Повышение эффективности капитальных ремонтов скважин с целью совершенствования разработки и эксплуатации газовых залежей: На примере месторождения Медвежье тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Дмитрук, Владимир Владимирович

• Дмитрук, Владимир Владимирович
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Дмитрук, Владимир Владимирович

Введение.

1 Обзор и обобщение научных исследований по проблемам повышения 8 эффективности разработки месторождений и эксплуатации скважин.

1.1 Принципы рациональной разработки газовых месторождений.

1.2 Промыслово-геологические особенности разрабатываемых газовых 9 месторождений.

1.3 Теория и практика эксплуатации газовых скважин.

1.4 Существующие методы повышения эффективности эксплуатации 14 скважин.

1.5 Методы проведения ремонтных работ в скважинах.

1.6 Способы эксплуатации и ремонта скважин на Медвежьем 21 месторождении.

1.7 Выводы по первой главе.

2 Особенности геологического строения и разработки Медвежьего 26 месторождения.

2.1 Краткие сведения о геологическом строении.

2.2 Характеристика газосодержащих пластов.

2.3 Анализ динамики начальных и остаточных запасов газа.

2.4 Особенности состояния разработки газовой залежи и эксплуатации 36 скважин на поздней стадии.

2.5 Анализ продуктивности эксплуатационных скважин в условиях 40 дефицита пластовой энергии.

2.6 Совершенствование методики, оценки продуктивности газовых 47 скважин на поздней стадии эксплуатации.

2.7 Оценка обводнения залежи и скважин.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности капитальных ремонтов скважин с целью совершенствования разработки и эксплуатации газовых залежей: На примере месторождения Медвежье»

Медвежье месторождение явилось первенцем газовой промышленности на Крайнем Севере России. Оно было введено в разработку в начале семидесятых годов прошлого столетия и фактически на нем апробировались новые нетрадиционные подходы к проблемам освоения, эксплуатации и рациональной разработки. Практически впервые в мире, на промысле нашли широкое применение такие технические решения, как эксплуатация скважин увеличенного диаметра, центрально-групповая схема размещения эксплуатационных скважин, дифференцированная система вскрытия продуктивного горизонта, поэтапный ввод в разработку отдельных участков залежей ремонт скважин в условиях слабоцементированного коллектора и многие другие.

Сегодня сеноманская газовая залежь выработана на 80%. Пропорционально уменьшился запас пластовой энергии, возросло обводнение залежи и отдельных скважин, вплоть до полного обводнения интервалов перфорации и выхода их из эксплуатации. В условиях слабосцементированных коллекторов это привело к снижению прочностных характеристик призабойных зон, разрушению скелета породы, выносу песка и других механических примесей в продукции скважин и, как следствие, абразивному износу оборудования. В сочетании с физическим и моральным износом скважинного оборудования, значительно обострились проблемы рациональной разработки месторождения на заключительной стадии эксплуатации, что потребовало дополнительного изучения проблемы и выработки рекомендаций по повышению текущей и конечной газоотдачи залежи.

Аналогичные проблемы возникают и на других промыслах севера Западной Сибири. Так Вынгапуровское месторождение выработано на 78%, уникальное Уренгойское - на 65%, Ямбургское на 46%. На очереди падение добычи газа на Комсомольском, Юбилейном, Западно-Таркосалинском месторождениях, что подтверждает актуальность проблемы необходимости повышения эффективности разработки и работы газовых скважин на поздних стадиях эксплуатации месторождений за счет совершенствования методов капитального ремонта.

Сказанное подтверждает актуальность проблемы повышения эффективности работы газодобывающих скважин и совершенствования на этой основе разработки газовых залежей. Для решения этой проблемы, автором, в качестве полигона для исследований, выбрана система разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения.

Целью настоящей работы является повышение эффективности капитальных ремонтов скважин для совершенствования разработки месторождений и эксплуатации скважин. Из поставленной цели вытекают задачи, которые необходимо решить в процессе исследований, а именно выявление особенностей геологического строения залежи и их влияния на разработку месторождений в целом, отдельных участков и эксплуатацию скважин. Решение данной задачи особенно важно на поздней стадии разработки, когда геологические особенности, в сочетании со снижением запаса пластовой энергии и износом промыслового оборудования, начинают оказывать определяющее влияние на процессы фильтрации жидкости и газа в пласте и особенно в призабойной зоне.

Другой важной задачей, без решения которой, по мнению автора, нельзя достичь поставленной цели, является оценка технического состояния фонда добывающих скважин на месторождении и анализ ранее проведенных работ по их восстановлению.

