Комплексная технология повышения производительности скважин подземных хранилищ газа в условиях разрушения пласта-коллектора тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Гришин Дмитрий Валерьевич

• Гришин Дмитрий Валерьевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Гришин Дмитрий Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА

1.1 Характеристика системы подземного хранения газа

1.2 Геолого-эксплуатационная характеристика подземных хранилищ газа

1.2.1 Подземные хранилища газа, созданные в выработанных нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

1.2.2 Подземные хранилища газа, созданные в водоносных пластах

1.3 Осложнения при эксплуатации подземных хранилищ газа

1.4 Конструкция забоя скважин подземных хранилищ газа

1.4.1 Подземные хранилища газа, созданные в выработанных нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

1.4.2 Подземные хранилища газа, созданные в водоносных горизонтах

1.5 Методы эксплуатации скважин в условиях интенсивного пескопроявления

Выводы по главе

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СКВАЖИН

УВЕЛИЧЕННОГО ДИАМЕТРА

2.1 Комплексная методология сравнительной оценки эффективности

эксплуатации скважин при существующих конструкциях забоя и с забоем увеличенного диаметра

2.1.1 Сравнение по вариациям коэффициентов фильтрационных сопротивлений

2.1.2 Сравнение по вариациям условной работающей толщины пласта и соответствующего ей коэффициента проницаемости

2.1.3 Сравнение по дебиту газа

2.1.4 Сравнение по максимальной депрессии на пласт при газодинамических исследованиях

2.1.5 Сравнение по градиенту давления на стенке скважины

2.1.6 Сравнение по параметрам притока газа к скважине в двухслойном пласте

2.2 Определение оптимальной степени увеличения диаметра ствола скважины

2.3 Определение оптимальных условий реконструкции и выбор режима работы скважины

2.4 Геомеханическое обоснование реконструкции скважин

Выводы по главе

3 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ

РЕКОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

3.1 Технологии реконструкции скважин

3.2 Ограничения по реконструкции забоя скважин

3.3 Механическая перфорация колонны насосно-компрессорных труб

3.4 Извлечение фильтра

3.5 Конструкции ствола скважины увеличенного диаметра

3.5.1 Рекомендуемая конструкция ствола скважин увеличенного

диаметра

3.6 Создание перфорационных каналов

3.6.1 Рекомендуемая конструкция гидравлического зондового

перфоратора

3.7 Расширение ствола скважины

3.7.1 Рекомендуемая конструкция расширителя

3.8 Защита пласта от рабочей жидкости при проведении ремонта

Выводы по главе

4 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ ДИАМЕТРА СКВАЖИН

4.1 Повышение производительности скважин Калужского ПХГ за счет совершенствования характера вскрытия пласта

4.2 Опытно-промышленные испытания расширителя на скважине

№ 91 Увязовского ПХГ

4.3 Оценка экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А. Акт о внедрении

Приложение Б. Патент 2550709 Российская Федерация.

Гидравлический зондовый перфоратор

Приложение В. Патент 2533514 Российская Федерация. Гидромеханический перфоратор

Приложение Г. Патент 2533563 Российская Федерация. Труборез-

труболовка

Приложение Д. Патент 2538021 Российская Федерация. Расширитель... 136 Приложение Е. Патент 2533394 Российская Федерация. Клапан-

отсекатель

Приложение Ж. Патент 2533783 Российская Федерация. Способ

заканчивания скважин

Приложение З. Методика выбора оптимальной степени увеличения диаметра ствола скважины в интервале пласта-коллектора, позволяющая учитывать режим работы скважины

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплексная технология повышения производительности скважин подземных хранилищ газа в условиях разрушения пласта-коллектора»

Актуальность темы

Развитие системы подземного хранения газа в Российской Федерации является одной из ключевых задач, стоящих перед газовой отраслью. Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России (ЕСГ) и расположены в основных районах потребления газа. Использование ПХГ позволяет регулировать потребление газа, снижать пиковые нагрузки в ЕСГ, обеспечивать гибкость и надежность поставок газа по международным обязательствам.

Принятая в ПАО «Газпром» стратегия развития системы подземного хранения газа до 2030 года предусматривает:

- поддержание достигнутого уровня мощностей ПХГ за счет проведения реконструкции и замещения морально и физически устаревших мощностей;

- ускоренное наращивание суточной производительности системы ПХГ за счет расширения действующих и строительства новых объектов;

- обеспечение мощностями ПХГ дефицитных регионов Российской Федерации.

Задача увеличения суточной производительности ПХГ может быть решена различными путями, в том числе:

1 Бурение новых эксплуатационных скважин большого диаметра.

2 Повышение производительности действующего фонда скважин путем реконструкции их забоя (изменение характера вскрытия пласта за счет вырезания части эксплуатационной колонны в интервале перфорации и создание открытого забоя, снятие кольматационного слоя в призабойной зоне пласта (ПЗП) механическим воздействием и увеличение площади фильтрации за счет расширения диаметра ствола скважины в продуктивном интервале).

Практика эксплуатации скважин большого диаметра показала их высокую технологическую эффективность [50]. Продуктивность скважин увеличивается в два-три и более раз, снижается интенсивность пескопроявления и образования песчаных пробок на забоях скважин. Однако бурение таких скважин требует больших капитальных вложений. Тех же результатов можно добиться при значительно меньших затратах средств и времени за счет расширения в интервале пласта-коллектора стволов пробуренных скважин стандартного диаметра.

Актуальность темы диссертационной работы определяется необходимостью совершенствования существующих и разработки новых технологий и технических средств реконструкции забоев эксплуатационных скважин при циклической работе ПХГ в неустойчивых коллекторах с учетом пиковых отборов газа в зимний период.

Степень разработанности темы

В нефтегазодобывающей промышленности эффективность скважин большого диаметра впервые рассмотрена В. Н. Щелкачевым и Б. Б. Лапуком. В работах В. И. Кудинова и Б. М. Сучкова описана технология расширения ствола скважины на месторождениях высоковязкой нефти Удмуртии, приуроченных к карбонатным коллекторам. Технология основана на растворении горной породы кислотным раствором. Приводятся различные схемы осуществления процесса и результаты промышленных испытаний технологии.

В области добычи газа Ю. П. Коротаев и другие ученые обосновали возможность создания высокопродуктивных скважин большого диаметра для разработки газоконденсатных месторождений, в частности, по опыту разработки Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения [61, 62]. Первые проекты разработки крупных газоконденсатных месторождений севера (Медвежье и другие) были составлены в 1970-х гг. во ВНИИГАЗ. Строительство скважин большого диаметра на ПХГ в сложных горногеологических условиях рассмотрено в работе В. В. Зиновьева и др.

Значительный вклад в развитие теории и практики создания и эксплуатации ПХГ внесли: З. С. Алиев, А. Е. Арутюнов, С. Ю. Борхович, С. Н. Бузинов, В. А. Васильев, Р. А. Гасумов, Т. А. Гунькина, В. Е. Дубенко, Г. А. Зотов, В. И. Парфенов, Г. И. Солдаткин, С. М. Тверковкин, С. А. Хан и многие другие [9, 63].

К настоящему времени бурение скважин увеличенного диаметра осуществлено на Касимовском и Северо-Ставропольском ПХГ.

Несмотря на большой вклад многих исследователей в теорию и практику эксплуатации газовых скважин большого диаметра, вопросы разработки технологий повышения производительности скважин стандартного диаметра на ПХГ в терригенных неустойчивых коллекторах требуют дополнительных аналитических исследований и практической реализации.

Цель работы

Цель работы - повышение производительности скважин ПХГ, созданных в терригенных неустойчивых коллекторах.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи:

1 Систематизировать осложнения при эксплуатации скважин ПХГ в терригенных неустойчивых коллекторах, обусловленные особенностями конструкции забоев скважин, и провести анализ влияния на осложнения геолого-эксплуатационных характеристик пластов и скважин.

2 Оценить возможность эксплуатации скважин с открытым забоем в терригенных неустойчивых коллекторах и обосновать оптимальную конструкцию открытого забоя в интервале продуктивного пласта для повышения устойчивости ПЗП.

3 Разработать комплексную технологию и технические средства реконструкции забоев эксплуатационных скважин на ПХГ в терригенных неустойчивых коллекторах, позволяющие снизить интенсивность пескопроявления без использования забойных фильтров и других способов защиты скважин от разрушения ПЗП и выноса песка.

4 Выполнить опытно-промышленные испытания разработанной комплексной технологии и технических средств реконструкции забоев эксплуатационных скважин ПХГ и провести анализ эффективности ее внедрения.

Научная новизна

1 Геомеханическими расчетами обоснован размер зоны пластической деформации неустойчивого пласта-коллектора в окрестности открытого забоя скважины при притоке газа по двучленному закону фильтрации газа.

