Научное обоснование технологий капитального ремонта скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Сингуров Александр Александрович

• Сингуров Александр Александрович
• доктор наук
• 2022

Оглавление диссертации доктор наук Сингуров Александр Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСОВ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ И КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ

1. 1 Причины возникновения осложнений в газовых скважинах в процессе разработки месторождений

1.2 Специальные технологические жидкости, используемые при капитальном ремонте скважин

1.3 Анализ результатов применения технологических жидкостей и газожидкостных систем для бурения и ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений

1.4 Технологии и опыт изоляции притока пластовых вод на месторождениях Крайнего Севера

1.5 Способы предотвращения пескопроявлений, закрепление ПЗП, промывки песчаных пробок

1.6 Технологии устранения негерметичности эксплуатационной колонны

1.7 Способы освоения скважин

1.8 Технологии интенсификации притока углеводородов к забоям газовых и газоконденсатных скважин

1.9 Колтюбинговые технологии

1.10 Выводы по первой главе

2 НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ПОНИЖЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

2.1 Обоснование применения пенных систем для промывки песчано-глинистых

пробок

2.1.1 Реологические характеристики пен

2.1.2. Влияние газосодержания на реологические характеристики пен

2.1.3 Оценка выносной и удерживающей способности пенных систем

2.2 Разработка пенообразующих составов для условий применения на скважинах месторождений Западной Сибири

2.3 Пенообразующий состав для перфорации скважин

2.4 Выводы по второй главе

3 ИССЛЕДОВАНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ И ПРИМЕНЕНИЮ СПЕЦИАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ В РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ РЕМОНТА

ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3. 1 Разработка наполнителя для жидкостей, используемых для блокирования продуктивного пласта

3.1.1 Выбор необходимого материала для изготовления наполнителя

3.1.2 Подбор способа химической и термической обработки наполнителя и исследование его блокирующей способности

3.1.3 Опытно-промышленные испытания временного блокирования продуктивного пласта жидкостью глушения с разработанным наполнителем

3.2 Разработка технологической жидкости для блокирования продуктивного пласта

в условиях АНПД

3.3 Выводы по третьей главе

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ ПЕСЧАНО-ГЛИНИСТЫХ ПРОБОК В ИМПУЛЬСНОМ РЕЖИМЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛТЮБИНГОВЫХ УСТАНОВОК

4.1 Область применения колтюбинговых установок при очистке скважин от песчаных пробок

4.2 Разработка технических средств для разрушения плотных песчано-глинистых пробок

4.3 Опытно-промысловые испытания технологии и технических средств по удалению песчано-глинистых пробок в условиях АНПД

4.4 Разработка технологии и методики определения технологических параметров процесса удаления песчано-глинистых пробок в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки

4.5 Опытно-промышленные испытания способа удаления песчано-глинистых пробок в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки

4.6 Устройства для контроля и регулирования праметров технологического процесса импульсной промывки песчано-глинистых пробок

4.7 Выводы по четвертой главе

5 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБОВ И ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

5.1 Технологии ремонтно-изоляционных работ в газовых скважинах месторождений Крайнего Севера

5.2 Совершенствование способов ремонтно-изоляционных работ на «сеноманских» газовых скважинах

5.3 Комплексный подход к ремонту газовых скважин на заключительной стадии разработки месторождения

5.4 Разработка и испытание технологии проведения водоизоляционных работ путем проводки бокового ствола

5.5 Технологии по ограничению водопритока на «сеноманских» газовых скважинах

5.6 Выводы по пятой главе

6 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ОСВОЕНИЯ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

6.1 Определение параметров вторичного вскрытия пласта для улучшения совершенства скважины

6.2 Методы и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов при капитальном ремонте газовых скважин

6.3 Исследования скважины во время капитального ремонта и перспективы применения электронных устьевых и глубинных манометров -термометров бригадами КРС

6.4 Разработка технологий освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низкого пластового давления с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири

6.5 Разработка технологии освоения газовых скважин с использованием обратной подачи технологического газа «высокой стороны»

6.6 Интенсификация притока углеводородов и разработка составов для обработки «сеноманских» газовых скважинах

6.7 Выводы по шестой главе

7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ

7.1 Сравнительный анализ и пути повышения эффективности капитального ремонта газоконденсатных скважин Уренгойского и Западно-Таркосалинского месторождений

7.2 Система сбора информации при производстве капитального ремонта скважин

7.3 Перспективы применения маржинального анализа постоянных и переменных издержек

7.4 Удовлетворенность трудом работников как ресурс повышения результативности и производительности труда

7.5 Разработка системы сбалансированных показателей как инструмент повышения эффективности управления придприятий КРС на примере ООО «Газпром подземремонт Уренгой»

7.5.1 Формулирование стратегии управления ООО «Газпром подземремонт Уренгой»

7.5.2 Разработка системы сбалансированных показателей ООО «Газпром подземремонт Уренгой»

7.6 Выводы по седьмой главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А - Акты вполненых работ

Приложение Б - Результаты бурения и КРС

Приложение В - Данные по выносу песка

Приложение Г - Закупоривающая способность ПОЖ

Приложение Д - ОПИ УГ-С-56

Приложение Е - Пример расчета удаления глинисто-песчаной пробки в импульсном

режиме

Приложение Ж - Методика и пример расчета скин-эффекта при перфорации

Приложение З - Результаты внедрения комплексной технологии РИР

Приложение И - Воздействие лимонной кислоты

СПИСОК АББРЕВИАТУР

АВПД - аномально высокое пластовое давление;

АНПД - аномально низкое пластовое давление;

АРМ - автоматизирвоанное рабочее место;

БДТ (КГТ) - безмуфтовая длиномерная труба (колонна гибких труб);

БПО - база производственного обслуживания;

БР - белковый реагент;

ВГМ - Вынгапуровское газовое месторождение;

ВЗД - винтовой забойный двигатель;

ВНФ/ВГФ - водонефтяной и/или водогазовый фактор;

ГВК - газо-водяной контакт;

ГЖС - газожидкостная система;

ГИС - геофизические исследования скважин;

ГОС - гелеобразующий состав;

ГРП - гидравлический разрыв пласта;

ГС - горизонтальная скважина;

ГСС - газотранспортная система;

ГУ - гидроударники;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

ДТР - дисперстноармированный тампонажный раствор;

ЗТ НГКМ - Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное место-

рождение;

КА - кросс - агент;

КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза;

КО - кислотная обработка;

КРС - капитальный ремонт скважин;

КССБ - конденсированная сульфитспиртовая барда;

ЛСТ - лигносульфонат технический;

МКС - месторождения Крайнего Севера;

МОП - модификаторы относительных фазовых проницаемо-стей;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ОЗЦ - ожидание затвердевания цемента;

ОПИ - опытно-промысловые испытания;

ПАВ - поверхностно-активные вещества;

ПВР - прострелочно-взрывные работы;

ПГП - песчано- глинистая пробка;

ПДС - производственно-диспетчерская служба;

ПЗП - призабойная зона пласта - коллектора;

ПОЖ - пено образующая жидкость;

РВП - радиальное вскрытие пласта;

РВР - ремонтно-восстановительные работы;

РИР - ремонтно-изоляционные работы;

УИРС - управление по интенсификации и ремонту скважин;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УНГКМ - Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение;

УЩР - углещелочной реагент;

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;

ФХЛС - феррохромлигносульфонат;

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Одним из приоритетных направлений развития газовой промышленности России, в частности в западносибирском регионе, является повышение степени извлечения газа и газового конденсата из недр, что предъявляет высокие требования к разработке месторождений. Особенно остро эта проблема стоит при эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений. Именно на этом этапе сильнее всего зависит от успешности проведения геолого-технических операций их продолжительности и финансовых затрат на капитальный ремонт скважин (КРС).

Постоянное совершенствование и внедрение передовых технологий при строительстве, эксплуатации и ремонте газовых скважин требует разработки, обоснования и выбора эффективных технологий и технических средств с учетом горно-геологических условий и технического состояния скважин. Для этого автором были проведены многочисленные экспериментальные и теоретические исследования, на основе которых разработаны технологии и технические средства для КРС на месторождениях Западной Сибири. По мере падения пластового давления на многих крупнейших месторождениях Западной Сибири продолжает оставаться актуальным поиск новых комплексных (технологических, технических, экономических) решений, повышающих эффективность технологических процессов при ремонте газовых скважин и обеспечивающих повышение извлечения углеводородов из пласта.

Поэтому актуальной и технически необходимой проблемой, имеющей большое практическое значение при эксплуатации скважин, является научное обоснование и создание новых технологий, необходимых для проведения капитального ремонта скважин в условиях естественного истощения запасов углеводородов. Работа выполнена в соответствии с программой «Перечень приоритетных научно-технических проблем ПАО «Газпром» на 2011-2020 годы» п. 5.4 Технологии добычи углеводородов на действующих

месторождениях.

Степень разработанности темы. На протяжении более чем полувекового периода эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера (МКС) накоплен большой опыт КРС в различных горногеологических условиях эксплуатации скважин. Большой вклад в решение многообразных задач теории и практики эксплуатации и ремонта скважин МКС внесли известные учёные и руководители производственных объединений и предприятий В.А. Амиян, А.А. Ахметов, С.Б. Бекетов, Б.В. Буд-зуляк, Ю.Н. Васильев, Р.И. Вяхирев, Р.А. Гасумов, Н.А. Гафаров, М.Г. Гейхман, Ю.М. Грачёв, П.А. Гереш, А.И. Гриценко, А.М. Гусман, В.В. Дмитрук, Н.И. Дубина, О.М. Ермилов, И.А. Зинченко, Г.А. Зотов, Е.М. Ка-линкин, А.Г. Кошкаров, Ю.П. Коротаев, А.В. Кустышев, Г.Г. Кучеров, Г.А. Ланчаков, С. В. Мазанов, В.И. Маринин, Н.Н. Михайлов, В.З. Минликаев, Е.М. Нанивский, Г.И. Облеков, А.С. Оганов, Г.С. Оганов, В.Г. Подюк, Н.В. Рахимов, В.В. Ремизов, З.С. Салихов, В.С. Смирнов, Н.Г. Степанов, Р.С. Сулейманов, С.Л. Симонянц, К.М. Таги-ров, Р.М. Тер-Саркисов, А.А. Торощин, П.Г. Цыбульский, Л.С. Чугунов, Г.Г. Янсон и многие другие.

Разработка большинства крупнейших газовых месторождений Западной Сибири ведется на завершающей стадии (Медвежье, Уренгойское, Ям-бургское, Вынгапуровское, Комсомольское, Ямсовейское, Юбилейное и др.) в условиях проявления упруговодонапорного режима, который сопровождается избирательным продвижением воды по площади и мощности продуктивного пласта. Кроме этого, завершающая стадия разработки месторождений характеризуется высокими темпами падения пластового давления, снижением дебита, продвижением подошвенных и законтурных вод, нарастающим обводнением добывающих скважин, интенсивным выносом механических примесей в ствол скважины и разрушением призабойных зон, что ведет к сокращению сроков эксплуатации скважин.

Ухудшающиеся геологические и газогидродинамические условия раз-

работки залежей, износ скважинного оборудования, а также несовершенство газосборных систем приводит к тому, что скважины по своим эксплуатационным характеристикам всё чаще не могут работать в газосборный коллектор в проектном режиме. Работа скважин при критических режимах приводит к образованию гидратных пробок или их самоглушению поступающей пластовой водой, которая не может быть поднята на дневную поверхность вследствие недостаточной скорости восходящего потока газа. Кроме этого, идет естественный подъем газоводяного контакта, который приводит как к прогнозируемому, так и преждевременному обводнению нижней части продуктивного пласта за счет локального подъема подошвенных вод, вследствие нарушения режимов отбора продукции скважин. При подготовке скважин к ремонту особенно важно определить наиболее эффективный в сложившихся условиях комплекс работ и обосновать оптимальные технологии их выполнения. Именно от подготовительного этапа зависит успешность проведения геолого-технических опрекраций, их продолжительность и финансовые затраты на ремонт скважины.

Исследованиями ООО «Газпром ВНИИГАЗ» установлено, что невыполнение объемов КРС может приводить к снижению добычи газа в сено-манских залежах МКС на 5 - 10 % от проектного уровня при газоотдаче пласта 70 - 90%. Освоение же новых месторождений, таких как Бованенковское и Харасавэйское, является длительным по времени процессом и потребует больших инвестиций.

Действующий фонд скважин на месторождениях Западной Сибири составляет около 4,5 тыс. единиц, из которых более трети требуют текущего или капитального ремонта. Для поддержания добычи газа на проектных уровнях и сокращения осложненного фонда скважин необходимо наращивать объемы КРС.

Целью диссертационной работы является научное обоснование и разработка комплекса новых технологий и технических средств КРС для повышения эффективности разработки месторождений Западной Сибири в

условиях падающей добычи, направленных на увеличение конечного коэффициента извлечения газа и газового конденсата.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ и обобщение результатов применения современных технологий ремонта газовых и газоконденсатных скважин МКС в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

2. Исследование закономерности возрастания относительной репрессии жидкостей и газожидкостных смесей (ГЖС) на призабойную зону пласта (ПЗП) с понижением коэффициента аномальности пластового давления в условиях АНПД.