На основе изучения особенностей геологического строения, анализа текущего состояния разработки сеноманской газовой залежи, оценки технического состояния скважин и выявления причин их отказов в работе необходимо дать рекомендации по реанимации или ликвидации скважин, повышению их производительности, что в итоге позволило дать прогноз рациональной доразработки залежи, обеспечивающей максимальное извлечение газа.

Обобщение и осмысление полученных результатов позволило автору дать теоретическое обоснование влияния геолого-промысловых особенностей на процессы, происходящие в пласте при разработке газовых залежей, предложить концепцию выбора оптимальных и допустимых технологических режимов работы газодобывающих скважин, уточнить величину остаточных запасов газа и их распределение по площади газоносности.

Анализ продуктивности скважин на заключительной стадии эксплуатации позволил автору сделать вывод о неприменимости двучленного уравнения притока к забою скважины в конкретных условиях и предложить новый метод обработки результатов исследования газовых скважин.

На основе анализа выявлено, что образование песчано-глинистых пробок не зависит от глубины спуска НКТ, а зависит от глубины залегания газоотдающего пропластка.

Разработаны новые составы для глушения скважины (Praestol) и изоляции притока пластовых вод (ПВС), которые легли в основу новых технологий по глушению скважин, водоизоляции и промывке песчано-глинистых пробок.

Большое внимание уделено вопросам организации добычи газа из скважин в условиях их морального и физического износа. В частности, на уровне изобретений, предложен новый способ очистки призабойных зон скважин при их капитальном ремонте, способ освоения скважин, разработаны теоретические основы проведения водоизоляционных работ в обводняющихся газовых скважинах.

Результаты проведенных исследований реализованы при непосредственном участии автора в следующих документах:

1. Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения на заключительной стадии эксплуатации. ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень 2000г. (протокол № 34-р/01 от 14.06.01г.).

2. Технологический регламент по ликвидации и консервации скважин на месторождениях ООО «Надымгазпром» (РД 08-347-00).

3. Авторское сопровождение разработки сеноманских газовых залежей месторождений ООО «Надымгазпром» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 1999, 2000, 2001, 2002, 2003 гг.).

4. Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ композициями на основе поливинилового спирта в вертикальных и наклонно-направленных скважинах. - Тюмень. ТюменНИИгипргаз. 2002. (РД 00158758-2342002).

Практическая ценность представленной диссертационной работы заключается в том, что на основе анализа видов и объемов КРС автором выполнен прогноз ремонтно-изоляционных работ на промысле, даны предложения по совершенствованию технологии КРС на месторождении; разработаны мероприятия и предложения по консервации и ликвидации скважин, не подлежащих капремонту; выработаны рекомендации по предупреждению осложнений и компоновке лифтовых труб на поздней стадии эксплуатации; разработан технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок; получен экономический эффект от внедрения авторских предложений в объеме 300 млн.руб.

Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались автором и обсуждались: на научно-практической конференции «Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона» (г.Тюмень, 1997г.); на Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г.Тюмень, 1998г.); на Международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России (г.Тюмень, 1999г.); на заседаниях Комиссии по разработке газовых и газоконденсатных месторождений и использованию недр (Москва, 2000г.); на заседаниях научно-технического совета ООО «Надымгазпром» (г.Надым, 19982003гг.), на заседании Ученого Совета ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г.Тюмень, 2002г.); на Всероссийской конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (г. Надым, 2003г.).

Автор выражает глубокую признательность ученым и специалистам, оказавшим всемерную помощь в выполнении работы: академику РАН А.Э. Дмитриевскому, чл. корреспонденту РАН О.М. Ермилову, д.т.н. Г.И. Облекову, д.т.н. Б.В. Дегтяреву, к.т.н. В.И.Кононову, к.т.н. А.В. Кустышеву, к.т.н. В.Н.Маслову, к.г-м.н. А.Н. Лапердину, к.г-м.н. И.М. Чуповой, к.т.н. В.Н. Гордееву, к.т.н. В.К. Голубкину, к.т.н. А.И. Березнякову и др.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Дмитрук, Владимир Владимирович

5.6 Основные выводы и рекомендации по главе 5

1. Аналитический обзор существующих методов и составов, применяемых при производстве работ по ограничению водопритоков в скважины, выявил, что при производстве ремонтно-изоляционных работ предпочтение следует отдавать материалам и методам селективного действия, в частности элементоорганическим соединениям (модификаторы, этилсиликаты, спирты, кремнийорганические соединения).

2. Разработаны водоизолирующие композиции на основе поливинилового спирта, этилсиликатов, гидрофобизирующих кремнийорганических жидкостей и неорганических полимеров. Лабораторные исследования показали их высокую водоизолирующую способность. Коэффициент изоляции составил 0,8 - 0,9 и более.

