Методы диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений при строительстве скважин на месторождениях и ПХГ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.10, кандидат технических наук Тенн, Рудольф Альфредович

• Тенн, Рудольф Альфредович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Тенн, Рудольф Альфредович

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

В в ед е н и е

1.Состояние изученности проблемы и задачи исследования

1.1.Причины возникновения межколонных флюидопроявле-

ний в газовых скважинах

1.2.Существующие методы предупреждения и ликвидации межколонных флюидопроявлений

1.3. Изученность вопроса диагностирования межколонных флюидопроявлений

1.4.Определение цели и постановка задач исследования

2. Разработка комплексной технологии диагностики

межколонных флюидопроявлений

2.1.Методика газодинамических исследований межколонного пространства скважин

2.1.1. Анализ динамики межколонного давления

2.1 ^.Диагностирование связи межколонного и затруб-

ного пространств

2.1.3. Изучение влияния температурных изменений в скважине на межколонное давление

2.1.4. Определение основных параметров, характеризующих межколонное пространство скважины

2.1.4.1 .Разработка необходимых технических средств

2.1.4.1.1.Сепаратор СГК-1

2.1.4.1.2.Штуцирующее устройство

2.1.4.2.Измерение дебита постоянного притока и определение пустотного объема МКП скважины

2.1.5.Интерпретация кривых восстановления межколонного давления

2.1.6.Диагностирование приустьевых газоперетоков

2.2. Исследование кольцевого пространства скважин

2.2.1 .Определение проводимости кольцевого

пространства

2.2.2. Прогнозирование условий возможных газоперетоков по цементному кольцу

2.2.3. Диагностирующие признаки по результатам физико-химических исследований флюидов

2.2.4. Влияние кислых компонентов межколонного

флюида на состояние каналов цементного кольца

2.3.Контроль за состоянием скважины с межколонными

флюидопроявлениями

2.3.1.Оценка герметичности скважин

2.3.2.Критерии использования скважин с межколонными давлениями

2.3.3. Классификация скважин с межколонными флюидопроявлениями по степени надежности

2.4.Вывод ы

3.Разработка технико-технологических решений по

ликвидации межколонных флюидопроявлений

3.1. Технология ликвидации межколонных проявлений с

использованием пенных систем

3.1.1. Малогабаритный эжектор

3.1.2. Технология ликвидации межколонных давлений

3.2.Повторная герметизация резьбовых соединений эксплуатационной колонны

3.2.1. Стенд для исследования герметиков

3.2.2.Испытание новых герметизирующих составов

3.2.3.Рекомендации по герметизации резьбовых соединений эксплуатационной колонны

3.3.Разработка технологии восстановления герметичности цементного кольца с использованием гидропескоструйной перфорации

3.3.1. Компоновка для гидропескоструйной перфорации

3.3.2.Рекомендации по подбору и приготовлению составов для восстановления герметичности цементного кольца

3.3.3. Методика проведения работ

3.4.Вывод ы

4. Опытно-промышленные испытания

3 а к л ю ч е н и е

Список использованных источников

Приложения

П. 1. Инструкция по проведению исследований скважин с межколонными флюидопроявлениями на месторождениях и ПХГ

П. 2. Акты внедрения выполненных разработок

Перечень сокращений и условных обозначений

АВПД - аномально высокое пластовое давление;

АНПД - аномально низкое пластовое давление;

АКЦ - акустический каротаж цемента;

БР - буровой раствор;

ВРОВ - водорастворенное органическое вещество;

ВУС - вязкоупругий состав;

ГИС - геофизические исследования скважины;

ДТА - дифференциально-термический анализ;

зтп - затрубное пространство;

КВД - кривая восстановления давления;

КРС - капитальный ремонт скважин;

лет - лигносульфонат технический;

мкд - межколонное давление;

мкп - межколонное пространство;

мкп6х9 - межколонное пространство между 168- и 245-мм

колоннами;

МКП9Х12 - межколонное пространство между 245- и 324-мм

колоннами;

МКФП - межколонное флюидопроявление;

нгкм - нефтегазоконденсатное месторождение;

нкт - насосно-компрессорные трубы;

озц - ожидание затвердевания цемента;

пхг - подземное хранилище газа;

пож - пенообразующая жидкость;

снс - статическое напряжение сдвига;

шт

а

Р

Г

8 Р 8 Л

7]

И

£>Р.к /Р1 К х

п р

1 ат

шт

г.ст

р

ж.з

^зтп р

1 кр

-Рмкп

Ри

/

Р мкп Рп

Рп.Д, р

1 пл р

Рр

Ру

Р тп р

пр

ц.р

р

шт

рН

- степень аэрации пены ;

- тангенс угла наклона прямолинейного участка КВД;

- угол раскрытия форсунки, 0 ;

- величина давления прорыва газа при ОЗЦ, МПа ;

- толщина корпусной стенки штуцера, мм ;

- коэффициент расхода сопла эжектора ;

- пропускная способность резьбового соединения,

о

дм /мин • МПа ;

- диаметр штуцера, мм ;

- диаметр радиальных каналов штуцера, мм ;

- площадь сечения сопла эжектора, мм2 ;

- температурный коэффициент изменения давления ;

о л

- проводимость кольцевого пространства, 10" м /МПа- с;

- давление абсолютное атмосферное, 0,101МПа ;

- гидростатическое давление, МПа ;

- давление жидкости затворения цементного раствора, МПа ;

- давление в затрубном пространстве скважины, МПа ;

- давление критическое, МПа;

- давление в МКП скважины, МПа ;

- давление нагнетания, МПа ;

- начальное давление в МКП перед проведением исследований, МПа ;

- давление газожидкостной смеси на выходе из эжектора, МПа ;

- давление предельно допустимое в МКП, МПа ;

- давление пластовое, МПа ;

- давление приведенное, МПа ;

- рабочее давление ПОЖ на входе в эжектор, МПа ;

- давление устьевое, МПа ;

- давление в трубном пространстве скважины, МПа ;

- давление столба цементного раствора, МПа ;

- давление перед штуцером, МПа ;

- водородный показатель ;

ст

з,

I - дебит скважины перед остановкой, тыс. м /сут ;

о

дп п - дебит постоянного притока газа в МКП скважины, м /ч;

Qэ - расход жидкости эжектором, дм3/с ;

Q - дебит газа или воды через резьбовые соединения,

дм3/мин ;

Я - универсальная газовая постоянная ;

- время восстановления МКД ;

^ - время выпуска газа ;

Т - температура, К ;

7н - температура газа в месте негерметичности, К ;

Т7 - температура газа в пласте, К ;

71 - температура критическая, К ;

- температура приведенная, К;

- температура стандартная, 273 К ;

•2

у - объем выпущенного газа, м ;

у - объем выпущенной жидкости, м3 ;

у - пустотный объем МКП, м3 ;

г - коэффициент сверхсжимаемости газа ;

£ - коэффициент сверхсжимаемости газа в месте негер-

метичности ;

2- пд - коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых

условиях ;

п - относительная плотность газа,

у г '

др - перепад давления, МПа ;

АРМКП - изменение межколонного давления, МПа ;

/\р — превышение давления нагнетания ПОЖ над величи-

ной МКД, МПа.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений при строительстве скважин на месторождениях и ПХГ»

Введение

Актуальность работы. При анализе приоритетных направлений развития газовой отрасли видно, что "курс на экономическое, социальное и экологически устойчивое развитие, ответственное отношение к окружающей среде, к ресурсам Земли" [1] не просто программная доктрина Газпрома, а вполне осознанная необходимость принятия срочных мер по совершенствованию комплекса природоохранных мероприятий и повышению надежности скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ).