3. Исследование пенных систем применяемых в качестве промывочных и специальных ГЖС и разработка новых составов технологических жидкостей для ремонта газовых скважин. Разработка методики выбора режимов промывки скважины пенными системами.

4. Исследование и разработка составов блокирующих жидкостей и технологий временной изоляции ПЗП при глушении газовых скважин в условиях АНПД для проведения сложных КРС.

5. Разработка технологий капитального ремонта с использованием колтюбинговых установок на газовых скважинах месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации.

6. Разработка технических средств, обеспечивающих высокую эффективность разрушения песчано-глинистых пробок (ПГП) с применением колтюбинговых и гидроударных установок.

7. Разработка новых технологий для повышения эффективности сложных КРС с использованием обычных передвижных подъемных агрегатов (ППА) и современных колтюбинговых установок.

8. Проведение промысловых испытаний разработанных технологий и технических средств для КРС в условиях МКС и оценка эффективности их применения в производстве.

9. Обоснование технико-экономических операций повышения эффективности КРС при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических исследований по рассматриваемым проблемам и на результатах исследований с использованием современных приборов и оборудования, в том числе и специально созданных, математических методов моделирования с использованием ЭВМ.

Научная новизна диссертации заключается в том, что на основании теоретического обобщения результатов экспериментальных исследований разработаны научно обоснованные технические решения, позволяющие достигнуть значительного прогресса в направлении повышения эффективности ремонта газовых и газоконденсатных скважин и обеспечения их высокой производительности в процессе разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи.

1. Разработан новый комплексный подход к ремонту газовых скважин от начала планирования до запуска продукции скважин в газосборный коллектор (ГСК), обеспечивающий поддержание их проектной производительности и предложена новая классификация, включающая сложные ремонты газовых скважин и учитывающая специфические особенности эксплуатации месторождений природного газа на поздней стадии разработки в условиях повышенной репрессии на пласт. Впервые установлена гиперболическая зависимость увеличения относительной репрессии на ПЗП от коэффициента аномальности пластового давления, являющаяся теоретической основой для предотвращения поглощений и других осложнений при строительстве и эксплуатации скважин в условиях аномальных пластовых давлений.

2. Исследованы закономерности изменения свойств и параметров газожидкостных пенных систем в статических и динамических скважинных условиях и разработана методика выбора оптимальных параметров состава и рецептуры ПОЖ для получения пенных систем с заданными свойствами и

обеспения успешности проведения КРС в условиях АНПД. На основе проведённых исследований разработана методика и получены уравнения по определению реологических характеристик пенных систем во времени при изменении газосодержания, которые рекомендуются использовать для обоснования технологических параметров режима промывки скважины.

3. Разработан комплекс новых технологий и методика планирования сложных ремонтов газовых скважин с применением традиционных ППА и современных колтюбинговых установок и новые составы технологических жидкостей, а также и технические средства, позволяющие повысить эффективность сложных ремонтов газовых скважин и предотвратить ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) ПЗП.

4. Разработаны технология и методика расчета параметров технологического процесса удаления ПГП в импульсном режиме для оптимизации технологических параметров при проведении операции с применением колтюбинговых установок и гидроударных устройств в условиях АНПД.

5. Разработан комплекс различных способов и технологий восстановления обводненных газовых скважин в условиях АНПД месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки для повышения коэффициента извлечения газа из залежей газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе реконструкции скважин путем проводки бокового (неориентированного) ствола с полным смятием или смещением эксплуатационной колонны для восстановления коэффициента их продуктивности.

6. Разработан комплекс технологий по интенсификации и освоению газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД с помощью колтю-бинговых установок на месторождениях Западной Сибири с различными коэффициентами аномальности, а также способ и составы для обработки «се-номанских» коллекторов, исключающие разрушение ПЗП. Предложен комплекс технико-экономических операций для повышения эффективности КРС при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в условиях естественного истощения запасов.

На защиту выносятся:

1. Гиперболическая зависимость изменения относительной репрессии на ПЗП от изменения коэффициента аномальности пластового давления, что даёт возможность оценить и спрогнозировать отрицательные влияния жидкостей при КРС на продуктивность скважин в условиях их поглощений и других осложнений.

2. Результаты исследований пенных систем, составы промывочных и блокирующих жидкостей, которые позволяют минимизировать их отрицательное влияние на продуктивность скважин в условиях повышенных репрессий на ПЗП.

3. Технологии удаления ПГП в импульсном режиме и освоения скважин с использованием колтюбинговых установок и гидроударных устройств, а также технические средства для разрушения плотных ПГП, что позволяет восстановить качество вскрытия продуктивного пласта без предварительного глушения скважины.

4. Технологии восстановления проектной продуктивности обводненных газовых скважин в условиях АНПД с использованием традиционной техники и современных колтюбинговых установок, которые обеспечивают поддержание проектных уровней добычи газа и продление срока безводной эксплуатации скважин в условиях АНПД.

5. Технологии освоения и интенсификации газовых и газоконденсат-ных скважин в условиях АНПД с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири с различными коэффициентами аномальности, которые позволяют увеличить продуктивность скважин при меньших затратах времени и средств на вызов притока газа из пласта.

6. Комплекс технико-экономических операций для повышения эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений в условиях естественного истощения запасов, что повышает уровень организации и планирования КРС с пониженными пластовыми давлениями.

Практическая значимость и реализация работы.

Выполненная работа решает важную научно-техническую проблему

повышения эффективности КРС на заключительной стадии разработки месторождений нефти и газа. Разработанный комплекс новых технологий сложных ремонтов газовых скважин применяется на Уренгойском, Комсомольском, Вынгапурском, Западно-Таркосалинском и других МКС.

Разработанные новые технологии КРС в условиях АНПД и интенсивного обводнения залежей углеводородов апробированы и прошли испытания в промысловых условиях. Разработанные Р Газпром 2-3.3-495-2010 «Технологии освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низкого пластового давления с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири» применяются в качестве руководящего документа в организациях, входящих в систему ПАО «Газпром». Учебное пособие «Осложнения, аварии и фонтаноопасность при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин» применяется в учебном процессе кафедры разработки нефтяных, газовых и газоконденсат-ных месторождений Тюменского ГНГУ и подготовке магистрантов на кафедре «Новые газовые технологии и ПХГ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Результаты исследований отмечены премией в области науки и техники ПАО «Газпром» за 2013 г. Экономический эффект от внедрения работы, выражённый чистым дисконтированным доходом составляет для ООО «Газпром добыча Надым» до 56 млрд руб., для Ноябрьского УИРС 278,440 млн. руб. (Приложение А).

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научное обоснование технологий капитального ремонта скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи»

Апробация работы.

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на Международных, Всероссийских и региональных научно-практических конференциях, совещаниях и семинарах, на заседаниях НТС секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» ПАО «Газпром»".

Публикации. Основные положения диссертации и результаты работы изложены в 66 печатных работах, в том числе: 19 в изданиях ВАК,

11-ти тезисах докладов и сообщений, 4-х монографиях и учебно-методических работах, в том числе 12-ти патентах Российской Федерации, апробированы на 15 НТК и НТС ПАО «Газпром».

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав и заключения, списка литературы, включающего 25 8 наименований.

Работа изложена на 459 страницах машинописного текста, включает 113 рисунков, 42 таблицы, 68 формул и 9 приложений.

Теоретическую значимость работы составляют полученные впервые зависимости величины относительной репрессии от коэффициента аномальности пониженного пластового давления, уравнения для определения реологических характеристик двухфазных пен с учетом изменения газосодержания, теоретическое обоснование применения предложенных технологий капитального ремонта скважин в условиях АНПД.

Степень достоверности обеспечивается многократным применением предложенных теоретических положений и практических рекомендаций при проведении успешных скважинных операций, описанных в третьей, четвёртой и пятой главах диссертации.

Конкретный личный вклад автора заключается в ведущей роли при разработке общей структуры работы, формировании целостной концепции научного исследования, постановке задач и теоретических подходах к их решению, обобщении, обработке и апробации полученных результатов, подготовке публикаций по выполненной работе и формулировании выводов.

В работе обобщен опыт эксплуатации и ремонта скважин на крупнейших МКС за последние пятнадцать лет и приведены результаты новых исследований многообразных газогидродинамических процессов, протекающих в стволе скважины при движении газожидкостных систем (ГЖС). Работа выполнена при поддержке гранта Председателя правления ПАО «Газпром» для подготовки диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук (приказ ПАО «Газпром» от 19 декабря 2012 г. № 368).

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСОВ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ И КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ СКВАЖИН ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ

1.1 Причины возникновения осложнений в газовых скважинах в процессе разработки месторождений

В настоящее время эксплуатация крупнейших газовых и газоконден-сатных месторождений Западной Сибири ведется на завершающей стадии разработки. Данная стадии характеризуется снижением пластового давления, обводнением призабойной зоны пласта (ПЗП) конденсационными и пластовыми водами, интенсивным выносом механических примесей в ствол скважины, образованием песчано-глинистых пробок (ПГП) на забое и в стволе насосно-компрессорных труб (НКТ), гидратным режимом работы шлейфов, снижением рабочих дебитов. Проведение ремонтно-изоляцион-ных работ (РИР) является одним из наиболее распространенных видов капитального ремонта скважин (КРС) на месторождениях Западной Сибири

Падение пластового давления ведет к увеличению эффективного сжимающего давления, напряжений в приствольной зоне продуктивного пласта, к изменению порометрических характеристик продуктивного интервала. Увеличение эффективного сжимающего давления в ПЗП пропорционально снижению пластового давления [138]. Наличие порового цемента ведет к тому, что при изменении пластового давления в процессе эксплуатации происходит ощутимая деформация пород коллектора. Вследствие изменений структуры породы снижаются силы сцепления между песчаными частицами, что в совокупности с другими факторами усугубляет процесс разрушения скелета породы.

В работах [21, 59, 135, 257, 259] отмечается, что механизм разрушения ПЗП представлен широким многообразием причин, ведущих к интенсификации выноса пластового песка в ствол скважин, и обуславливается геологическими, техническими, технологическими, физико-химическими и механическими факторами.

По мнению специалистов ГПУ ООО "Уренгойгазпром" в начальный период эксплуатации в скважинах разрушения продуктивных коллекторов не происходило, так как депрессия на пласт не превышала предельной ее величины для данного типа коллекторов. Для терригенных «суперколлекторов» предельная величина составляла 0,5-0,6 МПа. Для более плотных коллекторов 1,0-1,2 МПа. При увеличении объемов добычи газа до 300-400 млн м3 и более, а также при наличии скопившихся конденсационных вод призабойная зона пласта разрушается при депрессии 0,3 МПа. В условиях поступления пластовой воды разрушение ПЗП происходит при меньших объемах накопленной добычи и депрессии 0,1 МПа. По мере роста объема накопленной добычи газа, увеличения водопритока, снижения пластового давления величина предельной депрессии снижается [59, 41, 40, 67 и др.].

В период завершающей стадии разработки в связи с закономерными проявлениями естественных признаков «старения» месторождений большое количество скважин работают с выносом механических примесей на всех режимах исследований. В 1994 году на основании результатов исследований специалистов ВНИИгаза по 881 эксплуатационным сеноманским скважинам установлено, что вынос пластового песка в количестве выше 5 г/сут присутствовал в 504 скважинах [40]. Механизм выноса таких фракций описан в работе [27] на основе физической модели псевдоожижения.

На основании результатов промысловых исследований работы газовых скважин Уренгойского и Ямбургского месторождений за 2007-2012 годы выявлено, что основной причиной пескопроявлений в скважинах является их

обводнение как пластовой, так и, в первую очередь, конденсационными водами. При снижении производительности скважин на забое происходит образование песчано-жидкостных пробок. А так как приток газа в скважину носит пульсирующий характер, то песчано-водяная пульпа находится в псевдоожиженном состоянии на забое. Следствием этого является увеличение влагосодержания в ПЗП, приводящее к размыву порового цемента, выносу пластового песка и образованию отдельных каналов повышенной проводимости.

Так же необходимо отметить, что на устойчивость ПЗП, представленной слабосцементированными породами, оказывает влияние несоблюдение технологического режима. К резкой интенсификации пескования приводит не столько скорость фильтрации, сколько ее изменение, как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. То есть вынос песка существенно возрастает при дестабилизации режима фильтрации. Это положение соответствует теоретическим и экспериментальным данным, приведенным в работе [40].

В настоящее время на месторождениях Западной Сибири наблюдается интенсивный подъем ГВК к интервалам перфорации эксплуатационных объектов.

В процессе эксплуатации скважин пластовая вода конусообразно подтягивается к фильтровой зоне, вторгаясь в газонасыщенную часть пласта, обводняет ее, и дебит по газу существенно снижается [6, 27, 31, 40, 41, 53, 67, 86, 126, 213].

Интенсивная добыча газа на многих месторождениях Западной Сибири в значительной степени осложнила горно-геологические и гидродинамические условия в скважинах, и, прежде всего, обусловила значительный рост перепадов давления между водоносными и продуктивными пластами.

