Разработка комплексной технологии изоляции притока пластовых вод в условиях АНПД тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Нерсесов, Сергей Владимирович

• Нерсесов, Сергей Владимирович
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Нерсесов, Сергей Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Анализ причин осложнений, связанных с притоком пластовых вод в скважину

1.2. Существующие способы изоляции притока пластовых вод в скважину

1.3. Влияние процесса ремонтно-изоляционных работ на коллекторские свойства призабойной зоны пласта

1.4. Теоретические предпосылки разработки и совершенствования технологических жидкостей и технологии проведения изоляционных работ в скважине

2. ПРИМЕНЯЕМЫЕ МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1. Применяемые материалы

2.2. Разработка методики проведения" стендовых испытаний технологических жидкостей для изоляции притока пластовых вод в скважине

2.3. Планирование эксперимента и обработка результатов исследования

3. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ВОД

3.1. Исследование и разработка тампонажных растворов для установки изоляционных мостов

3.2. Исследование и разработка технологических жидкостей для изоляции притока пластовых вод

4. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ

ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ вод

4.1. Технология проведения ремонтно-изоляционных работ с применением растворов силиката натрия

4.2. Технология проведения ремонтно-изоляционных работ с применением специального тампонажного раствора

4.3. Восстановление работы скважины после ремонтно-изоляционных работ

5. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка комплексной технологии изоляции притока пластовых вод в условиях АНПД»

Актуальность работы. На заключительной стадии разработки газовых месторождений в результате их длительной эксплуатации происходит поступление пластовых вод к забою газовых скважин, что приводит к снижению дебита по газу, образованию глинисто-песчаных пробок, абразивному износу штуцеров и наземного оборудования, образованию гидратов и др. Аналогичные проблемы присущи подземным хранилищам газа в период работы в режиме «отбор газа из пласта».

Проблема ограничения и изоляции пластовых вод в газовых и газоконден-сатных скважинах требует неотложного внимания со стороны как научных организаций, так и производственных подразделений. Это связанно с тем, что наряду с большим количеством обводнённых скважин, некоторые виды ремонтных работ, например, изоляция обводнённых пропластков, борьба с заколонной циркуляцией воды сверху, отключение верхних обводнённых пластов при переводе на эксплуатацию нижних горизонтов, практически не имеют технического решения.

Крайне низкая эффективность, а также высокая стоимость характерны и для работ по изоляции пластовых вод в маломощных пластах ПХГ с обводнённой подошвой, что требует разработки новых перспективных технологий и водо-изолирующих составов.

Этой проблеме посвящены работы таких отечественных и зарубежных ученых, как Алиев P.M., Амиян A.B., Амиян В.А., Антипов B.C., Ашрафьян М.О., Булатов А.И., Газизов А.Ш., Гасумов P.A., Гусейнов Ф.А., Данюшевский B.C., Клещенко И.И., Клюсов A.A., Мариампольский H.A., Мосиенко В.Г., Новохат-ский Д.Ф., Перейма A.A., Рахимбаев Ш.М., Рябоконь С.А., Сулейманов А.Б., Та-гиров K.M., Толстых И.Ф., Хасанов Т.Р., Шмельков В.Е. и др.

Применение однорастворных изолирующих жидкостей и отдельных технологических средств не всегда обеспечивает качественное решение проблемы изоляции притока пластовых вод. Разработке тампонажных растворов с многокомпонентными добавками, технологических жидкостей на основе растворов силиката натрия для создания изоляционного барьера в водонасыщенном пласте и комплексной технологии изоляции притока пластовых вод и посвящена данная работа.

Целью диссертационной работы является разработка комплексной технологии ликвидации притока пластовых вод в скважинах с АНПД, направленной на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта и повышения качества ремонтных работ.

Основные задачи работы:

1. Анализ причин возникновения осложнений, требующих проведения изоляционных работ в скважине.

2. Исследование и разработка тампонажных растворов на основе тампо-нажного портландцемента с комплексными структурирующими добавками, обеспечивающих получение цементного камня с высокой изолирующей способностью, и технологии изоляции притока подошвенных вод в скважины с АНПД.

3. Разработка технологических жидкостей на основе растворов силиката натрия для создания изоляционного барьера в водонасыщенном пласте, устойчивых к щелочной и кислотной агрессиям и технологии проведения ремонтно-изоляционных работ.

4. Практическая реализация разработок и оценка эффективности технологии проведения РИР.

Методика исследований основана на анализе и обобщении имеющихся промысловых и теоретических данных по рассматриваемой проблеме и на результатах собственных лабораторных, стендовых, промысловых и аналитических исследований с использованием современных лабораторных приборов и установок, математических методов моделирования и современных компьютерных технологий обработки результатов исследований.