2 Получена зависимость увеличения дебита газовой скважины с открытым забоем от степени расширения диаметра в сравнении со скважиной стандартной конструкции забоя при условии снижения депрессии на пласт и уменьшения размера зоны пластической деформации пласта-коллектора.

Теоретическая значимость работы

1 Геомеханическими и гидродинамическими расчетами обоснована возможность создания конструкции эксплуатационных скважин ПХГ в неустойчивых коллекторах, оборудованных открытыми забоями увеличенного диаметра, обеспечивающей кратное повышение дебитов газа при сниженных депрессиях на пласт.

2 Получены аналитические зависимости степени уменьшения депрессии на пласт и градиента давления на стенке скважины от степени увеличения диаметра скважины.

Практическая значимость работы

Разработана и внедрена на ПХГ в водоносных пластах истощенных нефтегазовых месторождений комплексная технология повышения производительности эксплуатационных скважин в неустойчивых коллекторах и технические средства по ее реализации:

- конструкция забоя скважин (патент РФ № 2533783 Способ заканчивания скважин), обеспечивающая кратное повышение производительности скважин и исключающая процессы пескопроявления;

- технические средства для создания предлагаемой конструкции забоя скважины:

- гидромеханический перфоратор (патент РФ № 2533514) для создания канала в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) выше циркуляционного клапана, необходимого при проведении работ по глушению скважины;

- труборез-труболовка (патент РФ № 2533563) для извлечения фильтра из скважины;

- гидравлический зондовый перфоратор (патент РФ № 2550709) для увеличения зоны дренирования пласта скважиной;

- расширитель (патент РФ № 2538021) для обеспечения требуемой степени расширения ствола скважины;

- клапан-отсекатель (патент РФ № 2533394) для защиты пласта-коллектора от воздействия рабочей жидкости при выполнении ремонтных работ.

Технология реализована при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) по расширению диаметра забоя скважин стандартной конструкции и строительстве эксплуатационных скважин с забоями расширенного диаметра на Касимовском, Калужском, Елшано-Курдюмском, Кущевском ПХГ.

Технология успешно внедрена на 88 скважинах ПХГ ООО «Газпром ПХГ» (Акт о внедрении ООО «Газпром ПХГ» от 16 апреля 2018 г. (Приложение А).

Основные защищаемые положения

1 Критерии оценки эффективности скважин увеличенного диаметра.

2 Методика обоснования оптимальной степени увеличения диаметра ствола скважины в интервале неустойчивого пласта-коллектора, учитывающая предотвращение разрушения призабойной зоны при максимальных дебитах.

3 Комплексная технология реконструкции забоя скважин ПХГ, включающая конструкцию открытого забоя скважины и технические средства для проведения работ по увеличению диаметра ствола скважины.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема работы и содержание исследований соответствуют пункту 2 области исследований, определяемой паспортом специальности 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: «2. Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническим средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность полученных результатов обоснована использованием в решаемых задачах известных законов классической геомеханики и теории фильтрации газа, а также анализом данным промысловых гидродинамических исследований и результатами эксплуатации скважин ряда ПХГ.

Материалы диссертационной работы докладывались на международных научно-практических конференциях «Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли» (г. Ставрополь, 2015, 2016), Международных конференциях «Рассохинские чтения» (г. Ухта, 2010, 2015, 2016, 2018), отраслевых совещаниях и семинарах ПАО «Газпром» и ООО «Газпром ПХГ» (г. Санкт-Петербург, г. Москва, 2008-2018).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 20 научных работ, в том числе 5 статей в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Министерства науки и высшего образования РФ, 1 монография, получены 6 патентов на изобретение.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка использованной литературы, включающего 110 наименований. Работа изложена на 1 53 страницах машинописного текста, содержит 34 рисунка, 28 таблиц, 8 приложений.

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ ПОДЗЕМНОГО

ХРАНЕНИЯ ГАЗА

1.1 Характеристика системы подземного хранения газа

Российская система подземного хранения газа как основная часть ЕСГ насчитывает более полувека надежного газоснабжения российских и зарубежных потребителей, выполняющая функции регулятора сезонной неравномерности, резервирования запасов газа на периоды аномальных похолоданий и нештатных ситуаций в ЕСГ и на добычных предприятиях, поддержания надежности экспортных поставок газа и резервирования объемов газа на долгосрочную перспективу.

В российской системе подземного хранения газа эксплуатируются 26

-5

объектов ПХГ с оперативным резервом газа в объеме 72,1 млрд м и

-5

максимальным суточным отбором газа 812 млн м . Большая часть объектов ПХГ (18 объектов) созданы в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях с общим объемом товарного газа 49,6 млрд м3, оставшаяся часть объектов ПХГ (7 объектов) - в водоносных пластах 1 ПХГ - в отложениях каменной соли. Эксплуатационный фонд скважин на ПХГ насчитывает 2683 единицы.

Эксплуатируется одно ПХГ в отложениях каменной соли -Калининградское, на стадии строительства - Беднодемьяновское ПХГ (в Пензенской области), Волгоградское ПХГ. На стадии проектирования -Новомосковское ПХГ в Тульской области, получено решение о начале строительства Арбузовского ПХГ в Татарстане и Шатровского - на юге Западной Сибири.

Действующие и перспективные объекты подземного хранения газа ООО «Газпром ПХГ» на территории России показаны на Рисунке 1.1.

Следует отметить, что возраст половины действующих в стране ПХГ превышает 30 лет, а 8 ПХГ находятся в эксплуатации более 40 лет.

Рисунок 1.1 - Действующие и перспективные объекты подземного хранения газа ПАО «Газпром» на территории России

Увеличение объема активной емкости по обустройству и максимально возможной суточной производительности ПХГ на начало сезона отбора связано с реализацией Мероприятий по строительству, реконструкции и вводу объектов системы подземного хранения газа на территории Российской Федерации на 2012-2015 годы за счет ввода новых ПХГ и реконструкции (перевооружения) действующих ПХГ [100].

Основным фактором высокой эффективности ООО «Газпром ПХГ» является оптимизация геолого-технологического обеспечения функционирования ПХГ в рамках корпоративных и федеральных норм и правил [48, 55, 56, 70, 87-90, 102-104].

Основные направления геолого-технологического сопровождения эксплуатации ПХГ:

- обеспечение стабильной, безаварийной работы скважин;

- обеспечение промышленной безопасности;

- повышение производительности скважин;

- строительство скважин, обеспечивающих высокие дебиты;

- реконструкция забоя скважин.

Основными проблемами по эксплуатационному фонду скважин являются:

1 Снижение производительности скважин по причинам образования пробок в стволе или на забое; кольматация призабойной зоны пласта, интервала перфорации, фильтра; интенсивный вынос песка, создающий угрозу разрушения подземного и устьевого оборудования; негерметичность эксплуатационной колонны [24], элементов фонтанной арматуры;

2 Несоответствие обвязки устья скважин современным требованиям правил безопасности, достижение установленного предельного срока эксплуатации по результатам технического диагностирования, моральный износ лифтовой колонны.

На Рисунке 1.2 приведена структура скважин, требующих проведения работ по характеру неисправностей.

Основной объем трудоемких работ по капитальному ремонту скважин приходится на реконструкцию забоя скважины, вызванную образованием на забое песчано-глинистых пробок, кольматацией призабойной зоны пласта, интервала перфорации и забойного фильтра.

Работы по текущему и капитальному ремонту выполняются Управлением аварийно-восстановительных работ и капитальному ремонту скважин (УАВРиКРС). Более 90 % работ выполняются УАВРиКРС по капитальному ремонту скважин.

Распределение объемов трудоемких работ по капитальному ремонту скважин

■ Образование на забое песчано - глинистых пробок

■ Несовершенная и разнородная конструкция забойного оборудования

■ Кольматация ПЗП, интервала перфорации, фильтра

■ Интенсивный вынос песка, создающий угрозу разрушения подземного и устьевого оборудования

Негерметичноаь эксплуатационной колонны, элементов фонтанной арматуры

Достижение установленного срока эксплуатации по результатам технического диагностирования при невозможности переаттестации

Моральный износ лифтовой колонны Прочие причины

Рисунок 1.2 - Структура скважин, требующих проведения работ, по характеру неисправностей

Работы по диагностическому обследованию и экспертизе промышленной безопасности скважин выполняются сторонними организациями.

Работы по бурению новых скважин, в том числе скважин увеличенного диаметра, выполняются также сторонними организациями.

В Таблице 1.1 приведена оценка экономической эффективности проведения капитального ремонта скважин (КРС) на ПХГ.