Практика показывает, что значительное количество газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на месторождениях и ПХГ имеют межколонные флюидопроявления. По мере увеличения продолжительности эксплуатации месторождений количество таких скважин, как правило, возрастает. Так, из всех скважин ОАО "Газпром", находящихся в эксплуатации в 1997 г., 25 - 30 %, а по северным месторождениям даже 50 % составляют скважины с межколонными давлениями (МКД) различной интенсивности [2].

Эксплуатация скважин с межколонными флюидопроявле-ниями сопровождается потерями природного газа. Так, фугитив-ные потери при транспорте составляют 0,2 % от суммарной добычи газа по России. Это означает, что только по этой причине в окружающую среду попадает до 2,0 млрд. м3 метана. Поэтому поставленная перед отраслью задача по снижению потерь газа примерно на 30 % является весьма актуальной в настоящее время [3].

Учитывая важность мероприятий по диагностированию и ликвидации межколонных флюидопроявлений работает созданная в

1988 г. на основе приказа Мингазпрома Центральная комиссия по оценке состояния фонда эксплуатационных скважин, разработке мероприятий по ликвидации МКД и повышению надежности крепления, которая в заключительном акте по итогам обследования современного состояния скважин ПХГ ставит несколько задач, в том числе:

- " ... определить порядок ... контроля за процессом утечек газа, регламентировать принятые условия его допустимых потерь..." ;

- " при проведении мероприятий по ликвидации значительных утечек газа ... считать возможным эксплуатацию ПХГ при наличии МКД";

- "... осуществить корректировку действующих регламентирующих и руководящих документов на сооружение и эксплуатацию скважин на ПХГ".

В связи с этим проблема ликвидации межколонных флюидо-проявлений в скважинах является приоритетной не только для буровых предприятий, но и для всех производственных и научных организаций, осуществляющих проектирование и эксплуатацию месторождений или ПХГ.

Предлагаемые в диссертационной работе разработки позволяют еще на начальной стадии развития межколонных флюидо-проявлений при бурении как после крепления каждой колонны, так и при освоении скважин, устанавливать причины их возникновения и оперативно проводить мероприятия по их ликвидации, что в конечном итоге значительно повышает эффективность работы скважин.

Отраслевая актуальность темы диссертации также подтверждается соответствием ее плану НИР ОАО "Газпром" на 19981999гг. (договор с ОАО "СевКавНИПИгаз" № 64 Г/98.99, задание 1 "Разработать технические и технологические решения, направленные на повышение эффективности строительства скважин").

Цель и задачи исследований. Исходя из анализа изученности проблемы, а также опыта диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений, определены цель и задачи исследований.

Целью данных научных исследований является разработка мероприятий по повышению надежности скважин и охране окружающей среды от загрязнения.

Задачи исследований:

1. Разработать комплексную технологию и необходимое технологическое оборудование для диагностики причин возникновения и контроля за развитием межколонных флюидопроявлений в скважинах.

2. Разработать технико-технологические мероприятия по ликвидации межколонных флюидопроявлений в связи с нарушением герметичности крепи скважин.

Научная новизна. Впервые на основе обобщения результатов промысловых исследований и теоретических изысканий разработана комплексная технология диагностики межколонных флюидопроявлений в скважинах.

Доказана зависимость давления в межколонном пространстве (МКП) от температурных изменений, происходящих в скважине.

Установлены особенности восстановления межколонного давления в зависимости от вида нарушения герметичности межколонного пространства и условий миграции газа и выделены четыре наиболее характерных типа КВД.

Получена формула для определения пустотного объема МКП на основе использования величин дебита постоянного притока и объема выпущенного газа.

Предложен аналитический способ оценки проводимости кольцевого пространства скважин.

Установлено, что наличие в межколонном флюиде сероводо-родсодержащих скважин техногенной воды с рН>8 и твердого осадка является диагностирующим признаком разрушения каналов цементного камня под воздействием "кислых" компонентов пластового газа.

Разработаны новые технические устройства:

- совмещенный с прувером сепаратор со штуцирующим устройством (пат. 2011790 РФ, Е21 В 33/03), используемые при исследовании скважин с межколонными флюидопроявлениями;

- малогабаритный пеногенератор для диагностирования приустьевых перетоков с применением пенных систем;

- малогабаритный эжектор, используемый при ликвидации флюидопроявлений из межколонного пространства.

Решена проблема получения гидравлической связи с флюи-допроводящими каналами в кольцевом пространстве скважин и создания газонепроницаемого экрана в интервале проведения гидропескоструйной перфорации с целью ликвидации негерметичности цементного кольца.

Реализация разработок. Результаты проведенных исследований использовались при проведении работ по диагностированию и ликвидации межколонных флюидопроявлений на скважинах Карачаганакского НГКМ, Северо-Ставропольского , Пес-чано-Уметского, Елшано-Курдюмского и Совхозного ПХГ (1989 - 1998 гг.).

Основные выводы и рекомендации были учтены при разработке отраслевой Программы работ по переводу фонда скважин Канчуринского ПХГ на давление нагнетания 14,7 МПа и использованы при проводке скв. 3 Бойчаровской площади (1998 г.).

Фактический материал и личный вклад. При подготовке диссертации использованы как результаты собственных исследований, так и фактические материалы различных производственных организаций отрасли. Изучены и учтены ранее опубликованные работы по данной проблеме и фондовые материалы СевКав-НИПИгаза.

При непосредственном участии автора разработаны новая концепция диагностирования межколонных флюидопроявлений, а также более совершенные методические подходы и технические устройства для их ликвидации. Исследовано более 100 скважин, отобраны и проанализированы десятки проб флюидов из межколонного пространства скважин.

Для обеспечения практического внедрения выполненных разработок:

- переработана (04.04.96 утв. ОАО "Газпром") ранее действующая "Инструкция по определению условий использования на

подземных хранилищах газа скважин, имеющих межколонные давления" [4];

- разработана (25.03.97 утв. ОАО "Газпром") "Инструкция по проведению исследований скважин с межколонными флюидопро-явлениями на месторождениях и ПХГ" [5];

переработаны (04.06.97 утв. ОАО "Газпром") "Методические указания по оценке герметичности скважин ПХГ, имеющих межколонные давления" [6].

Практическая ценность. Использование предложенных технико-технологических решений по исследованию межколонных флюидопроявлений позволяет оперативно установить их причину и определить комплекс необходимых мероприятий по проведению ремонтно-восстановительных работ.

Применение научно-обоснованных критериев использования и классификация скважин с МКД по степени надежности позволяет улучшить организацию контроля за развитием межколонных флюидопроявлений.

Разработка специальных технических устройств (малогабаритных пеногенератора и эжектора) для использования пен значительно расширяет возможности применения предлагаемой комплексной технологии диагностики межколонных флюидопроявлений и мероприятий по их ликвидации.

Созданный в виде модели скважины специальный стенд впервые дает возможность проводить испытания надпакерных жидкостей и изоляционных композиций для повторной герметизации резьбовых соединений эксплуатационной колонны в условиях, максимально приближенных к скважинным.