Научная новизна заключается в следующем:

1. На основании экспериментальных исследований разработаны новые тампонажные составы с низкой водоотдачей с комплексными структурирующими добавками - «С-3 - ПВС», «С-3 -НТФ», «С-3 - НТФ - ПВС», для установки изоляционного моста, позволяющие получить непроницаемый цементный камень с повышенными прочностными характеристиками.

2. Разработан способ проведения ремонтно-изоляционных работ в газовых и газоконденсатных скважинах с АНПД, с применением принципиально новых технологических жидкостей для изоляции притока пластовых вод, позволяющих сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта.

3. Разработан высокоэффективный способ отверждения изолирующего состава на основе раствора силиката натрия, обеспечивающий получение изоляционного барьера, устойчивого к щелочным и кислотным агрессивным средам, позволяющий ограничить приток пластовых вод и вынос пластового песка.

4. Разработаны технологические жидкости на основе силиката натрия для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине, образующие изоляционный барьер, устойчивый к щелочной и кислотной агрессиям (патент РФ №21645498).

Основные защищаемые положения:

1. Составы тампонажных растворов с комплексными структурирующими добавками («С-3 - ПВС», «С-3 - НТФ», «С-3 - НТФ -ПВС») для установки изоляционного моста с повышенными прочностными и изоляционными характеристиками.

2. Составы технологических жидкостей на основе растворов силиката натрия для изоляции притока пластовых вод в скважинах с АНПД, позволяющие сохранять естественную проницаемость продуктивного пласта.

3. Технология проведения ремонтно-изоляционных работ с применением растворов силиката натрия, для ограничения притока пластовых вод и выноса пластового песка в условиях АНПД.

4. Технология проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях агрессивных сред с применением специальных технологических жидкостей, позволяющих получить изоляционный барьер, устойчивый к кислотным и щелочным агрессиям.

Практическая ценность и реализация работы. Основное содержание работы, выводы и рекомендации выполнены в соответствии с планами научно-исследовательской работы ОАО «СевКавНИПИгаз» по программам и заданиям ОАО «Газпром».

Результаты проведенных исследований использовались при научно-практическом обеспечении работ по изоляции притока пластовых вод на 14 газовых скважинах Вынгапуровского газового месторождения ООО «Ноябрьскгаздо-быча» (1998-2001гг.), на скважинах №23926 и 535 Пунгинского ПХГ ООО «Тю-ментрансгаз» (2000-2001гг.) и на двух скважинах Северо-Ставропольского ПХГ ООО «Кавказтрансгаз» (2001г.).

Разработаны рекомендации по технологии проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах с АНПД и освоения скважин после проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР).

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России (г. Ставрополь, 8-12 сентября 1997г.); 3-й региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - СевероКавказскому региону» (г. Ставрополь, 22-23 ноября 1999г.); Второй Всероссий8 ской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 28-30 сентября 1999г.), 5-й региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (г. Ставрополь, 25-26 декабря 2001г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе два патента РФ на изобретение.

Объем работы. Диссертация изложена на 120 страницах машинописного текста, включает 16 рисунков и 30 таблиц. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованных источников из 115 наименований.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Нерсесов, Сергей Владимирович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана технология проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с АНПД как с применением растворов силиката натрия, так и с применением специального тампонажного раствора с комплексной добавкой.

2. Разработаны комплексные структурирующие добавки в тампонажный раствор: «С-3 - ПВС», «С-3 - НТФ», «С-3 - НТФ - ПВС» с целью улучшения изоляционных и прочностных характеристик цементного камня.

3. С применением двух- и трехфакторных экспериментов и критерия оптимизации по водоотдаче, пластической вязкости и предельному динамическому напряжению сдвига тампонажного раствора, а также по прочности при изгибе и проницаемости цементного камня установлены рациональные дозировки этих добавок, мае. % от цемента: суперпластификатор «С-3» - 0,5-1,5; ПВС - 0,1-0,5; НТФ - 0,02-0,08.

4. Установлено, что комплексная добавка «С-3 - ПВС» в оптимальных количествах снижает водоцементное отношение тампонажного раствора с 0,5 до 0,375, улучшает реологические показатели, снижает водоотдачу с 246 до 13,44 см3 за 30 минут, позволяет получить цементный камень с проницаемостью по воде менее 2-10"5 мкм2 и прочностью при изгибе до 4,13 МПа.

