоначально заполнить забой скважины в интервале продуктивного пласта блокирующей композицией и установить цементный мост, а после ОЗЦ закрепить установленный цементный мост дополнительной порцией тампонажного раствора. При этом в качестве дополнительной порции тампонажного раствора следует применять композицию, содержащую ПТЦ, ГКА, гипс, пластификатор и воду. Этот состав обладает повышенной подвижностью и обеспечивает надежное заполнение дефектов цементного моста, которые возникают в процессе ОЗЦ. После повторного ОЗЦ ствол скважины, в том числе интервал МП, заполняется газовым конденсатом.
Консервация скважин с использованием внутрискважинного оборудования. Консервацию скважин, оборудованных по пакерной схеме, допускается осуществлять с использованием глухих мостовых пробок. С целью сокращения продолжительности работ предлагается проводить консервацию с использованием забойного клапана-отсекателя (патент РФ № 35816). При реализации этого способа затрубное пространство скважины герметизируется с помощью эксплуатационного пакера (патент РФ № 2209295), конструкция которого обеспечивает надежность извлечения его после окончания срока консервации, а трубное пространство перекрывается забойным клапаном-отсекателем в закрытом положении (патент РФ № 1348503), устанавливаемым в посадочном ниппеле. Надпакерное пространство заполняется незамерзающим эмульсионным раствором (патент РФ
№ 2211306).
Освоение скважин. В условиях АВПД вызов притока в обсаженных газовых скважинах (патент РФ № 2220280) предлагается проводить следующим образом. Лифтовая колонна с пакером спускается до забоя скважины, в интервал перфорации закачивается углеводородная жидкость. После этого лифтовая колонна с пакером приподнимается до кровли продуктивного пласта, эксплуатационная колонна перфорируется, ПЗП очищается методом обратных промывок на разных режимах с поддержанием противодавления на пласт по замкнутому циклу. Затем скважина оставляется на расчетное время, после которого на ПЗП осуществляется воздействие методом переменных давлений (до 20 циклов). Скважина промывается с поддержанием противодавления в течение не менее двух циклов. Затем осуществляется вызов притока пластового флюида из пласта, устанавливается пакер, в затрубное пространство скважины закачивается надпакерная жидкость, а в интервал МП незамерзающая жидкость, и скважина отрабатывается на факел. При этом время промывок в процессе очистки ПЗП на каждом режиме составляет не менее двух циклов. Снижение давления осуществляется ступенчато (через 0,3Е0,5 МПа), а величина депрессии при вызове притока и отработке скважины на факел рассчитывается из условия:
Рпл > Рзаб ≥ 0,7 Рпл , | (7) |
где Рпл , Рзаб соответственно пластовое и забойное давления, МПа.
Перфорация эксплуатационной колонны проводится при соблюдении условия
Рзаб ~ Рпл. | (8) |
Вывод скважин из бездействующего фонда. В настоящее время большинство месторождений природного газа Крайнего Севера осваиваются методом лопережающего бурения, когда скважины сооружают, не дожидаясь обустройства промыслов и подвода к ним внутрипромысловых трубопроводов. В таких скважинах перфорируется интервал продуктивного пласта, осуществляется вызов притока газа из пласта, после чего скважина вновь глушится глинистым или солевым раствором соответствующей плотности. Длительное нахождение скважин (до 8Е10 лет на Ямбургском месторождении) в ожидании подключения к внутрипромысловому трубопроводу под воздействием глинистого или солевого раствора негативно сказывается на их продуктивности. Успешно освоить скважину обычными методами, например снижением противодавления на пласт, как правило, не удается. По этой причине в бездействующем фонде находится достаточно большое количество скважин (например, только на Ямбургском месторождении около 7 % от общего фонда скважин). В таких случаях для вывода скважин практикуется повторное вскрытие продуктивного пласта бурением БС, проведением ГРП и (или) повторной перфорацией.
С целью ввода в эксплуатацию и восстановления продуктивности простаивающих газовых скважин с коллекторами, обладающими низкими ФЕС, в особенности расположенных вблизи газоводяного контакта (ГВК), разработана новая комплексная технология (патент РФ № 2231630), предлагающая первоначальное проведение щадящей перфорации эксплуатационной колонны в интервале на 1Е2 м ниже текущего ГВК. Затем в обводнившуюся часть продуктивного пласта через образованные отверстия закачивается водоизолирующая композиция, формирующая водоизолирующий экран. Закачивание водоизолирующей композиции осуществляется через ГТ. При этом затрубное пространство скважины перекрывается пакером. Продавливание водоизолирующей композиции в пласт осуществляется с помощью продавочного раствора. Затем проводится щадящая перфорация эксплуатационной колонны ниже первоначального интервала перфорации, но выше текущего ГВК на 1Е2 м. Через верхние перфорационные отверстия закачивается герметизирующая композиция, в качестве которой рекомендуется применять составы на основе поливинилового спирта (разработанные совместно с КлещенкоаИ.И.). После этого внутри эксплуатационной колонны с помощью ГТ устанавливается цементный мост, перекрывающий интервал вновь образованных верхних и нижних перфорационных отверстий. Далее проводится щадящая повторная перфорация эксплуатационной колонны в первоначальном интервале с глубиной, превышающей пределы загрязненной зоны (например, глубина проникновения фильтратов бурового и солевого растворов в ПЗП бездействующих скважин Ямбургского месторождения достигает 200Е280 мм). Затем осуществляются вызов притока и освоение скважины.