Разработанная технология восстановления герметичности цементного кольца в интервале гидропескоструйной перфорации позволяет получить разноуровневые горизонтальные перфорационные щели, которые перекрывают цементное кольцо и горную породу (до 0,2м) по всему периметру, не перерезая при этом колонну полностью, что после закачивания изолирующего состава и проведения последующего исправительного цементирования гарантирует создание непроницаемого экрана. Практическую ценность представляет возможность проведения перфорации и закачки изолирующих составов за одну спуско-подъемную операцию.

Апробация результатов исследований. Основные положения диссертационной работы изложены в 15 опубликованных работах (из них 1 патент) и докладывались на научно-практических семинарах, научно-технических конференциях и отраслевых совещаниях (г.Астрахань, 1991 г.; г. Москва, 1995, 1998 гг.; п. Рыздвяный Ставропольского края, 1997 г.; г. Анапа, 1996, 1997 гг.), а также на производственно-технических совещаниях предприятий газовой отрасли АО "Карачаганакгазпром", П "Югтрансгаз", П "Кавказтрансгаз".

В полном объеме содержание диссертационной работы обсуждено на расширенном заседании кафедры "Бурение нефтяных и газовых скважин" Ставропольского государственного технического университета с участием специалистов ОАО "СевКавНИПИгаз".

Объем работы. Содержание работы изложено на 177 страницах, в том числе на 57 страницах 28 рисунков, 8 таблиц и 119 наименований библиографии.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя, доктора технических наук, профессора, члена-корреспондента РАЕН, академика АГН РФ K.M. Тагирова, а также кандидатов технических наук P.A. Гасумова, В.И. Нифантова, Ю.Н. Луценко, A.A. Перей-ма, которым автор глубоко благодарен. Считаю своим долгом выразить признательность доктору геолого-минералогических наук, члену-корреспонденту РАЕН, академику АГН РФ В.П. Ильченко, кандидатам технических наук Ю.К. Игнатенко, B.C. Славиц-кому, Е.В. Девятову, Ю.А. Пуле, Ю.А. Воропаеву, В.А. Яровому, В.Е.Дубенко и В.Г.Мосиенко, кандидатам геолого-минералогических наук С.А. Варягову, В.А. Гридину, Б.П. Аку-линчеву, а также Е.П. Серебрякову, Д.П. Шустикову и Т.А. Чер-кашиной, оказавших помощь в работе над диссертацией.

Заключение диссертации по теме «Бурение скважин», Тенн, Рудольф Альфредович

3.4. Выводы

В зависимости от причин возникновения МКФП, установленных по результатам газодинамических исследований, предлагаются следующие технико-технологические решения, направленные на ликвидацию данного осложнения.

3.4.1. В скважинах с МКД, имеющих значительный пустотный объем МКП, впервые предложено применять пенные системы с использованием специально разработанного малогабаритного эжектора для блокирования источника притока газа с целью проведения исправительного цементирования.

3.4.2. Разработан стенд, позволяющий в термобарических условиях, максимально приближенным к скважинным, проводить испытания составов для повторной герметизации резьбовых соединений обсадных труб, а также надпакерных жидкостей.

3.4.3. Разработана новая технология восстановления герметичности цементного кольца с использованием гидропескоструйной перфорации для получения гидравлической связи с каналами цементного кольца.

Данные разработки рекомендуются для использования на скважинах с МКД в качестве технико-технологических мероприятий по ликвидации МКФП.

4. Опытно-промышленные испытания

Результаты проведенных исследований использовались при проведении работ по диагностированию и ликвидации межколонных флюидопроявлений на скважинах Карачаганакского НГКМ, Северо-Ставропольского ПХГ, Песчано-Уметского, Елшано-Курдюмского, Совхозного и Канчуринского ПХГ(1989 - 1998 гг.), а также использованы при строительстве скв. 3 Бойчаровской пл. (1998 г.).

В качестве примеров ниже рассмотрены результаты применения выполненных разработок по отдельным скважинам.

4.1. Промысловые исследования на скв. 121 Карачаганакского НГКМ. Утечки газа из МКП за промежуточную колонну могут быть источником его поступления в проницаемые надпродуктив-ные отложения. Давление в техногенном скоплении регистрируется в МКП скважины, в которой происходит переток газа за промежуточную колонну.

Комплексная технология исследований межколонных флюидопроявлений применена на скв. 121 Карачаганакского НГКМ, МКД в которой составляло 25 МПа. В ходе исследований в составе межколонного флюида определена техногенная вода с рН=12, сероводород и твердый осадок. Содержание сероводорода и меру каптанов составило соответственно 0,004 и 0,02 г/м [93].

Сделан вывод о негерметичности цементного кольца, рекомендованы работы по его восстановлению.

В течение года скважина была заглушена. Последующие исследования в заглушённой скважине показали, что давление в МКП колеблется в пределах 2,5 - 4,2 МПа. Динамика МКД (рис. 4.1) соответствует характеру поведения КВД IV типа (см. подраздел 2.1.5. диссертации) на заключительном участке.

На основании этого сделан вывод о негерметичности внешней колонны. Так как пласт на момент исследований был заглушён, сделан вывод о наличии собственного газонасыщенного источника, оказывающего влияние на величину МКД.

Для исключения загрязнения окружающей среды рекомендовано бурение разгрузочной скв. 121 р-р.

Динамика МКД в заглушённой скв. 121 Карачаганакского НГКМ

Рис. 4.1

Обнаружение техногенного скопления газа на глубине 390 м в результате бурения разгрузочной скважины подтвердило правильность сделанных выводов и действенность примененной комплексной технологии исследований межколонных флюидопрояв-лений (см. гл. 2 данной работы).

4.2. Промысловые исследования на скв.32-бис Елшано-Курдюмского ПХГ

В процессе регистрации восстановления давления в МКП отмечался непостоянный приток газа, обусловивший скачкообразный характер кривой с резким набором давления. Фактически / процесс восстановления давления в МКПбх9 до величины Рмгаъ близкого к давлению в ЗТП, продолжался 15 ч (рис.4.2). В

МКП9х12 наличие избыточного давления не отмечено.

В ходе исследований нами сделан вывод, что источник поступления газа в МКП расположен в устьевой части скважины и связан с негерметичностью уплотнения колонной головки, а горизонтальные участки КВД отражают лишь временную герметичность резиновых уплотнений.

КВД в МКП6х9 скв. 32-бис Елшано-Курдюмского ПХГ июль 1995 г.)

ЛМПа

6 4 2 О

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 £, ч Рис.4.2

После рекомендованной нами замены уплотнений устьевого пакера МКД отсутствует.

4.3. Промысловые исследования скв. 202 Канчуринского ПХГ по разработанной методике проведены с целью определения причин МКФП.

Впервые давление в МКПбхю отмечено в 1982г. (3 МПа), а появление воды в межколонном флюиде зарегистрировано в 1997г.

1 / 1

1 !

Г 1

В ходе исследований по разработанной методике (май, сентябрь 1998 г.) в связи с увеличением Рпя на 0,7 МПа отмечено увеличение РМкп ( с 0,66 до 0,85 МПа) и дебита постоянного притока межколонного газа (с 3,23 до 4,9 м3/сут). Дебит воды из МКП не изменялся и составил в обоих случаях 0,22 м /сут.

