Разработка технологических решений на завершающей стадии эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Березовский Денис Александрович

• Березовский Денис Александрович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Березовский Денис Александрович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ОСЛОЖНЕНИЙ И ФАКТОРОВ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Факторы и осложнения, возникающие при эксплуатации

газовых месторождений на завершающей стадии

1.2. Факторы технологии и качества строительства

и ремонта скважин

1.3. Снижение пластовой энергии и обводнение

1.4. Осложнения, связанные с накоплением и выносом жидкости

с забоев скважин Марковского месторождения

1.5. Пескопроявление, образование песчаных и глинистых пробок

1.6. Износ и потеря функциональности оборудования

1.7. Газогидраты и ледяные пробки

1.8. Осложнения, связанные с возможностью образования гидратов газа в технологических потоках

Марковского месторождения

1.9. Осложнения на завершающей стадии эксплуатации месторождений Краснодарского края

(на примере Пригибского месторождения)

1.10. Обобщённая блок-схема факторов и осложнений

Выводы к главе

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕХАНИЗМОВ ОСЛОЖНЕНИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

НА ЭТАПАХ РЕМОНТА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

2.1. Восстановление функциональных и конструктивных характеристик скважин и управление реологическими свойствами растворов в процессе ремонта

с применением гибких труб

2.1.1. Очистка ствола скважин и забоя с помощью гибких труб

2.1.2. Теоретические и практические аспекты бурения боковых стволов на газовых и газоконденсатных месторождениях

2.1.3. Технология бурения боковых стволов при помощи

установок с гибкими трубами и управление свойствами буровых и тампонажных растворов с использованием пенообразующей жидкости (ПАВ)

2.2. Гидратообразование в скважинах и устьевой обвязке, использование колтюбинговых технологий

для борьбы с гидратообразованием

2.2.1. Условия и места образования газогидратов

2.2.2. Методы предупреждения гидратообразования и разработка технологической схемы дозируемой подачи ингибитора на забой

с помощью гибкой трубы

2.2.3. Совершенствование методов ликвидации гидратных пробок с помощью колтюбинговых технологий

и разработанного дозирующего устройства

2.3. Механизмы коррозионного износа

и технические решения для его снижения

2.3.1. Основные очаги и природа проявления коррозии

2.3.2. Сравнительный анализ существующих методов

ввода ингибиторов и их недостатки

2.3.3. Ретроспектива антикоррозионной защиты скважин

2.3.4. Применение дозирующего устройства в схеме обработки внутренней поверхности НКТ

эксплуатируемой скважины

2.4. Механизмы скопления жидкости в скважине

и технологии её удаления с помощью колонны

гибких труб

2.4.1. Использование ПАВ в качестве инструмента, снижающего количество продувок скважин от жидкости,

и вероятность возникновения эффекта самозадавливания

2.4.2. Использование гибких труб в качестве

лифтовых колонн

2.4.3. Требования к схемам продувки скважин

с использованием гибких труб

Выводы к главе

ГЛАВА 3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ИСПОЛНЕНИЕ УСТРОЙСТВА

И ЕГО ПРИМЕНЕНИЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ, НАХОДЯЩИХСЯ

НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

3.1. Устройство для дозированной подачи реагента

при проведении ремонтных работ в газовых скважинах

с использованием гибких труб

3.1.1. Технологические предпосылки управления реологическими свойствами жидкости

при работе с гибкой трубой

3.1.2. Конструкция устройства для дозированной подачи реагента

при проведении ремонтных работ в газовых скважинах

3.1.3. Использование гибких труб и дозирующего устройства

для промывки участка системы промысловых трубопроводов месторождений с интенсивным образованием АСПО

3.2. Испытание газового лифта на скважинах

и перспективное использование гибких труб

в реконструкции лифтовой колонны

3.2.1. Реконструкция газового лифта газовой скважины

3.2.2. Проведение испытаний по определению гидравлических параметров на опытно-экспериментальной скважине ОАО «СевКавНИПИгаз» и анализ газового лифта

на скважине Северо-Гривенского месторождения

3.2.3. Вариант конструкции газового лифта с использованием бесшовной длинномерной грубы

3.2.4. Применение бесшовных труб и узлов обвязки

сифонных колонн на устье скважины

Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Свидетельство о государственной регистрации

базы данных №

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Свидетельство о государственной регистрации

базы данных №

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологических решений на завершающей стадии эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений»

Актуальность проблемы.