иквидация скважин с использованием устьевого оборудования. Обследование территории ликвидированных скважин показывает, что бетонные тумбы на устье разрушены, а на ряде скважин наблюдаются грифоны с газо- и водопроявлениями. С целью повышения надежности ликвидации скважин и увеличения сроков сохранности устьев скважин предлагается следующая технология (патент РФ № 2225500). Первоначально проводится глушение скважины, в интервале продуктивного пласта и над ним устанавливается цементный мост 1 | Рисунок 8 - Технологическая схема иквидации газовых скважин с использованием устьевого оборудования |
В стволе скважины на глубине от 3 до 5 м от устья, соответствующей глубине за-легания нейтрального слоя, устанавливается глухая пробка 6. Внутренние полости колонной 7 и трубной 5 головок и ствол скважины над глухой пробкой 6 заполняются цементным раствором 8, а боковые отводы и верхний фланец трубной головки герметизируются глухими фланцами 9. Такой способ ликвидации за счет установки на устье колонной и трубной головок устраняет вероятность разрушения цементного камня в ранее установленной на устье бетонной тумбе и позволяет повысить надежность ликвидации скважин.
иквидация скважин с использованием подземного оборудования. Для ликвидации скважин, оборудованных по пакерной схеме, в связи со сложностью и трудоемкостью извлечения эксплуатационного пакера предлагается технология (патент РФ № 2222687), предусматривающая использование пакера в качестве основы при установке цементного моста над продуктивным пластом. После отсоединения лифтовой колонны от пакера и извлечения ее из скважины цементный раствор закачивается во внутреннюю полость пакера и подпакерного хвостовика, а после ОЗЦ дополнительно выше пакера на 20Е30 м, создавая надежный цементный мост. Дальнейшие работы по ликвидации скважины осуществляются по вышеприведенной технологии.
Предлагаемые технологии технологически сложных ремонтов использовались при проведении более 700 скважино-операций. Успешность КРС увеличилась в среднем на 10Е15 %, а продолжительность сократилась в среднем на 25 %.
В четвертом разделе рассматриваются проблемы технически сложных ремонтов газовых скважин, необходимость в которых вызвана появлением более современных технических средств, в частности колтюбинговых установок.
Глушение пакеруемых скважин. Сложность глушения газовых скважин заключается в том, что они вскрывают газовую залежь большой толщины, а лифтовые колонны обычно спущены до верхних отверстий интервала перфорации. В этом случае продавить блокирующую композицию на всю толщину интервала перфорации проблематично. Блокирующая композиция будет проникать в наиболее проницаемую часть пласта. После этого жидкость глушения будет циркулировать над оставшейся частью блокирующей композиции, не продавливая ее в ПЗП, то есть продуктивный пласт будет заблокирован не полностью. Это может привести к неконтролируемому притоку газа из пласта, т.е. к открытому фонтану и, возможно, к пожару.
Для обеспечения надежного глушения пакеруемых газовых скважин предлагаются несколько технологий с использованием ГТ (разработанных совместно с Обидновым В.Б.).
Во внутреннюю полость лифтовой колонны (заявка РФ № 2006122789*) до нижних отверстий перфорации спускается ГТ, через которую в трубное пространство скважины закачивается жидкость глушения с одновременным выпуском газа через кольцевое пространство между лифтовой колонной и ГТ на факельную линию. Затем перекрывается внутренняя полость ГТ, последовательно закачиваются в кольцевое пространство блокирующая композиция и жидкость глушения. Затем блокирующая композиция продавливается в ПЗП, после чего из скважины извлекается ГТ. В случае вскрытия скважиной пласта большой толщины или нескольких пластов ГТ спускают до нижних отверстий интервала перфорации, а блокирующая композиция продавливается в пласт при одновременном подъеме ГТ в интервале перфорации.
При невозможности открытия циркуляционного клапана и создания циркуляции в трубном и затрубном пространствах глушение скважин предлагается проводить по следующей технологии (заявка РФ № 2006122803*). В скважину до нижних перфорационных отверстий спускается ГТ, через которую в трубное пространство скважины первоначально закачивается жидкость глушения. Затем через ГТ закачивается блокирующая композиция, продавливается в ПЗП с одновременным передвижением ГТ в интервале перфорации и поддержанием противодавления в кольцевом пространстве. После извлечения из скважины ГТ затрубное пространство скважины над пакером заполняется жидкостью глушения. Скважина оставляется на технологически необходимое время, после чего скопившийся газ выпускается из трубного и затрубного пространств скважины.
Наиболее оптимальной технологией глушения пакеруемых скважин следует считать технологию так называемого щадящего глушения (заявка РФ
№ 2006123985* совместно с Ткаченко Р.В.). По этой технологии первоначально в скважину через ГТ закачивается блокирующая композиция в объеме, необходимом для заполнения забоя в интервале перфорации, после чего ГТ приподнимается над интервалом перфорации, и кольцевое пространство заполняется жидкостью глушения с одновременным выпуском газа на факельную линию. После извлечения из скважины ГТ открывается циркуляционный клапан, и затрубное пространство скважины над пакером заполняется жидкостью глушения с одновременным выпуском газа из затрубного пространства через факельную линию в атмосферу.
При глушении скважин, не оборудованных пакером (заявка РФ
№ 2006122773*), в затрубное пространство скважины рекомендуется закачивать жидкость глушения с одновременным выпуском газа через трубное пространство на факельную линию, а также блокирующую композицию из расчета заполнения ею всего интервала перфорации. Блокирующая композиция продавливается на забой скважины жидкостью глушения. Затем во внутреннюю полость лифтовой колонны до нижних перфорационных отверстий спускается ГТ, в которую закачивается жидкость глушения, блокирующая композиция продавливается в пласт с одновременным подъемом ГТ в интервале перфорации и поддержанием противодавления в затрубном и кольцевом пространствах.