3. В области глушения и производства водоизоляционных работ на скважинах с АНПД разработан незамерзающий эмульсионный состав на основе газового конденсата и минерализованной воды. Промысловый эксперимент по ограничению водопритока в скважине № 605 Медвежьего месторождения показал высокую работоспособность разработанной водоизолирующей композиции на основе поливинилового спирта (ПВС-В1Н) и гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ-11Н), что позволяет рекомендовать ее для широкого промышленного использования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработка крупных газовых месторождений в настоящее время связана с рядом особенностей, затрудняющих эффективный контроль и управление процессами добычи газа. К ним относятся: поэтапный ввод в эксплуатацию отдельных участков, значительная степень истощения запасов газа на многих месторождениях, высокая обводненность продуктивных пластов и добывающих скважин, большой фонд бездействующих скважин, увеличение числа капитальных ремонтов скважин и другие факторы.

Основой для осуществления рациональной разработки месторождения является детальное изучение особенностей геологического строения месторождения и выработка рекомендаций по оптимальному размещению эксплуатационных скважин, повышению их продуктивности, предотвращению преждевременного обводнения. В этой связи автором в рамках диссертационной работы проведен анализ особенностей геологического строения сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения и связанных с этим возможных осложнений при бурении и эксплуатации скважин.

Продуктивная толща сеномана характеризуется сильной изменчивостью литологического состава, значительной слоистой неоднородностью, неравномерной глинистостью, сильной расчлененностью разреза. Разрезы скважин, как правило, по материалам ГИС не коррелируются или коррелируются с трудом. Даже в скважинах, расположенных в пределах одного куста, на расстоянии 50 - 70 м, разрезы, практически, не сопоставимы, что затрудняет прогнозирование работы залежи и технологических режимов работы добывающих скважин.

Сеноманский водоносный горизонт имеет значительную толщину и прослеживается на сотни километров, что обуславливает упруговодонапорный режим разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения, что предполагает вторжение воды в газовую залежь и обводнение скважин в процессе эксплуатации.

Промышленная эксплуатация сеноманской газовой залежи началась в апреле 1972г. с вводом в эксплуатацию самой южной УКПГ-2. Позднее были введены еще семь УКПГ. В октябре 1977г. промысел выведен на проектный уровень годовых отборов газа 65 млрд.м3.

Достаточно продолжительное время сеноманская газовая залежь эксплутировалась высокими темпами. Максимальный отбор газа был достигнут в 1983г. и равнялся 75,44 млрд.м3, что составляет 3,4% от утвержденных геологических запасов (2200 млрд.м3). В последующие годы уровни добычи постепенно снижались (в среднем на 0,5 млрдм3/год), хотя и оставались довольно высокими.

В целом по месторождению за весь период разработки отобрано 1721 млрд.м3 или более 78% от начальных утвержденных запасов газа.

Автором выявлен ряд особенностей подсчета запасов газа на основе методов материального баланса в условиях сеноманских залежей. К ним относятся неопределенности, возникающие при определении характера обводнения залежи, связанные с центрально-групповой схемой размещения скважин, с дифференцированной системой вскрытия, с техническим состоянием скважин, с поэтапным вводом месторождения в разработку. В результате расчетов установлено, что наиболее достоверной оценкой начальных запасов газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения является 2204,73 млрд.м3, в том числе запасы газа в обводненных интервалах оцениваются в количестве 177,93 млрд.м3. Причем запасы в обводненном разрезе находятся в динамическом состоянии и оказывают значительное влияние на основные показатели разработки месторождения, на заключительной стадии. В результате расчетов обоснованы остаточные запасы газа, которые составляют 482 млрд.м3, в том числе в свободном объеме, т.е. которые можно добыть существующим фондом скважин, -304 млрд.м3.

Анализ результатов газодинамических исследований скважин позволил автору отметить тенденцию к ухудшению фильтрационных характеристик призабойных зон скважин во времени, что обусловлено образованием песчаных пробок на забоях и повышенным содержанием жидкости в продукции скважин. Об этом же свидетельствуют промысловые данные. Так если в 2002г. 36% скважин работали с дебитами ниже проектных, то в 2003г. их количество увеличилось до 40%.

Большие различия в дебитах скважин, работающих в один шлейф, при значительном снижении пластового давления и приводят к эффекту самозадавливания скважин и искусственному снижению продуктивности низкодебитных скважин. Эксплуатация осложняется также наличием межколонных давлений различной интенсивности, отмеченных в 160 скважинах. Причем фонд таких скважин постоянно растет.

Текущая продуктивность действующего фонда эксплуатационных скважин в значительной мере зависит также от качества цементирования эксплуатационных колонн и от интенсивности водо- и пескопроявлений.