Увеличение числа случаев обводнения продуктивных пластов свидетельствует о недостаточной эффективности существующих технологий проведения РИР и изоляционных составов.

Обводнение скважин происходит по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов, характерных для данных месторождений. Прорыв воды в скважины и полное их обводнение (до пределов рентабельной эксплуатации) в подавляющем большинстве случаев происходит задолго до достижения потенциально возможного отбора пластового флюида. Следовательно, обводнение ПЗП играет определяющую роль в процессах развития осложнений влияющих на межремонтный период работы скважин месторождений Западной Сибири.

При эксплуатации «сеноманских» газовых скважин основной причиной преждевременного и непрогнозируемого обводнения скважин является нарушения герметичности эксплуатационных колонн, поэтому решение указанных проблем является актуальным. Основные причины негерметичности крепи скважин следующие [67].

1. На стадии заканчивания скважины после бурения:

- неполное замещение бурового раствора цементным в кавернозной части ствола и при эксцентричном расположении эксплуатационной колонны;

- рыхлая глинистая корка на стенках скважины;

- плохое сцепление цементного камня с трубами и горными породами;

- нарушение сплошности цементного кольца в процессе технологических операций в скважине;

- различная плотность порций цементного раствора, закачиваемого в скважину;

- образование каналов в цементном камне и в глинистой корке за счет процессов, происходящих при структурообразовании раствора и его твердении и др.

2. На стадии эксплуатации скважины:

- снижение гидростатического давления и приток газа или жидкости из высоконапорных пластов в зацементированное заколонное пространство;

- коррозионное разрушение цементного камня;

- перетоки по цементному кольцу из-за кавернообразования в продуктивном пласте;

- перетоки по цементному кольцу как между породой, так и между эксплуатационной колонной из-за гидромеханического воздействия на цементный камень и эксплуатационную колонну при прострелочно-взрывных работах, технологических операциях, интенсификации притока и др.

Восстановление герметичности эксплуатационных колонн, устранение заколонных перетоков достигается различными способами, но в основном они сводятся к следующим комплексам РИР:

а) исправлением негерметичности цементного кольца;

б) наращиванием цементного кольца;

в) устранением негерметичности колонны;

г) изоляцией подошвенных, контурных вод.

Как показывает практика, что наиболее распространенный вид РИР на «сеноманских» газовых скважинах является изоляцией подошвенных вод [126, 213]. Однако в процессе производства работ часто приходится выполнять несколько видов РИР с целью достижения результата. Так, например, в процессе отсечения обводненного интервала перфорации с использованием пакера часто диагностируется переток между интервалами, что может привести к неэффективному ремонту или осложнению в процессе выполнения технологических операций при закачке изоляционных материалов (рисунок 1.1).

Каждый тип проблем, связанных с ремонтом скважин, имеет различные решения, от простых и относительно недорогих, основанных на применении колтюбинговых установок или с использованием канатной техники, до более сложных и дорогих методов с применением тяжелых станков и бурения боковых стволов. Часто встречаются комплексные проблемы для решения, которых требуется одновременное применение нескольких методов.

Песчаный коллектор

Глинистый пропласток

Песчаный коллектор

ГВК

Рисунок 1.1 - Диагностика негерметичности эксплуатационной колонны между интервалами перфорации перед проведение РИР.

Как правило, технологии, которые с успехом использовались в предыдущие годы при проведении КРС, не всегда дают положительный результат в последующие годы, когда имеет место заметное падение пластового давления.

1.2 Специальные технологические жидкости, используемые при капитальном ремонте скважин

Глушение скважин - это процесс, обеспечивающий временное отсечение продуктивного пласта от скважины на период ее ремонта. Обычно глушение скважины осуществляется закачиванием в нее жидкости глушения, столб которой создает необходимое противодавление на пласт, препятствующее поступлению пластового флюида, в нашем случае, природного газа, в скважину [ 8, 9, 122, 184, 185].

Часть фонда нефтяных и газовых скважин оборудованы по пакерной схеме [9, 106]. Поэтому на таких скважинах глушение осуществляется после извлечения забойного клапана-отсекателя и открытия циркуляционного клапана закачиванием через затрубное пространство и открытый циркуляционный клапан в трубное пространство жидкости глушения. Наличие подземного оборудования требует от жидкости глушения отсутствия в ней твердой фазы, наличие которой может привести к отказу циркуляционного клапана на закрытие и к нарушению его герметичности.

При невозможности открытия циркуляционного клапана по причине нарушения эластичности резиновых сальников и потери подвижности скользящей втулки глушение скважин проводилось путем закачивания жидкости глушения в трубное пространство, так называемое, глушение скважины «в лоб», что приводит к кольматации ПЗП твёрдой фазой и фильтратами технологических растворов.

По мере снижения пластового давления в залежи и извлечении из скважин пакеров глушение скважин производится по традиционным схемам прямой и обратной циркуляции жидкости глушения [9]. В настоящее время заглушить скважину обычными жидкостями невозможно, так как происходит интенсивное поглощение их пластом, иногда катастрофическое, способное привести к открытому газовому фонтану. Поэтому необходимо осуществлять

временную изоляцию ПЗП блокирующими композициями при коэффициентах аномальности пластового давления (Ка) менее 0,7.

Таким образом, надежное глушение скважин невозможно без правильного выбора жидкостей глушения, которые должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту скважин.

Принято считать [184], что воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит в основном с помощью двух механизмов: химического и механического.

К жидкостям глушения предъявляются следующие требования [25, 287, 207, 221]:

- плотность жидкости глушения определяется из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое давление на заданную величину;

- допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин устанавливаются с учетом глубины залегания продуктивного пласта (таблица 1.1) [25, 221];

Таблица 1.1 - Допустимые отклонения плотности жидкостей глушения от проектных величин (в %) на разных глубинах скважин

Глубина скважины, м Плотность жидкости глушения, кг/м3

менее 1300 1300-1800 более 1800

до 1200 20 15 10

до 2600 10 10 5

до 4000 5 5 5

- жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

- фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любых значе ниях показателя кислотности (рН) пластовой воды;

- жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров, она должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз: жидкость глушения - пластовый флюид;

- жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;

- вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом;

- жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование и обеспечивать снижение скорости коррозии стали до 0,10-0,12 мм/год;

-жидкость глушения должна быть: термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой в зимних условиях, негорючей, взрывопожа-робезопасной, нетоксичной, технологичной в приготовлении и использовании, а её свойства должны поддаваться регулировке.

Жидкости глушения делятся на две основные группы [187]:

- на водной основе;

- на углеводородной основе.

В первую группу входят пресные и пластовые воды, глинистые растворы, растворы минеральных солей, системы с конденсированной твердой фазой (гидрогели), прямые эмульсии, пены.

Вторая группа включает в себя товарную и загущенную нефть, извест-ково-битумные растворы и обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70 %.

Показатели свойств промывочной жидкости зависят от компонентного состава. Основными характеристиками промывочной жидкости являются: плотность, вязкость, фильтрация, содержание твердой фазы, динамическое напряжение сдвига. Каждый из параметров по-своему оказывает воздействие на призабойную зону продуктивного пласта.

Применяемые при проведении ремонтных работ в начале разработки месторождений преимущественно глинистые растворы оказывают отрицательное воздействие на призабойную зону продуктивного пласта [207]. Контактирующая вода с породой и проникающие в её поры твердые частицы вызывают трудно устранимое или необратимое ухудшение фильтрационной характеристики прискважинной зоны, особенно на месторождениях с АНПД.

Использование глинистого раствора для КРС не допустимо для месторождений находящихся на заключительной стадии разработки.

Численным показателем правильного выбора свойств и типа промывочной жидкости может служить коэффициент восстановления проницаемости керна после воздействия на него промывочным агентом [11, 14, 103, 207].

Численные значения показателя восстановления проницаемости песчаного керна после воздействия на него различными жидкостями представлен в таблице 1.2. [103].

Таблица 1.2 - Коэффициент восстановления проницаемости песчаного керна после воздействия различными промывочными жидкостями

№ Тип Коэффициент восстановления

п/п промывочной жидкости проницаемости

1 Гуматный раствор 0,53

2 Малосиликатный раствор 0,64

3 Известковый раствор 0,72

4 Хлоркальцевый раствор 0,95

5 Пенные системы 0,97

6 Инвертно-эмульсионный раствор 0,99

Из приведенного краткого анализа опубликованной литературы очевидно, чтобы не затруднять процесс освоения скважин и не снижать их производительность необходимо работы в них производить с использованием технологических жидкостей, не оказывающих значительного отрицательного влияния на продуктивный пласт.

Такими жидкостями могут быть инвертно-эмульсионные растворы, аэрированные жидкости и пенные системы.

Анализ патентной и научно-технической литературы, а также промысловая практика показывает, что в условиях песчаных пластов, их высокой дренированности, слабой сцементированости и, особенно, при пластовом давлении ниже гидростатического (Ка < 0,7) пенные системы являются эффективными промывочными системами [11, 12, 14, 66, 207, 209]. Это объясняется присутствием в пенных системах газовой фазы, позволяющей в широком диапазоне снижать гидростатическое давление столба очистного агента, обеспечивать лучшие условия удаления из скважины частиц ПГП. Жидкая фаза, содержащая различные ПАВ, химические реагенты, глинопо-рошок, смазывающие, ингибирующие и другие добавки, позволяет управлять технологическими свойствами пены. Однако широкое многообразие условий применения пенных систем делает по-прежнему актуальной задачу разработки новых составов пенообразующих жидкостей.

В практике КРС наиболее распространенной в условиях близких гидростатическому давлению (0,8 < Ка < 1,2) жидкостью глушения являются водные растворы хлористого кальция (СаС12) или хлористого натрия (№С1). Широкое распространение этих реагентов обусловлено не дефицитностью и сравнительно низкой стоимостью, а также относительно хорошей растворимостью в воде. Однако в условиях низкопроницаемых заглинизирован-ных коллекторов применение этих жидкостей приводит к значительному снижению продуктивности скважин после глушения, увеличению продолжительности процесса вызова притока после ремонта. Например, по данным

Ахметова А.А. и др. [18, 179, 180] дебиты газовых скважин при глушении водными растворами хлористого кальция снижаются в среднем на 20 %. Как правило, объемы используемой жидкости глушения в 2-3 раза превышают объемы скважин, что удлиняет сроки их освоения до 2-5 суток и более. При этом по экстраполяционным кривым динамики восстановления продуктивности газовых скважин выход их на доремонтный режим составляет в среднем 207 суток. Для предотвращения выбросов на 30 % скважинах Уренгойского и Ямбургского месторождений проводится повторное глушение скважин раствором СаС12 или даже глинистым раствором, что приводит к резкому снижению продуктивности скважин из-за кольматации пористой среды и протекания необратимых процессов. Восстановительные работы и продолжительное освоение таких скважин иногда превышает стоимость их строительства.

Во время проведения КРС в условиях АНПД с применением традиционных установок (например, А-50, А-60/80, БУ-75) как правило, проводится целый комплекс ремонтных работ (глушение скважины, промывка песчаной пробки, извлечение внутрискважинного оборудования, укрепление ПЗП, водоизоляционные работы и т.д). При проведении длительных РВР существует опасность попадания в коллектор значительных объемов промывочной жидкости и негативного ее влияния на устойчивость пород ПЗП. Для того, чтобы исключить проникновения промывочной жидкости в ПЗП широко используются специальные технологические жидкости (гели, пены и др) с различными наполнителями обладающие способностью блокировать продуктивный пласт.

При бурении скважин в качестве блокирующих агентов применяются материалы, которые при добавлении к глинистому раствору могут прокачиваться буровыми насосами. К ним относятся: древесные стружка и опилки,

полова и шелуха злаков, волокна сахарного тростника, коробочки хлопчатника, сырая шерсть, ореховая скорлупа, гранулированные и чешуйчатые пластмассы, слюда, асбест, изрезанная бумага, обрезки кожи и т.п [24].

Для проведения ремонтно-восстановительных работ (РВР) в условиях АНПД автором предложено использовать пенные системы с добавлением наполнителей растительного происхождения, обладающих способностью временного блокирования продуктивного пласта.

Из многочисленных наполнителей, проверенных в ОАО «СевКав-НИПИгаз» в ходе поисковых исследований (асбест, резиновая крошка, древесные опилки, их смеси и др), только наполнители растительного происхождения позволяют получить пенную систему, выдерживающую значительные перепады давления на пласт, и способную при низких депрессиях (0,1-0,5 МПа) легко удаляться из пласта и сохранять его первоначальную проницаемость [39, 47].

Таким образом, применение пенных систем с растительными наполнителями в качестве жидкости для временного блокирования продуктивного пласта при проведении ремонтных работ в скважинах с АНПД и высо-кодренированными коллекторами позволяет:

- временно изолировать продуктивный горизонт от ствола скважины;

- предотвратить проникновение рабочих жидкостей в продуктивный пласт во время проведения ремонтных работ;

- сохранить естественную проницаемость ПЗП.