5. Выявлено, что комплексная добавка «С-3 - НТФ» в оптимальных количествах снижает водоцементное отношение тампонажного раствора с 0,5 до 0,325, улучшает реологические показатели, снижает водоотдачу с 246 до 76,68 см3 за 30 минут, позволяет получить непроницаемый цементный камень с прочностью при изгибе до 5,17 МПа.

6. Установлено, что комплексная добавка «С-3 - НТФ — ПВС» в оптимальных количествах снижает водоцементное отношение тампонажного раствора с 0,5 до 0,375, улучшает реологические показатели, снижает водоотдачу с 246 до

34,21 см3 за 30 минут, позволяет получить цементный камень с проницаемостью по воде менее 1,1-10"5 мкм2 и прочностью при изгибе до 4,92 МПа.

7. Разработан изолирующий состав с небольшой вязкостью, свободно проникающий в пласт с низкой проницаемостью, состоящий из связующего материала (жидкое натриевое стекло), отвердителя (водный раствор хлористого кальция) и гелеобразующего реагента (эмульсия спирта в углеводородной жидкости).

8. Исследовано влияние на проницаемость и прочность изоляционного экрана ряда факторов, таких как содержание глины в песчанике модели продуктивного пласта, влажность песчаника, время и температура твердения песчаного керна. Установлено, что прочность песчаных кернов снижается при повышении содержания глины и влажности песка, при этом аналогично снижается и проницаемость кернов. С увеличением времени твердения прочность песчаного керна незначительно снижается. В то же время с ростом температуры твердения прочность интенсивно растет. С ростом времени и температуры твердения проницаемость кернов незначительно увеличивается, что связано с упорядочением структуры связки в песчаном керне.

9. С целью повышения устойчивости изоляционного экрана к щелочной и кислотной агрессиям разработан состав на основе силиката натрия, содержащий жидкое натриевое стекло, хлорид кальция, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, углеводородную жидкость и воду, в котором в качестве мас-лорастворимого ПАВ используют отход производства ланолина, обработанный триэтаноламином (ОПЛОТ).

10. Установлено, что проницаемость и прочность изоляционного экрана практически не изменяется после обработки его щелочами и кислотами. Использование данного состава позволяет получить изоляционный барьер с проницаемостью по воде от 4,15-10"3 до нуля и прочностью на сжатие до 8 МПа.

11. Разработана методика проведения стендовых испытаний изолирующих составов, для чего разработана и изготовлена приставка к консистометру КЦ-3,

108 позволяющая моделировать пластовые давления и температуры, благодаря которой можно успешно проводить исследования по разработке технологических жидкостей для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Разработана и изготовлена экспериментальная установка УИП-4 для насыщения кернов технологическими жидкостями и исследования их проницаемости.

12. Проведены опытно-промышленные испытания разработанных составов и технологии проведения РИР на более 10 скважинах Вынгапуровского месторождения ООО «Ноябрьскгаздобыча», двух скважинах Пунгинского ПХГ ООО «Тюментрансгаз» и на двух скважинах Северо-Ставропольского ПХГ ООО «Кав-казтрансгаз». В результате достигнуты следующие технико-экономические показатели:

• надежно изолируется приток подошвенной воды;

• за счет сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта обеспечивается дебит газа на доремонтном уровне;

• сокращается время проведения РИР и освоения скважины;

• увеличивается срок эксплуатации скважин после РИР.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Нерсесов, Сергей Владимирович, 2002 год

1. Гусейнов Ф.А., Расулов A.M. Повышение эффективности капитального ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера.

2. М. :ВНИИЭгазпром, 1989. Обз. Информ. 35с.

3. Зарубин Ю.А. Акулыпин А.И., Семкив Б.Н. Новые методы ограничения водопритоков в скважины на месторождениях Украины. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. /Обз. Информ. Сер. Нефтепромысловое дело. - 46с.

4. Маляренко A.B., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтянных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

5. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. (Нефтепромысловое дело. Обз. Информ.). - 36с.

6. Петухов В.К., Газизов А.Ш. Состояние и перспективы применения химических реагентов для ограничения притока вод в скважины. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. (Нефтепромысловое дело. Обз. Информ.). - 37с.

7. Поддубный Ю.А. и др. Эффективность применения водоизолирующих материалов в нефтяных скважинах. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. (Нефтепромысловое дело. Обз. Информ.). - 38с.

8. Алексеев П.Д. Повышение эффективности изоляционных работ на основе геолого-математического обоснования выбора скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. (Нефтепромысловое дело. Обз. Информ.). - 36с

9. Спарлин Д.Д. Борьба с обводнением продуктивных скважин. Применение полиакриламидных полимеров// World Oil 1984. - Vol.199. - №1. - P.137 -142.