Анализ материалов по контролю за продвижением газоводяного контакта и изменением газонасыщенности по разрезу сеноманских продуктивных отложений свидетельствует, что на Медвежьем месторождении происходит активное внедрение подошвенной воды в газовую часть залежи, в результате чего ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства пласта и призабойной зоны, снижаются прочностные свойства пород, ухудшаются условия дренирования, что в конце концов приводит к необходимости проведения ремонта добывающих скважин с целью их реанимации, и обеспечения рациональной разработки месторождения.

При прочих равных параметрах слабосцементированных пород (таких, как плотность, открытая пористость и т.д.) прочность водонасыщенных пород составляет 0,0 - 0,6 от их прочности в сухом состоянии. Одной из причин увеличения объема попутно добываемой с газом воды является повышение влагосодержания газа в пластовых условиях.

Основными видами ремонтных работ являются изоляция притока пластовой воды, ликвидация выноса песка и операции по извлечению пакеров. Причем, по мере падения пластового давления, увеличиваются объемы работ, направленных на уменьшение потерь давления по стволу скважины, а также работ, связанных с изоляцией водопритока, ограничением выноса механических примесей и интенсификацией притока.

Возникающие осложнения при эксплуатации и капитальном ремонте скважин (самозадавливание, нарушение герметичности колонн, песко- и водопроявления) вполне устранимы с помощью существующих технологий, способов и технических средств (специальные ПАВ, забойные фильтры, технологии освоения при низких пластовых давлениях, технологии изоляции пластовых вод и др.). Однако существует настоятельная необходимость в создании новых и усовершенствовании уже имеющихся технологий и технических средств для эксплуатации и ремонта газовых и газоконденсатных скважин применительно к условиям северных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Автором проведен анализ конструкций и технического состояния скважин на Медвежьем месторождении. В процессе обустройства месторождения наибольшее распространение получили конструкции скважин с эксплуатационными колоннами диаметром 219 мм -52%. Доля скважин с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм составляет 39%. Такие скважины приурочены к периферийным участкам залежи (на крыльях свода). В большинстве пробуренных скважин наблюдается недоподъем цемента за эксплуатационной колонной до устья.

За время эксплуатации с 1972 по 2003г. включительно на месторождении Медвежье были отремонтированы 852 скважины. Основными видами капитального ремонта за этот период времени явились работы по изоляции притока жидкости, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, операции по установке и извлечению эксплуатационных пакеров и по ликвидации песчано-глинистых пробок.

На начальной стадии и в основной период разработки, в связи с наличием многолетнемерзлых пород, высоким начальным пластовым давлением и большими дебитами, на месторождении применялась пакерная схема компоновки подземного оборудования. Она обеспечивала не только противофонтанную безопасность, но и защиту внутренних поверхности эксплуатационной колонны от абразивного и коррозионного воздействия продукции скважин и технологических растворов, пассивную защиту многолетнемерзлых пород (ММП) от растепления, давала возможность проведения ремонта устьевого оборудования скважины без ее глушения. Падение пластового давления и снижение рабочих дебитов позволило перейти на беспакерную эксплуатацию. В настоящее время на месторождении по пакерной схеме работают 47% скважин эксплуатационного фонда, по беспакерной - 53%.

Многолетний опыт эксплуатации скважин Медвежьего месторождения показал, что пакерная схема наряду с положительными сторонами имеет и отрицательные моменты, в частности невозможно освоить скважину, работающую с постоянным накоплением столба жидкости на забое по причине наличия подпакерного хвостовика; затруднено проведение работ по ингибированию и промывке забоя скважины, профилактике соле- и парафиноотложений в стволе ниже пакера, интенсификации притока; большая трудоемкость проведения ремонтов скважин и высокая их стоимость по причине применения специальной техники. Комбинированные колонны и колонны уменьшенного диаметра имеют более высокие потери давления и температуры по стволу, нежели равнопроходные. Отступление от проектных конструкций лифтовых колонн вызвано, в основном, организационными причинами, а именно отсутствием труб требуемых диаметров.

Другие методы интенсификации притока газа на месторождении Медвежье, такие как зарезка и бурение второго ствола, практически не проводились, что объясняется в первую очередь большими материальными затратами, сопоставимыми со стоимостью строительства скважин.

Создание искусственных водоизоляционных экранов - один из наиболее эффективных методов борьбы с обводнением скважин подошвенными водами. К тампонажным материалам с различными физико-химическими свойствами и механизмом действия предъявляется требование надежного перекрытия путей притока воды в скважину. Осуществимость этого определяется соотношением между напряжениями в материале, возникающими при освоении и эксплуатации скважины, и его прочностными характеристиками. Наиболее часто в качестве изоляционного материала применяют цементные суспензии.