Величина газового фактора для пластовых условий ( Р= 13 МПа, Т=25°С ), рассчитанная по методике А.Ю. На

Э л миота (1991г.), составляет 1,76 м /м , что на порядок меньше соотношения дебитов воды и газа из МКПбхкъ значение которого

3 3 достигает 14,7 м /м . Это свидетельствует о поступлении в МКПбхю свободного газа, который по составу близок к пластовому.

На основе гидрохимического анализа установлено, что вода из МКП6 х10 поступает не из пласта-хранилища, а принадлежит к надсо-левым отложениям.

Учитывая такие особенности конструкции скважины (рис.4.3), как недоподъем цемента за 168-мм колонной на 353 м от устья и на 26 м до башмака 273-мм колонны, можно предположить, что происходит переток газа из МКПбХю в водоносный пласт под башмак 273-мм колонны.

Конструкция скв.202 Канчуринского ПХГ

377-мм 273-мм 16 8-мм

Рис.4.3

Разновременные КВД (рис.4.4) идентичны и характерны для случая движения флюида по цементному кольцу (III тип).

В связи с выходом воды из МКПбхЮ скважину по степени надежности необходимо отнести ко II классу и провести капитальный ремонт.

Рекомендации по дальнейшим работам. При проведении КРС представляется удобный случай для определения путей поступления газа в водоносный пласт, применяя метод перекрытия канала перетока [6], где в качестве вязкой жидкости используется жидкость глушения.

Разновременные КВД в скв. 202 Канчуринского ПХГ

Р ,МПа г-0,8 ■ 0,7 1 0,6 0,5 • 0,4 0,3 0,2

ОД

0 г

20 40 60 80 100 120 t,4

1. КВД от 23.05.98г.;

2. КВД от 30.09.98г.

Рис.4.4

Для проведения работ по установлению причин МКД необходимо оборудовать факельную линию прувером и во время глушения определить объем закачиваемой агрегатом жидкости, а также скорость опускания жидкости до башмака НКТ. Одновременно следует фиксировать дебит воды и газа в МКП.

Если во время движения жидкости глушения до забоя прекратится выход флюидов из МКП, то можно предположить наличие негерметичности резьбовых соединений эксплуатационной колонны. По времени начала изменений в МКП можно определить интервал негерметичности [6].

Если выход флюидов из МКП прекратится после глушения, то вероятной причиной МКД является негерметичность цементного кольца (при отсутствии изменений в МКП во время глушения, в противном случае возможными причинами МКД могут являться и негерметичное цементное кольцо и резьбовые соединения).

В случае, когда после глушения скважины выход флюидов продолжается, можно считать, что возникновение МКД связано с влиянием другой скважины.

При установленной негерметичности эксплуатационной колонны изоляцию ЗТП целесообразно производить с помощью установки пакера и использования надпакерной жидкости. Наличие МКД при заполненном надпакерной жидкостью ЗТП говорит о связи МКП с продуктивным пластом или с другой залежью.

В случае возникновения МКД после установки пакера и заполнения ЗТП надпакерной жидкостью предполагаемым источником негерметичности является цементное кольцо.

При проведении ремонтных работ установлено, что поступление газа в надсолевой водоносный пласт обусловлено негерметичностью резьбовых соединений в интервале 340 - 370 м. После установки забойного пакера и заполнения ЗТП надпакерной жидкостью межколонные флюидопроявления отсутствуют.

4.4. Исследование межколонных проявлений бурящейся параметрической скв. 3 Бойчаровской пл. При исследовании скважины оценено текущее состояние межколонных пространств, сделан вывод, что миграция газа происходит по каналам в цементном камне МКП6х9, и выданы рекомендации по ликвидации негерметичности цементного кольца [119].

С целью выяснения наличия отложений нефтекумской свиты и перспектив ее нефтегазоносности в пределах Арзгирской впадины Ставропольского края скв. 3 Бойчаровской площади была выведена из ликвидационного фонда. При этом установлено наличие межколонных давлений.

До проведения исследований скважина находилась в ожидании разбуривания цементного моста на глубине 3985 м. Цементный мост разбурен в интервале 3406 -3540 м. Проводились ежедневные промывки ствола скважины глинистым раствором плотностью 1770 - 1780 кг/м с вымывом газовых пачек. Давление в МКП7Х9 составляло 6,2 МПа.

С целью определения дебита постоянного притока газа и пустотного объема межколонного пространства согласно методике [5] при начальном давлении в МКПуХ95 равном 6,2 МПа, был осуществлен выпуск газа из МКП через сепаратор и газовый счетчик. Состав пробы газа, отобранного в процессе исследований, приведен ниже (табл.4.1).

Газ с повышенным содержанием С2 - С5 , характерный для попутного газа, отобранный из МКПуХ9; идентичен газу, отобранному в 1988 г. во время испытания пластов в интервалах 4080 - 4092; 4075 - 4102 и 4178 - 4209 м.

Заключение

При использовании собственного методологического подхода к исследованию скважин с межколонными давлениями автором на основе фактических данных, полученных на газоконденсатных месторождениях и ПХГ, предложено новое решение актуальной проблемы по диагностированию причин и ликвидации межколонных флюидопроявлений, а также подготовлена соответствующая инструктивно-методическая документация по внедрению выполненных разработок.

1. Разработана комплексная технология диагностики причин возникновения и контроля за развитием межколонных флюидопроявлений в скважинах.

1.1. Установлено, что на основе анализа динамики межколонного давления и исследования связи межколонного и затруб-ного пространств можно определить причину флюидопроявлений и оценить герметичность МКП скважины.

1.2. Дана формула расчета коэффициента изменения давления в межколонном пространстве при температурных колебаниях, предложен аналитический способ определения пустотного объема межколонного пространства и приведена расчетная формула определения проводимости цементного кольца для сравнительной оценки состояния крепи во времени.

1.3. Разработан совмещенный с прувером сепаратор с наличием штуцирующего устройства (а.с. 2011790 РФ, Е21В 33/03), обеспечивающий защиту газового счетчика от влияния жидкости, отбор проб межколонных флюидов, замер практически любого дебита газа из МКП, а также снижение давления перед газовым счетчиком.

1.4. Выявлено четыре наиболее характерных типа КВД в межколонном пространстве, характеризующих различные причины возникновения флюидопроявлений.

1.5. Разработан специальный малогабаритный пеногенера-тор, позволяющий определять наличие приустьевых газоперетоков с использованием пенных систем.

1.6. Для установления причин каналообразования в цементном камне предложен графический метод прогнозирования условий возникновения газопроявлений в МКП на стадии строительства скважины, подтверждающий информацию о негерметичности цементного камня, полученную другими методами.

1.7. По таким диагностирующим показателям, как наличие в межколонном флюиде сероводородсодержащих скважин техногенной воды (pH > 8), меркаптанов, сероводорода и твердого осадка, можно установить причину межколонных флюидопроявлений и охарактеризовать состояние и степень разрушения каналов цементного камня под воздействием "кислых" компонентов пластового газа.

1.8. Определены критерии использования и дана классификация скважин с межколонными флюидопроявлениями по степени надежности, на основе которых принимается решение о дальнейшей эксплуатации скважины или переводе её в капитальный ремонт, а также организуется систематический контроль за состоянием МКД.