10. A.C. 1774689 РФ, Е 21В 33/138. Способ изоляции водопритока и зоны поглощения /ВННИИ. Авт.: Старковский A.B., Рогова Т.С., Горбунов А.Т.4913782/03; Заявл. 21.02.91.; Опубл. 07.11.92.-БИ. -1992. №41.

11. A.C. 1329240 РФ, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции вод в скважи-нах./ВННИИ. Авт.: Сидоров И.А., Поддубный Ю.А., Сазонова В.М. и др. -№3881869/03; Заявл. 10.04.85.; Опубл. 07.08.87. БИ.- 1987. - №29.

12. A.C. 2014437 РФ, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции водона-сыщенных интервалов пласта. /Авт.: Поддубный Ю.А., Кан В.А., Строганов A.M. и др. №5023598/03; Заявл. 24.01.92.; Опубл. 15.06.94. - БИ.-1994.-№11.

13. A.C. 1828491 РФ, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину. / СевКавНИПИгаз. Авт.: Долгов C.B., Каллаева Р.Н., Гаврилов A.A.- №4931338/03; Заявл. 26.04.91.; Опубл. 15.07.93.- БИ.- 1993.- №26.

14. Матвеев Ю.М., Князев В.Н. Проведение ремонтно-изоляционных в НГДУ. Арланнефть // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-Вып. 7. - С.6-7.

15. Макеев Г.А. Состояние и пути совершенствования методов воздействия на призабойную зону скважины на нефтяных месторождениях Белоруссии // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1983. - №9. - С. 18-21.

16. Габадулин Р.Г., Муслимов Р.Х., Халтурин В.Г. Избирательные способы водоизоляционных работ // Нефтяное хозяйство. 1985. - №6. - С.40-44.

17. A.C. 2019683 РФ, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока воды в скважину /Татарский Госуд. НИПИ нефтяной промышленности. Авт.: Яхонтова O.E., Рудаков A.M., Хамзин A.A. № 92011641/03; Заявл. 14.12.92.; Опубл 15.09.94,- БИ.-1994. - №17.

18. Глумов И.Ф. и др. Применение нефтесернокислой смеси для ограничения1.lпритока вод в добывающие скважины М.: ВНИИОЭНГ, 1985. (Нефтепромысловое дело: Обзорная информация). С.39.

19. Габадуллин Р.Г., Муслимов Р.Х., Халтурин В.Г. Избирательные способы водоизоляционных работ // Нефтяное хозяйство. 1985. - №6. - С.40-44.

20. Комисаров А.И., Молаев Р.Х., Хаджиев Б.С. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов // Нефтяное хозяйство. 1985. - №6. - С.55.

21. A.C. 2067157 РФ, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод / ТОО «Приоритет». Авт.: Старкова Н.Р., Антипов B.C., Рубинштейн О.И. -№ 94030107/03; Заявл. 11.08.94.; Опубл. 27.09.96.- БИ. 1996. - №27.

22. Бойко B.C., Савинков Г.Д., Дорошенко В.М. Технологические основы и опыт применения внутрипластовых термохимических обработок // Нефтяная и газовая промышленность. 1982. - №2. - С.35-38.

23. Пат. 4428424 США, Е 21 В 33/138. Метод уменьшения обводненности продукции скважин / Lasy lams P., Baily Edmond L. (США).- №387326; Заявл. 11.06.82.; Опубл. 31.01.84.; НКИ 166/263.

24. Сулейманов А.Б., Асад-заде А.И. Ограничение водопритоков в скважинах месторождения Сангачалы-море-Дуванный-море-о.Булла // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1984. - Вып.5. - С. 18-20.

25. Асад-заде А.И. Результаты экспериментальных работ по изоляции водопритоков в глубоких нефтяных скважинах // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1984. - №6. - С.34-36.

26. A.C. 1154438 СССР, Е 21 В 43/32. Способ селективного тампонирования обводненных зон пласта / СевКавНИПИнефть, Авт.: Комисаров А.И., Соколов A.A. (СССР). №364122/22-03; Заявл. 12.09.83.; Опубл. 08.05.85. -БИ. - 1985. -№17.

27. А.С.976026 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока воды в скважину /И.Г.Юсупов и др.(СССР). №3257059/22-038; Заявл. 19.02.81; Опубл. 06.10.82. - БИ. - 1982. - №43.

28. A.C. 2002042 РФ, Е 21 В 33/138. Способ селективной изоляции водопри-тока /Авт :Крючков В.И., Губеева Г.И. (РФ). №504372903; Заявл. 20.04.92.; Опубл. 30.10.93. - БИ. - 1993. - №39-40.