Наибольшее предпочтение при производстве водоизоляционных работ следует отдавать материалам и методам селективного действия. Селективность изоляционных работ основывается на свойствах изолирующего материала, поэтому термин «селективный» распространяется и на материал. С учетом природы селективных водоизолирующих составов в настоящее время методы их применения делят на три группы: методы, основанные на закачке в пласт органических полимерных материалов; методы, основанные на применении неорганических водоизолирующих реагентов; методы, основанные на закачке в пласт элементоорганических соединений.

Автором, на уровне изобретения предложен новый метод изоляции пластовых вод с помощью колтюбинговой установки. Скважины, выбранные для этой технологии, должны удовлетворять следующим условиям: обводнение скважины происходит вследствие прорыва воды по пласту; интервал перфорации и зумпф должны быть свободны от осадка и посторонних предметов; обсадная и лифтовая колонны должны быть герметичны; приемистость скважины по воде должна быть не менее 150 м3/сут при давлении нагнетания не более 12 МПа. При недостаточной приемистости проводится увеличение приемистости одним из стандартных методов (кислотная обработка, обработка растворителями и т.д.). Данный способ опробыван в 17 скважинах месторождения Медвежье. В результате использования данного метода получены высокоэффективные водоизолирующие экраны, позволившие восстановить производительность простаивающих скважин до уровня проектной.

Практика вскрытия толщи продуктивных отложений с неоднородными пропластками (по типу Медвежьего) единым фильтром на поздней стадии разработки не оправдывает себя, поскольку при этом не всегда удается освоить нижележащие пропластки, что приводит к преждевременным капитальным ремонтам из-за образования песчано-глинистых пробок, снижает коэффициент готовности фонда эксплуатационных скважин и ведет к незапланированным потерям в добыче газа. Необходимо проводить поэтапную перфорацию газонасыщенных интервалов по схеме - "снизу-вверх" и, лишь освоив нижние пропластки, приступать к перфорации и освоению вышележащих интервалов. Башмак НКТ необходимо устанавливать на уровне верхней границы интервала перфорации - это существенно снизит гидравлическое сопротивление при работе верхних интервалов, и, кроме того, даст возможность проводить оперативный контроль за разработкой месторождения геофизическими методами, особенно, в условиях водо- и пескопроявления.

В настоящее время получают все большее распространение способы ремонта скважин с помощью колтюбинговых установок с безмуфтовыми длинномерными трубами (БДТ). Эти установки могут быть с успехом применены и при удалении песчаных пробок, возникающих в определенном интервале глубин в процессе эксплуатации скважин фонтанным способом. Применение предложенного способа промывки скважин только на Медвежьем месторождении позволило втрое сократить время на капитальный ремонт, восстановить производительность 35 скважин.

Таким образом, по результатам исследований можно сделать следующие выводы:

1. Проведен анализ применения различных методов подсчета запасов газа в условиях поэтапного освоения сеноманских залежей. Установлено, что при поэтапном освоении наибольшие расхождения в оценках запасов приходятся на период разработки, характеризующийся текущей газоотдачей до 40-45%. После отбора 50% от запасов методы материального баланса позволяют получить достоверную оценку запасов с точностью ± 8%. Проведенные расчеты показали, что наиболее достоверной величиной начальных запасов газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения является 2204,73 млрд.м3, что соответствует утвержденным значениям.

2. Установлены закономерности влияния внедрившейся подошвенной воды на динамику капитальных ремонтов эксплуатационных скважин Медвежьего месторождения. Показано, что в процессе эксплуатации, выделяются два характерных периода. Первый - начальный период, в течении которого обводняются единичные скважины, перфорированные вблизи первоначальной плоскости ГВК и характеризующийся минимальным объемом капитальных ремонтов скважин (в среднем 1-2 скважины в год). Продолжительность первого периода составляет 11-13 лет. Второй период характеризуется динамичным ростом количества ежегодных капитальных ремонтов по водоизоляции от 2-3 в 1985г. до 17-19 в 2000-2002 гг. Анализом прогнозных расчетов динамики обводнения эксплуатационных скважин установлено, что к 2010 г. подошвенные воды достигнут нижних отверстий интервалов перфорации в 53% фонда скважин. Соответственно, количество капитальных ремонтов связанных с водоизоляцией, будет основным видом ремонтных работ.

3. На основе комплексного анализа многолетних геолого-промысловых материалов эксплуатации скважин Медвежьего месторождения установлено, что вскрытие продуктивных отложений с неоднородными по коллекторским свойствам пропластками единым фильтром не обеспечивает равномерное их вовлечение в разработку и приводит к преждевременным капитальным ремонтам из-за образования песчано-глинистых пробок. Рост песчано-глинистых пробок связан не только с положение низа НКТ относительно забоев скважин, но и с глубиной нижнего работающего интервала.