Средняя стоимость бурения одной скважины увеличенного диаметра составляет 122,5 млн руб. и колеблется от 38,44 млн руб. на СевероСтавропольском ПХГ до 237,1 млн руб. на Елшано-Курдюмском ПХГ.

Таким образом, затраты на поддержание производительности ПХГ путем бурения новых скважин больше в 2,7 раза по сравнению с затратами на геолого-технические мероприятия.

Следует иметь в виду, что на некоторых ПХГ (Дмитриевское, Кирюшкинское, Михайловское, Карашурское, Краснодарское, Щелковское) бурение скважин по различным причинам невозможно (нахождение ПХГ в

12%

городской черте, в пределах национальных заповедников или заказников). Поддержание производительности указанных ПХГ возможно только путем проведения ремонтов.

Таблица 1.1 - Оценка экономической эффективности проведения КРС

Показатель 2009 2010 2011 2012 2013 Всего

Прирост производительности за счет КРС, млн м3/сут 8 11 13 17 18 67

Стоимость проведенного КРС, млн руб. 775 736 1 180 1 242 1 232 5 165

Кол-во скважин, которые пришлось бы пробурить, чтобы достигнуть этой производительности 13 19 21 28 31 112

Стоимость бурения этих скважин, млн руб. 1 593 2 328 2 573 3 430 3 798 13 722

Экономия от проведения КРС, млн руб. 818 1 592 1 393 2 188 2 566 8 557

1.2 Геолого-эксплуатационная характеристика подземных хранилищ газа

1.2.1 Подземные хранилища газа, созданные в выработанных нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

В выработанных нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях создано 15 ПХГ.

Песчано-Уметское ПХГ создано в двух истощенных изолированных друг от друга газонефтяных залежах: тульского горизонта и бобриковско-кизеловского горизонта. Начало закачки газа - 1966 г. Эксплуатация Песчано-Уметского ПХГ в промышленном масштабе осуществляется с 1967 г.

В 1980 г. осуществлено объединение двух объектов хранения газа в один путем дополнительной перфорации в скважинах.

Проблемы эксплуатации Песчано-Уметского ПХГ:

1 в процессе отбора (в основном в конце) некоторые скважины начинают выносить нефть, воду, песок;

2 песчаники коллектора слабосцементированные, наблюдается вынос

песка;

3 наличие нефтяной оторочки: три скважины (№№ 177, 202, 204) не участвуют в закачке и отборе из-за выноса нефти.

Елшанско-Курдюмское ПХГ создано в истощенной газонефтяной залежи с нефтяной оторочкой в 1966 г. На Елшано-Курдюмском ПХГ эксплуатируются три объекта хранения газа: бобриковский и кизеловский горизонты, тульский горизонт (восточная и западная линзы). Основным по объему хранимого и отбираемого газа является газовое хранилище в бобриковском и кизеловском горизонтах. Хранилище в западной линзе тульского горизонта принадлежит ООО «Газсбытсервис», не входящему в структуру ПАО «Газпром».

Основные проблемы эксплуатации ПХГ связаны с разрушением пласта-коллектора и выносом с продукцией нефти, воды и песка из пласта в скважину, а также с обводнением пластов при снижении пластового давления при отборе газа [3, 42, 47, 51, 58, 64-67, 80].

Основной метод защиты от пескопроявления - оборудование забоя скважин противопесочными фильтрами. На конец 2014 г. фильтрами оборудовано 37 скважин, что составляет 24 % от общего фонда эксплуатационных скважин.

Типы фильтров: каркасно-проволочный ФСК-073 и фильтр скважинный каркасный ФСК-114, конструкции и изготовления ООО «ВНИИГАЗ»; фильтры на основе комбинированного состава металлических и полимерных порошков, бескаркасные, коррозионно-стойкие, проволочно-щелевые и на основе карбидов кремния. С 2013 г. при реконструкции скважин устанавливаются в основном щелевые фильтры Луганского электромашиностроительного завода как напротив перфорированной части

колонны, так и в открытом забое. На 7 скважинах произведено оборудование забоя гравийно-намывными фильтрами по технологии ОАО «СевКавНИПИгаз». Технология предусматривает расширение интервала открытого забоя и намыв гравия.

Проблемы с выносом воды и обводнением некоторых скважин при значительном снижении пластового давления при отборе газа решаются путем проведения водоизоляционных работ и замены НКТ на меньший диаметр.

Степновское ПХГ создано на базе выработанного одноименного нефтегазоконденсатного месторождения. Создание Степновского ПХГ

приурочено к маю 1973 г., когда начата одновременная закачка газа в

б

истощенные газовые залежи пластов Э2У+У1 и Э21У при максимальном пластовом давлении 12,25 МПа.

По основному назначению Степновское ПХГ относится к базисным ПХГ, но в то же время осуществляет задачи по выравниванию как сезонной неравномерности газопотребления, так и пиковых нагрузок Саратовской области, Урало-Приволжского региона и поддержания рабочего давления в магистральном газопроводе Средняя Азия - Центр.

С 1986 г. хранилище газа в пласте Э21Уб было расширено за счет приобщения газонефтяной залежи пласта Э21Уа, законченной к этому времени разработкой на нефть. За счет этого максимальное пластовое давление увеличено до 15,68 МПа.

Особых осложнений не отмечается ввиду высокой прочности породы пласта-коллектора.

Кирюшкинское ПХГ создано в одноименной истощенной газовой залежи. Пластом-коллектором является калиновская свита казанского яруса верхнепермских отложений мощностью 49 м. Глубина залегания кровли пласта-коллектора - 400 м. Закачка газа в Кирюшкинское ПХГ началась в 1973 г.

Актуальные проблемы ПХГ - завершение реконструкции морально и физически устаревшего оборудования ПХГ.

Аманакское ПХГ создано в одноименной истощенной газовой залежи.

Пластом-коллектором является калиновская свита мощностью 49 м. Глубина залегания кровли пласта-коллектора - 240 м. Закачка газа в Аманакское ПХГ началась в 1959 г.

В марте 2010 г. был прекращен отбор по причине превышения нормативного показателя газа - температуры точки росы, которая на тот момент составила 4,3 °С.

Актуальные проблемы ПХГ - ремонтно-изоляционные работы в скважинах с применением гидрощелевой перфорации, капитальный ремонт скважин (очистка забоя и ствола скважин от посторонних предметов), ликвидация скважин по техническим причинам [31, 49].

Дмитриевское ПХГ создано в одноименной истощенной газовой залежи. Пластом-коллектором является калиновская свита мощностью 67 м. Глубина залегания кровли пласта-коллектора - 460 м. Закачка газа в Дмитриевское ПХГ началась в 1977 г.

Актуальные проблемы ПХГ - поддержание на требуемом уровне технического состояния скважин старого фонда, бурение новых эксплуатационных скважин-дублеров, реконструкция наземной инфраструктуры ПХГ.

Михайловское ПХГ создано в одноименной истощенной газовой залежи. Пластом-коллектором является калиновская свита мощностью 65 м. Глубина залегания кровли пласта-коллектора - 460 м. Закачка газа в Михайловское ПХГ началась в 1963 г.

Актуальные проблемы ПХГ - поддержание на требуемом уровне технического состояния скважин старого фонда [106].

Северо-Ставрополъское ПХГ имеет два подземных хранилищ газа:

- в истощённой газовой залежи хадумского горизонта;

- в горизонте «Зелёная свита».

Отличительными особенностями ПХГ в хадумском горизонте являются: большая площадь газоносности, центрально-групповое расположение скважин в наиболее продуктивной зоне «сухого поля», малая активность пластовых вод. Режим работы - газовый.

Пласт-коллектор подземного хранилища в горизонте «Зеленая свита» включает нижнюю и верхнюю пачки. Нижняя пачка, вмещающая продуктивный горизонт, представлена алевролитами, песками и песчаниками. Толщина нижней пачки достаточно выдержанная и составляет 100-110 м.

Основные сложности в эксплуатации ПХГ в горизонте «Зеленая свита» связаны с обводнением, образованием гидратов и небольшим выносом песка; в начале периода отбора - разъедание оборудования мелкодисперсной пылью (МДП). Основной метод защиты - подбор оптимального режима эксплуатации; проведение капитального ремонта скважин по изоляции водопритоков и креплению призабойной зоны пласта [15].

Сообщение с пластом в скважинах горизонта «Зеленая свита» осуществлено посредством установки фильтров в продуктивном интервале или кумулятивной перфорации эксплуатационной колонны.

Краснодарское ПХГ создано на базе истощенного Александровского газоконденсатного месторождения. Пластом-коллектором являются песчаники и алевролиты «Зеленой свиты», толщиной до 60 м.