Изоляция притока пластовых вод. Сложность изоляционных работ с использованием ГТ заключается в необходимости прокачивания через ее небольшое поперечное сечение быстросхватывающихся и вязких тампонажных растворов. Для обеспечения надежного прокачивания таких растворов предлагаются несколько новых технологий.
При закачивании тампонажного раствора в водопроявляющую часть пласта рекомендуется следующая технология (патент РФ № 2244115). В трубное пространство скважины, находящейся под давлением, спускается до забоя ГТ 1 (рисунок 9). Ствол скважины заполняется газовым конденсатом 2.
Готовится тампонажный раствор смешиванием цементного раствора с замедлителем схватывания и реагентом, понижающим вязкость. Через ГТ 1 закачивается буферная жидкость 3 (метанол) в объеме 0,3Е0,6 от объема ГТ, а затем тампонажный раствор 4 в необходимом количестве. После подъема тампонажного раствора в скважине на заданную высоту трубное пространство перекрывается, и тампонажный раствор продавливается в водопроявляющую часть пласта последовательно закачиваемыми буферной жидкостью 3 и продавочным раствором (газовым конденсатом) 2. Затем одновременно в трубное и затрубное пространства закачива- ется газовый конденсат 2 для предотвращения подъема тампонажного раствора выше интервала водопроявляющей части пласта. | Рисунок 9 - Технологическая схема изоляции притока пластовых вод |
После этого башмак ГТ приподнимается на 1 м выше интервала водопроявляющей части пласта, и проводится вымывание излишков тампонажного раствора 4 газовым конденсатом 2, подаваемым через ГТ в трубное пространство.
В случае необходимости отсечения обводнившейся части ствола от необводнившейся рекомендуется применять следующую технологию (патент РФ
№ 2235852). До забоя скважины, находящейся под давлением, спускается ГТ, и ствол скважины заполняется газовым конденсатом. Затем ГТ поднимается до интервала установки цементного моста, закачиваются метанол и тампонажный раствор в необходимых для установки цементного моста объемах. После вымывания из ГТ излишков тампонажного раствора она приподнимается на 1 м выше расчетной высоты цементного моста, и проводится удаление излишков тампонажного раствора закачиванием газового конденсата. После ОЗЦ ГТ спускается до верхней границы установки цементного моста, и он испытывается на прочность.
Освоение газовых скважин. Сложность освоения газовых скважин в условиях АНПД заключается в недостатке пластовой энергии для вызова притока газа из пласта. Вызов притока (патент РФ № 2235868) рекомендуется осуществлять (рисунок 10) путем подачи природного газа из соседней скважины 1 и жидкости от насосной установки 2, используя бустерную установку 3. В бустерной установке 3 газожидкостная смесь компримируется до давления, превышающего текущее пластовое давление. Затем смесь подается в газовый сепаратор 4, где происходит ее разделение на жидкую и газообразную фазы. Жидкость направляется обратно в насосную установку 2, а газ высокого давления через эжектор 5 и ГТ 6 в трубное пространство осваиваемой скважины 7, вытесняя облегченную жидкость на поверхность.
Рисунок 10 - Технологическая схема освоения газовой скважины
Затем трубное пространство скважины соединяется с факельной линией, и осуществляется подача газа в затрубное пространство с выпуском его через факельную линию до момента начала притока.
При наличии зон с АВПД вызов притока в газовых скважинах с открытым забоем, оборудованных пакером, рекомендуется выполнять по следующей технологии (патент РФ № 2215137). Сначала осуществляются спуск ГТ и замена оставшегося на забое утяжеленного раствора на облегченную жидкость с воздействием на ПЗП водными растворами хлорида кальция или неорганических поверхностно-активных веществ (ПАВ) методом переменных давлений (в течение 20ациклов). Затем скважина промывается, осуществляется вызов притока газа из пласта, а после извлечения из скважины ГТ скважина отрабатывается на факел. Замена утяжеленного раствора на облегченную жидкость проводится ступенчато, снижением плотности раствора на каждой ступени на 10Е20 % и промывкой скважины в течение не менее двух циклов.
Величина противодавления на пласт выбирается из условия
Рзаб ~ Рпл = (Ру + 10Ц5 ⋅ ρж ⋅ Н) < Роп эк, (9)
где Ру - давление на устье скважины, МПа; ρж плотность скважинной жидкости, кг/м3; Н глубина нижних перфорационных отверстий, м; Роп эк давление опрессовки эксплуатационной колонны, МПа.
Предлагаемые технологии технически сложных ремонтов использовались при проведении более 140 скважино-операций. Продолжительность КРС сократилась в среднем на 50 % при сохранении ФЕС пласта.
В пятом разделе приводятся результаты исследований фонтано- и пожароопасных ремонтов газовых скважин, направленных на повышение экологической безопасности разработки месторождений в суровых климатических условиях Крайнего Севера и обеспечение безопасных условий работы обслуживающего персонала при ликвидации газопроявлений и открытых фонтанов. Такие ремонты следует осуществлять с помощью следующих технологий.
Технологии предотвращения и ликвидации газопроявлений должны обеспечивать:
- замену задвижек ФА под давлением (патент РФ № 38821);
- замену элементов задвижек ФА под струей газа (патент РФ № 51088);
- замену пакерующих узлов колонных головок под струей газа (патент РФ № 2254440).