Несмотря на активное, а в последнее время и агрессивное стремление западных стран диверсифицировать поставщиков газа на европейском и мировом рынках энергоносителей, желание отказаться от многолетних налаженных торговых схем движения голубого топлива и перспективных проектов, продолжается развитие инфраструктуры потребления и переработки природного газа как за рубежом, так и в России. Попытки отказа от заключения долгосрочных контрактов в пользу краткосрочных в последнее время приводят не только к скачкам цен на топливо, но и к росту цен на газ в перспективе на сырьевых торговых площадках, что предполагает увеличение рентабельности добычи газа на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки, когда растут затраты на поддержание и снижение темпов падения дебитов скважин. С учётом развития азиатских рынков сбыта голубого топлива никто не отменяет планируемые ранее темпы наращивания годовой добычи природного газа в нашей стране.

Развитие добывающей отрасли страны и её газовой основы ПАО «Газпром» связаны с не только с развитием новых центров газодобычи Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока, но и синхронным формированием мощностей системы транспортировки газа, хранения и переработки. Это обеспечит поставки газа и продукции из него потребителям регионов России, позволит организовать новый мощный канал экспорта российского газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Флагманом перспективы развития среди газодобывающих регионов России является Ямало-Ненецкий автономный округ, где запасы оцениваются свыше 50 % от запасов российского газа. Величину запасов складывают месторождения полуострова Ямал, Обской губы, шельфы Карского и Баренцева мо-

рей. Следующими по величине разведанных запасов являются регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока. Регионами России с месторождениями на падающей и завершающей стадиях эксплуатации, но вместе с тем регионами огромного накопленного опыта остаются север Тюменской области, Оренбуржье, южные регионы, включающие месторождения Ставропольского и Краснодарского краёв, Ростовской области и республики Адыгеи.

Особенностью длительной разработки и завершающей стадии эксплуатации скважин на истощающихся месторождениях являются осложнения, вызванные снижением пластовой энергии, движением пластовой воды, снижением ФЕС пласта и ПЗП, выносом элементов, образующих скелет и цементирующих коллектор. Обводнённость продукции увеличивает вероятность и скорость образования минеральных отложений, повышает скорость коррозии и др. Поступательно снижаются производственные показатели. Возникающие осложнения и проблемы актуализируют поиск и решения, как с учётом специфики добывающего региона, так и в целом для отрасли. Найденные технические решения должны не только повышать эффективность и рентабельность технологических операций по поддержанию добычи на завершающих стадиях эксплуатации, но и работы по интенсификации притока к скважинам и спектр работ по капитальному ремонту (вплоть до забуривания бокового ствола скважины), которые уже являются основными действенными мероприятиями по восстановлению добычных возможностей. Такие решения могут быть включены в схему обустройства (обвязки скважин) и технологию освоения эксплуатационных объектов и тем самым способствовать поддержанию добычных мощностей на стадии постоянной добычи и увеличивать межремонтный период работы скважин.

Цель работы: разработка технологических решений на завершающей стадии эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Объект исследования - природные резервуары (месторождения) углеводородов, газовые и газоконденсатные скважины различных категорий на завершающей стадии разработки месторождений.

Предмет исследования - технологические процессы добычи газа, технико-технологические решения и устройства для повышения эффективности ремонтных работ и интенсификации притока в газовых и газоконденсатных скважинах, стабилизации режима отбора газа.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:

1. Провести анализ существующих факторов и осложнений на завершающей стадии эксплуатации месторождений и технологических методов борьбы с ними.