Проблемы при эксплуатации хранилища [5]:

1 в период отбора происходит защемление газа в слабодренируемых зонах пласта;

2 при низких темпах отбора низкопроницаемый пласт практически не дренируется и является местом скопления пассивных запасов газа;

3 до середины января хранилище может работать в пиковых режимах;

4 в период отбора происходит обводнение эксплуатационного фонда обводнение развивается от периферии к куполу.

Кущевское ПХГ создано на базе одноименного истощенного газоконденсатного месторождения нижнемеловых отложений.

Эксплуатационный фонд Кущевского ПХГ составляет 158 скважин, из них 90 скважин - горизонтальные.

Скважины «старого» фонда используются только на отбор газа.

Канчуринское ПХГ создано на базе выработанного Канчуринского газоконденсатного месторождения. Канчуринско-Мусинский комплекс ПХГ включает в себя Канчуринское и Мусинское ПХГ. В свою очередь, Мусинское газохранилище состоит из двух самостоятельных массивов -Мусинского и Конаревского.

Конструктивными особенностями эксплуатационных скважин Канчуринского ПХГ являются: открытый забой, насосно-компрессорные трубы спущены до кровли пласта-коллектора.

После бурения освоение скважин выполнено способом компримирования с продувкой в атмосферу, освоение проведено не полностью (буровой раствор на глинистой основе удалялся до нижней отметки интервала с максимальной приемистостью, за время длительной эксплуатации верхняя часть глинистого раствора затвердела и образовала плотную пробку). В период закачки газа над глинистой пробкой конденсируется вода, которая при отборе газа испаряется, в зависимости от объемов закачки и отбора газа уровни конденсационной воды значительно колеблются (по данным геофизических исследований (ГИС) до 2 м).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гришин Дмитрий Валерьевич, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алибеков, Б. И. Техника и технология эксплуатации залежей нефти с низким пластовым давлением и интенсивным пескопроявлением / Б. И. Алибеков. - Баку : Азербайджанское государственное издательство, 1962. - 164 с.

2. Арутюнов, А. Е. Диагностика газовых скважин, оборудованных фильтрами, по результатам газодинамических исследований / А. Е. Арутюнов, Д. А. Удодов, С. Ю. Борхович, В. А. Васильев // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаза. - Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2001. -Вып. 34. - С. 71-77.

3. Асфандияров, Х. А. Современные конструкции клапанов-отсекателей / Х. А. Асфандияров, Р. А. Максутов // Обзорная информация. Серия «Машины и нефтяное оборудование». - М., 1982. - Вып. 10 (20). - С. 12-13.

4. Бабичев, А. А. Высокоэффективное заканчивание скважин открытым забоем на Невском ПХГ / А. А. Бабичев и др. // Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. - М. : ВНИИГАЗ, 2003. - С. 324-330.

5. Басарыгин, Ю. М. Теория и практика создания подземных хранилищ газа / Ю. М. Басарыгин, В. Д. Мавромати, А. Н. Черномашенко. - Краснодар : Просвещение-Юг, 2012. - 518 с.

6. Басарыгин, Ю. М. Ремонт нефтяных и газовых скважин / Ю. М. Басарыгин, В. Д. Мавромати. - Краснодар : Просвещение-Юг, 2008. -437 с.

7. Басниев, К. С. Подземная гидромеханика / К. С. Басниев, Н. М. Дмитриев, Р. Д. Каневская, В. М. Максимов. - Ижевск : ИКИ, 2006. -488 с.

8. Башкатов, А. Д. Предупреждение пескования скважин / А. Д. Башкатов. - М. : Недра, 1981. - 176 с.

9. Бузинов, С. Н. Краткий курс лекций для магистров по подземному хранению газа / С. Н. Бузинов, под редакцией А. Е. Арутюнова. - 2014.

10. Васильев, В. А. Энергосберегающий режим работы скважин увеличенного диаметра // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. -Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2003. - Вып. 38. - С. 484-486.

11. Васильев, В. А. Оценка коэффициентов вихревых сопротивлений в уравнении фильтрации газа / В. А. Васильев, С. Ю. Борхович, В. И. Шамшин // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз». - 2002. - Вып. 36. - С. 61-65.

12. Васильев, В. А. Единый подход к расчету зоны дренирования скважинами различной конфигурации / В. А. Васильев, Т. А. Гунькина // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 4. - С. 5-8.

13. Васильев, В. А. Диагностика призабойной зоны пласта по данным газодинамических исследований / В. А. Васильев, Т. А. Гунькина, Д. В. Гришин, Г. С. Голод // Газовая промышленность. - 2014. - № 2. -С. 20-23.

14. Васильев, В. А. Модель слоистого пласта / В. А. Васильев, Т. А. Гунькина, А. И. Щекин // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. -Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2003. - Вып. 39. - С. 380-388.

15. Васильев, В. А. Модель переноса песка в пористой среде / В. А. Васильев, В. Е. Дубенко // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. тр. ВНИИгаз. - М., 1996. - С. 94-99.

16. Васильев, В. А. Цели и задачи способа увеличения диаметра скважин / В. А. Васильев, В. Е. Дубенко, В. И. Шамшин // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2003. - Вып. 39. - С. 108-113.

17. Васильев, В. А. Нелинейная фильтрация газа к горизонтальной скважине / В. А. Васильев, Э. В. Сова, А. И. Щекин // Вестник Северо-

Кавказского государственного технического университета : серия Нефть и газ. - Ставрополь, 2004. - № 1(4). - С. 58-65.

18. Васильев, В. А. Технологическая эффективность способа увеличения диаметра газовых скважин / В. А. Васильев, А. И. Щекин, Д. В. Дубенко, М. П. Демушкин // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета : серия Нефть и газ. -Ставрополь, 2004. - № 1 (4). - С. 65-75.

19. Врачев, В. В. Пескопроявление при эксплуатации ПХГ / В. В. Врачев, Е. Н. Шафаренко, В. П. Шустров и др. // Газовая промышленность. - 1999. - № 11. - С. 62.

20. Выполнить разработку по оптимизации режима эксплуатации ПХГ, созданных в слабосцементированных коллекторах с учетом знакопеременных нагрузок и длительности их работы: Отчет о НИР (промежуточ.) / ВНИИгаз, № 11.06.04 (22.05). - М., 1993.

21. Гайдуков, Л. А. Влияние околоскважинных зон на продуктивность газовых скважин / Л. А. Гайдуков, Б. А. Орынбаев // Труды МФТИ. - 2010. -Т. 2. - № 2. - С. 86-91.

22. Гасумов, Р. А. Комплексная технология повышения производительности низкодебитных газовых скважин // Технологии нефти и газа. - 2010. - № 6. - С. 36-40.

23. Гасумов, Р. А. Причины разрушения неустойчивых коллекторов и способы удаления песчаных пробок из скважин / Р. А. Гасумов, С. А. Варягов, Е. П. Серебряков, С. Б. Бекетов, В. З. Минликаев, А. В. Афанасьев // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2001. -Вып. 34. - С. 5-13.

24. Гасумов, Р. А. Повышение герметичности скважин ПХГ в каменной соли при проведении ремонтных работ / Р. А. Гасумов, Ю. С. Минченко // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли: матер. междунар. науч.-практ. конф. - Ставрополь : ООО «ТЭСЭРА», 2015. - С. 195-197.

25. Гасумов, Р. А. Предупреждение выноса песка из продуктивного пласта в условиях АНПД / Р. А. Гасумов, В. Г. Мосиенко, Ю. С. Тенишев и др. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин : сб. науч. тр. ВНИИгаз. - М. : ВНИИГАЗ, 1999. - С. 75-77.

26. Гасумов, Р. А. К вопросу о причинах разрушения ПЗП в газовых скважинах сеноманской залежи Уренгойского ГКМ и способах их предотвращения / Р. А. Гасумов, О. С. Остапов и др. // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2001. -Вып. 34. - С. 13-17.

27. Гасумов, Р. А. Отверждающаяся технологическая жидкость для химической обработки призабойной зоны пласта / Р. А. Гасумов,

A. А. Перейма, О. С. Остапов, Г. Г. Белолапотков, З. А. Астапова // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2001. -Вып. 34. - С. 17-26.

28. Гасумов, Р. А. Исследование причин пескопроявлений при эксплуатации газовых скважин / Р. А. Гасумов, В. Г. Темиров, А. А. Перейма,

B. И. Чернухин // Строительство газовых и газоконденсатных скважин : сб. науч. тр. ВНИИгаз. - М. : ВНИИГАЗ, 1999. - С. 82-89.

29. Гасумов, Р. А. К вопросу о методах борьбы с выносом песка из газодобывающих скважин / Р. А. Гасумов, В. Г. Мосиенко, О. С. Остапов,

C. В. Нерсесов // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2000. - Вып. 32. - С. 144-148.

30. Гвоздев, Б. П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: справ. пособие / Б. П. Гвоздев, А. И. Гриценко, А. Е. Корнилов. - М. : Недра, 1988. - С. 68-71.