Технологии ликвидации открытых газовых фонтанов при горящем пламени на устье. Технологии индивидуальны для каждого конкретного случая или объекта и имеют свои специфические особенности в сложных климатических условиях Крайнего Севера. Общим для них 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 Чабаевым Л.У., Бакеевым Р.А. и др.) новый метод ликвидации открытого фонтана при горящей струе на устье фонтанирующей скважины (патент РФ № 2231627).
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.
В процессе экспериментальных исследований 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). (10)
Аппроксимация данных эксперимента методом нелинейного регрессионного анализа позволила получить зависимость в виде произведения двух функций F1 и F2:
R = F(T, V, U) = F1(T, V, U = const) F2(V, U). (11)
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, (12)
где а0 ,Е, а5 - коэффициенты уравнения регрессии.
Вторая функция F2(V, U) является уточняющей, так как с ее помощью корректируются результаты расчета, выполняемые по формуле (12), при условии вариаций объема подаваемой через мониторы (лафетные стволы) жидкости и скорости ветра.
Результаты аналитических исследований и промысловых испытаний на полигоне показали, что в окончательном виде функция (10), с учетом уравнений (11) и (12), описывается уравнением
R = (260,0 + 4,564T - 5,547V - 0,023TV + 0,043T2 + 0,036V2)
{[(1,195 + 0,0035V)/81]U2 + 0,805 - 0,0035V}. (13)
Таким образом, с учетом данного уравнения можно рассчитать параметры процесса тушения в сложных климатических условиях (до минус 50 С).
Технология ликвидации горящих газовых фонтанов с отрывом пламени от устья. Для повышения пожаробезопасности аварийно-восстановительных работ разработана (совместно с Чабаевым Л.У. и Сизовым О.В.) новая технология ликвидации открытых фонтанов газа после отрыва пламени с помощью мониторов от устья и подъема его на безопасную высоту (патент РФ № 2261982).
Были проведены экспериментальные промысловые испытания предлагаемой технологии на учебном полигоне Уренгойского месторождения. Вокруг устья скважины с горящим газовым факелом размещалось расчетное количество мониторов, через которые подавалась технологическая жидкость. Мониторы размещались с наветренной стороны сектором, размер которого и количество в нем мониторов 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 10Е20 минут. Затем струи охлаждающей жидкости из мониторов направлялись на границу горящего пламени. Постепенно перемещая фронт струи вверх, отрывали пламя от устья скважины, создавая вокруг него безопасную рабочую зону.
После отрыва пламени натаскиватель подавался к устью скважины, и с его помощью за расчетный период времени монтировалось на устье 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 известным технологиям.
Предлагаемые технологии фонтаноопасных сложных ремонтов были применены при ликвидации газопроявлений и открытых газовых фонтанов на месторождениях Крайнего Севера.
Шестой раздел посвящен разработке новых технических средств и составов растворов для успешной реализации сложных ремонтов газовых скважин.
Газовые скважины месторождений Крайнего Севера оснащаются комплексами подземного оборудования, основными элементами которых являются эксплуатационные пакеры, циркуляционные клапаны и забойные клапаны-отсекатели. Анализ работоспособности такого оборудования показывает, что первые признаки недостаточной надежности эксплуатационных пакеров начали проявляться в период установки их в наклонно направленных скважинах. Практически все установленные в наклонно направленных скважинах Ямбургского месторождения пакеры ПСС 219/168-140 не обеспечивали достаточную герметизацию затрубного пространства газовых скважин. Уже на пятый год эксплуатации приходилось проводить ремонты скважин по замене пакера и по восстановлению его герметичности. Промысловые исследования их надежности и работоспособности показали, что основными причинами этого являются недостаточная высота зубцов фиксирующих шлипсов пакера; механические повреждения уплотнительных элементов; односторонняя герметизация затрубного пространства в наклонно направленном стволе; размещение срезного седла пакера в посадочном ниппеле корпуса пакера. Результаты исследований легли в основу как модернизации применяемых пакеров (ПСС 219/168-14М), так и создания новых конструкций пакеров ПСС 219А и ПССГ 219/168-21 (патент РФ № 1724853).
По мере старения фонда газовых скважин, нарушения межремонтного и ресурсного периодов эксплуатации пакеров объективно возникла проблема их извлечения из скважин. Основной причиной отказов при извлечении пакеров
ПСС 219/168-14, ПСС 219А и ПСС 219/168-14М является просроченный межремонтный период, в результате чего резиновые уплотнительные элементы и шлипсы невозможно было отсоединить от эксплуатационной колонны. Стандартные инструменты ИИП 219-140 и ИИП-2, предназначенные для извлечения этих пакеров, не обеспечивали необходимого усилия для отрыва пакера от эксплуатационной колонны. Были разработаны новые инструменты повышенной грузоподъемности И 219-14/500 и ИИЦ 219А, развивающие усилие отрыва до 500 кН,
в 2,5 раза превышающее расчетные значения (патенты РФ № 2105127 и
№ 2167264).
Основной причиной отказов при извлечении пакеров ПССГ 219/168-21 является конструкторская недоработка узла расфиксации пакера. Проведенные исследования позволили разработать наиболее оптимальную технологию извлечения пакера, базирующуюся на поэтапном фрезеровании пакера и подъеме его из скважины по частям (патент РФ № 2239046).
Для повышения герметизирующей способности пакеров были проведены исследования по разработке новой конструкции пакера ПССГИ, совмещающей в себе как основную (герметизация затрубного пространства), так и дополнительные функции (функции циркуляционного и ингибирующего клапанов) (патенты РФ № 2105863 и № 2112862). В процессе разработки конструкции были проведены исследования по уточнению места расположения входного и выходного отверстий перепускающего устройства пакера. Наиболее оптимальным оказалось размещение этого устройства непосредственно возле верхних радиальных отверстий (патент РФ № 2209295).