На основе экспериментальных исследований и опытно-промышленных испытаний установлено, что в качестве наполнителя к пенообразующей жидкости (ПОЖ) хорошо подходит торф. Образующаяся с таким наполнителем пенная система, обеспечивает надежное блокирование ПЗП и при незначительной депрессии легко удаляется из пласта, обеспечивая сохранение его проницаемости. При этом торф применяется в виде, так называемого торфощелочного наполнителя (ТЩН) и "Полицелл-ЦФ" [39, 44].

В результате проведенных опытно-промысловых испытаний среди этих наполнителей широкое применение нашел только ТЩН. Однако его использование ограничивается определенными объективными причинами, связанными с добычей, подготовкой к применению и транспортировкой. Поэтому разработка новых реагентов наполнителей к специальным технологическим жидкостям является весьма перспективной и актуальной задачей.

Применение в качестве блокирующей жидкости пенной системы существенно ограничивает область ее применения. Важной характеристикой пен является неустойчивая стабильность. При перепаде давления возможно отфильтровывание ПОЖ из межпузырькового пространства в пласт и разрушение пены. При выборе ПАВ важно учитывать их совместимость с горными породами и флюидами, гидрофобно-гипофильный баланс, обеспечивающий сильные вспенивающие и слабые эмульгирующие свойства для образования прочной пленки [109]. Существенно расширить область применения блокирующих жидкостей позволит использование гелевых систем, которые нашли широкое применение при глушении нефтяных скважин. Это обусловлено их способностью к сохранению, восстановлению естественных коллекторских свойств пласта, широким спектром плотности, структурно-реологических, фильтрационных и других технологических свойств, а также доступностью составляющих компонентов [1, 2].

В 2010 г. на 25 скважинах месторождений ООО «Газпром добыча Но-ябрьск» и ООО «Газпром добыча Надым» с участием автора была успешна применена технология ОАО "СевКавНИПИгаз", предусматривающая временное блокирование продуктивного пласта. Для этого использовался био-полимерэмульсионный раствор в качестве жидкости глушения и как основа для приготовления блокирующего состава с наполнителем «Полицелл».

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Сингуров Александр Александрович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. А. с. 1652329 СССР, МПК5 С 09 К 7/02. Безглинистый полимерный буровой раствор / Б.А. Андресон, И.В. Утяганов, Г.Г. Мурзагулов [и др.] (СССР). - №4394529/03; заявл. 05.01.88; опубл. 30.05.91, Бюл. № 20.

2. А. с. 1680950 СССР, МПК5 Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для блокирования пластов / О.А. Морозов, Л.М. Баева, А.В. Федосеев. -№4277412/03; заявл. 06.07.87; опубл. 15.06.94, Бюл. № 22.

3. А.с. 975773 СССР, МПК7С 09 К 7/02. Жидкость для глушения газовых скважин / В.И. Павлюченко, В.И. Мархасин, Р.Г. Шагиев [и др.], заявитель и патентообладатель Уфимский нефтяной институт. -

№ 2895261/22-03, заявл. 17.03.1980; опубл. 1982, Бюл. № 43.

4. Акопян Н.Р. Гидрофильная эмульсия для глушения газовых скважин / Н.Р. Акопян, Б.Г. Бекетов, З.К. Клименко [и др.] // Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа: Труды СевКавНИИгаза. - Орджоникидзе: Издательство «ИР», 1972, - вып. 5. - С. 241-252.

5. Акопян Н.Р. К вопросу глушения газовых скважин / Н.Р. Акопян, З.К. Клименко, В.Е Шмельков // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Предкавказья: Труды СевКавНИИ-газа. - Ставрополь: СевКвНИИгаз, 1971, - вып. 3. - С. 181 - 189.

6. Алибеков, Б.М. Техника и технология эксплуатации залежей нефти с низким пластовым давлением и интенсивным пескопроявлением. -Баку.: Аз. Гос. Из-во, 1962.

7. Алиев, З.С. Технологичекий режим газовых скважин / З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко [и др.]. - М.: Недра, 1978. - 278 с.

8. Амиров, А.Д. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов, А.С. Яшин.- М.: Недра, 1975. - 344 с.

9. Амиров, А.Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров, К.А. Карапетов, Ф.Д. Лемберанский [и др.] - М.: Недра, 1979. - 309 с.

10. Амиров, А.Д. Техника и технология освоения и эксплуатации глубоких скважин. - М.: Недра, - 1970. - 122 с.

11. Амиян, А.В. Промывка песчаной пробки пеной / А.В. Амиян, Н.П. Васильева. - М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 97 с.

12. Амиян, В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В.А. Амиян, Н.П. Васильева. - М.: Недра, 1972. - 336 с.

13. Амиян, В.А. Вскрытие и освоение нефтегазоносных пластов / В.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева.- М.: Недра, 1980.- 383 с.

14. Амиян, В.А. Применение пенных систем в нефтегазодобыче: учеб. пособие для средних профессионально-технических училищ / В.А. Амиян, А.В. Амиян, Л.В. Козакевич [и др.]. - М.: Недра, 1987.

15. Андреев О.П. Апробация новых технологий для Ямала на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча». - Газовая промышленность, 2004. - № 9, - С. 14 - 18.

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

Андреев, О.Ф. Влияние песка и воды на забое и в призабойной зоне скважин на их производительсность // Труды ВНИИгаза: Разработка газовых месторождений и бурение газовых скважин. - М.: Недра, вып. 19/27, 1964. - С. 66-70.

Афанасьев, А.В. Ремонт скважин в условиях цикличекой эксплуатации Пунгинского подземного хранилища / А.В. Афанасьев, А.В. Кустышев, Г.П. Зозуля и др. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», - 2008. - 88 с. Ахметов, А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. - Уфа: УГНТУ, 2000. - 219 с. Баккер, Е. Перфорирование скважин в условиях динамической депрессии на пласт / Е. Баккер, Л. Берман [и др.] // Технологии ТЭК. - 2004. -№6. - С. 13 - 18.

Барда сульфитно-спиртовая конденсированная порошкообразная: ТУ 39-094-75.

Баррил, Р. Предотвращение выноса песка при высоких дебитах газовых скважин / Р. Баррил, Л. Гей // Нефть, газ и нефтехимия. - М.: 1983. Вып. 9. - С. 10 - 14.

Басарыгин, Ю.М. Ремонт газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, П.П. Макаренко, В.Д. Мавромати. - М.: Недра, 1998. - 271 с. Басарыгин, Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т. / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов.- М.: Недра-Бизнес-центр, 2000.- Т. 1. - 510 с.; 2000.- Т. 2.- 413 с.; 2001.- Т. 3.- 399 с.; 2002.Т. 4.- 335 с.; 2003. - Т.5. - 431 c.; 2004. - Т.6. - 446 с. Басарыгин, Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. - 584 с. Баско, В.И. К вопросу изменения конструкции лифта в процессе разработки газовых меторождений на примере Северо-Ставропольского месторождения / В.И. Баско, О.Е. Блюмберг, Ю. И. Довганенко [и др.]// Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа, 1972, вып. 5. - С. 219-225. Башкатов, А. Д. Прогрессивные технологии сооружения скважин. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. - 554 c.

Башкатов, А.Д. Предупреждение пескования скважин. - М.: Недра, 1991. - 176 c.

Бейлн, Б. Диагностика и ограничение водопритоков / Б. Бейлн, М. Краб-три, Д. Тайри [и др.] // Нефтегазовое обозрение. - Весна 2001. - C. 44 -67.

Болотов, А.А. Импульсно-волновая технология интенсификации притока углеводородов / А.А. Болотов, Г.В. Крылов // Техноэкогео физика -новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в XXI веке: Материалы Первой Всероссийской геофизической конф.- Ухта: УГТУ, - 2002. - С. 162-164.

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

41

42

43

Будников, В.Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. - М.: Недра, - 1997. - 318 с. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников, [и др.]//. Под. ред. А.И. Булатова. В 5 т./- М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. - Т. 5. - 375 с. Булатов, А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. пособие для вузов / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 424 с.

Булатов, А.И. Освоение скважин: Справочное пособие / А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко, Р.С. Яремийчук // Под ред. Р.С. Яре-мийчука. - М.: ООО "Недра-Бизнеспентр", - 1999. - 473 с. Булатов, А.И. Руководство по буровым растворам для инженеров / А.И. Булатов, С.А. Шаманов. В 3 т. - Краснодар: ООО «Просвещение-ЮГ», -2001. Т.1. - 273 с.; 2001. - Т. 2.- 204 с.; 2001. - Т. 3. - 289 с. Вайншток, С.М. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гидких труб/ С.М. Вайншток, Н.Г. Молчанов, В.И. Некрасов, В.И. Чер-нобровкин. - М.: Издательство академии горных наук, 1999. - 224 с. Васильев В.Г. Газовые и газоконденсатные месторождения / В.Г.Васильев, В.И. Ермаков, И.П. Жабреев [и др.]. - М.: Недра, 1983. - 375 с. Васильев, В.К. Поверхностно-активные вещества для оразования пен, используемых в нефтегазодобыче / В.К. Васильев, Т.И. Быкова, Л.М. Савостьянова [и др.]. - М.: ВНИИОЭНГ, - 1976. - 77 с. Васяев, Г.М. Подземное оборудование газовых скважин / Г.М. Васяев, Б.Н. Пауль // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1982.- Вып. 9. -28 с.

Временная инструкция по глушению скважин с применением пенных систем с наполнителем в условиях АНПД / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, Н.И. Кабанов [и др.]. //ОАО "Газпром". - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1998. - 40 с.

Вяхирев, Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов. - М.: Недра, 2002. - 880 с. Гасумов, Р.А. Анализ причин выноса песка при эксплуатации сеноман-ских газовых скважин Уренгойского ГК.М. / Р.А. Гасумов, А.А. Пе-рейма, Ю.А. Лексуков [и др.] // Сб. науч. тр. / ВНИИгаз. - М.: ВНИИгаз, 1996. - С. 43-41.

Гасумов, Р.А. Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов / Р.А. Гасумов, Р.Н. Каллаева, Л.В. Швец, и др.// Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. трудов/ СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. - Вып. 43. С. 99-103.

Гасумов, Р.А. Первые результаты испытания технологии глинокислот-ной обработки призабойной зоны пласта на ССПХГ / Р.А. Гасумов, Т.А. Липчанская, Н.Б. Козлов [и д.р.] // Проблемы капитального ремонта

скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии: : сб. науч. тр./СевКавНИПИгаз. Ставрополь, 2002. - Вып. 36. - С. 114 - 122.

44. Гасумов, Р.А. Применение пенных систем с ТЩН для глушения скважин при проведении ремонтных работ / Р.А. Гасумов, А.А. Перейма, В.З. Минликаев [и др.]. // Сб. науч. тр. / ВНИИгаз. - М.: ВНИИгаз, 1999.

45. Гасумов, Р.А. Причины разрушения неустойчивых коллекторов и способы удаления песчаных пробок из скважин / Р.А. Гасумов, С.А. Варягов, Е.П. Серебряков [и др.] // Сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз. Сер.: Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа.- Ставрополь: 2001.- Вып. 34. - С. 5-13.

46. Гасумов, Р.А. Проблемы использования и возможности применения колтюбинговой установки при очистке скважины от песчаных пробок / Р.А. Гасумов, О.С. А.А. Сингуров, Кондренко // Время колтюбинга. -2005. - №2. - С. 32-34.

47. Гасумов, Р.А. Технологические жидкости для глушения и восстановления работы скважин / Р.А. Гасумов, В.Е. Шмельков, Р.Н. Каллаева //Газовая промышленность. - 1997. - № 9. - С. 34-39.

48. Гасумов, Р.А. Технология изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах / Р.А. Гасумов, С.В. Нерсесов, В.Г. Моси-енко // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 107 с.

49. Гасумов, Р.А.Опыт проведения перфорационных работ в скважинах газовых месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча» / Р.А. Гасумов, В.З. Минликаев, Е.Ф. Якимов, А.А.Сингуров// Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. тру-дов/СевКавНПИгаз. - Ставрополь: СевКавНПИгаз, 2005. - Вып. 43. - С. 69-77.

50. Гейхман, М.Г. Разработка и совершенствование технологий ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений и интенсивного обводнения залежей: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. - Защищена 17.12.05.- Тюмень: 2005. - 199 с.

51. Гейхман, М.Г., Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли / М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, М.В. Листак // Обз. информ. Сер.: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 81с.

52. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта./ Ш.К. Гимату-динов, А.И. Ширковский. - М.: Недра, 1982. - 312 с.

53. Горшенев, В.С. Новые пенообразователи для удаления жидкости из скважин /В.С. Горшенев, П.П. Макаренко, Ю.И. Игнатенко, [и др.]//Реф. информ., сер. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1981, №7. - С. 18-23.

54. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

55. Грей, Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. / Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли. - М.: Недра, - 1985. - 509 с.

56. Гриценко, А.И. Руководство по исследованию скважин/ А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов [и др.] - М.: Наука, 1995. - 523 с.

57. Груздилович, Л.М. Роль колтюбинга в повышение нефтеотдачи // Бурение и нефть. - 2003. - № 5. - С. 26-29.