31. Гладков, П. В. Оптимизация методов воздействия на продуктивный коллектор Оренбургского НГКМ при проведении ремонта скважин /

П. В. Гладков, В. Ф. Загорнов // Газовая промышленность. - 2014. - № 6. -С. 21-23.

32. Гриценко, А. И. Руководство по исследованию скважин / А. И. Гриценко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, Г. А. Зотов. - М. : Наука, 1995. - 523 с.

33. Гришин, Д. В. Технология повышения производительности скважин методом совершенствования характера вскрытия пласта / Д. В. Гришин // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2018. -Вып. 1 (111). - С. 17-26.

34. Гришин, Д. В. Конструкция забоя скважин подземных хранилищ газа / Д. В. Гришин, В. В. Вержбицкий, В. А. Васильев, Н. В. Никитина // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли : матер. II Междунар. науч.-практ. конф. - Ставрополь: ООО «ТЭСЭРА», 2016. - С. 119-127.

35. Гришин, Д. В. Осложнения при эксплуатации подземных хранилищ газа / Д. В. Гришин, В. В. Вержбицкий, В. А. Васильев, М. Д. Полтавская // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли : матер. II Междунар. науч.-практ. конф., 25 ноября 2016 года. - Ставрополь : ООО «ТЭСЭРА», 2016. - С. 127-133.

36. Гришин, Д. В. Реконструкция скважин подземных хранилищ с целью увеличения их производительности / Д. В. Гришин, В. В. Вержбицкий, Т. А. Гунькина // Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли : матер. Междунар. науч.-практ. конф., 25 ноября 2016 года. - Ставрополь : ООО «ТЭСЭРА», 2015. - С. 185-191.

37. Гришин, Д. В. Геомеханическое обоснование совершенствования конструкции скважин с открытым забоем на подземных хранилищах газа в неустойчивых коллекторах / Д. В. Гришин, А. Г. Губайдуллин, С. В. Позднухов, А. И. Пономарёв // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2019. - Вып. 1 (118). - С. 9-18.

38. Гришин, Д. В. Определение оптимальной степени увеличения диаметра ствола скважины / Д. В. Гришин, Г. С. Голод, Р. С. Никитин,

В. А. Васильев, Т. А. Гунькина // Газовая промышленность. - 2016. - № 4 (736). - С. 55-58.

39. Гришин, Д. В. Обоснование технологического режима работы скважины в условиях пескопроявления / Д. В Гришин, Р. С. Никитин,

B. А. Васильев, Т. А. Гунькина // Газовая промышленность. - 2016. - № 2 (734). - С. 80-82.

40. Гришин, Д. В. Анализ факторов, обуславливающих процессы разрушения призабойных зон скважин Гатчинского ПХГ, и прогноз пескопроявлений / Д. В. Гришин, А. В. Петухов, А. А. Петухов // Записки Горного института. - 2010. - Т. 188. - С. 207-213.

41. Гришин, Д. В. Повышение производительности скважин Калужского ПХГ за счет совершенствования характера вскрытия пласта / Д. В. Гришин,

C. В. Позднухов, Д. В. Дубенко, Д. С. Линов // Газовая промышленность. -2014. - № 03 (703). - С. 52-55.

42. Гужов, А. И. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов / А. И. Гужов, В. Г. Титов, В. Ф. Медведев, В. А. Васильев. - М. : Недра, 1978. - 405 с.

43. Гусейнов Ф. А. Метод определения степени загрязненности газового пласта / Ф. А. Гусейнов, А. И. Расулов // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. -1990. - Вып. 3. - С. 21-26.

44. Дубенко, В. Е. Технология установки гравийных фильтров в скважинах ПХГ / В. Е. Дубенко, М. И. Алексеев, В. И. Родин, А. А Басов // Проблемы капитального ремонта скважин ПХГ : сб. докладов науч.-техн. совещания, посвященного 50-летию ООО «Кавказтрансгаз». - Ставрополь, 2007. - 96 с.

45. Дубенко, В. Е. Промысловые испытания технологии восстановления кавернозного ствола скважины на основе использования дисковой струи / В. Е. Дубенко, Н. И. Андрианов, А. А. Буркот, М. Ю. Иванов // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и

экологии: сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. - Ставрополь, 2002. - Вып. 36. -400 с.

46. Дубенко, Д. В. Лабораторно-экспериментальный комплекс по созданию фильтра с неоднородной обсыпкой для скважин ПХГ / Д. В. Дубенко, Д. С. Шляховой, А. А. Буркот // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ : сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. -Ставрополь : РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2001. - Вып. 34. - С. 65-71.

47. Зайцев, Ю. В. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин / Ю. В. Зайцев, Р. А. Максутов и др. - М. : Недра, 1984.

- С. 98.

48. Закон Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 «О недрах».

49. Зиновьев, В. В. Строительство и ремонт газовых скважин. Разработка. Внедрение / В. В. Зиновьев. - М. : Недра, 2004. - С. 136-143.

50. Зиновьев, В. В. Строительство скважин большого диаметра на ПХГ в сложных горно-геологических условиях / В. В. Зиновьев, О. Е. Аксютин, С. А. Варягов и др. // Газовая промышленность. - 2003. - № 8. - 2003. -С. 45-48.

51. Зиновьев, В. В. Повышение надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа / В. В. Зиновьев, К. С. Басниев, Б. В. Будзуляк и др. - М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - 391 с.

52. Зиновьев, В. В. Технология и состав для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте / В. В. Зиновьев, С. А. Варягов и др. // Проблемы капитального ремонта скважин ПХГ : сб. докл. науч.-техн. совещания. - Ставрополь, 2007.

- С. 32-35.

53. Зотов, Г. А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах / Г. А. Зотов, А. В. Динков, В. А. Черных. - М. : Недра, 1987. - 172 с.

54. Зотов, Г. А. Газогидродинамические методы исследований газоконденсатных скважин / Г. А. Зотов, С. М. Тверковкин. - М. : Недра, 1980. - 192 с.

55. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин : Р Газпром 086-2010 : в 2 ч. / В. И. Маринин, Д. В. Люгай, З. С. Алиев и др. - М. : Газпром экспо, 2010. - Ч. I : 234 с.; Ч. II : 320 с.

56. Инструкция по расчету долговечности и остаточного ресурса скважин : СТО Газпром 2-3.2-346-2009 (утв. и введен в действие 26.02.2009 г. № 48: введен впервые]: издание официальное. - М. : ОАО «Газпром» [и др.].

57. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г. А. Зотова, З. С. Алиева. -М. : Недра, 1980. - 301 с.

58. Казарян, В. А. Подземные хранилища газа и нефтепродуктов -необходимый элемент функционирования ТЭК / В. А. Казарян. - М.: ООО «Империал», 2006. - 320 с.

59. Каримов, М. Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа / Под. ред. А. Х. Мирзаджанзаде. - М. : Недра, 1981. - 248 с.

60. Коротаев, Ю. П. О форме индикаторных кривых скважины, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов / Ю. П. Коротаев, Г. А. Зотов // Тр. ВНИИГаз. - М. : Гостоптехиздат, 1963. - Вып. 18 (26).

61. Коротаев, Ю. П. О возможности создания высокопродуктивных скважин большого диаметра / Ю. П. Коротаев, Г. Р. Рейтенбах, В. И. Белов и др. // Газовое дело. - 1970. - № 4.

62. Коротаев, Ю. П. Добыча и подземное хранение газа / Ю. П. Коротаев, А. И. Ширковский. - М.: Недра, 1984. - 487 с.

63. Краткий курс лекций по подземному хранению газа академика естественных наук, доктора технических наук Бузинова Станислава Николаевича / «Газпром ПХГ», ред. и сост. Арутюнов А. Е. - Вологда : Альфа-Принт, 2014. - 86 с.

64. Кудинов, В. И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов / В. И. Кудинов, Б. М. Сучков. - Самара : Кн. изд-во, 1996. - 440 с.

65. Кудинов, В. И. Новые технологии повышения добычи нефти / В. И. Кудинов, Б. М. Сучков. - Самара : Кн. изд-во, 1998. - 368 с.

66. Левыкин, Е. В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах / Е. В. Левыкин. - М. : Недра, 1973. - 208 с.

67. Левыкин, Е. В. Технологическое проектирование хранения газа в подземных хранилищах / Е. В. Левыкин, Г. И. Задора. - М.: Недра, 1973. -208 с.

68. Магадова, Л. А. Разработка композиций для крепления призабойной зоны пласта в скважинах подземных хранилищ газа / Л. А. Магадова, Н. Н. Ефимов и др. // Территория Нефтегаз. - 2012. - № 5. - С. 63-67.