Были проведены исследования, направленные на повышение надежности и безотказности работы забойного клапана-отсекателя за счет изменения его конструкции (патент РФ № 1348503). Межремонтный период удалось увеличить в шесть раз, что позволило использовать разработанный клапан в качестве герметизирующего устройства для надежной консервации газовых скважин на период до трех лет.
Для механизации спуско-подъемных операций и снижения продолжительности ремонтных работ были разработаны новые технические средства: малогабаритные превенторы с индивидуальными и синхронным приводами (патенты РФ № 2111336 и № 31147), облегченный элеватор (патент РФ № 2194840), спайдер повышенной грузоподъемности (патент РФ № 70680, заявка РФ № 2007130103), ключи трубные ручные (заявки РФ № 2007137169, № 2007137366, № 2007142643* и № 2007144742). Это оборудование при оптимальных габаритных размерах имеет улучшенные технические характеристики, чем ранее применяемое для этих целей.
Для извлечения оборванных труб были разработаны односекционные и многосекционные внутренние освобождающие труболовки. Наличие в конструкции труболовки нескольких секций позволяет извлекать трубы любой массы. Плашки каждой секции (патент РФ № 2266386) смещены относительно друг друга на угол, определяемый условием: α = 120/n (где α угол смещения, град; n количество секций, шт.).
Для захвата и извлечения оборванных небольших секций труб было разработано специальное устройство, конструкция которого исключает повторный (аварийный) срыв труб (патенты РФ № 2301878 и № 52901, совместно с Немковым А.В.).
С целью обеспечения фонтанной безопасности ремонта газовых скважин были разработаны специальные устройства для замены задвижек под давлением (патент РФ № 38821, совместно с Бакеевым Р.А.) и элементов задвижек под струей газа (патент РФ № 51088, совместно с Яковенко А.А.), колонная головка для замены уплотнительных элементов под струей газа фонтанирующей скважины (патент РФ № 2254440, совместно с Чабаевым Л.У.).
Для реализации разработанных технологий созданы следующие новые составы технологических растворов и композиций:
- жидкость глушения на основе газового конденсата (патент РФ
№ 2136717, совместно с Клещенко И.И.);
- жидкость глушения на основе отработанных моторных масел (ОММ) (патент РФ № 2167275);
- жидкость глушения на основе полимера Praestol (патент РФ № 2187529);
- эмульсионный раствор для глушения скважин и блокирования ПЗП (патент РФ № 2213762);
- блокирующий раствор на водной основе из хлорида магния (MgCl2), гидроокиси натрия (NaOH), карбоксиметилцеллюлозы и АСМ (патент РФ
№ 2309177, совместно с Обидновым В.Б.);
- жидкость растепления скважины на основе ПАВ и дисолвана (заявка РФ № 2006115275*);
- водоизолирующая композиция на основе поливинилового спирта (патент РФ № 2211306).
Предлагаемые технические средства и технологические растворы внедрены на Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском, Вынгапуровском и других месторождениях и Пунгинском ПХГ.
В седьмом разделе приведена промыслово-экономическая оценка эффективности разработанных новых технологий и технических средств, которые прошли промысловые испытания и внедрены в суровых климатических условиях Крайнего Севера на газовых и газоконденсатных месторождениях, эксплуатируемых добывающими предприятиями Надымгазпром, Уренгойгазпром, Ямбурггаздобыча, Ноябрьскгаздобыча, предприятиями по транспортировке газа Тюментрансгаз, Баштрансгаз, а также разбуриваемых буровым предприятием Тюменбургаз и ремонтируемых ООО Газпром северподземремонт, филиалом Северная военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых фонтанов Общества с ограниченной ответственностью Газобезопасность. В настоящее время началось внедрение разработок на месторождениях, расположенных на полуострове Ямал (Бованенковское, Харасавэйское), и месторождениях Восточной Сибири (ОАО РУСИА Петролеум, ОАОаТаймыргаз).
Внедрение новых технологий реализуется через руководящие документы: технологические регламенты, инструкции, технические правила, отраслевые стандарты, стандарты организаций, а также посредством проектов разработки месторождений, проектов на строительство скважин и проектов на капитальный ремонт, реконструкцию, консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин.
Помимо этого результаты работ широко используются в учебном процессе Тюменского нефтегазового университета по специальности Капитальный ремонт скважин.
Объем внедрения разработок только за 2003-2007 гг. составил 845 скважино-операций, а экономический эффект от применения технологий и технических средств около 330 млн руб., то есть экономическая эффективность одной скважино-операции оценивается в 390 тыс. руб. Количество скважино-операций уменьшилось на 30Е40 % при сокращении продолжительности ремонтных работ на 25Е50 %, за счет чего получен дополнительный объем добычи газа. Стоимость одного ремонта снижена в среднем на 30 % и составляет 9880 тыс. руб.
В результате выполненного промыслово-экономического обоснования разработанных новых технологий, технологических растворов, блокирующих композиций и технических средств в определенной мере решена проблема повышения надежности и эффективности эксплуатации газовых скважин месторождений Крайнего Севера, получены достаточно высокие показатели эффективности, доказывающие необходимость их более широкого применения.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. На основе научного обобщения и анализа результатов ремонтных работ установлена закономерность динамики ремонтов скважин, определены зависимости, позволяющие прогнозировать количество и виды ремонтов скважин как на действующих месторождениях севера Западной Сибири, так и на вновь осваиваемых.