4. Разработан и внедрен новый метод изоляции пластовых вод с помощью колтюбинговой установки, позволяющий проводить работы без глушения скважин, составы для глушения скважин и ремонтно-изоляционных работ, а также конструкция скважин для эксплуатации в зоне многолетних мерзлых пород.

5. Экономический эффект от внедрения разработок, направленных на повышение качества КРС оценивается в 2,3 млн.руб. на одну скважино-операцию. Эффективность авторских предложений по новым методам ремонта с помощью колтюбинговых установок в ООО «Надымгазпром» составляет 56,6 млн.руб. Суммарный экономический эффект составляет около 100 млн.руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Дмитрук, Владимир Владимирович, 2005 год

1. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.- М.: РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004.- 520 с.

2. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин -нефтеотдача».- М.: Издательский Дом «Грааль», 2002.- 314 с.

3. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Воинов В.В. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1962.730 с.

4. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ / Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1957.- С. 116139.

5. Ермилов О.М., Гордеев В.Н., Гацолаев А.С. и др. Применение математического моделирования при разработке крупных газовых месторождений Западной Сибири.- Новосибирск.: СО РАН.- 2003.- 78 с.

6. Масленников В.В., Крылов Г.В., Маслов В.Н. и др. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению,- М.: ИРЦ Газпром, 2000.- С. 243.

7. Афанасьев А.П., Лапердин А.Н. Оценка возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах // Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области: тр. ВНИИЭгазпрома.- М.: 1981.- Вып. 10.- С. 48-51.

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

9. Башкатов А.Д. Предупреждение пескования скважин.- М.: Недра, 1991.176 с.

10. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин: Учеб. пособие для учащихся проф-тех. образования и рабочих.- М.: Недра, 1986.- 208 с.

11. Галян Н.Н., Галян Д.А. Глушение газовых скважин в условиях карбонатных коллекторов большой мощности II Обзор, информ.- М.: ВНИИЭгазпром, 1987. Вып. 2.- 44 с.

12. Романов Н.Н., Дюков Л.М. и др. Опыт капитального ремонта // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1975.- 65 с.

13. Анализ технических решений, применяемых при ремонтах скважин на месторождениях севера Тюменской области: Отчет о НИР; Шифр работы 230-В7/95 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.В. Кустышев.- Тюмень: 1997.- 73 с.

14. Технология и техника для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пластов. Сб. науч. тр. ВННИИ.- М.: 1991.-191 с.

15. Кондрат P.M., Марчук Ю.В. Техника и технология эксплуатации газоконденсатных скважин в осложненных условиях // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ВНИИЭгазпром, 1978.- Вып. 7.- 36 с.

16. Калашнев В.В., Барановский В.Д., Сергеев Б.З. Интенсификация притоков флюидов из пластов в условиях высоких температур и давлений // Обзор, информ. Бурение.- М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- Вып. 1.-43 с.

17. Сафин С.Г. Методика оптимизации обработки призабойной зоны // Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ,1993. Вып. 3.- С. 3-9.

18. Неволин В.Г., Поздеев О.В. Методы увеличения производительности скважин с применением акустики // Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1992.- Вып. 1.- С. 8-14.

19. А.с. 1002541 СССР, Е 21 В 43/21. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта / Г.А. Орлов, В.А. Тачаев и др. (СССР).- № 3355191/22-03; Заяв. 18.10.81; Опубл. 04.03.82, Бюл. № 9.

20. А.с. 981595 СССР, Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / А.П. Тархавский, А.И. Желонкин и др. (СССР). № 3355121/22-03; Заяв. 27.02.81; Опубл. 15.12.82, Бюл. № 46.

21. А.с. 972060 СССР, Е 21 В 43/24. Способ обработки призабойной зоны пласта / Л.Ф. Петряшин, П.В. Тарабаринов и др. (СССР).- № 3215701/22-03; Заяв. 15.12.80; Опубл. 07.11.82, Бюл. №4.

22. А.с. 933960 СССР, Е 21 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / Н.Р. Махмутов, А.Н. Вельбой и др. (СССР).- № 3907932/22-03; Заяв. 26.11.80; Опубл. 04.06.82, Бюл. № 2.

23. А.с. 1503390 СССР. Способ воздействия на призабойную зону скважины / Г.Г. Кадышев, Ю.В. Кванин и др.

24. А.с. 1599419 СССР, С 09 К 7 / 02. Состав аэрированной промывочной жидкости для ремонта скважин / Ф.А. Гусейнов, A.M. Расулов и др. (СССР).-№4369066/24-03; Заяв. 15.12.89; Опубл. 15.10.90, Бюл. № 38.

25. Чернышева Т.Л., Тимашев Г.В., Мищенко А.Ю. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ВНИИЭгазпром, 1987.-Вып. 1.- 43 с.