2. Разработаны новые технико-технологические решения по ликвидации межколонных флюидопроявлений.

2.1. Предложен способ ликвидации межколонных давлений с использованием пены и специально разработанного малогабаритного эжектора для её нагнетания в межколонное пространство, имеющее значительный пустотный объем, и проведения исправительного цементирования.

2.2. Создан специальный стенд, впервые позволяющий в условиях, максимально приближенных к скважинным, экспериментально исследовать новые надпакерные жидкости и составы для повторной герметизации резьбовых соединений эксплуатационной колонны.

2.3. Разработана новая технология восстановления герметичности цементного кольца в интервале гидропескоструйной перфорации, обеспечивающей получение гидравлической связи с каналами кольцевого пространства для закачивания кольматационно-изолирующего состава.

3. Для обеспечения практического внедрения выполненных разработок при участии соискателя:

- разработана (25.03.97 утв. ОАО "Газпром") "Инструкция по проведению исследований скважин с межколонными флюидопро-явлениями на месторождениях и ПХГ" [5];

- переработана (04.04.96 утв. ОАО "Газпром") ранее действующая "Инструкция по определению условий использования на подземных хранилищах газа скважин, имеющих межколонные давления" [4]; переработаны (04.06.97 утв. ОАО "Газпром") "Методические указания по оценке герметичности скважин ПХГ, имеющих межколонные давления" [6].

Комплексное применение предлагаемых разработок позволяет выявлять причины и ликвидировать межколонные флюидопро-явления, что обеспечивает эксплуатационную надежность скважин и способствует защите окружающей среды от загрязнения.

На защиту выносятся следующие основные положения :

1. Новые технико-технологические решения по диагностированию межколонных флюидопроявлений:

- комплексная технология диагностики межколонных флюидопроявлений на скважинах месторождений и ПХГ;

- специально разработанные технические устройства, в том числе совмещенный с прувером сепаратор СГК-1 со штуцирую-щим устройством (пат. 2011790 РФ, Е 21 В 33/03) и малогабаритный пеногенератор.

2. Новые технико-технологические решения по ликвидации МКД:

- технология ликвидации межколонных флюидопроявлений с использованием пенных систем и специально разработанного малогабаритного эжектора;

- новая технология восстановления герметичности цементного кольца с использованием гидропескоструйной перфорации для получения гидравлической связи с флюидопроводящими каналами в кольцевом пространстве и проведения изоляционных работ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Тенн, Рудольф Альфредович, 1999 год

Список использованных источников

1. Охрана окружающей среды : Отчет - 96 / РАО "Газпром"; ЭАЦ "Газпрома". - М., 1997. - 32 с.

2. Пономарев В.А., Кучеров Г.Г., Новиков В.И. Система контроля и управления качеством строительства скважин // Газовая промышленность. - 1997. - № 9. - С. 49 - 50.

3. Бордюгов Г.А. Метод полнообъемного измерения утечек природного газа // Газовая промышленность. - 1997.- № 3. - С.59 -61 и 1997. - № 10.-С.73 -76.

4. Инструкция по определению условий использования на подземных хранилищах газа скважин, имеющих межколонные давления / РАО "Газпром", СевКавНИПИгаз ; Сост. : А.Е. Арутюнов, Г.И. Либерман, С.И. Стражгородский, K.M. Тагиров, Р.А.Тенн , Г.А. Шалимова. - М., 1995. - 12 с.

5. Инструкция по проведению исследований скважин с межколонными флюидопроявлениями на месторождениях и ПХГ / РАО "Газпром", СевКавНИПИгаз ; Сост. : K.M. Тагиров, Р.А.Тенн , Е.П Серебряков, А.Е.Арутюнов . - М., 1997. - 25 с.

6. Методические указания по оценке герметичности скважин ПХГ, имеющих межколонные давления / ВНИИгаз, СевКавНИПИгаз; Сост.:А.Е. Арутюнов, P.A. Тенн, Е.П Серебряков, В.П. Каза-рян, С.Н. Стражгородский, Г.А. Шалимова . - М., 1997. - 17 с.

7.Газопроявления в скважинах и борьба с ними / А.И.Булатов, В.И. Рябченко, И.А. Сибирко, H.A. Сидоров. - М.: Недра, 1969,-С. 63 - 144.

8. Булатов А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефте-проявлений // Газовая промышленность. - 1963. - № 12. - С. 24-27.

9. Мамаджанов У.Д., Халфин В.Е. Затрубные проявления газа // Нефтяное хозяйство. - 1963. - № 1.- С. 22 - 24.

10. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. - М. : Гостоптехиздат, 1963. - 212 с.

11. Сеид-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. - Баку: Азернефть, 1963. - 337 с.

12. Летченко В.К. Затрубные выбросы после цементирования обсадных колонн // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1954. - №8. - С. 28 - 30.

13. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины / Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Без-нер, Д.К. Толпе // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1980. -№ 10. - С. 8 - 17.

14. Качество цементирования горизонтальных скважин на Кущевском ПХГ/ Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Г.А.Еремин, С.В.Логвиненко, П.П.Макаренко, А.Я.Петерсон, Л.Б.Хусид // Газовая промышленность. - 1997. - №10. - С. 22 - 23.

15. Малеванский В.Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и га-зоконденсатных месторождений. - М. : Недра, 1964. - 64 с.

16. Сидоров H.A., Ковтун Г.А. Осложнения при бурении скважин. - М. : Гостоптехиздат, 1959. - 83 с.

17. Гайворонский A.A., Цыбин A.A. Крепление скважин и разобщение пластов. - Л. : Техническая книга, 1980. - 367 с.

18. Каморин B.K. О природе межтрубных газо-, водо-, и нефтепроявлений // Газовая промышленность. - 1966. - № 7. -С.17-19.

19. Крейтер А.И. О состоянии бурения скважин на газокон-денсатных месторождениях западного и южного Узбекистана // Бурение скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях: Сб. трудов. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 101 - 103.

20. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения // Бурение : РНТС ВНИИОЭНГа. - 1964. - №2. - С. 16 - 19.

21. Куксов А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин // Техника и технология бурения скважин : ОИ ВНИИОЭНГа - 1988. - № 9. - 68 с.

22. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. - М. : Недра, 1983. - 255 с.

23. Обоснование предельно допустимого межколонного давления при эксплуатации скважин Уренгойского и Ямбургского месторождений / НПО "Тюменгазпром", ТюменНИИгипрогаз; Сост.: A.B. Кустышев, Т.И. Чижова, Л.И. Кузмич, Г.Д. Шеле-гова. - Тюмень, 1988. - 33 с.

24. Гусейнов Ф.А., Расулов А.И. Повышение эффективности капитального ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ОИ ВНИИЭгазпрома. - М., 1989. - 35 с.

25. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С. Повышение качества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождений севера Тюменской области. -М.: ИРЦ Газпрома, - 1993. - 43 с.

26. Кадыров Ю.Т. Исследование факторов, влияющих на разобщение пластов нефтяных и газовых скважин в различных геолого-технических условиях: Автореферат дис. канд.техн.наук. -Уфа, 1981. - С.24.

27. Григорян Н.Г. Эффективность вскрытия пласта перфорацией в зависимости от типа бурового раствора // Нефтяное хозяйство. - 1983. - № п.- с. 23 - 25.

28. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин, В.Ф.Шипица, А.Я. Петерсон, С.П. Бабарыкин // Газовая промышленность. - 1995. - №10. - С. 9 - 10.

29. Кирпиченко Б.И. Кучернюк В.Д., Прямов П.А. Применение современных методов контроля за качеством цементирования обсадных колонн в районах Башкирии // Нефтяное хозяйство. -1971. - № 10. - С. 22 - 23.

30. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. - М.: Недра, 1997. - 226 с.

31. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонт-но -изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981. - 232 с.

32. Сидоров И. А. Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах // Бурение: ТНТО ВНИИОЭНГа. - М., 1972. - 95 с.

33. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев Е.М. Проектирование конструкции скважин.- М.: Недра, 1979. - 280 с.

34. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин / А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов и др.; Под ред. А.И.Булатова. - 2-е изд. перераб. -М.: Недра, 1981. - 240 с.

35. Matthews S.M., Copeland J.С. Controlling annular gas flow in deep wells // Drilling. - 1987. - Vol. 48, N 2,- P. 28 - 29. Борьба с перетоками газа в затрубном пространстве глубоких скважин //Техника и технология бурения скважин: ЭИ. Зарубежный опыт. 1988. - №7.

36.. Sutton D.I, Sabins F., Paul R. Annular gas flow theory and prevention Methods described // Oil & G.J. - 1984. - Vol. 82, № 50. -P. 84 - 92.

37. Ратинов В.Б., Розенберг Т.И. Добавки в бетон. - М.: Стройиздат, 1988.- 210 с.

38. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987.

- 216 с.

39. Кузнецов Ю.С. Технология и вибрационная техника для крепления скважин в сложных геологических условиях // Бурение нефтяных и газовых скважин: Межвузовский науч.-тематич. сб. -Уфа, 1980.- Вып.7.

40. Рахимкулов Р.Ш., Янгиров И.З. Повышение качества цементирования эксплуатационных колонн с использованием виброволнового поля // Сб. научн. трудов БашНИПИнефти. - 1989.

- №10. - С. 5 - 15.

41. Ковязин Н.И., Исмагилов И.З. Разработка требований к источнику виброволнового воздействия для повышения качества разобщения пластов / Тезисы докл. научн. - практ. конфер. "Проблема НТП в строительстве глубоких скважин в Западной Сибири". - Тюмень, 1990.- С. 25 - 26.

42. A.c. 1362116,СССР , Е 21 В 33/13. Устройство для вибрационной обработки цементного раствора / Р.А.Гасумов, P.A. Аб-дуладзе, P.C. Яремийчук, JI.B. Чорненька. - ДСП, 1989.

43. Cooke C.E.,.Gonsalez О.J., Droussard DJ. Primary cementing impormant by casing vibration during cement curing time // SPE Production Engineering. - 1989. - VIII. - P. 339 - 345.

44. Аракелян A.A., Гень О.П., Рябова Л.И. Замедлитель схватывания тампонажных растворов // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: НТИС ВНИИОЭНГа. - 1982. - Вып. 4. - С. 34- 35.

45. Булатов А.И., Уханов Р.Ф., Давыдов И.М. Вопросы повышения качества цементирования скважин. - М. : Недра, 1983.

- 255 с.

46. A.c. 154953 СССР, Е 21 В 33/14. Способ обратного цементирования скважин / P.A. Абдуладзе, P.A. Гасумов и др. -ДСП, 1990.

47. Prentice Ch. M. Maximim lood' casingdesign. - JPT. - 1970.

- VII, Vol.22, № 7.- P. 274 - 281.

48. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. - М. : Недра, 1990. - 409 с.

49. Пат.2058923. RU. В 65 G 5/00. Способ крепления скважин подземных хранилищ газа / Е.П. Майдан, О.Н. Мацькив, Б.Т.Буняк и др.- Опубл. 27.04.96, БИ № 12.

50. Номикосов Ю.П. Влияние скорости потока глинистого раствора на водопроницаемость и толщину глинистой корки // Нефтяное хозяйство. - 1962. - № 9. - С. 10 - 16.

51. Сибирко А.И. Исследование некоторых причин возникновения газопроявлений после цементирования скважин: Автореферат дисс. канд. техн. наук.- М., 1973.-22с.

52. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин // Бурение: НТО ВНИИОЭНГа. -М., 1969.-15-17с.

53. Ломоносов В.В. Совершенствование комплекса мероприятий технологии цементирования скважин на ПХГ // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: НТО ВНИИЭгазпрома. - М., 1977. - 44 с.

54. Обморышев K.M., Разживин А.Г Тензометрический контроль за давлением при перфорации колонны в интервале испытания нефтегазоносных объектов // Бурение, промывка и испытание скважин в сложных геологических условиях: Сб. научн. трудов ВНИГНИ. - М., 1989.- С. 144 - 149.

55. Жиденко Г.Г. Пути решения проблемы герметичности эксплуатационных скважин Астраханского месторождения // Проблемы экологически безопасных технологий разведки, разработки и эксплуатации глубокопогруженных месторождений со сложным составом пластовой смеси: Техноген - 2: Тез. докл. научн.-техн.конф. (8-12 октября 1991г.) / АстраханьНИПИгаз, ГПУ "Астраханьгазпрома". - Астрахань, 1991. - С.31 - 32.

56. Восстановление герметичности резьбовых соединений обсадных колонн в скважинах / В.М.Горбачев, Л.В.Павельчак, С.В.Усов, В.А.Шумилов // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: НТС ВНИИОЭНГа . - 1985. - Вып.9. - С.45 - 47.

57. Егурцов H.A. Методы выявления причин и способы ликвидации межколонных газопроявлений на скважинах ПХГ Совхозное // Транспорт и хранение газа: ЭИ ВНИИЭгазпрома: Отечественный опыт. - 1991.- Вып. 2. - С. 10 - 14.

58. Семенов О.Г., Солдаткин Г.И. Опыт обнаружения и ликвидации межпластовых перетоков газа при создании и эксплуатации газохранилищ в водоносных пластах // Транспорт и хранение газа: НТО ВНИИЭгазпрома. - М., 1974. - 33 с.

59. A.c. 1283352 СССР, Е 21 В 33/03. Восстановление герметичности резьбовых соединений обсадных колонн / Я. С. Коцкулич, Я.С. Билецкий, Б.И. Вовкив, М.С. Билецкий // БИ. - 1987.- №2.

60. Бережной А.И., Коваленко В.Д., Езлова JI.A. Метод восстановления герметичности скважин // Газовая промышленность. - 1986,- №1. - С.12-13.

61.Бережной А.И., Марчук В.В., Кочулин А.П. Технология уплотнения эксплуатационных колонн газовых скважин // Бурение, промывка и исследование скважин в сложных геологических условиях: Сб. научн. трудов ВНИГНИ. - 1989. - С. 27 - 32.

62. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Димитров И.Е. Ликвидация межколонных газопроявлений в скважинах Уренгойского и Ям-бургского месторождений // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: НТС ИРЦ "Газпрома". -1995. - № 5 - 6,- С. 8 - 15.

63. Аветисов А..Г. Кошелев А..Г. Крылов В.И. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1981.- 215 с.

64. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ : Утв. РАО "Газпром" 18.07.97 / АстраханьНИПИгаз, ГПУ "Астраханьгазпрома"; Сост. Ю.И. Круглов, В.В. Елфимов, В.Г. Тихонов.- М., 1997.- 67с.