2. Предложен новый комплексный подход к классификации сложных ремонтов газовых скважин в условиях Крайнего Севера, обеспечивающий современную нормативную базу проведения КРС за счет следующих регламентирующих документов и рекомендаций:
- Классификатора ремонтных работ в скважинах месторождений Крайнего Севера (действует с 1999 г.);
- Базы данных КРС Газпрома (действует с 2002 г.);
- Технических правил ведения ремонтных работ для газодобывающих предприятий севера Западной Сибири индивидуально (действуют с периодической переработкой с 1991 г.).
3. Разработаны высокоэффективные технологии технологически сложных ремонтов газовых скважин, повышающие успешность ремонтных работ на
10Е15 % и сокращающие их продолжительность на 25 %.
4. Предложен новый методологический подход, учитывающий технически сложные ремонты газовых скважин, который позволяет за счет применения колтюбинговых установок сократить продолжительность ремонтных работ на 50 % и обеспечить сохранение ФЕС пласта.
5. На основе экспериментальных исследований и опыта тушения открытых газовых фонтанов разработаны высокоэффективные технологии сложных (фонтаноопасных) ремонтов газовых скважин, повышающие пожарную и экологическую безопасность за счет применения новых эффективных устройств и механизмов.
6. Разработаны новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций, обеспечивающие сохранение продуктивности газовых скважин и снижение загрязнения ПЗП на 10 %.
7. Разработаны и внедрены в производство на газодобывающих предприятиях севера Западной Сибири новые технические средства и оборудование, обеспечивающие увеличение межремонтного периода работы скважин на
10Е20 %, повышающие надежность и противофонтанную безопасность объектов газодобычи.
Разработаны и применены новые конструкции пакеров ПССМ, ПССГ, ПССГИ, обеспечивающие межремонтный период работы газовых скважин до 20 лет.
8. Доказана и обоснована технологическая целесообразность применения предложенных технологий ремонта газовых скважин для условий их эксплуатации на севере Западной Сибири. Внедрение данных технологий позволило за счет снижения количества скважино-операций на 30Е40 % и сокращения их продолжительности на 25Е50 % получить дополнительные объемы добытого природного газа. Экономический эффект от применения разработанных технологий и технических средств составил около 330 млн рублей.
Основные результаты работы опубликованы в 68 научных трудах, из которых 19 включены в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации, в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ:
1. Кустышев А.В. и др. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири / А.В. Кустышев, И.И. Клещенко, А.П. Телков. Тюмень: Вектор Бук, 1999. 204 с.
2. Кустышев А.В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири. Тюмень: Вектор Бук, 2002. 168 с.
3. Кустышев А.В. и др. Ремонт скважин на многопластовых месторождениях / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, Н.В. Рахимов. Тюмень: Вектор Бук, 2006. 288 с.
4. Кустышев А.В., Кустышев И.А. Консервация и ликвидация скважин на месторождениях Западной Сибири. Тюмень: Вектор Бук, 2007. 166 с.
5. Предупреждение и ликвидация 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. 230 с.
6. Кустышев А.В., Клещенко И.И., Чижова Т.И., Кузнецов В.В. Состояние и пути повышения эффективности капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях севера Тюменской области // Обзорная информация. Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1999. 60 с.
7. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Михайлов Н.В. Поверхностно-активные вещества для удаления жидкости с забоев газовых и газоконденсатных скважин // Обзорная информация. Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1999. 36 с.
8. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Гейхман М.Г., Афанасьев А.В. Эксплуатация Пунгинского подземного хранилища газа // Обзорная информация. Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2000. 39 с.
9. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кононов В.И., Дмитрук В.В. Анализ состояния и эффективности применяемых на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин // Обзорная информация. Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2002. 28 с.
10. 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 информация. Серия Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 2003. 55 с.
11. Кустышев А.В., Кононов А.В., Чижова Т.И., Дубровский Н.Д., КряквинаД.А. Техническое состояние и капитальный ремонт газовых скважин месторождений ООО Ноябрьскгаздобыча // Обзорная информация. Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2004. 53 с.
12. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Клещенко И.И., ОбидноваВ.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 // Обзорная информация. Серия Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2005. 99 с.
13. Кустышев А.В., Лапердин А.Н., Афанасьев А.В., Чижова Т.И., ГацолаеваА.С., Кочетов С.Г. Проблемы реконструкции газовых скважин на примере Березовского и Деминского месторождений // Обзорная информация. Серия Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2006. 81 с.
14. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Листак М.В. Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли // Обзорная информация. Серия Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2007. 81 с.
15. 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 // Обзорная информация. Серия Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2007. 195 с.
16. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Безносиков А.Ф. Особенность оснащения скважин полуострова Ямал наземным и подземным оборудованием // Изв. вузов. Нефть и газ. 1997. № 6. С. 108.
17. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Минаков В.В. Технологический раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. 1997. № 6. С. 109.
18. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Шестакова Н.А., Безносиков А.Ф. Разработка технических средств для эксплуатации и ремонта скважин на поздней стадии разработки месторождений СРТО // Изв. вузов. Нефть и газ. 1998. № 1. С. 39-44.
19. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Минаков В.В. Эксплуатация и ремонт скважин // Газовая промышленность. 1999. № 3. С. 42-44.
20. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Минаков В.В., Лексуков Ю.А. Технические средства для капитального ремонта скважин // Газовая промышленность. 2000. № 10. С. 60-61.
21. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кустышев И.А., Чабаев Л.У., ШенбергераВ.М. Ликвидация скважин в условиях Крайнего Севера // Изв. вузов. Нефть и газ. 2001. № 6. С. 59-64.
22. Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Кустышев А.В., Чижова Т.И., Романов В.К., Бурдин К.В. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. 2001. № 6. С. 55-59.
23. Штоль В.Ф., Сехниашвили В.А., Кустышев А.В., Ребякин А.Н. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин зарезкой и бурением вторых стволов // Изв. вузов. Нефть и газ. 2002. № 1. С. 25-30.
24. Кустышев А.В., Безносиков А.Ф., Штоль В.Ф., Симонов В.Ф. Некоторые решения по освоению газоконденсатных месторождений на континентальном шельфе Тюменского Севера // Изв. вузов. Нефть и газ. 2004. № 1. С. 42-47.
25. Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Симонов В.Ф., Потехин Ф.С., Сизов О.В., Обиднов В.Б. Перспективы применения боковых стволов при расконсервации и выводе газовых скважин из бездействующего фонда // Изв. вузов. Нефть и газ. 2005. № 3. С. 17-22.
26. Кустышев А.В., Обиднов В.Б., Чижова Т.И., Кряквин Д.А., Сизов О.В. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении // Изв. вузов. Нефть и газ. 2005. № 5. С. 29-38.
27. Кустышев А.В. Восстановление продуктивности газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера, длительное время находящихся в бездействующем фонде // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Сб. докл. научн.-практ. конф. 25 мая 2005 г. в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа: Изд-во Монография, 2005. С. 291-294.
28. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кряквин Д.А., Немков А.В., ШестаковааН.А. Компоновки подземного и устьевого оборудования скважин месторождений полуострова Ямал // Изв. вузов. Нефть и газ. 2006. № 3. С. 22-25.
29. Кустышев А.В., Афанасьев А.В., Зозуля Г.П. Оценка эффективности капитального ремонта скважин Пунгинского подземного хранилища газа // Изв. вузов. Нефть и газ. 2006. № 4. С. 11-17.
30. Кустышев А.В., Кряквин Д.А., Баранов А.В., Иванов Д.А. Разработка технического проекта капитального ремонта скважин с помощью колтюбинговых установок // Время колтюбинга. 2006. № 3. С. 42-46.
31. Кустышев А.В. Стратегия и тактика сложных капитальных ремонтов скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера // Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования. Матер. III Российской межвузовской научн.-практ. конф. с междунар. участием, посвященной
50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП, 25-26 февраля 2006аг. Тюмень, 2006. С. 193-196.
32. Кустышев А.В. Методология сложных ремонтов скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. 2007. № 2. С. 4-9.
33. Кустышев А.В. Некоторые закономерности капитальных ремонтов газовых скважин на месторождениях Западной Сибири // Изв. вузов. Нефть и газ. 2007. № 3. С. 12-17.
34. Кустышев А.В., Кряквин Д.А., Баранов А.В., Гилемханов В.А. Опыт разработки технического проекта КРС // Наука и техника в газовой промышленности. М.: ИРЦ Газпром, 2007. Вып. 2. С. 105-108.
35. Кустышев А.В. Специфика сложных капитальных ремонтов скважин // Нефтепромысловое дело. 2007. № 2. С. 37-40.
36. Кустышев А.В. Классификация сложных ремонтов скважин // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири. Сб. научн. тр. ИНиГ и матер. Межрегион. научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященный 50-летию ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. Т. 1. С. 24-28.
37. Елфимов В.С., Зозуля Г.П., Кустышев А.В. Освоение нефтяных скважин после гидравлического разрыва пласта с применением струйного насоса // Нефтепромысловое дело. 2007. № 3. С. 52-55.
38. Ваганов Ю.В., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Дмитрук В.В., РахимоваН.В., Обиднов В.Б. Проблемы, перспективы и реалии сервисных технологий ремонтов скважин // Нефтегазовое дело. 2007. Т. 5. № 2. С. 58-63.
39. Кустышев А.В., Кряквин Д.А., Рахимов Н.В., Зозуля Г.П. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Уренгойском месторождении // Бурение и нефть. 2007. № 4. С. 26-29.
40. 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.
41. А.с. 1348503 СССР, Е 21 В 34/06. Скважинный клапан-отсекатель / В.Я.аПротасов, В.А. Костыгин, А.В. Кустышев (СССР). 3906469; Заявлено 25.03.85; Опубл. 30.10.87, Бюл. 40.
42. Пат. 2109934 РФ, Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / А.В. Кустышев, О.Г. Иваш, Ю.М. Грачев, В.В. Минаков (РФ). 96107570; Заявлено 15.04.96; Опубл. 27.04.98, Бюл. 12.
43. Пат. 2111336 РФ, Е 21 В 33/06. Превентор / А.В. Кустышев, А.А. Ахметов, В.П. Овчинников, А.И. Орел (РФ). 96104776; Заявлено 12.03.96; Опубл. 20.05.98, Бюл. 14.
44. Пат. 2167264 РФ, Е 21 В 23/00, 33/12. Инструмент извлечения пакера / А.В. Кустышев, А.А. Ахметов, М.Г. Аксенов, Т.И. Чижова (РФ). 99123872;
Заявлено 10.11.99; Опубл. 20.05.01, Бюл. 14.
45. Пат. 2194840 РФ, Е 21 В 19/06. Элеватор для труб / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, С.Г. Кочетов, М.Г. Аксенов, В.Г. Якушев и др. (РФ). 2001108734; Заявлено 01.03.01; Опубл. 20.12.02, Бюл. 35.