2. Определить механизмы возникновения осложнений, на основании которых разработать технологические решения повышения эффективности работ на завершающей стадии эксплуатации месторождений, наименее затратные с позиции использования труда и техники, реализуемые в условиях сокращения материально-производственной базы обслуживания месторождений на завершающей стадии.

3. Разработать устройство и технологию использования в условиях пониженных пластовых давлений, интенсивной обводнённости продукции и выноса песка с использованием колтюбинговых технологий.

Методика исследований основана на анализе и синтезе имеющихся экспериментальных и промысловых данных по рассматриваемым проблемам, а также на результатах собственных аналитических и промысловых исследований с использованием современных установок и математического аппарата.

Научная новизна

Обоснованы технологические решения повышения эффективности ремонта и эксплуатации на завершающей стадии эксплуатации месторождений с применением гибкой трубы.

Разработано устройство для дозированной подачи реагента при проведении ремонтных работ в скважинах газовых месторождений, которое позволяет вводить в состав технологической жидкости реагенты с целью изменения свойств рабочих жидкостей для повышения эффективности работ.

Практическая значимость работы

Разработанная технология и устройство для ввода реагентов при ремонте скважин, с целью повышения эффективности проведения мероприятий по интенсификации притока углеводородов, защиты оборудования и поддержания технологического режима скважины позволяет увеличивать производительность скважины (подана заявка на патент).

Положения, выносимые на защиту:

1. Технологические решения повышения эффективности ремонта скважин, эффективности работ по интенсификации добычи углеводородов на завершающей стадии эксплуатации месторождений с применением гибкой трубы.

2. Устройство и технология для дозированной подачи реагента в скважину в процессе проведения ремонтных работ с целью изменения свойств технологических жидкостей и повышения эффективности ремонта, оптимизации работы скважины.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа согласно номенклатуре специальностей соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 4 - «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация результатов

Основные результаты работы доложены и обсуждены на 68-ой Международной молодёжной научной конференции «Нефть и газ - 2014» (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва, 14-16 апреля 2014 г.); Международном форуме-конкурсе молодых учёных «Проблемы недропользования» (Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», Санкт-Петербург, 23-25 апреля 2014 г.); Всероссийской с международным участием научно-практической кон-

ференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Новые технологии -нефтегазовому региону» (Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, 20-23 мая 2014 г.); I Всероссийской молодёжной научно-технической конференции нефтегазовой отрасли «Молодая нефть» (Сибирский федеральный университет, г. Красноярск, 17-19 мая 2014 г.); IV Международной научно-практической конференции с элементами научной школы для молодёжи «Экологические проблемы нефтедобычи» (Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, 21-23 октября 2014 г.); Международной заочной научно-практической конференции «Фундаментальные и прикладные исследования, разработка и применение высоких технологий в экономике, управлении проектами, педагогике, праве, культурологии, языкознании, природопользовании, биологии, зоологии, химии, политологии, психологии, медицине, филологии, философии, социологии, математике, технике, физике, информатике» (г. Санкт-Петербург, 2014).

Публикации

Основные результаты исследования нашли отражение в 22 печатных работах, в том числе 2 - в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК при Минобрнауки России, 2 статьи проиндексированы в Международной базе цитирования Scopus, 2 свидетельства о регистрации базы данных, подана заявка на патент на изобретения.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав, выводов и списка использованной литературы. Основная часть работы изложена на 135 страницах, содержит 52 рисунка, 28 таблиц, 2 приложения. Список литературы включает 105 наименований.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ОСЛОЖНЕНИЙ И ФАКТОРОВ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В состоянии истощения эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений требует применения новых подходов научно-технического, технологического, методического и управленческого характера, а также проведения мероприятий экономического и экологического характера. Рентабельность добычи истощённых месторождений снижается, ремонт, интенсификация и эксплуатация требует использования дорогостоящих технологий. Происходит накопление техногенных воздействий на природную среду. Таким образом, формируется цель - разработка малозатратных технологических решений для истощённых газовых и газоконденсатных месторождений.