69. Мартос, В. Н. Методы борьбы с выносом песка / В. Н. Мартос // Обзор зарубежной литературы : серия Добыча. - М. : ВНИИОЭНГ, 1973. -112 с.

70. Михалевич, В. С. Методы последовательной оптимизации / В. С. Михалевич, А.И. Кукса. - М. : Наука, 1983. - 207 с.

71. Пат. 2102582, Российская Федерация, МПК Е 21 В 34/06. Клапан-отсекатель / Неудачин В. П., Неудачин И. В., Неудачин Д. В.; патентообладатели Неудачин В. П., Неудачин И. В., Неудачин Д. В. -№ 95110226/03 ; заявл. 16.06.95 ; опубл. 20.01.98, Бюл. № 2.

72. Пат. 2533514 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12. Гидромеханический перфоратор / Шилов С. В., Епишов А. П., Гришин Д. В., Голод Г. С., Машков В. А.; патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Газпром ПХГ». - № 2013128636 ; заявл. 24.06.2013 ; опубл. 20.11.2014, Бюл. № 32.

73. Пат. 2533563 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/00, Е 21 В 31/16. Труборез-труболовка / Шилов С. В., Епишов А. П., Гришин Д. В., Голод Г. С., Машков В. А.; патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Газпром ПХГ». - № 2013136061/03 ; заявл. 01.08.2013 ; опубл. 20.11.2014, Бюл. № 32.

74. Пат. 2533783 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/02, Е 21 В 43/11. Способ заканчивания скважин / Шилов С. В., Епишов А. П., Гришин Д. В., Голод Г. С., Машков В. А.; патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Газпром ПХГ». - № 2013136059/03; заявл. 01.08.2013, опубл. 20.11.2014

75. Пат. 2538021 Российская Федерация, МПК Е 21 В 7/28. Расширитель / Шилов С. В., Епишов А. П., Гришин Д. В., Голод Г. С., Машков В. А.; патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Газпром ПХГ». - № 2013136057/03; заявл. 01.08.2013, опубл. 20.11.2014.

76. Пат. 2550709 Российская Федерация, МПК Е 21 В 7/28. Гидравлический зондовый перфоратор / Шилов С. В., Епишов А. П., Гришин Д. В., Голод Г. С., Машков В. А.; патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Газпром ПХГ». - № 2013136057/03; заявл. 01.08.2013, опубл. 20.11.2014.

77. Пат. 2533394 Российская Федерация, МПК Е 21 В 34/06, Е 21 В 15/06. Клапан-отсекатель / Шилов С. В., Епишов А. П., Гришин Д. В., Голод Г. С., Машков В. А.; патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Газпром ПХГ». - № 2013136058/03; заявл. 01.08.2013, опубл. 20.11.2014.

78. Перейма, А. А. Инновационные технологии укрепления рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны пласта в нефтегазовых скважинах / А. А. Перейма, Е. Ю. Кукулинская // Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли : матер. Всеросс. науч.-практ. конф. в рамках IV Всеросс. науч.-техн. конф. «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа». - Ставрополь, 20104. - С. 150-152.

79. Петухов, А. В. Прогноз пескопроявлений на основе изучения факторов, обуславливающих процессы разрушения призабойных зон скважин Гатчинского ПХГ / А. В. Петухов, Д. В. Гришин, А. А. Петухов //

Рассохинские чтения : матер. Межрегиональн. семинара (4-5 февраля 2010 года) / Под ред. Н. Д. Цхадая. - Ухта : УГТУ, 2010. - С. 114-120.

80. Политехнический словарь / Редкол.: А. Ю. Ишлинский (гл. ред.) и др. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Советская энциклопедия, 1989. - 656 с.

81. Пономарев, О. П. Оптимизация управления технологическими процессами подземных хранилищ газа / О. П. Пономарев. - Калининград, 2005. - 94 с.

82. Прилипко, И. П. Контроль разработки газовых залежей Шебелинского месторождения / И. П. Прилипко // Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М. : ВНИИЭгазпром, 1972. - 43 с.

83. Прогноз выноса песка и обоснование предельных дебитов по фонду скважин Касимовского ПХГ. - М. : ВНИИГаз. - 2011.

84. Пятахин, М. В. Геомеханические проблемы при эксплуатации скважин / М. В. Пятахин. - М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - 266 с.

85. Пятахин, М. В. Определение критической скорости выноса песка и механизма его задержания гравийным фильтром / М. В. Пятахин // Газовая промышленность. - 2004. - № 7. - С. 58-61.

86. Пятахин М. В. Определение сцепления слабосцементированных песчаников / М. В. Пятахин, С. А. Хан, С. О. Оводов // Газовая промышленность. - 2008. - № 3 (615). - С. 82-84.

87. Регламент по проведению экспертизы промышленной безопасности скважин различного назначения подземных хранилищ газа и назначению (продлению) срока их безопасной эксплуатации : СТО Газпром 2-2.3-0562006. (утв. и введен в действие 14.04.2006 г. № 45: введен впервые] : издание официальное. - М. : ОАО «Газпром» [и др.], 2006. - 57 с.

88. Руководство по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на месторождениях и подземных хранилищах газа: СТО Газпром 2-2.3-6962013 (утв. Распоряжением ОАО «Газпром» от 16.11.2012 № 414).

89. Самсонов, Р. О. Технологии подземного хранения газов: учеб. пособие / Р. О. Самсонов, Г. Н. Рубан, С. Н. Бузинов и др. - М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2009. - 100 с.

90. Сигал, И. Х. Введение в прикладное дискретное программирование: модели и вычислительные алгоритмы / И. Х. Сигал, А. П. Иванова. - М. : ФИЗМАТЛИТ, 2003. - 240 с.

91. Смирнов, А. К. Подземные хранилища газа в водоносных пластах: учеб. пособие для вузов / А. К. Смирнов. - М.: Компания Спутник+, 2003. -115 с.

92. Смолдырев, А. Е. Трубопроводный транспорт / А. Е. Смолдырев. -2-е изд., перераб. и доп. - М. : Недра, 1970. - 272 с.

93. Стражгородский, С. И. Опыт борьбы с выносом песка из скважин подземных хранилищ газа / С. И. Стражгородский, П. А. Шалимова, Г. И. Либерман // Обз. Информ. : сер. Транспорт и хранение газа. - М. : ВНИИЭгазпром, 1983. - Вып. 9.

94. Сусоколов, А. Н. Разработка методов расчета напряжений в пласте-коллекторе ПХГ для обоснования параметров укрепления призабойной зоны скважин : дис. ... канд. техн. наук : 05.15.06 / Сусоколов Анатолий Николаевич. - М., 1984. - 197 с.

95. Сучков, Б. М. Повышение производительности малодебитных скважин / Б. М. Сучков. - Ижевск : УдмуртНИПИнефть, 1999. - 550 с.

96. Съюмен, Д. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах: пер. с англ. / Перевод М. А. Цайгера; Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер. - М. : Недра, 1986. - 176 с.

97. Теория и практика эксплуатации подземных хранилищ газа в условиях разрушения пласта-коллектора / В. А. Васильев, Д. В. Гришин, Г. С. Голод и др. - М. : ТПС Принт, 2016. - 264 с.

98. Хейн, А. Л. Гидродинамический расчет подземных хранилищ газа / А. Л. Хейн. - М. : Недра, 1968. - 315 с.

99. Щелкачев, В. Н. Подземная гидравлика / В. Н. Щелкачев, Б. Б. Лапук. - Ижевск : РХД, 2001. - 736 с.

100. Шилов, С. В. ООО «Газпром ПХГ» : опыт и перспективы деятельности / С. В. Шилов // Газовая промышленность. - 2015. - № 09 (727).

- С. 16-18.

101. Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа / А. И. Ширковский, Г. И. Задора. - М. : Недра, 1974. - 189 с.

102. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

103. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. N 101).

104. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа» (утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому, и атомному надзору от 20 ноября 2017 г. N 486).

105. Gruesbeck, C. Entrainment and deposition of fine particles in porous media / C. Gruesbeck, R. E. Collins // Soc. of Pet. Eng. Jour. - December, 1982. -P. 847-856.

106. Kantyukov, R. An integrated approach to the integrity diagnostics of underground gas storage wells / R. Kantyukov, D. Grishin, R. Nikitin, A. Aslanyan, I. Aslanyan, R. Minakhmetova, S. Soroka // Society of Petroleum Engineers SPE-188656-MS, Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, 2017.

- Abu Dhabi, 2017. - URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-188656-MS (дата обращения: 14.01.2018).

107. Muecke, T. W. Formation fines and factors controlling their movement in porous media / T. W. Muecke // Jour. of Pet. Tech. - February, 1979. - P. 144150.