58. Данилин, О. Принципы разработки ключевых показателей эффективности (КПЭ) для промышленных предприятий и практика их применения. // Управление компанией № 2 (21), 2009.

59. Динков, А.В. Газогидродинамические исследования скважин сеноман-ской залежи Уренгойского месторождения в условиях обводнения и разрушения коллектора призабойной зоны / А.В. Динков, Г.С. Ли, Ю.С. Кузнецов [и др.] // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: НТС. - М.: Недра, 1998. - С. 317-322.

60. Дмитрук, В.В. Новый состав для интенсификации "сеноманских" скважин и результаты опытно-промышленных испытаний / В.В. Дмитрук, А.В. Кононов, А.А. Сингуров // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". - 2011. №5. С. 196-205.

61. Дмитрук, В.В. Ограничение водопритока на сеноманских газовых залежах (статья) / В.В. Дмитрук, Н.В. Рахимов, И. К. Кувшинов и др.// OIL&GAS JOURNAL. - 2010. №6(40) - С. 78 - 83.

62. Дмитрук, В.В. Проведение водоизоляционных работ путем бурения бокового ствола / В.В. Дмитрук, А.В. Кононов, В.Н. Дубровский [и др.] // OIL&GAS JOURNAL. - 2010. - №10(43) - с. 49 - 51.

63. Дмитрук, В.В. Проведение водоизоляционных работ путем бурения бокового ствола/ В.В.Дмитрук, А.А.Сингуров, А.В.Кононов В.Н. Дубровский // OIL&GAS JOURNAL. - 2010. - №10(43) - С. 49 - 51.

64. Дмитрук, В.В.Технологии водоизоляционных работ проводимые на месторождениях ООО «Газпром добыча Ноябрьск» / В.В.Дмитрук, А.А.Сингуров, А.В.Кононов,// Технологии нефти и газа. - 2012. - №5 (82). - С. 55-59.

65. Долгов, С.В. Промывка шламовых пробок в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений / С.В. Долгов, С.Б. Бекетов // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. статей ВНИИ-ГАЗ.-М.: 1995.- С. 53-57.

66. Долгов, С.В. Технология проведения ремонтных работ в скважинах при низком пластовом давлении / С.В. Долгов, В.В. Зиновьев, И.В. Зиновьев. - М.: Недра, 1999. - 141 с.

67. Дубина, Н.И. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей. // М., ООО «Недра-Биз-несцентр», 2007. - 109 с.

68. Дубина, Н.И. Совершенствование технологий изоляций водопритоков на Уренгойском месторождении / Н.И. Дубина, A.M. Шарипов // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 15 с.

69. Дубровский, Н.Д. Капитальный ремонт скважин с использованием колтюбинговой установки М-10 совместно с бустерной установкой

УБ14-125-25-Г //Нефть и капитал. Приложение 1. Колтюбинг: опыт, исследования, технология, практика. - 2001. - Вып. 1. - С. 17-22.

70. Дунаев, В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. - 352 с.

71. Елфимов, B.C. Освоение нефтяных скважин после гидравлического разрыва пласта с применением струйного насоса / B.C. Елфимов, А.В. Ку-стышев, Г.П. Зозуля // Нефтепромысловое дело. - 2007. - № 3. - С. 52-56.

72. Ермилов, О. М. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа /О. М. Ермилов, В. В.Ремизов, А. И. Ширковский, Л. С. Чугунов - М.: Наука, - 1996. - 541 с.

73. Ермилов, О.М. Добыча газа и газоконденсата в осложнённых условиях эксплуатации местрождений/ О.М. Ермилов, А.И. Лапердин, С.И. Иванов. - Новосибирск: Изд. СО РАН, 2007. - 291 с.

74. Ермилов, О.М. Эксплуатация газовых скважин. / О.М. Ермилов, З.С. Алиев, В.В. Чугунов [и др.]. - М.: Наука, - 1995.- 359 с.

75. Житков, А.В. Утилизация древесной коры . - М.: 1985. - 135 с.

76. Зайцев, Н.Л. Экономика промышленного предприятия. - М.: ИНФРА-М, 2008. - 414 с.

77. Зайцев, Ю.В. Пакеры и технологические схемы их установок / Ю.В. Зайцев, Р.А. Максутов, Х.А. Асфандияров [и др.] // Обз. информ. Сер.: Добыча.- М.: ВНИИОЭНГ, 1969. - 99 с.

78. Зайцев, Ю.В. Теория и практика газлифта /Ю.В. Зайцев, Р.А. Максутов, О.В. Чубанов [и др.]. - М.: Недра, 1987.

79. Зинченко, И.А. Применение гидроразрыва пласта при интенсификации притока на газоконденсатных скважинах Ямбургского месторождения и перспективы применения метода в процессе дальнейшего освоения залежей / И.А. Зинченко, С.А. Кирсанов, O.A. Маршаев [и др.]. - М.: ИРЦ Газпром, - 2007. - 180 с.

80. Зинченко, И.А. Применение гидроразрыва пласта при интенсификации притока на газоконденсатных скважинах Ямбургского месторождения и перспективы применения метода в процессе дальнейшего освоения залежей / И.А. Зинченко, С.А. Кирсанов, O.A. Маршаев и др.- М.: ИРЦ Газпром, 2007.-180 с.

81. Зинченко, И.А. Результаты работ по интенсификации притока посредством ГРП на газоконденсатных скважинах Ямбургского месторождения и перспективы применения метода в процессе дальнейшего освоения залежей / И.А. Зинченко, С.А. Кирсанов, Ю.Ф. Юшков // Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала в XXI веке: Материалы отраслевой науч.-практич. конф. (пос. Ямбург, 7-10 июня 2004 г). - М.: ИРЦ Газпром, - 2004. - С. 207-216.

82. Зозуля, Г.П. Опыт и особенности технологи ремонта скважин и обработки пластов с помощью установок «гибкая труба» на месторождениях Западной Сибири / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, В.М. Шенбергер [и др.] // Нефть и газ. 2000. - № 5. - С. 100-106.

83. Зозуля, Г.П. Перспективы применения койлтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, А.В. Ку-стышев, [и др.]// Известия вузов. Нефть и газ. - 2001. - № 6. - С. 55-59.

84. Зотов, Г.А. Эксплуатация скважин в неустойчиывых колекторах./ Г.А. Зотов, А.В. Динков, В.А. Черных. - М.: Недра, 1987. - 172 с.

85. Иванов, С. И. Особенности разработки, освоения и эксплуатация газоко-нденсатных месторождений на завершающей стадии / С. И. Иванов. - М.

: Недра, - 2005. - 246 с.

86. Игнатенко, Ю.К. Внедрение ПАВ на месторождениях Северного Кавказа / А.А. Кеворков , А.С. Сатаев //Газовая промышленность, М., 1986, №4. - С. 8-9.

87. Каплан, Роберт С. Организация, ориентированная на стратегию/ Роберт С. Каплан, Дейвид П. Нортон: Пер. с англ. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2009. - 416 с.

88. Каплан, Роберт С. Система сбалансированных показателей. От стратегии к действию./ Роберт С. Каплан, Дейвид П. Нортон - 2-е изд., испр и доп. / Пер. с англ. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. - 228 с.

89. Каплан, Роберт С. Стратегические карты. Трансформация нематериальных активов в материальные результаты / Роберт С. Каплан, Дейвид П. Нортон. - Пер. с англ. - М. : ЗАО «Олимп-Бизнес», 2009. - 512 с.

90. Катц Д. Руководство по добыче, транспорту и переработке природжного газа /Д. Катц, Д.Корнелл, Р. Кобаяши [и др.]. - М.: Недра, 1965. - 676 с.

91. Клещенко, И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко, А.В. Григорьев, А.П. Телков. -М.: Недра, 1998. - 267 с.

92. Клещенко, И.И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважиннах: Учебное пообие/ И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - 344 с.

93. Ковалев, В.В. Практикум по финансовому менеджменту. Конспект лекций с задачами. - М.: Финансы и статистика, 2010. - 207 с.

94. Коваленко, П.В. Новый пластовый изолятор / П.В. Коваленко, В.А. Сливнев, А.А. Ахметов, A.M. Шарипов // Газовая промышленность. 1993. № 8. - С. 20-21.

95. Колтюбинг. Настольная книга специалиста / Под ред. А.Г. Молчанова.-М.: Изд-во «Центр развития колтюбинговых технологий», - 2006. - 207 с.

96. Колчина, Н.В. Финансовый менеджмент: учеб. пособие для студентов вузов. - М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2008. - 464 с.

97. Кононов, А.В. Дмитрук В.В., Рахимов Н.В., Сингуров А.А «Обратная подача газа «высокой стороной». / А.В. Кононов, В.В. Дмитрук, Н.В. Рахимов, А.А. Сингуров // OIL&GAS JOURNAL. - 2009. №3(27) - С. 34 -37.

98. Кононов, А.В. Особенности капитального ремонта скважин на Вынгапу-ровском газовом месторождении / А.В Кононов., С.Г. Крекнин, В.Н. Дубровский [и др.] // Нефтесервис. - 2008. - № 3 (40). - C. 56 - 59.

99. Кононов, А.В. Технологии ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны газовых скважин в интервале продуктивного пласта / А.В. Кононов, В.В. Дмитрук, А.А. Сингуров. //Нефтепромысловое дело. - 2013. - №4. - С. 30 - 34.

100. Кононов, А.В., Комплексный подход к ремонту газовых скважин на заключительной стадии разработки месторождений / А.В. Кононов, В.В. Дмитрук, Н.В. Рахимов, А.А. Сингуров // Газовая промышленность. -2009. -№ 06 (632) - С. 45 - 48.

101. Котлер, Ф. Основы маркетинга. - М.: Издательский дом "Вильямс", 2007. - 126 с..

102. Кочетков, Л.М. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти. - Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья», - 2005. - 112 с.

103. Крезуб, А.П. Изменение проницаемости коллекторов в призабойной зоне пласта при заканчивании скважин / А.П. Крезуб, В.И. Яковенко // Нефтяное хозяйство. - 1986. - № 11. - С. 44-46.

104. Крезуб, А.П. Изменение проницаемости коллекторов в призабойной зоне пласта при заканчивании скважин / А.П. Крезуб, В.И. Яковенко // Нефтяное хозяйство. - 1986. - № 11. - С. 44-46.

105. Крекнин, С.Г. Проведение работ по капитальному ремонту скважин и интенсификации притока на фонде скважин ООО «Ноябрьскгаздобыча» за 2001-2006 гг. // Проведение работ по капитальному ремонту скважин на объектах добычи ОАО «Газпром». Результативность проведения геолого-технических мероприятий: Материалы совещания (Кисловодск, 26 февраля - 2 марта 2007 г).- М.: ИРЦ Газпром, 2007. - С. 50-67.

106. Кроль, B.C. Эксплуатация глубоких фонтанных скважин, оборудованных пакером / B.C. Кроль, А.В. Карапетов // Обз. информ. Сер.: Разработка иэксплуатация морских, нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1983. - Вып. 2. - 32 с.

107. Кряквин, Д.А. Технология гидровиброхимического воздействия на ПЗП и перспективы ее применения на газовых скважинах / Д.А. Кряквин, P.P. Басыров, А.В. Немков // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. региональной науч.-практич. конф., посвященной 5-летию Института нефти и газа.- Т. 2.- Тюмень: Экспресс, - 2005. - С. 99-104.

108. Ксенчук, Е.В. Технологии успеха./ Е.В. Ксенчук, М.К. Киянова - М.: Дело ЛТД, 2003. - 192 с.

109. Кудряшов, Б. Б. Бурение скважин в осложненных условиях : [Учеб. пособие для вузов по спец. "Технология и техника разведки месторождений полез. ископаемых"] / Б. Б. Кудряшов, А. М. Яковлев. - М. : Недра, 1987. - 268 с.

110. Кузнецов, В.В. Колтюбинговые установки на предприятиях ОАО «Газпром» // Нефть и капитал. Приложение 1. Колтюбинг: опыт, исследования, технология, практика. 2001- Вып. 1. - С. 14-16.

111. Кустышев, А.В. Анализ состояния и эффективности применяемых на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, В.И. Кононов,

В.В. Дмитрук // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2002. - 28 с.

112. Кустышев, А.В. Анализ эффективности ремонта скважин на месторождениях Западной Сибири // Проведение работ по капитальному ремонту скважин на объектах добычи ОАО «Газпром». Результативность проведения геолого-технических мероприятий: Материалы совещания (Кисловодск, 26 февраля - 2 марта 2007 г).- М.: ИРЦ Газпром, 2007.- С. 164 -182.

113. Кустышев, А.В. Восстановление продуктивности газовых скважин Крайнего Севера, длительное время находящихся в бездействующем фонде, на месторождениях // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов: VI Конгресс нефтегазопромышленников России. Секция В «Технологии освоения трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах» (25 мая 2005 г): Научные труды.- Уфа: Монография, 2005. - С. 291-294.

114. Кустышев, А.В. Оценка успешности ремонтов скважин на месторождениях Западной Сибири и пути совершенствования ремонтных технологий // Современное состояние и пути совершенствования технологий эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром»: Материалы НТС ОАО «Газпром» (Астрахань, 15-18 мая 2007 г). - М.: ИРЦ Газпром, 2007.- С. 27-39.