46. Пат. 2209295 РФ, Е 21 В 22/13. Пакер / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, С.Г. Кочетов, И.А. Кустышев, В.В. Кузнецов (РФ). 2002104008; Заявлено 26.02.02; Опубл. 27.07.03, Бюл. 21.
47. Пат. 2215137 РФ, Е 21 В 43/25. Способ освоения скважины / Г.В. Крылов, А.В. Кустышев, Ю.В. Сухачев, А.Д. Тодорив, Т.И. Чижова и др. (РФ).
2002108986; Заявлено 08.04.02; Опубл. 27.10.03, Бюл. 30.
48. Пат. 2222687 РФ, Е 21 В 43/13. Способ ликвидации скважин / И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, А.С. Зотов, М.Г. Гейхман, Т.И. Чижова и др. (РФ).
2002118485; Заявлено 09.07.02; Опубл. 27.01.04, Бюл 3.
49. Пат. 2231627 РФ, 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.
50. 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; Заявлено 22.11.02; Опубл. 27.06.04, Бюл. 18.
51. Пат. 2235852 РФ, Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста в скважине / И.А. Кустышев, Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев (РФ). 2003117290; Заявлено 09.06.03; Опубл. 10.09.04, Бюл. 25.
52. Пат. 2235868 РФ, Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, Н.Д. Дубровский, А.В. Кононов (РФ).
2003116867; Заявлено 05.06.05; Опубл. 10.09.04, Бюл. 25.
53. Пат. 2239046 РФ, Е 21 В 23/06. Способ извлечения пакера из наклонно направленной скважины / Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев, И.А. Кустышев, Т.И. Чижова, Е.А. Попов (РФ). 2003116865; Заявлено 05.06.03; Опубл. 27.10.04, Бюл. 30.
54. Пат. 2244115 РФ, Е 21 В 43/32, 33/13. Способ изоляции притока пластовых вод / Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев, И.А. Кустышев, М.Г. Гейхман, А.В.аАфанасьев (РФ). 2003117291; Заявлено 09.06.03; Опубл. 10.01.05, Бюл 1.
55. Пат. 2250978 РФ, Е 21 В 19/00, 31/00, 33/03. Способ извлечения лифтовых труб из скважины / А.В. Кустышев, Я.И. Годзюр, Т.И. Чижова, Д.А. Кряквин (РФ). 2003130454; Заявлено 15.10.03; Опубл. 27.04.05, Бюл. 12.
56. Пат. 2254440 РФ, 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.
57. 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.
58. Пат. 2266386 РФ, Е 21 В 31/33. Устройство для ремонта эксплуатационных скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев (РФ).
2003107379; Заявлено 25.02.03; Опубл. 20.12.05, Бюл. 35.
59. Пат. 2301879 РФ, Е 21 В 31/20. Способ извлечения из скважины оборванных труб / А.В. Кустышев, В.Б. Обиднов, Е.А. Попов, А.В. Немков, Д.А. Кряквин, Р.В. Ткаченко. 2005134479; Заявлено 07.11.05; Опубл. 27.06.07, Бюл. 18.
60. Пат. 2301880 РФ, Е 21 В 33/13. Способ консервации газовой скважины / А.В. Кустышев, Г.П. Зозуля, И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, В.Б. Обиднов, Д.А.аКустышев (РФ). 2005123451; Заявлено 22.07.05; Опубл. 27.06.07, Бюл. 18.
61. Пат. 2303048 РФ, С 09 К 8/473. Облегченный тампонажный раствор / И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, А.В. Кустышев, В.П. Овчинников, В.М. Зиновьев, Д.А. Кустышев, И.В. Чижов. 2005130899; Заявлено 05.10.05; Опубл. 20.07.07, Бюл. 20.
62. Пат. 2305754 РФ, Е 21 В 33/13, Е 21 В 43/12, С 09 К 8/467, С 09 К 8/473. Способ ликвидации газовой скважины с межколонными газопроявлениями / А.В.аКустышев, Г.П. Зозуля, И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, В.Б. Обиднов, Е.В.аЛахно, Д.А. Кустышев. 2005135364; Заявлено 14.11.05; Опубл. 10.09.07, Бюл. 25.
63. Пат. 2309177 РФ, Е 21 В 43/12. Состав для блокирования призабойной зоны пласта высокой проницаемости или трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта и закрепленных проппантом, и глушения газовых скважин / В.Б. Обиднов, А.В. Кустышев, Р.В. Ткаченко, С.В. Мазанов, Р.И. Фабин, Е.К. Зозуля. 2006116076; Заявлено 10.05.06; Опубл. 27.10.07, Бюл. 30.
64. Пат. 2309462 РФ, Е 21 В 43/26. Способ эксплуатации глубоких газовых и газоконденсатных скважин на многопластовых месторождениях / А.В. Кустышев, Д.А. Кустышев, И.В. Чижов, В.Б. Обиднов (РФ). 2006116076; Заявлено 13.03.06; Опубл. 27.10.07, Бюл. 30.
65. Ремонт нефтяных и газовых скважин: Справочник: В 2 ч. / М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев и др.; под ред. Ю.А. Нифонтова и И.И. Клещенко. СПб.: АНО НПО Профессионал, 2005. Ч. 1. 914 с.; Ч. 2. 548 с.
66. Кустышев А.В. Особенности эксплуатации шельфовых месторождений: Курс лекций. Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. 118 с.
67. Кустышев А.В. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин: Курс лекций. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. 116 с.
68. Техника и технологии строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, И.С. Матиешин, А.В. Кустышев. Тюмень: Изд-во Нефтегазовый университет, 2007. 127 с.
* Имеется положительное решение на выдачу патента РФ
Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по техническим специальностям