29. A.C. 2066734 РФ, Е 21 В 33/138. Состав для тампонирования водопрояв-ляющих скважин. / Авт.: Строганов В.М., Скородиевская JI.A., Строганов A.M. и др. (РФ). №4882818103; Заявл. 13.11.90; Опубл. 20.09.96. БИ. -1996. -№26.

30. Маслов И.И., Янковский Ю.Н., Скородиевская Л.А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1983. - № 9. - С.22-25.

31. Шапатин A.C. и др. Кремнийорганические водоизолирующие сотавы для нефтяной промышленности // Новые области применения металлооргани-ческих соединений. М.: ГНИИХТЕОС, 1983. - С.83-84.

32. A.C. 1006712 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Г.М. Швед и др. (СССР). №33247443/22-03; Заявл. 29.07.81.; Опубл. 04.02.83.; - БИ. - 1983. -№11.

33. Земцов Ю.В., Белогуров В.В., Ротанова O.A. Исследование свойств тампо-нажного материала на основе полифенилэтоксана //Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири. Тюмень: СибНИИНП, 1982. -С.53-55.

34. A.C. 1078036 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. / И.И. Клещенко и др. (СССР). №3496314/22-03; Заявл. 18.06.82.; Опубл. 04.01.84., - БИ. - 1984. - № 9.

35. Клещенко И.И., Ягофаров А.К. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. Тюмень: ТМТЦНТИ, 1985. -Информационный листок № 85-6 - 4с.

36. Ю.НЛнковский, И.И.Маслов, Л.А.Скородиевская. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов.// Нефтяное хозяйство. -1984. -№8.-С.52-55.

37. Эффективность использования тампонажных составов АКОР. /К.Э.Колесников, В.М.Строганов, С.А.Рябоконь и др.-Нефтяное хозяйство,- 1991.-№4.- С.44-45.

38. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений./А.В. Маляренко, Ю.В.Земцов, А.С.Шапатин. Нефтяное хозяйство. - 1981,- №1.- С.35-38.

39. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сиби-ри./А.В.Маляренко, Ю.В.Земцов. Обз. инф. Сер.Нефтепромысловое дело,-вып. 1(130). - М.:ВНИИОЭНГ, 1987.

40. Амиян В.А., Амиян A.B. Повышение производительности скважин. М.:1. Недра. 1986, С.128-130.

41. Повышение эффективности капитального ремонта скважин в условиях Крайнего Севера. /Ф.А.Гусейнов, А.М.Расулов. Обзорная информация. Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», вып.5. - М.: ВНИИЭгазпром, 1989.

42. A.C. 672329 РФ, Е 21 В 33/13. Способ изоляции вод в нефтяных и газовых скважинах. /Татарский ГНИЛИ нефтяной промышленности. №1726030/22-03; Заявл. 20.12.71; Опубл. 05.07.79. БИ. - 1979. -№ 19.

43. A.C. №2013521 РФ, Е 21 В 33/13. Способ изоляции обводненных пластов. /ЦНИЛ ПО «Ставропольнефтегаз». №4820047/03; Заявл. 21.03.90.; Опубл. 30.05.94. - БИ. - 1994. - № 10.

44. A.C. 1490258, Е 21 В 43/32. Способ изоляции обводнившейся нижней части продуктивного пласта. /ВНИИ БТ. №4322722/23-03. Заявл. 29.10.87., Опубл. 30.06.89. - БИ.- 1989. - № 24.

45. A.C. 2079647 РФ, Е 21 В 43/32. Способ изоляции притоков пластовых вод в нефтяных скважинах /Авт.: Мосиенкова И.Г. БИ. - 1997.- №14.

46. A.C. 5465792 (США), Е 21 В 33/138. Способ регулирования дебита избыточной воды в нефтяных и газовых скважинах./ BJ Services Со. (США). -№277955. Заявл. 20.07.94.; Опубл. 14.11.95. - ИСМ. - 1996. - №19.

47. Тагиров K.M., Лобкин А.Н., Долгов С.В. Изоляция подошвенных вод в газовых скважинах на месторождениях, характеризующихся аномально-низким пластовым давлением. ЭИ., сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. М., 1983, вып.4.

48. Повышение эффективности капитального ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера. ОИ, сер.Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.,1989, вып.5.

49. Гасумов P.A., Шмельков В.Е. Промывочные системы для глушения и восстановления работы скважин при АНПД // Тезисы докладов семинара

50. Строительство и эксплуатация ПХГ горизонтальными скважинами», 13-17 мая 1996 г. Анапа. 1996.