115. Кустышев, А.В. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении / А.В. Кустышев, В.Б. Обиднов, Чижова Т.И. [и др.]// Известия вузов. Нефть и газ. - 2005. - № 5. - С. 29-38.

116. Кустышев, А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпромэкспо», 2010. - 212 с.

117. Кустышев, А.В. Техническое состояние и капитальный ремонт газовых скважин месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча» / А.В. Кустышев, А.В. Кононов, Чижова Т.И. [и др.] // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, - 2004.- 53 с.

118. Кустышев, А.В. Техническое состояние и капитальный ремонт газовых скважин месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча» /А.В. Кустышев, А.В. Кононов, Т.И. Чижова [и др.] // Обз. Инф.. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 53 с.

119. Кустышев, А.В. Техническое состояние и капитальный ремонт газовых скважин месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча» /А.В. Кустышев, А.В. Кононов, Т.И. Чижова [и др.] // Обз. Инф.. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», - 2004. - 53 с.

120. Кустышев, А.В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Вектор Бук, - 2002. - 168 с.

121. Кустышев, И.А. Перспективы колтюбинговых технологий при консервации, расконсервации и ликвидации скважин / И.А. Кустышев, А.В.

Кустышев, Ю.В. Ваганов, И.В. Чижов // Время колтюбинга. - 2007. - № 4. - С. 25-28.

122. Лаврушко, П.Н. Подземный ремонт скважин.- М.: Гостоптехиздат, 1961.- 464 с.

123. Лазуткин, А. Г. Основы расчета и проектирования гидравлических ударных устройств: учеб. пособие / А. Г. Лазуткин, Л. С. Ушаков. - Караганда: КПТИ, 1981.

124. Ланчаков, Г.А. Опыт внедрения современных способов ремонтно-изоля-ционных работ в газовых скважинах Уренгойского нефтегазоконденсат-ного месторождения / Г.А. Ланчаков, А.Н. Дудов, В.И. Маринин, В.А. Стави-цкий, В.Н. Москвичев, В.Г. Григулецкий // Современное состояние и пути совершенствования технологий эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром»: Материалы НТС ОАО «Газпром» (Астрахань, 15-18 мая 2007 г).- М.: ИРЦ Газпром, 2007.- С. 143-148.

125. Ланчаков, Г.А. Опыт применения и выбор направлений различных методов интенсификации притока углеводородов на скважинах Уренгойского месторождения / Г.А. Ланчаков, Т.Г. Бердин, В.А. Ставицкий, В.П. Титов // Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского газодобывающего комплекса: Материалы науч.-технич. конф. (Анапа, май 2003 г). - М.: ИРЦ Газпром, - 2004.- С. 131-135.

126. Ланчаков, Г.А. Опытно-промышленные ремонтно-изоляционные работы в сеноманских скважинах Уренгойского месторождения / Г.А. Ланчаков, А.Н. Дудов, В.И. Маринин, [и др.] // Нефтяное хозяйство. -2005. - №11. - с. 73-77.

127. Ланчаков, Г.А. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах Уренгойского месторождения / Г.А. Ланчаков, А.Н. Дудов, В.И. Маринин [и др.] - М.: ВНИИОЭНГ, 2005. - 104 с.

128. Леонов, Е.Г. Гидроаэромеханика в бурение: учеб. пособие для вузов / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. - М.: Недра, 1987. - 304 с.

129. Лигназ-1, КССБ-5 : ТУ 17-06-311-94.

130. Лигносульфонат технический ЛСТ : ТУ 54-028-00279580-97.

131. Листак, М.В. Комплексный подход к ремонту газовых скважи с помощью колтюбинговых технологий / М.В. Листак, Ж.С. Попова, Е.К. Зозуля [и др.]// Известия вузов. Нефть и газ. - 2007. - №6. - С. 13-18.

132. Лукъянова, М. Н. Практика применения системы сбалансированных показателей // Финансы и кредит. - 2009. - № 6(246). - С. 69 - 72.

133. Мамедов, А.А. Предотвращение нарушений обсадных колонн.- М.: Недра, - 1990. - 240 с.

134. Масленников, В.В. Повышение эффективности капремонта по водоизо-ляции сеноманских газовых скважин Уренгойского месторождения / В.В. Масленников, Г.А. Ланчаков, В.Н. Маслов, В.В. Говдун // Обз. ин-форм. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 1998. - 32 с.

135. Маслов, И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин / И.И. Маслов // Обз. инф.. Сер. : Нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ. - М.: 1980. - 63 с.

136. Мельникова Е.В. Результаты освоения скважин на подземных газохранилищах и месторождениях углеводородов/ Е.В. Мельникова, В.И. Ни-фантов, Е.А. Мельников и др.// НТС «Вести газовой науки». Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазокон-денсатных месторождений, - 2015, - № 3(23). - С. 47-53.

137. Мельникова Е.В. Влияние петрофизических характеристик горных пород продуктивного пласта на результаты освоения скважин. - Газовая промышленность, №2, 2018. - С. 22-33.

138. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти : пер. с англ. и фр. /Под ред. В. Мори и Д. Фурментро. - М.: Мир, 1994.- С. 149-156.

139. Мищенко, И.Т. Расчеты в добыче нефти: учеб. пособие для техникумов.- М.: Недра, 1989.

140. Молчанов, А.Г. Агрегат «Скорпион» для внутрискважинных работ с гибкими длинномерными трубами. / I Всероссийская конференция по колтюбинговым технологиям. - М. 1998.

141. Молчанов, А.Г. Современное состояние и перспективы развития колтю-бинговой техники в России // Бурение и нефть. - 2003. - № 10. - С. 6-11.

142. Москвичев, В.Н. Проведение работ по капитальному ремонту скважин и интенсификации притока на месторождениях ООО «Уренгойгазпром» // Проведение работ по капитальному ремонту скважин на объектах добычи ОАО «Газпром». Результативность проведения геолого-технических мероприятий: Материалы совещания (Кисловодск, 26 февраля — 2 марта 2007 г).- М.: ИРЦ Газпром, 2007. - С. 7 - 16.

143. МП «Конкрепол» : ТУ 9365-001-13802-623-2003.

144. Нифантов В.И. Промысловые испытания технологии и специального оборудования для бурения скважин в условиях АНПД / В.И. Нифантов, С.А. Акопов, М.А. Кашапов и др. // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ. - Ставрополь, 2002. -С. 171-177.

145. Нифантов В.И. Эффективность ремонта газовых скважин на завершающей стадии разработки меторождений / В.И. Нифантов, М.Г. Гейхман, С.И. Иванов и др. // Обз. информация. Серия: «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», - 2004. - 65 с.

146. Нифантов, В.И. Вскрытие продуктивных пластов при строительстве и ремонте скважин // Обз. информ. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ИРЦ Газпром, 2002.- 59 с.

147. Нифантов, В.И. Научное обоснование процесса вскрытия пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления: дисс. д-ра техн. наук. - Ставрополь: СекКавГТУ, 2002. -395 с.

148

149

150

151

152

153

154

155

156

157

158

159

160

Нифантов, В.И. Повышение прдуктивности скважин: Опыт, пробоемы, перспективы./ В.И. Нифантов, Е.В. Мельникова, С.А. Мельников. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2014. - 242 с.

Номенклатурный каталог продукции, поставляемой «Промышленной группой «Метран» в 2001 г. . Выпуск 3.01. В 5 ч. Ч. 4 Номенклатура инофирм. - Челябинск: «Книга», 2001.

Номенклатурный каталог продукции, поставляемый ЗАО НТФ «Перфо-тех». - Рязань, 2005.

Нуряев, С.А. Бурение боковых стволов с горизонтальным участком из бездействующих добывающих скважин / С.А. Нуряев, А.А. Балуев, К.Н. Харламов // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 9. - С. 106-107. Обиднов, В.Б. Анализ причин обрыва гибкой трубы при промывке скважины после ГРП / В.Б. Обиднов, А.В. Кустышев, Г.П. Зозуля [и др.]// Время колтюбинга. - 2007. - № 2. - С. 30-33.

Овсянкин, A.M. Применение установок «непрерывная труба» при ремонте скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Материалы НТС ОАО «Сургутнефтегаз». - Сургут: 1999. Паникаровский В.В. Методы оценки кислотного воздействия на приза-бойную зону скважин // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, -2001. -29 с.

Пат. 1740641 РФ Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / Р. А. Сологуб, А.И. Березняков, В.Г. Румянцев [и др.] (РФ).- № 479799; Заяв. 11.03.90; Опубл. 15.06.92; Бюл. № 22

Пат. 1790590 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/00, Е 21 В 33/138. Жидкость для глушения скважины / Н.И. Крысин, Т.А. Скороходова, Г.А. Чуприна [и др.], заявитель и патентообладатель Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности. - №4847716/03, заявл. 07.06.1990; опубл. 23.01.1993, Бюл. № 3.

Пат. 2068080 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин / Б.А. Мамедов, А.Х. Шахвердиев, заявитель и патентообладатель ТОО фирма «Интойл».- №96101079/03, заявл. 30.01.1996; опубл. 20.10.1996, Бюл. № 29.

Пат. 2068081 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин / Б.А. Мамедов, А.Х. Шахвердиев, Х.Х. Гумерский [и др.], заявитель и патентообладатель ТОО фирма «Интойл». -№96103492/03, заявл. 04.03.1996; опубл.20.10.1996, Бюл. № 29. Пат. 2104392 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/02. Способ глушения скважины и блокирующая жидкость для глушения скважины / Ю.В. Баранов, И.Х. Зиятдинов, Т.Г. Валеева; заявитель и патентообладатель начн.-произ. Предприятие «Нефтегеотехнология». -№96108770/03 ; заявл. 06.05.96; опубл. 10.02.98, Бюл. № 4. Пат. 2138633 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/26. Жидкость для гидравлического разрыва пласта / Н.И. Крысин, М.Р. Мавлютов, Г.И.

Чебуков [и др.].; заявитель и патентообладатель ОАО «ПермНИ-ПИнефть» - №98105089/03; заявл. 17.03.98; опубл. 27.09.99, Бюл. № 27.

161. Пат. 2152972 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/06. Состстав и способ приготовления жидкости для глушения скважин / Г.Н. Поздны-шев, В.Н. Манырин, А.Н. Досов [и др.]. ; заявитель и патентообладатель Позднышев Г.Н., Манырин В.Н., Досов А.Н. [и др.]. - №99104424/03 ; заявл. 09.03.99; опубл. 20.07.2000, Бюл. № 20.

162. Пат. 2188304 РФ. Е 21 В 37/00, 19/22. Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин / А.Г. Ананенков, В.И. Кононов, О.М. Ермилов [и др.] (РФ).- № 2001135515; Заяв. 28.12.01; Опубл. 27.08.02; Бюл. № 24.

163. Пат. 2188308 РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения газовой скважины / В.И. Вяхирев, В.К. Голубкин, Г.И. Облеков, Р.А. [и др]. (РФ).- № 2001106924; Заяв. 16.03.01; Опубл. 27.08.02.

164. Пат. 2206719 РФ. Е 03 В 3/24, Способ сооружения гравийного фильтра в скважине / С.А. Рябоконь, А.А. Ахметов, А.А. Юрченко [и др.] (РФ).- № 2001135757; Заяв. 26.12.01; Опубл. 20.06.03; Бюл. № 17.

165. Пат. 2303121 Российская Федерация. МПК Е21В 37/00, Е21В21/00. Гидроударное устройство для очистки скважины от песчаной пробки / В.А.Машков, В.В.Кустов, Д.Н. Кулиш и др. (РФ). - № 2005126269/03; Заявл. 18.08.05; опубл. 27.02.07. - Бюл. № 6.

166. Пат. 2370636 Российская Федерация. МПК Е21В 43/00, Е21В 43/32. Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степенью обводненности/ патентообладатели А.В.Кононов, А.В. Кустышев, С. Г. Крекнин, А.А. Сингуров [и др.] - № 2008115742/03; заявл. 21.04.2008; опубл. 20.10.2009. Бюл. № 29.

167. Пат. 2370637 Российская Федерация. МПК Е21В 43/00, Е21В 43/32. Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД/ А.В.Кононов, А.В. Кустышев, Н.Д. Дубровский, С. Г. Крекнин, А.А. Сингуров, А.В. Немков. - № 2008115744/03; заявл. 21.04.2008; опубл. 20.10.2009. Бюл. № 29.

168. Пат. 2373388 Российская Федерация МПК Е21В43/32, Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах/ Р.А. Гасумов, А.А. Гаврилов, Т.Ш. Вагина - № 2008101025/03; заявл. 09.01.2008; опубл.

20.11.2009. Бюл. № 26.

169. Пат. 2379498 Российская Федерация МПК Е21В 43/32, Е21В 29/10. Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и наличия смятия нижней части эксплуатационной колонны/ патентообладатели А.В.Кононов, А.В. Кустышев, С. Г. Крекнин, А.А. Сингуров [и др.] - № 2008115708/03; заявл. 21.04.2008; опубл.