108. Selby, R. J. Mechanics of sand production and the flow of fine in porous media / R. J. Selby, Ali S.M. Farouq // Jour. of Canad. Pet. Tech. - 1988. - V. 27. -№ 3. - P. 55-63.

109. Stein, N. Estimation maximum sand-free production rates from friable sands for different well completion geometry / N. Stein, A. S. Oden, L. G. Jones // JPT. - October, 1974.

110. Stein, N. Mechanical properties of friable sands from conventional log data / N. Stein // JPT. - July, 1976.

Приложение А Акт о внедрении

Патент 2550709 Российская Федерация. Гидравлический зондовый

перфоратор

Патент 2533514 Российская Федерация. Гидромеханический перфоратор

Патент 2533563 Российская Федерация. Труборез-труболовка

Приложение Д Патент 2538021 Российская Федерация. Расширитель

Патент 2533394 Российская Федерация. Клапан-отсекатель

Патент 2533783 Российская Федерация. Способ заканчивания скважин

МЕТОДИКА

ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ СТЕПЕНИ УВЕЛИЧЕНИЯ ДИАМЕТРА СТВОЛА СКВАЖИНЫ В ИНТЕРВАЛЕ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА, ПОЗВОЛЯЮЩАЯ УЧИТЫВАТЬ РЕЖИМ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ

Москва 2017 г.

1 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ.........................................................................................................................3

2 ОБЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ............................................................................................................................4

3 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ....................................................................................................................5

4 ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ..............................................................................7

5 НОРМАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ............................................................................................15

1 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ

В настоящем Порядке использованы следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

1.1 Геофизические исследования скважин - исследования, основанные на измерениях естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном пространстве.

1.2 Дефект - несоответствие объекта заявленным характеристикам, влияющим на эксплуатационные показатели.

1.3 Заключение экспертизы промышленной безопасности - документ, обосновывающий выводы о соответствии или несоответствии объекта требованиям промышленной безопасности.

1.4 Заглушенная скважина - скважина, внутренняя полость которой заполнена специальной жидкостью (буровым раствором), гидростатическое давление в которой выровнено в отношении к пластовому давлению.

1.5 Заколонные перетоки - движение пластового флюида (газ, пластовая жидкость) по заколонному пространству из газоводонасыщенного пласта в другие пласты или на земную поверхность за счет разности пластовых давлений через дефекты цементного камня (трещины в цементе, плохое сцепление с колонной или породой).

1.6 Заколонное пространство - пространство между внешней обсадной колонной и горными породами.

1.7 Межколонное пространство - пространство между внешней и внутренней обсадными колоннами.

1.8 Капитальный ремонт скважин - ремонтные работы, которые проводятся для восстановления эксплуатационных характеристик, исправления дефектов, восстановления ресурса объекта с заменой или ремонтов отдельных элементов конструкции и скважинного оборудования.

1.9 Межколонное давление - давление, измеряемое между колоннами обсадных труб, обвязанных между собой колонной головкой и оборудованных замерными устройствами на устье скважины.

1.10 Оборудование устья скважины - оборудование, состоящее из обвязки колонн обсадных труб, трубной головки и елки фонтанной арматуры, позволяющее осуществлять технологические операции по отбору/закачке газа, ремонтные работы и замеры устьевых эксплуатационных параметров.

1.11 Остаточный ресурс - общая наработка, зафиксированная с момента проведения последнего контроля технического объекта до момента выхода его из строя.

1.12 Техническое состояние - состояние объекта, при совокупности параметров характеризующее изменение эксплуатационных характеристик, установленных технической документацией под воздействием условий внутреннего или внешнего воздействия на сам объект.

1.13 Обозначения и сокращения:

ГДИ - газодинамические исследования;

ГИС - геофизические исследования скважин;

КРС - капитальный ремонт скважин;

КВД - кривая восстановления давления;

МКП - межколонное пространство;

МКД - межколонное давление;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ЭПБ - экспертиза промышленной безопасности.

2 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. 1 Настоящий Порядок устанавливает единый механизм выбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ по реконструкции забоя на скважинах ООО «Газпром ПХГ».

2. 2 Действие настоящего Порядка распространяется на все организации, структурные подразделения и филиалы ООО «Газпром ПХГ», выполняющие данные работы на скважинах ООО «Газпром ПХГ». 2. 3 Настоящий Регламент разработан в соответствии с требованиями Федерального закона № 116-ФЗ; Федерального закона «О недрах»; ФНиП ПБ «Правила промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. Приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 №101(далее -ФНИП ПБНГиП),

ФНиП ПБ «Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа», утв. Приказом Ростехнадзора от 20.11.2017 №486 (далее - ФНИП ОПО ПХГ); 2. 4 Настоящий Порядок определяет критерии выбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ по реконструкции забоя на скважинах ООО «Газпром ПХГ».

3 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Целью проведения ГТМ является улучшение эксплуатационных характеристик скважин посредством реконструкции забоя в заглушенной скважине.

Реконструкция забоя скважины включает:

При перфорированной эксплуатационной колонне:

1. Глушение скважины.

2. Вырезка окна в перфорированной части эксплуатационной колонны.

3. Расширение ствола скважины в интервале пласта-коллектора. В открытом стволе:

1. Глушение скважины.

2. Расширение ствола скважины в интервале пласта-коллектора. При открытом забое, расширенном в интервале пласта-коллектора.

3. Глушение скважины.

4. Дополнительное расширение ствола скважины в интервале

пласта-коллектора (при необходимости).

Если забой скважины перекрыт перфорированной колонной с установкой фильтров различных конструкций.

1. Перфорация колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) над пакером для восстановления сообщения.

2. Глушение скважины.

3. Извлечение пакера.

4. Извлечение фильтра.

5. Вырезка окна в перфорированной части эксплуатационной колонны.

6. Расширение ствола скважины в интервале пласта-коллектора. При открытом забое с установкой фильтров различных конструкций.

1. Перфорация колонны насосно-компрессорных труб над пакером.

2. Глушение скважины.

3. Извлечение пакера.

4. Извлечение фильтра.

5. Расширение ствола скважины в интервале пласта-коллектора.

Открытый забой, расширенный в интервале пласта-коллектора, с установкой фильтров различных конструкций.

1. Перфорация колонны насосно-компрессорных труб над пакером.

2. Глушение скважины.

3. Извлечение пакера.

4. Извлечение фильтра.

5. Дополнительное расширение ствола скважины в интервале пласта-коллектора (при необходимости).

Решаемые задачи:

. оценка технического состояния скважин ПХГ на основании анализа технической документации (проектной и исполнительной), полученной в процессе бурения и испытания;

. оценка технического состояния скважин на основании анализа технической документации, полученной в процессе эксплуатации и проведения капитальных ремонтов; . оценка технического состояния обсадных колонн и качества цементирования по информации, полученной в процессе проведения газодинамических исследований и по материалам проведения комплекса геофизических исследований за предыдущие годы; . выявление дефектов обсадных колонн (коррозионного и эрозионного износа, трещин, разрывов, негерметичности колонн), оценка качества сцепления цементного камня с колонной и породами, выявление заколонных скоплений газа, межколонных давлений по материалам комплекса геофизических и устьевых газодинамических исследований.

На основании полученных данных в ходе решения задач формируется вывод о годности скважины-кандидата для проведения ГТМ.

4 ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

Работы, проводимые по настоящему Порядку, состоят из последовательно выполняемых этапов (рис.1).

Если «Да», то:

Если «Нет», то скважина-кандидат не пригодна для проведения ГТМ, выносится решение о дальнейшей эксплуатации с учетом

компенсирующих мероприятий или ликвидируется

Формирование заключения о пригодности скважины-кандидата для проведения ГТМ

Рисунок 1. Схема принятия решения о пригодности скважины-кандидата для проведения ГТМ

4.1 Предварительный этап

В ходе предварительного этапа осуществляется сбор материалов,

необходимых для проведения ГТМ на скважинах.

Необходимая для анализа документация:

• Результаты замеров давлений в межколонном пространстве скважины.

• Сводный геолого-геофизический разрез, литология продуктивной толщи и покрышки;

• Структурный план продуктивной толщи и покрышки;

• Схема размещения точек положения устьев и забоев скважин;

• Дело (формуляр) скважины;

• Паспорт скважины;

• Акты обсадных колонн, спущенных в ствол скважины;

• Акты о цементировании обсадных колонн (высота подъема цемента за колоннами) и материалы ГИС по определению качества цементирования скважины;

• Меры труб обсадных колонн с указанием толщины стенки, диаметра, марки

(группы прочности) стали;

• Акты на опрессовку обсадных колонн;

• Схемы конструкций скважины;

• Акты на произведенную перфорацию колонны;

• Акт на опрессовку фонтанной арматуры;

• Акт на опрессовку колонной головки;

• Технологические режимы работы скважины;

• Информация о наличии механических примесей;

• Информация о наличии, величине и динамике изменения межколонного давления;

• Акты об осложнениях и авариях;

• Акты по капитальным ремонтам скважины (переобвязка колонн, смена НКТ и т.д.);

• Результаты интерпретации данных ГИС.