51. Высокоминерализованные жидкости для заканчивания и ремонта скважин /P.A. Гасумов, Т.А. Липчанская, В.Е. Шмельков, Е.А.Эйсмонт. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сборник научных статей ВНИИгаза. М.: ВНИИгаз, 1996. - С. 153-156.

52. Тагиров K.M., Гасумов P.A., Шмельков В.Е., Лексуков Ю.А. Жидкости для капитального ремонта скважин в условиях Крайнего Севера. // Сб.докладов международной конференции, ГАНГ им. Губкина. М.: 1996.

53. Гасумов P.A., Козлов Н.Б., Рясов П.В. Изоляция притока подошвенной пластовой воды в условиях АНПД.// Тезисы докладов 1 Региональной НТК «Вузовская наука Северо-Кавказскому региону», май 1997. - Ставрополь. - С.173-174.

54. Гасумов P.A., Бекетов С.Б., Каллаева Р.Н., Емельянова Н.И. Совершенствование технологии вскрытия продуктивного пласта перфорацией.// Тезисы докладов межрегиональной НТК по проблемам газовой промышленности России. Ставрополь, 1997. - С.14-15.

55. Зарубин Ю.А., Кравченко И.И. О выборе материала для создания водоизо-ляционного экрана //Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Львов: Выща школа, 1980. - Вып 17. - С.71-74.

56. Цементы тампонажные. Методы исспытаний ГОСТ 26798.0-96 ГОСТ 26798.2-96. - М.: Межгосударственная научно-техническая комиссия по стандартизации, техническому нормированию и сертификации в строительстве (МНТКС), 1998.

57. Подгорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин. -М.: Недра, 1985.

58. Кафаров В.В. Методы кибернетики в химии и химической технологии. -М.: Химия, 1976, С. 167-190.

59. Хикс Ч. Основные принципы планирования эксперимента. М.: Мир, 1967, С.134-150.

60. Румшинский J1.3. Математическая обработка результатов эксперимента (справочное руководство). М.: Недра,1971, С.56-91,107-126.

61. Рузинов Л.П. Статистические методы оптимизации химических процессов. -М.: Химия, 1972. 199с.

62. Методическое руководство по применению статистических методов при проведении лабораторных исследований с буровыми и тампонажными системами. ВНИИКрнефть, Краснодар, 1971. - 134с.

63. Зедгинидзе И.Г. Планирование эксперимента для исследования многоком-панентных систем. М.: Недра, 1976. - 390с.

64. Мосиенко В.Г., Гасумов P.A., Педус A.M. К вопросу о методике испытания изолирующих составов герметиков // Строительство газовых и газо-конденсатных скважин.: Сб. научн. трудов ВНИИгаза, 1995. - С.76-79.

65. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам.-М.: Недра, 1987. С.247-248.

66. Мосиенко В.Г., Гасумов P.A., Нерсесов C.B. Универсальная установка для испытания газопроницаемости кернов // Строительство газовых и газокон-денсатных скважин.: Сб. научн. трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. -М., 1997. С.54-55.

67. Результаты лабораторных исследований водоизолирующих составов /Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов, P.A. Гасумов и др. //Строительство газовых и газо-конденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1996. - С. 150

68. Гасумов P.A., Перейма A.A., Дубенко В.Е. Изоляция притока подошвенной пластовой воды в условиях АНПД. Заявка №96113023/03, 1996, от 21.06.96.

69. Мосиенко В.Г., Петраков Ю.И., Гасумов P.A. Влияние структурирующих добавок на водоотдачу тампонажных растворов //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1992. -С.77-82.

70. Тагиров K.M., Гасумов P.A., Мосиенко В.Г. Комплексные пластифицирующие добавки в тампонажный раствор //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1993. - С.17-22.

71. Гасумов P.A., Мосиенко В.Г., Нерсесов С.В. Изоляция водопритока в скважинах Уренгойского месторождения //Тез. докл. межрегион, научно-технич. конф. по проблемам газовой промышленности России. Ставрополь: СтГТУ, 1997. - С.14-15.

72. Пластификаторы цементов /Клюсов A.A., Мнацаканов A.B., Рябоконь A.A., Ивченко Ю.Т. М.: ВНИИЭгазпром, 1990, 26с.

73. Тампонажные растворы со структурирующими добавками /Мосиенко В.Г., Зубков В.И., Перцева Л.В. и др. В сб. Проблемы повышения качества и скоростей строительства газовых и морских нефтяных скважин. —М.: ВНИИгаз, 1988, С.93-96.