20.01.2010. Бюл. № 2.

170. Пат. 2399756 Российская Федерация МПК Е21В 43/25, Е21В 47/10. Способ освоения газовой скважины без пакера в условиях аномальнонизких пластовых давлений/ патентообладатели А.В.Кононов, Д.А. Кустышев, А.А. Сингуров [и др.] - № 2009123059/03; заявл. 16.06.2009; опубл. 20.09.2010. Бюл. № 26.

171. Пат. 2399756 Российская Федерация. МПК Е21В 43/25, Е21В 47/10. Способ освоения газовой скважины без пакера в условиях аномально-низких пластовых давлений / А.В.Кононов, Д.А. Кустышев, А.А. Сингуров [и др.] (РФ).- № 2009123059/03; Заявл. 16.06.2009; опубл. 20.09.2010. Бюл. № 26.

172. Пат. 2399757 Российская Федерация МПК Е21В 43/25, Е21В 47/10. Способ освоения пакеруемой газовой скважины в условиях аномально-низких пластовых давлений/ патентообладатели А.В.Кононов, И.А. Кустышев, А.Г. Филиппов, А.А. Сингуров [и др.] - № 2009123061/03; заявл. 16.06.2009; опубл. 20.09.2010. Бюл. № 26..

173. Пат. 2410529 Российская Федерация МПК Е21В 043/00. Способ восстановления обводненной нефтегазовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений/ патентообладатели А.В. Кустышев, А.А. Сингуров, В.Н. Дубровский - № 2009123020/03; заявл. 16.06.2009; опубл. 20.06.2009.

174. Пат. 2445446 Российская Федерация. МПК Е21В037/00, Способ промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях аномально низких пластовых давлений/ Д.А. Кустышев, В.З. Минликаев, А.Н. Лапер-дин, А.А. Сингуров [и др.]: патентообладатель Открытое акционерное общество "Газпром" - № 2010126353/03 ; заявл. 28.06.2010; опубл. 20.03.2012. Бюл. № 26.

175. Пат. 2455477 Российская Федерация МПК Е21В43/25. Способ освоения газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления: патентообладатель Открытое акционерное общество "Газпром" - № 2011104318/03 ; заявл. 07.02.2011; опубл. 10.07.2012. Бюл. № 26.

176. Пат. 2465434 Российская Федерация МПК Е21В29/00, Е21В43/32. Способ восстановления обсаженной газовой скважины со смятой эксплуатационной колонной в продуктивном интервале / А.В Кустышев, В.З. Минликаев,... А.А.Сингуров [и др.]: патентообладатель Открытое акционерное общество "Газпром" - № 2011126726/03 ; заявл. 29.06.2011; опубл. 27.10.2012. Бюл. № 30.

177. Пат. 2528803 Российская Федерация МПК Е21В43/27, С09К8/74. Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления: патентообладатель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" испытаний (ТюмГНГУ) - № 2013130185/03,; заявл. 01.07.2013; опубл. 20.09.2014. Бюл. № 26.

178. Пат. 5422 РФ. Е 21 В 43/08. Устройство для предотвращения пескования скважин / Я.И. Годзюр, В.В. Ремизов [и др.] (РФ).- № 96110529/20; Заяв. 28.05.96; Опубл. 16.11.97; Бюл. № 11.

179. Поп, Г.С. Глушение скважин в условиях снижающего пластового давления на месторождениях Западной Сибири / Г.С. Поп, В.М. Кучеровский, А.С. Зотов, Л.Ю. Бодачевская // Нефтепромысловое дело. 2002. № 11. -С. 26-29.

180. Поп, Г.С. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов газоконденсатных месторождений / Г.С. Поп, B.C. Кучеровский, П.А. Гереш // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газо-конденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1995. - 101 с.

181. Пуля, Ю.А. Исследование влияния газосодержания на реологические параметры пены / Ю.А. Пуля, А.А. Сингуров // Сб. науч. тр. / Материалы XXXIV научно-техническая конференция по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов Сев-КавГТУ за 2004 год. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2005. - С. 47.

182. Р Газпром 2-3.3-495-2010.-М.: ООО "Газпром экспо", 2010. - 30 с.

183. Райкевич, С. И. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. - М.: ИРЦ Газпром, - 2007. - 247 с.

184. Ремонт нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред. Ю.А. Нифонтова.- С.-Пб.: АНО НПО «Профессионал», В 2-х т. Т.1, 2005. -914 с; Т.2, 2005. - 494 с.

185. Романов, Н.М., Дюков Л.М., Калугин М.В., Пауль Б.Н. Опыт капитального ремонта газовых скважин / Н.М. Романов, Л.М. Дюков, М.В. Калугин, Б.Н. Пауль // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1975. -65 с.

186. Рябоконь, С.А. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин / С.А, Рябоконь, А.И. Пеньков, А.К. Куксов [и др.] //Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 2. - С. 16 - 22.

187. Рябоконь, С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин.- Краснодар: Просвещение-Юг, 2002. - 274 с.

188. Салихов, Р.Г. Проблемы в области бурения скважин на депрессии в системе скважина-пласт / Р.Г. Салихов, С.Д. Глухов, Т.Н. Крапивина [и др.] // Техника и технология бурения. - 2005. - №6. - С. 13-15.

189. Сахабутдинов P.P. Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения (на примере Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения): дис. канд. техн. наук: 25.00.15.- Защищена 10.06.05.-Краснодар: 2005. - 178 с.

190. Сахабутдинов, Р.Р. Технические наработки в области удаления песчаных пробок в газовых скважинах Уренгойского месторождения / Р.Р. Сахабутдинов, А.А. Ахметов, Н.В. Рахимов [и др.]. // Сб. науч. тр./ НПО «Бурение». - Краснодар: НПО «Бурение». 2002. - Вып. 8. - 298-308с

191

192

193

194

195

196

197

198

199

200

201

202

203

Сингуров А.А. Разработка технологии и технических средств для очистки газовых скважин от глинсто-песчаных пробок в условиях АНПД: автореф. дис. канд. техн. наук 25.00.15. - Ставрополь, 2007. - 25 с.

Сингуров А.А. Технологии капитального ремонта газовых скважинна месторождениях Крайнего Севера / А.А. Сингуров, В.И. Нифантов, В.М. Пищухин. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2020. - 161 с. Сингуров, А.А. Исследование реологических характеристик пен / А.А. Сингуров, Р.Н. Каллаева, Н.Ю. Игнатенко, В.Н. Селюкова // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : СевКавНИПИгаз, -2004. - Вып. 40. - С. 224-230.

Сингуров, А.А. К вопросу о выносных свойствах и удерживающей способности пенных систем / А.А. Сингуров, Р.Н. Каллаева // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. трудов/ СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. - Вып. 41. - С. 205-210.

Слюсарев, Н.И. Удерживающая способность пен / Н.И. Слюсарев, Л.С. Стреленя // Сб. науч. тр. / Всесоюзный научно-исследовательский институт методики и техники разведки. - Ленинград : ВНИИМТР, 1988. -С. 41-44.

Соловьев, Е.М. Заканчивание скважины.- М.: Недра, - 1979, - 303 с. Ставкин Г.П. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией в пенной среде // Г.П. Ставкин, Р.А. Гасумов, О.П. Андреев. / Обз. информация. Серия Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - 78 с.

СТО Газпром РД 2.1-140-2005 Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Газпром».

Строгий, А.Я. Исследования вертикальных газожидкостных потоков системы газ-вода-конденсат-ПАВ/ В.М. Захарченко, К.И. Толстяк //Газовая промышленность, М., 1991, №1. - С. 40-42.

Сулейманов, А.Б. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин : учеб. пособие для техникумов / А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. - М.: Недра, 1984.

Сушко, В. Комплекс для радиального вскрытия пласта // Время колтю-бинга. - 2009. №28, июнь - С. 24 - 27.

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

Тагиров, К.М. Анализ образования песчано-глинистых пробок в скважинах Северо-Ставропольского газового месторождения / К.М. Тагиров, З.К. Клименко, В.И. Нифантов, Л.П. Амелина // РС ВНИИЭгазпрома, сер.: Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. - М.: 1981, вып. 1- С. 36-39.

204

205

206

207

208

209

210

211

212

213

214

215

216

217

Тагиров, К.М. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии/ К.М. Тагиров, В.И. Нифантов. - М.: Недра-Бизнесцентр, -2003.- 160 с.

Тагиров, К.М. Влияние скорости восходящего потока на пробкообразо-вание в газовых скважинах/ К.М. Тагиров, В.И. Нифантов, Л.П. Амелина [и др.] // РНТС ВНИИЭГазпрома сер.: Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. - М.: 1982, - вып. 12. - С. 12-14.

Тагиров, К.М. Временная инструкция по промывке песчано-глинистых пробок в скважинах с АНПД. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, -2000.- 38 с.

Тагиров, К.М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. / К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин - М.: Недра, 1996. - 183 с.

Тагиров, К.М. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении газовых скважин/ К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин. - М.: Недра, -1996.- 94 с.

Тагиров, К.М. Ликвидация песчаных пробок в газовых скважинах / К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин, С.В. Долгов // Газовая промышленность. - 1983. -№2. - С. 18-19.

Тагиров, К.М. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, В.З. Минликаев [и др.] //Газовая промышленность. 1999. - № 8. - С.50-51.

Тагиров, К.М. Экспериментальные исследования динамических процессов при движении пены в скважине/ К.М. Тагиров, В.И. Нифантов, В.И. Киршин, Р.А. Тенн //Проблемы капитального ремонта и эксплуатации ПХГ: Сб. научных трудов ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь: 2001, вып.34. - С. 30-33.

Теория и практика заканчивания скважин / Под ред. А.И. Булатова. В 5 т. - М.: Недра, - 1997. Т.1. - 395 с.; 1997. - Т. 2. - 343 с.; 1998. - Т. 3. - 510 с.; 1998. - Т. 4. - 496 с.; 1998. Т. 5. - 374 с.

Тер-Саркисов, Р.М. Перспективы разработки сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири/ Р.М. Тер-Саркисов, Н.Г. Степанов // Газовая промышленность. - 2004. - № 7. - С. 30-33. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом // Обз. информ. Сер.: Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИО-ЭНГ, 1985.- 60 с.

Требин Ф.А. Добыча природного газа / Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макагон, К.С. Басниев.- М.: Недра, - 1976. - 368 с.

Трубы нефтяного сортамента: Справочник/ Под ред. А.Е. Сарояна - 3-е изд., перераб и доп. - М.: Недра, 1987. - 488 с.

ТУ 51-05751745-09-97 Газовый конденат. Технические условия Новоуренгойского газоперерабатывающего завода.

218

219

220

221

222

223

224

225

226

227

228

229

230

231

232

Уметбаев, В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков.- Уфа: РИЦ АНК «Баш-нефть». 2000.- 424 с.

Уокер, С. Очистка искривленных стволов скважин методом колтюбинга / С. Уокер, Дж. Ли // Колтюбинг. - Нефть и капитал. - 2001. - №1. Устройство гидроударное типа УГ: ТУ 3666-005-73197192-04. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. - М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. — 288 с.

Ханин, А.А. Коллекторы нефти и газа меторождений СССР. - М.: Госто-птехиздат, 1962. - 104 с.

Чернышева, Т.Л. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта / Т.Л. Чернышева, Г.В. Тимашев, А.Ю. Мищенко // Обз. ин-форм. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, - 1987. - Вып. 1.- 43 с. Шпуров, И. Перфорационные системы: состояние и стратегия развития // Технологии ТЭК. - 2003. - №6. - С. 45 - 49.

Штоль, В.Ф. Перспективы применения койлтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин зарезкой и бурением вторых стволов / В.Ф. Штоль, , В.А. Сехниашвили, А.В. Кустышев, А.Н. Ребякин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 1. - С. 25-30. Эфендиев, И.Ю. Методы борьбы с пескопроявлениями / И.Ю. Эфен-диев, А.Р. Везиров, И.И. Маслов // Нефтепромысловое дело.- 1985.- № 4.- С. 19-21.

Юсупходжаев, М.А. Математическая модель промывки песчаной пробки на газовых и газоконденсатных скважинах пенными системами с применением колонны гибких труб / М.А. Юсупходжаев, М.В. Галкин // Время колтюбинга. - 2005. - №2. - С. 46-49.

Якимов, Е.Ф. Геофизические методы контроля за техническим состоянием эксплуатационной колонны на скважинах Вынгапуровского газового месторождения / Е.Ф. Якимов, А.И. Мальцев, Д.Ю. Воропаев, Н.Б. Козлов // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. трудов/СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. - Вып. 43. - 252 с. Яковлева, И.Н. Справочник по финансовой стратегии и тактике. - М.: Профессиональное издательство, 2009. - 336 с.

Яковлева, И.Н. Справочник по финансовой стратегии и тактике. - М.: Профессиональное издательство, 2009. - 336 с. Beyer, A.H. Flow Behavior of Foam as a Well Circulating Fluid / A.H. Beyer, R.S. Milhone, R.W. Foote // SPE 3986, presented at the SPE 47th Annual Fall Meeting, (San Antonio, Texas, October 2-5 1972 г). Bourgoyne, A.T., Jr. et al.: Applied Drilling Engineering, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, 1986.