4.2 Анализ технического состояния

Цель анализа технического состояния скважин - получение информации о фактическом текущем техническом состоянии скважин, наличии дефектов и негерметичности обсадных колонн, выявление причин и механизмов их возникновения и развития.

4.2.1 Анализ технического состояния обсадных колонн скважин проводится по результатам комплекса геофизических исследований в газовой среде или в заглушенной скважине:

• в газовой среде через НКТ (магнитоимпульсная дефектоскопия, высокочувствительная термометрия, радиоактивный каротаж);

• в заглушенной скважине без НКТ (магнитоимпульсная дефектоскопия,

высокочувствительная термометрия, радиоактивный каротаж, акустическая цементометрия, трубная профилеметрия).

Анализ состояния заколонного пространства включает:

• обнаружение заколонных перетоков флюидов - высокочувствительной термометрией, радиоактивными методами, шумометрией;

• выявление техногенных скоплений газа в вышележащих проницаемых пластах - высокочувствительной термометрией, радиоактивными методами;

• оценку качества сцепления цементного камня с колонной и породой - акустической широкополосной цементометрией.

При осмотре околоскважинной территории определяются наличие поверхностных газопроявлений, просадка грунта.

При выявлении отклонений, обозначенных в п. 4.2.1, скважина считается непригодной для проведения ГТМ по реконструкции забоя.

4.2.2 Газодинамические исследования продуктивных характеристик и межколонных пространств (МКП)

Оценка продуктивных характеристик проводится для определения фактических отклонений эксплуатационных параметров от параметров, зафиксированных проектной документацией (суточная производительность, депрессия/репрессия и других параметров, предусмотренных проектной документацией). Газодинамические исследования проводятся согласно

Р Газпром 086-2010. Выявленные отклонения фактических эксплуатационных показателей от проектных являются обоснованием необходимости проведения ГТМ по реконструкции забоя.

Газодинамические исследования межколонного пространства скважин проводятся согласно СТО Газпром 2-2.3-696-2013. Последовательность проведения ГДИ МКП:

• Регистрируются текущие показания МКД, давления в затрубном и трубном пространствах;

• МКД стравливается до нулевого значения с замером времени стравливания;

• Проводится замер свободного притока газа из МКП;

• Регистрируется кривая восстановления давления (КВД) в МКП;

• По окончании работ результаты фиксируются в техническом акте

выполненных работ.

При выявлении значений МКП, противоречащих требованиям п. 131 ФНИП ОПО ПХГ, скважина считается непригодной для проведения ГТМ по

реконструкции забоя.

4.3 Заключение о пригодности скважины для проведения ГТМ по

реконструкции забоя

4.3.1 В ходе этапа проводится обобщение и анализ результатов технического диагностирования, газодинамических исследований, геофизических

исследований объектов.

Анализ документации включает: 11

• оценку полноты и достоверности информации;

• анализ сведений о проектной и фактической конструкции скважин;

• анализ сведений о технологических режимах работы скважин,

статических и рабочих давлениях, оценке причин отклонений рабочих параметров от утвержденных в технологических режимах;

• изучение и анализ материалов промыслово-геофизических исследований скважин;

• анализ материалов геофизических исследований;

• сбор сведений об осложнениях, отказах в процессе эксплуатации скважин;

• обобщение сведений о проведенных капитальных ремонтах и экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) скважин;

• анализ факторов, снижающих параметры технического состояния и эксплуатационных характеристик скважин.

Изучение условий эксплуатации скважин позволяет определить основные параметры технического состояния, показатели которых по результатам выполненного анализа технического состояния являются основанием для принятия решения о возможности выполнения ГТМ по реконструкции забоя.

• При изучении условий эксплуатации скважин оцениваются:

• изменение конструкции скважины - дело скважины, акты об авариях

в процессе строительства и эксплуатации скважин, геолого-технический наряд, проекты бурения скважин;

• наличие агрессивных (коррозионно-активных) компонентов в пластовых флюидах или закачиваемом газе и присутствие в потоке газа продуктов разрушения пласта-коллектора - текущие составы закачиваемого и извлекаемого газа, текущий контроль за выносом песка и других примесей;

• отклонение фактических показателей эксплуатации -технологические режимы эксплуатации газовых скважин, сводные показатели отбора газа, данные замера давления по скважинам, коррективы технологического проекта ПХГ, технологический проект ПХГ;

• техническое состояние скважин ПХГ после проведения ремонтных работ - акты о текущем и капитальном ремонтах скважин;

• техническое состояние скважин в процессе эксплуатации ПХГ -

результаты геофизических и газодинамических исследований, данные замеров межколонных давлений по скважинам, результаты геохимических газовых съемок.

Основной задачей этапа является выявление потенциальных опасностей для надежной эксплуатации газовых скважин после ГТМ по реконструкции забоя.

Согласно СТО Газпром 2-2.3-056-2006, к потенциально опасным относятся газовые скважины, характеризуемые следующими признаками:

• наличие негерметичности обсадной эксплуатационной колонны вследствие нарушений технологии эксплуатации, повреждения при проведении ремонтных работ или коррозионного износа при длительной эксплуатации под воздействием агрессивной жидкой или газовой среды;

• обнаружены повреждения в виде трещин, сломов, смятий или срезов обсадных колонн в интервалах залегания пород в вечной мерзлоте, в отложениях каменных солей или глин;

• несоответствие параметров эксплуатационной колонны заявленным коррозионностойким и прочностным характеристикам при фактических условиях эксплуатации;

• расположение скважин в зонах с отличительной геоэкологической ситуацией, приведшей к изменение, геоэкологических и радиохимических требований СанПИН и санитарно-защитных зон, мер безопасности и несоответствие мест расположения скважин статусу данных зон.

Далее проводится анализ результатов технического диагностирования и

ГДИ МКП скважин, позволяющих оценить параметры технического состояния скважин, по результатам которых выполняется обоснование принятия решения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации.

Оценка параметров технического состояния проводится на основании данных анализа технической документации, результатов исследования

13

околоскважинной территории и газодинамических исследований МКД, комплексных геофизических исследований, параметров остаточной прочности и остаточного ресурса эксплуатационной колонны скважин.

4.3.2 Проведение расчетов остаточной прочности и остаточного ресурса скважины

На основании результатов ГИС по определению остаточной толщины эксплуатационной колонны (магнитоимпульсная дефектоскопия) проводится расчет параметров остаточной прочности и остаточного ресурса эксплуатационной колонны скважин.

Определение параметров остаточной прочности эксплуатационной колонны скважины проводится согласно требованиям СТО Газпром 2-2.3-1172007. При выявлении критических отклонений скважина считается непригодной для проведения ГТМ по реконструкции забоя.

Определение остаточного ресурса эксплуатационной колонны скважины проводится согласно требованиям СТО Газпром 2-3.2-346-2009. При выявлении критических отклонений скважина считается непригодной для проведения ГТМ по реконструкции забоя.

4.3.3 Оформление заключения по результатам анализа технического состояния и эксплуатационных характеристик

По результатам проведенного анализа технического состояния и эксплуатационных характеристик составляется заключение о пригодности скважин-кандидатов для проведения ГТМ по реконструкции забоя, в котором отражаются все моменты позволяющие/не позволяющие проводить данные работы.

НОРМАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

1. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Закон Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 «О недрах».

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. N 101).

4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа» (Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от «20» ноября 2017 г. N 486).

5. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть I и II / В. И. Маринин, Д. В. Люгай, З. С. Алиев и др. - М.: Р ОАО «Газпром» 086-2010 ООО «Газпром экспо», 2010. - Ч. I 234 с. и Ч. II 320 с.

6. Руководство по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на месторождениях и подземных хранилищах газа. СТО Газпром 2-2.3-696-2013. Утвержден распоряжением ОАО «Газпром» от 16.11.2012 №414.

7. Регламент по проведению экспертизы промышленной безопасности скважин различного назначения подземных хранилищ газа и назначению (продлению) срока их безопасной эксплуатации. СТО Газпром 22.3-056-2006. Утвержден распоряжением ОАО «Газпром» от 14.04.2006 №45.

8. Инструкция по расчету долговечности и остаточного ресурса скважин. СТО Газпром 2-3.2-346-2009. Утвержден распоряжением ОАО «Газпром» от 26.02.2009 №48.