26. Устройство для гидроимпульсного воздействия на призабойную зону: Рац. предложение II Экспресс-информ. Нефтяная и газовая промышленность. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993.- Вып. З.-С. 24-29.

27. Ли Г., Вуд Р. Новая высококачественная жидкость разрыва для морских скважин // Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993. Вып. 1.- С. 26-23.

28. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1981,- 232 с.

29. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.- М.: Недра, 1985 208 с.

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

31. Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1981.- 344 с.

32. Зарубин Ю.А., Кравченко Н.Н.: О выборе материала для создания водоизоляционного экрана // Обз. информ. Сер. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений.-Львов: Выща школа, 1980.- вып. № 17.

33. Алмаев Р.Х., Березкина Л.В., Рахимкулов И.Р. Адсорбция полимеров акриламида на кварцевых песчаниках // Обз.информ. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1982.- Вып. № 6.

34. А.с. 883361 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяные скважины / Г.М. Швед, Г.И. Корх, Н.Н. Алексеев.- Заяв. 01.06.79; Опубл. 30.08.81. Бюл. № 32.

35. Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // Обз.информ. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1987.- 33 с.

36. Дубина Н.И., Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 1999.

37. Кустышев А.В., Клещенко И.И., Телков А.П. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Вектор Бук, 1999.- 204 с.

38. Ягафаров А.К., Курамшин P.M., Демичев С.С. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Слово, 2000.224 с.

39. Пат. 2136717 RU, CI кл С 09 К 7/06. Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, В.Г. Матюшов и др.- № 971202/03; Заяв. 03.12.97; Опубл. 10.09.99; Бюл. № 25.

40. Пат. 2167275 RU, С2 кл 7 Е 21 В43/12. Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин / И.И. Клещенко, А.В.

41. Кустышев, В.Г. Матюшов и др.- № 99114400/03; Заяв. 01.07.99; Опубл. 20.05.01; Бюл.№ 14

42. Пат. 2187529 RU, С1 кл 7 Е 21 В43/12. Жидкость для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров,

43. A.В. Кустышев и др.- № 2001108734; Заяв. 02.04.01; Опубл. 20.08.02; Бюл. № 23

44. А.с. 1078036 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко, В.Е. Пешков, В.И. Овчинников и др.- Опубл. 07.03.84. Бюл. № 9.

45. Пат. 2032068 RU, С1 Е 21В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков / А.К. Ягафаров, Т.И. Окунева, И.И. Клещенко и др.- Опубл. 27.03.95; Бюл. № 9.

46. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель

47. B.Н. Маслов Тюмень: 2000.- 477 с.

48. Проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель Е.М. Нанивский Тюмень: 1996.- 307 с.

49. Сопоставительный анализ эксплуатационного фонда скважин в процессе разработки месторождений северных регионов Тюменской области: Отчет о НИР; Шифр работы 230-Д2/98 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель А.В. Кустышев.- Тюмень: 1998.- 357 с.

50. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера / Под ред. Р.И. Вяхирева.- М.: Наука, 1997.- 655 с.

51. Нелепченко В.М. Исследование и разработка унифицированных средств отсечения потока в скважинах и промысловых трубопроводах: Автореф. дис. канд. техн. наук.-Тюмень: 1973.-177 с.

52. Протасов В.Я. Повышение надежности клапанов-отсекателей диафрагменного типа //Машины и нефтяное оборудование.- М.: ВНИИОЭНГ, 1979. Вып.1,- С. 20-23.

53. Протасов В.Я., Балин В.П., Мякинин С.А. Усовершенствование узла зарядки клапана-отсекателя камерного типа // Машины и нефтяное оборудование.-М.: ВНИИОЭНГ, 1979.- Вып. 3.- С. 24-26.

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

55. Материалы по межколонным газопроявлениям на эксплуатационных скважинах месторождения Медвежье: Отчет о НИР / СКНИЭ ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Е. Карачинский.- Надым: 1981.- 81 с.

56. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения по методу падения пластового давления: Отчет о НИР /ТюменНиигипрогаз: руководитель Е.М. Нанивский.- Тюмень: 1987.

57. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.- Тюмень: 2000.- 477 с.

58. Лапердин А.Н. Оперативный подсчет запасов газа по Медвежьему месторождению // Тез. докл. конф. молодых ученых и специалистов «Дела и мысли молодых на освоение сибирских недр».- Тюмень: 1978.- С. 9.

59. Подсчет запасов свободного газа в сеноманских залежах месторождений Севера Тюменской области по состоянию на 01.01.1986 г.: Отчет о НИР / Главтюменьгеология: авт. Ф.З. Хафизов.- Тюмень: 1986.

60. Подсчет запасов газа Медвежьего месторождения по падению пластового давления. ТюменНиигипрогаз, авт. Маслов В.Н., Лапердин А.Н., Тюмень, 2002.