65. Кучеровский В.М., Поп Г.С. Анализ эффективности восстановления герметичности скважин на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и шельфе: НТС "Газпрома". - 1996,- № 3 - С. 7 - 12.

66. Ярмола В.Д., Керимов А.-Г.Г., Марков О.Н. Возможности выявления мест негерметичности обсадных колонн на СевероСтавропольской площади // Техника и технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научных трудов ВНИИ-газа.- М., 1990.- С. 97-100.

67. Горбачев В.Ф., Ильин А.Ф., Алексеев В.Г. Контроль за возможными перетоками газа и формированием техногенных залежей в надпродуктивной толще Астраханского месторождения // Опытно-промышленная эксплуатация Астраханского и Карачага-накского месторождений. - М.: ВНИИгаз, 1989.- С. 99 -105.

68. Особенности диагностики нарушения герметичности скважин / В.Е. Карачинский, И.С. Немировский, В.П. Поликарпов, М.Н. Середа // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений: Экспресс-информация ВНИИОЭНГа. - 1990. - №2. - С. 5 - 9.

69. Шеберстов Е.В., Ефимова P.B. Математическое моделирование межколонных перетоков // Строительство газовых и газо-конденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза.- М., 1992.-С. 29 - 34.

70. Петраков Ю.И., Мартынова М.А. Обработка результатов исследований состояния межколонного пространства скважин // Техника и технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза.- М.,1990. - С. 88 - 91.

71. Ильяев В.И., Петраков Ю.И. Определение условий вертикальной заколонной миграции газа // Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза. - М., 1991. - С. 66 - 69.

72. Исследование межколонных газопроявлений в газовых и газоконденсатных скважинах / K.M. Тагиров, В.И. Ильяев, Р.А.Тенн, В.В. Каданцев // Техника и технология строительства газовых и газоконденсатных скважин : Сб. научн. трудов ВНИИ-газа. - М.., 1990. - С. 101 - 108.

73. Исследование межколонных газопроявлений на примере Северо - Ставропольского ПХГ / K.M. Тагиров, A.B. Осипов, Р.А.Тенн, Е.П. Серебряков, В.И. Беленко // Строительство газовых и газоконденсатных скважин : Сб. научн. трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаз. - М. , 1995. - С. 57 - 62.

74. Методика комплексных промысловых исследований межколонных газопроявлений / K.M. Тагиров, P.A. Тенн, Е.П. Серебряков, В.И. Шамшин, А.К. Просвирнин // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза. - М., 1996.- С. 130 - 140.

75. Инструкция по комплексному исследованию газовых и га-зоконденсатных пластов и скважин / Мингазпром, ВНИИгаз; Под общ. ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева, - М.: Недра, 1980. - 301 с.

76. Влияние температурных изменений на межколонное давление скважины / Р.А.Тенн, Е.П. Серебряков, Д.А.Удодов, Д.П.Шустиков // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. - М. 1997.- С. 87 - 90.

77. Пат. 2011790 РФ, Е 21 В 33/03. Штуцирующее устройство / P.A. Тенн . - Опубл. 30.04.94, Бюл. № 8.

78. Методики обработки результатов динамических исследований межколонных проявлений/ Ю.В.Рубцова, А.И. Ефремов, В.В. Басенко, E.H. Рылов // Проблемы экологически безопасных технологий разведки, разработки и эксплуатации глубокопогру-женных месторождений со сложным составом пластовой смеси: Техноген - 2: Тез. докл. научн.-техн. конференции (8 - 12 октября 1991г.) / АстраханьНИПИгаз, ГПУ ГП "Астраханьгазпром". -Астрахань, 1991.- С. 41 - 42.

79. Инструкция по определению условий использования на подземных хранилищах газа скважин, имеющих межколонные давления: Утв. "Газпромом" 27.12.89 / "Газпром", СевКавНИИгаз; Сост.: С.Н. Горонович, В.Д. Малеванский, A.B. Мнацаканов, Ю.А. Лексуков, A.A. Рябоконь, С.И. Стражгородский, K.M. Таги-ров, Г.А.Шалимов, В.Д. Ярмола. - М., 1989. - 12 с.

80. Технология глубинных нефтегазопоисковых гидрогеологических исследований/ В.П.Ильченко, Б.П.Акулинчев, Ю.Г.Гирин, A.A. Темиров и др. -М.: Недра, 1992,- 173 с.

81. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. // Струйные аппараты. - М.: Энергия, 1973. - 302 с.

82. Гидрохимический метод диагностирования межколонных флюидопроявлений / В.И. Ильяев, Е.П. Серебряков, P.A. Тенн, В.П. Ильченко // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. трудов ВНИИгаза.- М., 1992. - С. 48 - 50.

83 Серебряков Е.П.,. Тенн P.A., Удодов Д.А. Физико-химические исследования флюидов межколонного пространства скважин // Тез. докл. Первой региональной научн.- техн. конференции / СтГТУ. - Ставрополь, 1997. - С. 88 - 89.

84. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. - М. : Недра, 1976. - 291 с.

85. Коррозия тампонажного камня в скважинах / Ю.М. Ба-сарыгин, В.Ф.Будников, А.И.Булатов, Г.А.Еремин, С.В. Логви-ненко, П.П.Макаренко / Газовая промышленность. - 1997. -№10.- С. 56 - 58.

86. К вопросу о состоянии межколонного пространства се-роводородсодержащих скважин / В.И. Ильяев, A.A. Перейма, Р.А.Тенн , В.П. Ильченко // Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин : Сб. научн. трудов ВНИИгаза.- М., 1991.- С. 51 - 56.

87. Бабушкин З.И., Матвеев Г.М., Мчедлов-Петросян О.П. Термодинамика силикатов.- М.: Госстройиздат, 1972.- 351 с.

88. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности М.: Госгортехнадзор, 1998. - 122 с.

89. Никаноров А.М., Трунов Н.М., Тарасов М.Г., Варягов С.А. Технология применения флюоресцентных трассеров-маркеров в

нефтегазовом производстве. // Тез. докл. Первой региональной на-учн.-техн. конференции: - Ставрополь: СтГТУ, 1997. - С. 88 - 89.

90. Ильяев В.П., Каданцев В.В., Тенн P.A. / Прогнозирование возможных техногенных нарушений недр при разработке га-зоконденсатных месторождений // Тез. докл. научн.-техн. конференции "Проблемы экологически безопасных технологий разведки " : Техноген - 2; г. Астрахань, 8-12 окт. 1996г. / АстраханьНИ-ПИгаз. - Астрахань, 1991. - С. 12 - 13.

91. Тенн P.A., Серебряков Е.П. Прогнозирование возможных техногенных изменений геологической среды при разработке газоконденсатных месторождений // Проблемы развития газодобывающей и газотранспортной систем отрасли и их роль в энергетике северо-западного региона России : Тез. докл. на конференции ; г.Ухта, 18-20 апреля 1995 г. - Ухта , 1995 .-С. 95-96.

92. Ильченко В.П., Тенн P.A., Серебряков Е.П. Прогнозирование развития техногенных процессов в межколонном пространстве газовых скважин // Материалы докладов школы-семинара "Эколого-гидрогеологические и гидрогеологические исследования природно-техногенных систем в районах газовых и газоконденсатных месторождений"; Астрахань, июнь - июль 1998 г. / ИРЦ "Газпрома." - М. , 1998. - С. 197 - 200.