74. Рахимбаев Ш.М., Хасанов Т.Р. Обработка цементных растворов поливиниловым спиртом и метилцеллюлозой. НТС, серия: Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1970, 75с.

75. Химия и технология специальных цементов /Кравченко И.В., Кузнецова Т.В, Власова Б.Э. М.: СИ. 1978, 207с.

76. Комплексоны замедлители гидротации и твердения вяжущих /Мариампольский H.A., Аракелян A.A., Рябова Л.И. и др. -НТС, серия:

77. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. М., 1985, №9, С.35-37.

78. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. М.: Недра, 1987.-280 с.

79. Матвиенко Л.М., Сулейманов Э.М., Абдулаев P.M. Селективная изоляция водоносных пластов в процессе крепления скважин //Азерб. нефт. хоз-во, 1987. №3.- С.28-31.

80. Черненко A.B., Куксов А.Н., Комнатный Ю.Д. О роли изолирующей способности тампонажного раствора при разобщении пластов в скважинах //Тез. докл. к конф.-дискус. «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». Краснодар, 1984. - С.8-9.

81. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения //Реф. научно-техн. сб., сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1964, №2. С. 16-19.

82. Sutton D.J., Sabins F., Paul R. Annular gas flow theory and prevention methods described //Oil and Gas J., 1984, vol 82, №51. P. 109-112.

83. Ашрафьян M.O., Булатов А.И. Влияние технологических факторов на качество цементирования скважин. //Обз. информ., Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1978.-56с.

84. Ашрафьян М.О., Лучинкин В.А., Динмухаметов Д.Х. Совершенствование технологии цементирования скважин. //Обз. информ., Сер. Бурение, Вып.7. -М.:ВНИИОЭНГ, 1986.-44с.

85. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин. /Г.С. Поп, К.А. Барсуков, A.A. Ахметов и др. Газовая промышленность, №9.1. М.:Недра, 1990. С.39-40.

86. Шмельков В.Е. Технология глушения и освоения скважин с использованием трехфазных пен. Газовая промышленность, №3, М.: Недра, 1976.-С.18-19.

87. Акопян Н.Р., Шмельков В.Е. Влияние снижения проницаемости призабой-ной зоны на освоение скважин. /В кн. Геология, бурение при разработке газовых месторождений Предкавказья. М.:Недра, 1967. - 171с.

88. Новые технологии бурения и капитального ремонта газовых и газоконден-сатных скважин. /K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, P.A. Гасумов и др. Газовая промышленность, №9. - М.:Недра, 1997. - С.32-33.

89. Технологические жидкости для глушения и восстановления работы скважин /P.A. Гасумов, В.Е. Шмельков, Р.Н. Каллаева и др. Газовая промышленность, №9. - М.: Недра, 1997. - С.36.

90. A.C. 1398510 СССР, кл. Е 21В 43/25. Пенообразующий состав для освоения скважин. /В.Е. Шмельков, Т.А. Липчанская, В.Ф. Коваленко и др. -ДСП.

91. Амиян В.А., Амиян А.В, Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1980. - 383с.

92. Lampkin Robert Е. Влияние буровых жидкостей на продуктивность пласта. Нефте- и газодобывающая промышленность. Экспресс-информ. ВИНИТИ, №11, 1967, С.15-17.

93. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: НПО ОБТ, 1998.-160с.

94. Васильев В.К., Гундорцева О.И., Сычков H.H. Изменения градиента давления сдвига и водопроницаемости при наличии пены в пористой среде. -Нефтепромысловое дело, №9. -М.: ВНИИОЭНГ, 1976, С.62-66.

95. Влияние трехфазной пены на проницаемость искусственных кернов. /K.M. Тагиров, З.К. Клименко, В.И. Нифантов и др. В сб. трудов института

96. Бурение, геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа», вып. 1/13. М.: ВНИИЭгазпром, 1979 - С.14-17.

97. Евгеньев А.Е., Туринер В.Н. О реологических свойствах пены в пористой среде. /Изв. высш. учебн. заведений. Сер. Нефть и газ, №12, 1967. С.78-80.

98. Туянбаев Н.Т., Медведев М.Ф. О некоторых особенностях бурения скважин с промывкой аэрированными растворами с добавками пенообразую-щих ПАВ и пенами. /В сб. Нефть и газ, вып. 4. Алма-Ата, 1975. - С. 129138.

99. Временная инструкция по освоению газовых и газоконденсатных скважин пенами. Ставрополь, 1977. - 39с.

100. Временная инструкция по глушению скважин с применением пенных систем с наполнителем в условиях АНПД. Ставрополь, 1999. - 40с.