61. Дмитрук В.В. Особенности геологического строения Медвежьего месторождения. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- № 5.- 2004.- С. 7-15.

62. Дмитрук В.В. Анализ текущего состояния разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- № 5.- 2004.- С. 28-36.

63. Чупова И.М., Дмитрук В.В. Результаты контроля за продвижением газоводяного контакта на Медвежьем месторождении. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- № 4.- 2001.- С. 82-87.

64. Провести анализ технического состояния скважин и скважинного оборудования, выдать рекомендации по повышению их надежности: Отчет о НИР; Шифр работы 81/85 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Я. Протасов.- Тюмень: 1985. Отв. исполнит. А.В. Кустышев.

65. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин.- М:. Недра, 1983.- 306 с.

66. Гордеев В.Н. Дмитрук В.В К вопросу об использовании степенной формулы притока. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- № 5.- 2001.- С. 46-48.

67. РД 015900-114-88. Технологический регламент по эксплуатации скважин Главтюменгазпрома по беспакерной схеме / В.Я. Протасов, А.В. Кустышев, Т.И.Чижова и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1988. 31 с.

68. РД 00153761-203-99. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно допустимыми межколонными давлениями на месторождениях предприятия «Надымгазпром» / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, Н.А. Шестакова и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1999. 34 с.

69. Маслов В.Н., Кустышев А.В., Масленников В.В. Научно-техническое обеспечение работ по капитальному ремонту скважин // Состояние и проблемыкапитального ремонта скважин: Материалы НТС ОАО «Газпром» М.: ИРЦ Газпром, 1995, с 144 - 152.

70. Свидетельство на полезную модель № 5422 RU, Е 21 В 43/08. Устройство для предотвращения пескования скважин / Я.И. Годзюр,

71. A.В. Кустышев, О.Г. Иваш и др. (РФ).- № 96110529; Заяв. 28.05.96; Опубл. 16.11.97. Бюл. №11.

72. Пат. 2112867 RU, С1 кл.6 Е 21 В 37/08. Устройство для очистки скважинного фильтра / Я.И. Годзюр, Н.В. Михайлов, А.В. Кустышев и др. (РФ).- № 96109219; Заяв. 14.05.96. Опубл. 10.06.98.

73. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Минаков В.В. Технологический раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных скважин // Известия вузов: Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.- № 6.- С. 109.

74. Пат. 2188304 RU. Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин // А.Г. Ананенков, В.И. Кононов, О.М. Ермилов, В.К. Голубкин,

75. B.В. Дмитрук и др.- № 2001135515; Заяв. 28.12.01; Опубл. 27.08.02; Бюл. № 24.

76. Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибкой трубы.- М.: Академии горных наук.- 2000.224 е.

77. А.с. 872734 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и способ его получения / И.Ш. Валиев, И.Ш. Кувандилов, Б.Б. Соколов.- Заяв. 04.12.79; Опубл. 15.10.81. Бюл. № 38.

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

79. Ягафаров А.К., Курамшин P.M., Демичев С.С. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Слово, 2000.224 с.

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

81. А.с. 854612 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах / А.В. Маляренко, Ю.В. Земцов, А.И. Шнонько и др.- Заяв. 01.06.79; Опубл. 30.08.81. Бюл. № 32.

82. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недр, 1971,- 103 с.

83. Патент РФ 2188929 Способ проведения водоизоляционных работ на скважине / А.Г. Ананенков, В.И. Кононов, О.М. Ермилов, В.К. Голубкин, В.В. Дмитрук и др. (РФ) II Опубл. 10.09.2002; Бюл. № 25

84. РД-00158758-227-2001.Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Надымгазпром» /

85. A.В. Кустышев, Т.И. Чижова, В.В. Дмитрук.-Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2001.78 с.

86. Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб.- М.: Академия горных наук.- 2000.224 с.

87. СТО РД ОАО «Газпром» 39-2.1-000-2003. Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин / И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, В.В. Дмитрук др.-Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2003.- 53 с.

88. Пат. № 2211306 РФ. Состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Н.Е. Юшкова, А.В. Кустышев,

89. B.В. Дмитрук и др.- № 2002210645; Заяв. 11.03.02; Опубл. 27.08.03. Бюл. № 24.

90. Бачурин А.К., Ермилов О.М., Карачинский В.П. О природе песчаных пробок на забоях газовых скважин месторождения Медвежье. // Реф. сб. Сер.: Геология и разработка газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1979.- № 8.- С. 5-8.

91. Разработка технологий по изоляции водопритоков в скважинах месторождений севера Тюменской области: Отчет о НИР ТюмеНИИгипрогаз; Руководитель И.И. Клещенко Тюмень, 2002. - 100 с.