93.Тагиров K.M., Ильяев В.И., Тенн P.A. К вопросу техногенных газопроявлений на Карачаганакском ГКМ // Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин : Сб. научн. трудов ВНИИгаза . - М. , 1991. - С. 74 - 78.

94. Временная инструкция по освоению газовых и газоконденсатных скважин пенами: Утв. Мингазпром 31.03.77 / Мингаз-пром, СевКаВНИИгаз. - Ставрополь, 1977. - 27 с.

95. Рошак И.И., Городивский A.B. Характеристики жидкостно-газового эжектора // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 6. - С. 54 - 56.

96. Солдатов A.M., Тимофеев А.И., Сокоров Н.В. Расчеты высоконапорного жидкостно-газового эжектора для приготовления двухфазных смесей // Нефтепромысловое дело. Сер. Бурение нефтяных и газовых скважин, добыча нефти.- (Куйбышев).- 1975.

- Вып. 2. - С. 143 - 149.

97. Тагиров K.M., Корчагин В.В., Нежин Ю.Ш. Определение коэффициента аэрации при глушении газовых скважин // Газовая промышленность, 1980.- № 6. - с. 26 - 27.

98. Гасумов P.A., Тенн P.A., Серебряков Е.П. К вопросу предупреждения и ликвидации межколонных газопроявлений // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. - М. , 1997. - С. 43 - 49.

99. Тенн P.A., Шустиков Д.П. Ликвидация межколонных флюидопроявлений на основании интерпретации результатов газодинамических исследований / Докл. научн.-практ. семинара "Состояние и основные направления совершенствования системы газодинамических исследований скважин ПХГ" / ИРЦ "Газпрома".

- М.,- 1998. - С. 25 - 30.

100. Даниелян A.A. Оборудование устья и обсадные трубы для газовых скважин // Бурение скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях. - М. : Гостоптехиздат, 1962. - С. 117 - 125.

101. Мамедов A.A. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения. - М. : Недра, 1974,- 199 с.

102. Влияние осадка горных пород на подземные сооружения при извлечении флюидов из продуктивных пластов / Н.В.Черский, В.Н.Виноградов, Г.Г.Жиденко, В.В. Савченко, Н.К.Тупысев // Докл. АН СССР,- 1988.- Т.302. - № 2. - С. 413 - 416.

103. Дон. Н.С. и др. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. - М.: Недра, 1973. - 139 с.

104. A.c. 2019675 РФ, Е 21 В 17/00, G 01 3/12: Стенд для исследования резьбовых соединений труб нефтяного сортамента / ИФИНГ, Авт. Я.С.Коцкулич, Н.В. Сенюшкович, Б.А. Тершак, Я.С.Билецкий и др. - Опубл. 15.09.94, БИ № 17 .

105. A.c. 1174558 СССР, Е 21 В 41/00, G 01 3/12. Стенд для испытаний нефтепромысловых труб и их соединений / ВНИИБТ, Авт. В.Н. Жаров, Н.Д. Щербюк, В.М. Ющук, Н.В. Якубовский.-Опубл. 23.08.85, БИ № 31.

106. Результаты исследований герметиков для резьбовых соединений / Т.Ш.Вагина, А.А.Гаврилов, С.В.Долгов, Р.А.Гасумов, А.Ф.Морох, Д.А.Аронович // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. - М., 1995. - С. - 62 - 65.

107. Ильяев В.И., Серебряков Е.П., Тенн P.A. Стендовые испытания герметизирующих составов для устранения перетоков газа через резьбовые соединения // Строительство газовых и газоконденсатных скважин : Сб. научн. трудов ВНИИгаза. - М. , 1992. - С. 50 - 54.

108. Способы и материалы для герметизации и восстановления герметичности соединительных узлов обсадных колонн / А.И. Киселев, С.А. Рябоконь, В.А.Шумилов // Бурение: ОИ ВНИИО-ЭНГа. - 1987. -№ 13. - 45 с.

109. Пат. № 5 392 858 США, Е 21В 43/112. Конструкция и принцип действия фрезера для вырезания отверстий в обсадной колонне / Peters A.D., Bush R.A., Mcqueen R.W., Huddl T.A., Cherry R.E. ; PENETRATORS inc. - Опубл. 28.02.95. - ИСМ № 7. -1996. - Вып. 063: тематическая подборка.

110. A.c. 1 668 640 СССР, Е 21В 43/11. Устройство для перфорации скважины / А.Ш. Янтурин, P.P. Лукманов, Ш.Х. Хамзин, Р.Т. Асфандияров, А.И. Пашали. - Опубл. 07.08.91, БИ № 29.

111. A.c. 883 351 СССР, Е 21В 43/114. Способ создания перфорационных щелевых каналов в обсадной колонне и устройство для его осуществления / Н.М.Саркисов, М.О. Ашрафьян, Ф.Ф. Конрад. - Опубл. 23.11.81, БИ № 43.

112. A.c. 1 337 513 СССР, Е 21В 43/114. Устройство для создания перфорационных щелевых каналов / Н.М.Саркисов. -Опубл. 15.09.87, БИ № 34.

113. A.c. 2 030 563 РФ, Е 21В 43/11. Устройство для образования щелей в стенках скважины / А.Ш. Янтурин, Р.Ш. Рахимку-лов, Р.Т. Асфандияров, М.Д. Еникеев, М.М. Аглиуллин. - Опубл. 10.03. 95, БИ № 7.

114. Изучение влияния перфорации на колонну и цементное кольцо акустическими и радиометрическими методами / В.Д. Ку-чернюк, П.А. Прямов, Т.М. Семенова и др. - Бурение.- 1970.- № 10. - С. 34 - 38.

115. A.c. 1464551 СССР, E 21В 43/114. Способ вскрытия продуктивных пластов / Г.Н.Герасименко, В.С.Деизура,

A.Н.Иванов и др. - Заявл. 16.07.86, № 4116386 / 22-03. - ДСП.

116. Использование гидропескоструйной перфорации для герметизации цементного кольца / P.A. Тенн, A.A. Перейма, Е.П. Серебряков, Д.П. Шустиков // Строительство газовых и газокон-денсатных скважин: Сб.науч.статей ВНИИгаза и СевКавНИПИга-за. - 1998. - С. 40 - 46.

117. Акопян Н.Р., Тагиров K.M., Прибытков С.П. Устройство для проведения гидроперфорации и поинтервального гидроразрыва пластов // Геология, бурение и разработка газовых месторождений Предкавказья.- М.: Недра, 1967. - С. 168 - 170. - ( Тр. СКФ ВНИИгаза, вып. 2).

118. Глубинный вращатель гидропескоструйного перфоратора / Н.П.Лесик, П.М.Усачев, А.А.Саврасов, A.M. Галыбин // Техника добычи нефти. - М.: Недра, 1967. - С. 139 - 143.- (Тр. ВНИИгаза, вып. 51).

119. Исследование межколонных проявлений бурящейся параметрической скв. 3 Бойчаровской площади / Р.А.Тенн,

B.И.Нифантов, A.A. Серков, Д.П. Шустиков // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб.науч.статей ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. - 1998. - С.57-62.