233. CT Boosts Flow Rates at Urengoi Field] /A. Shakiev, R. Sakhabudinov, A. Akhmetov. // Oil&GasEurasia. - 2004. - №10. - С. 48-51.

234. http://7tec.ru.

235. http://afdanalyse.ru/

236. http://afdanalyse.ru/.

237. http://dic.academic.ru/dic.nsf/polytechnic.

238. http://npprtt.ru/

239. http://ntc-krs.ru.

240. http: //oilgasj ournal .ru/vol_2/articles/2 8. pdf.

241. http: //turboersh.ru/

242. http://www.bakerhughes.com.

243. http://www.economicus.ru/

244. http://www.finansy.ru/

245. http://www.gazprom.ru/f/posts/70/788857/hr_politics.pdf.

246. http://www.gazprom.ru/f/posts/97/653302/polozhenie-nts-2013.pdf

247. http://www.halliburton.ru.

248. http://www.neftemash-nauka.com.

249. http://www.npoburenie.ru.

250. http://www.quartzgroup.ru.

251. http://www.scsbm.ru/service-product/him-reagenty-dlja-burovyh-rastvorov/utaj .php

252. http://www.sevcavnipigaz.ru.

253. http://www.slb.ru.

254. http://www.slb.ru/

255. Karakas, M., and Tariq, S.: Semi-analytical Productivity Models for Perforated Completions, paper SPE 18271, 1988.

256. Mathcad 2001: специальный справочник / В.П. Дьяконов. - СПб.: Питер, - 2002. - 831 с.

257. Mechanical properties of friable sands from conventional log data / Stein N. // Journal of Petroleum Technology. - 1976.

258. Mitchell, B. J. Viscosity of Foam / B. J. Mitchell // Ph.D. dissertation, University of Oklahoma, 1969.

259. Stein, N. Estimating maxsimum sand - free production rates from friable sands for different well completion geometry / N. Stein, A.S. Oden, L.G. Jones // Journal of Petroleum Technology. - 1974.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А (обязательное) Акты внедрения комплекса разработок

А.1 Акт ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель генерального

директора - главный инженер О^^ 1-1 ~" ^ Ноябрьск»

.В. Кононов 2016 г.

АКТ

О внедрении комплекса разработок, представленных в диссертационной работе «Научное обоснование технологий капитального ремонта скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в условиях

Сингурова Александра Александровича

на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Комиссия ООО «Газпром добыча Ноябрьск» в составе:

Составили настоящий акт о том, что Сингуровым A.A. разработан и внедрен в производство комплекс технических решений при ремонте скважин месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск»:

1. Подробное наименование внедренных разработок.

1.1. Методика комплексного планирования сложных ремонтов газовых скважин с применением традиционных передвижных подъемных агрегатов (далее ППА) и современных колтюбинговых установок.

1.2. Составы промывочных, пенообразующих жидкостей (ПОЖ), блокирующих жидкостей, а также наполнитель на основе древесной коры для блокирующих жидкостей.

падающей добычи»

Начальник производственного отдела по добыче газа, Ковалёв В.В. газового конденсата и нефти

Начальник отдела по разработке месторождений

Шакуров Р.Р.

1.3. Технологии удаления песчано-глинистых пробок (далее ПГП) в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки, технические средства для разрушения плотных ПГП, с последующим освоением скважин. Методика расчета параметров технологического процесса удаления ПГП в импульсном режиме.

1.4. Технологии восстановления продуктивности обводненных газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (далее АНПД) с использованием ППА и современных колтюбинговых установок.

1.5. Технологии восстановления продуктивности обводненных газовых скважин установкой «хвостовика» (потайной колонны) в условиях АНПД с коэффициентом аномальности менее 0,3. Технические конструкции разъединителей для установки хвостовиков.

1.6. Технология проведения ремонтно-изоляционных работ (далее РИР) путем бурения бокового (неориентированного) ствола в скважинах с деформацией и смещением эксплуатационной колонны.

1.7. Технологии освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД с различными коэффициентами аномальности с применением колтюбинговых установок.

1.8. Технологии освоения газовых скважин обратной подачей газа от УКПГ с использованием колтюбинговой установки.

1.9. Методика подбора характеристик перфораторов для снижения скин—эффекта.

1.10. Состав для обработки призабойной зоны пласта (далее ПЗП), интенсификации притока газовых скважин на основе «лимонной кислоты».

2. Тема, задание, научное исследование, результатом которых явились разработки, мероприятия.

Представленный комплекс разработок в области ремонта, освоения и интенсификации скважин, является результатом законченных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по диссертационной работе Сингурова Александра Александровича на тему «Научное обоснование технологий капитального ремонта скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи» на соискание ученной степени доктора технических наук по специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

Наименование предприятия, где произведено внедрение.

ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

3. Наименование объекта, где произведено внедрение.

- Промысловые испытания наполнителя для блокирующей жидкости были проведены в 2004-06 гг. на 10-ти скважинах Комсомольского газового месторождения (далее КГМ), на 2 скважинах Вынгапуровского газового месторождения (далее ВГМ).

- Применение пенообразующих жидкостей (ПОЖ) с использованием колтюбинговой установки проводились на скважинах Комсомольского (КГМ), Вынгапуровского (ВГМ), Западно-Таркосалинского (ЗТГМ), Губкин-ского (ГГМ), Вынгаяхинского (ВЯГМ), Етыпуровского (ЕПГМ) газовых месторождений при освоении и промывке песчано-глинистых пробок.

- Опытно промышленные испытания гидроударных устройств и технологии удаления ПГП в импульсном режиме с использованием колтюбинговой установки проведены с 2003-2006 гг. при ремонте 12-ти скважин ВГМ, двух скважин КГМ. Технология успешно внедрена и использовалась

2003-14 гг. на всех месторождениях ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

- Технологии восстановления продуктивности обводненных газовых скважин в условиях АНПД с использованием ППА и современных колтюбинговых установок, испытывались в 2012-13 гг. на 15 скважинах КГМ, на 8 скважинах, на 1 скважине ЕПГМ, на 1 скважине ВЯГМ.

- Технологии восстановления проектной продуктивности обводненных газовых скважин месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки с коэффициентом аномальности менее 0,3, с установкой «хвостовика» (потайной колонны), применены в 2005-11 гг. на 20 скважинах ВГМ. В 2012-13 технология применена на 11 скважинах КГМ и 2 скважинах ЗТГМ.

- Технология по проведению ремонтно-изоляционных работ (РИР) путем бурения бокового (неориентированного) ствола в скважинах с деформацией или смещением эксплуатационной колонны внедрена в 2007-08 гг. на 2 скважинах ВГМ.

- Технологии освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД с помощью колтюбинговых установок использовались в

2004-14 гг. при ремонте скважин всех месторождений с различными коэффициентами аномальности пластовых давлений,

- Технология освоения газовых скважин обратной подачей газа от УКПГ с использованием колтюбинговой установки, применена в 2005-08 гг. на 7 скважинах ВГМ.

- Состав для обработки призабойной зоны пласта (далее ПЗП), интенсификации притока газовых скважин на основе «лимонной кислоты»

опробован и применен в 2010-11 гг. на 4 скважинах ВГМ, на 2 скважинах КГМ и 4 скважинах ЗТГМ.

4. Основные результаты внедрения.

Разработки внедрены в период 2004 - 2014 гг. при ремонтно-восстановительных работах на большом количестве скважин месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск». В результате внедрения в производство комплекса технико-технологических решений стала возможность проведения ремонта скважин в условиях АНПД, интенсивного обводнения залежей углеводородов с восстановлением проектной продуктивности скважин. Комплексное применение разработанных технологий обеспечивает повышение коэффициента извлечения углеводородов из залежи, продление срока эксплуатации скважин и их межремонтного периода, обеспечивает технико-экономическую эффективность ремонта скважин.

С учетом геолого-технических условий месторождений Западной Сибири, величины АНПД и основных требований, предъявляемым к промывочным жидкостям, разработаны новые составы ПОЖ, блокирующих жидкостей и новый наполнитель на основе древесной коры, которые прошли успешные ОПИ на скважинах.

Результаты работ по внедрению технологии промывки ПГП с использованием колтюбинговой установки показали, что применение импульсной промывки позволяет снизить гидростатическое давление на пласт и уменьшить количество промывочной жидкости на удаление песчаной пробки. Применение гидроударного устройства УГ-С-56 позволило повысить механическую скорость процесса удаления ПГП вдвое.

Предложенная классификация технического состояния фонда скважин с учётом коэффициента аномальности пластового давления, позволила систематизировать процесс планирования КРС, выбор технологии РИР и повысить эффективность работ. Дополнительно выполнен анализ результативности применяемых технологий и используемых материалов, скважинные исследования с применением глубинных манометров-термометров УМТ-1 в процессе РИР, подбор составов для выравнивания профиля приемистости перед РИР, разработка мероприятий по оптимизации применяемых технологий. По итогам разработаны рекомендации, направленные на обеспечение повышения эффективности КРС.

Разработан комплекс различных способов восстановления продуктивности обводненных газовых скважин в условиях АНПД на месторождениях, находящихся на заключительной стадии разработки, при наличии деформации и смятия нижней части эксплуатационной колонны, в условиях высокой

расчлененности коллекторов и степени обводненности. Применение комплекса данных разработок позволило:

- проводить ремонты скважин, которые в предыдущие годы считались бесперспективными с выводом скважин из эксплуатации, переводом в наблюдательный фонд или ликвидацию;

- обеспечить изоляцию продуктивного пласта (необводненную его часть) от воздействия технологической жидкости на время производства работ;

- направить изоляционную жидкость непосредственно в обводненную часть пласта, обеспечить селективность процесса изоляции;

создавать герметичный водоизолирующий экран большей толщины при проведении РИР под давлением с пакером;

- сократить время на освоение скважины после капитального ремонта;

повысить технико-экономическую эффективность капитального ремонта скважин и обеспечить проектные объемы добычи углеводородов.

Разработан комплекс технологий по проведению РИР путем бурения бокового (неориентированного) ствола в скважинах с деформацией, смятием, смещением эксплуатационной колонны или с осложнениями, полученными в процессе ремонта (прихват колонн труб в интервале перфорации). При использовании комплекса технологий без дорогостоящих телеметрических систем геонавигации, набор угла искривления зависит только от угла клина-отклонителя, а максимально возможный отход от ствола скважины составляет 3 м. Время выполнения работ и затраты не превышают продолжительность и стоимость капитального ремонта по водоизоляционным работам с установкой промежуточной колонны, исключается насыщение пласта технологической жидкостью. Технологии бурения неориентированного бокового ствола позволяют решить проблемы с нарушением эксплуатационной колонны или с осложнениями, полученными в процессе капитального ремонта.

Разработанная методика определения влияния характера вскрытия пластов на производительность газовых скважин, обеспечили возможность подбора характеристик перфораторов для снижения скин-эффекта.

Разработан комплекс технологий освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД с различными коэффициентами аномальности с помощью колтюбинговых установок, которые прошли успешные испытания. Использование комплексного подхода к освоению газовых скважин, сочетающих методы отбора газа из скважины-донора, его компримирования с помощью бустерной установки, очистки ГЖС от водной фазы и закачивания в осваиваемую скважину высоконапорного газа, позволило создать новую тех-

нологию освоения скважин в условиях АНПД. Результаты внедрения показали высокую эффективность технологии освоения скважин с использованием обратной подачи газа «высокой стороной», обосновать возможность применения бустерных установок на заключительной стадии разработки газовых месторождений.

Разработанный состав для обработки призабойной зоны пласта, интенсификации притока газовых скважин на основе «лимонной кислоты» доказал свою эффективность, достигнута устойчивость ПЗП к разрушению после обработки, снижение стоимости материалов на одну обработку в 3,3 раза по сравнению со стандартной глино-кислотной обработкой.

В результате внедрения в производство комплекса технико-технологических решений при капитальном ремонте, освоении, интенсификации притока скважин на месторождениях ООО "Газпром добыча Но-ябрьск» в период 2004 - 2015 годы, получен дополнительный объем добычи углеводородов, продлен срок эксплуатации скважин, увеличены коэффициенты извлечения УВС.

Экономическая эффективность от внедрения разработок выполнена по методикам определения эффективности инвестиций, выражена расчетным чистым дисконтированным доходом (ЧДД) р оценочно составляет до 15 (пятнадцати) млрд.руб.

Начальник производственного отдела по добыче газа, газового конденсата и нефти

ООО "Газпром добыча Ноябрьск»

Начальник отдела по разработке месторождений

ООО "Газпром добыча Ноябрьск»

Ковалёв В.В.

Шакуров Р.Р.

А.2 Акт ООО « Газпром добыча Надым»

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель генерального директора - главный геолог

АКТ

О внедрения комплекса разработок, представленных в диссертационной работе «Научное обоснование технологий капитального ремонта скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи» Сингурова Александра Александровича на соискание учёной степени доктора технических наук по специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.