101. Мосиенко В.Г., Нерсесов C.B., Гасумов P.P. Специальный тампонажный раствор для проведения ремонтно-изоляционных работ в газовых скважинах //Тезисы 3-й региональной НТК «Вузовская наука СевероКавказскому региону». - Ставрополь: СКГТУ, 1999. - С.32.

102. Изоляция водопритока в скважинах с АНПД /В.Г.Мосиенко, Р.А.Гасумов, С.В.Нерсесов, О.С.Остапов, В.З.Минликаев //Строительство газовых и га-зоконденсатных скважин: Сборник научных статей ВНИИгаза. М., 1999. -С.80-82.

103. Пат. 2164598 РФ, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод /P.A. Гасумов, В.Г. Мосиенко, C.B. Нерсесов и др. БИ №9. - 2001.122

104. Тампонажные композиции для изоляции притока пластовых вод в скважину /В.Г. Мосиенко, C.B. Нерсесов, О.В. Крюков, О.С. Остапов //Тезисы 5-й региональной НТК «Вузовская наука Северо-Кавказскому региону». -Ставрополь: СКГТУ, 2001. - С.36-37.

105. Пат. 2172811 РФ, Е 21 В 33/13, 33/138. Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта /В.Г. Мосиенко, P.A. Гасумов, C.B. Нерсесов и др.-БИ №24.-2001.1. Утверждаю

106. Наименование предприятия, где произведено внедрение.1. П. "Ноябрьскгаздобыча".

107. Наименование объекта, где произведено внедрение. Скважины №104, 128, 209, 210 П. "Ноябрьскгаздобыча".1. Генеральный ОАО «СевК;-"s^âfiipsaiiлнСКИЙ цЛt1. Чтл k1. Ч ViA> j /,7 -"V //V1АСОВАНОектор ПИгаз»1. К.М.Тагиров2000г.

108. Главный экономист ООО «Ноябрьскгаздобыча»1. JI. И. Моргу лис/ / / / /

109. Начальник отдела технического развития и экологии ООО «Ноябрьскгаздобыча»1. Р.Х.Акчурин

110. Зам. начальника производственного отдела по добыче газа ООО «Ноябрьскгаздобыча»

111. Зам. генерального директора ОАО «СевКавНИПИгаз»шалУ1. Р.А.Гасумов

112. Заведующий отделом технико-экономических исследований ОАО «СевКавНИПИгаз»1. В.Т.Онищейко1. Н.Д.Дубровский

113. Расчет экономического эффекта от внедрения

114. Исследование и разработка комплексной технологии для изоляции притока пластовых вод в условиях АНПД"

115. Форма проявления экономической эффективности.

116. Методика расчета экономической эффективности.

117. Экономический эффект рассчитывается по формуле:1. Эг=Рг-ЗР (1)и представляет собой разность между стоимостной оценкой добычи и транспорта газа (Рг) и затратами на осуществление технологического процесса (Зг).

118. Стоимостная оценка добычи и транспорта газа представляет собой ценность добываемых газа и газового конденсата в принятых значениях цен по их реализации потребителям.

119. Затраты на осуществлении мероприятия с учетом затрат на добычу и транспорт.

120. Формулу (1) можно преобразовать в формулу:эгаз = 1Л.1 (С! + С2). • Прг + (Ц2 - С3). Прк + пЭр (2)где для расчета экономической эффекта используются следующие фактические показатели:1. Показатели ' Величинадо внедрения после внедрения

121. Среднесуточный дебит газа, тыс.м3/сут. Обводнение 163

122. Средняя себестоимость добычи газа (СО, руб./тыс.м3 24,9 24,9

123. Средняя себестоимость добычи конденсата .(С2), руб./тыс.м'3

124. Средняя цена реализации газа без налогов (ДО, руб./тыс.м3 35,5 35,5

125. Средняя цена реализации конденсата без налогов (Ц2), руб./тыс.м3

126. Прирост добычи газа (Прг), тыс.м3 45640

127. Среднее время, затраченное на освоение скважин после РИР, сут. 89 19

128. Число ремонтов по новой технологии (п), СКВ. 4

129. Экономия на стоимости одного ремонта (Эр), руб. 238976

130. Расчет экономического эффекта.

131. Экономический эффект от внедрения диссертационной работы на 4 скважинах Вынгапуровского газового месторождения составит:

132. Эхаз Дх - (С! -I- Со). Прг г (Д2 - Сз) • Прк + пЭр - (35,5 - 24,9) - 45640 ь238976 • 4 = 1439688 руб. Эт= 1439688 руб.

133. Расчет составил: Соискатель, с.н.с. ОАО «СевКавНИПИгаз»1. С.В. Нерсесов