В качестве объекта исследования выбраны месторождения севера Тюменской области, Оренбуржья и южных округов, по которым накоплен обширный и уникальный материал. Месторождения Юга России первыми системно вступили в стадию завершающей эксплуатации и обнажили спектр осложнений.

1.1. Факторы и осложнения, возникающие при эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии

На завершающей стадия эксплуатации ГМ и ГКМ происходит снижение пластовой энергии, которое сопровождается изменением ряда параметров и факторов, которые:

1) вызывают осложнения для добычи;

2) ускоряют снижение добычных характеристик;

3) увеличивают себестоимость извлекаемого газа;

4) иногда приводят к досрочной остановке скважин.

Осложнения при добыче на завершающей стадия эксплуатации ГМ и ГКМ отмечены в работах [1-3]:

• обводнение залежи;

• образование зон защемлённых объёмов газа вследствие неравномерности отработки залежи;

• образование гидратов;

• деградация ПЗП (снижение коллекторских свойств и разрушение);

• пескопроявления и образование песчаных пробок;

• моральный и физический износ промыслового оборудования;

• рост доли корродированного оборудования в скважине и устьевой обвязке;

• снижение эффективности промысловой обработки добываемого газа.

Итог анализа [2] представлен блок-схемой, на которой отражены основные негативные факторы при эксплуатации месторождений и осложнения от развития этих факторов (рисунок 1.1). Получается, что факторы рождают осложнения, и некоторые осложнения становятся причиной новых осложнений как факторы.

Основными причинами (факторами) осложнений являются следующие:

• технология и качество строительства и ремонта скважин;

• технология и качество устьевой обвязки скважин, системы сбора и подготовки продукции;

• состав и свойства породы, слагающей коллектор;

• состав и свойства пластового флюида[4,];

• процессы изменения и взаимодействия коллектора и флюида по площади месторождения, в ПЗП, на забое, в стволе скважины и во времени;

• технология и качество интенсификации скважин;

• качество разработки и соблюдения режимов скважин и технологических регламентов;

Для определения факторов осложнений требуется выполнить:

• ретроспективу строительства и ремонта скважины и смежных скважин месторождения;

• анализ глубинных и устьевых параметров, параметров системы сбора и подготовки продукции;

• анализ поступающих объёмов продукции во времени;

• ГИС и ГДИ с отбором проб;

• испытание образцов коллектора и проб флюида (РУТ);

• проведение ревизии и ЭПБ внутрискважинного и устьевого оборудования, трубопроводов и т.д.

Рисунок 1.1 - Взаимные связи отражены между факторами и осложнениями в течение всего периода работы месторождения

1.2. Факторы технологии и качества строительства и ремонта скважин

При известных горно-геологических условиях залежи и уже определённых в результате разведочного бурения реологических свойств флюида на первое место среди факторов, определяющих потенциальный срок службы и эффективность работы, выходят технология и качество строительства и ремонта скважин. Одними из основных факторов качества строительства и ремонта скважин являются методы получения реагентов, использование оборудования и технологии проведения ключевых этапов: глушения, вскрытия и освоения продуктивного горизонта. Эти факторы закладывают начальный потенциал эффективной и длительной работы системы «пласт - скважина».

В тесной взаимосвязи со снижением пластового давления на месторождениях, находящихся на завершающей стадии эксплуатации, находится поглощение больших объёмов промывочной жидкости и снижение проницаемости ПЗП при вскрытии пласта в процессе бурения или при проведении капитального ремонта скважин. Под влиянием растворов и твёрдых частиц, проникших в ПЗП (буровой раствор, жидкость для заканчивания и ремонта скважин), ослабляются ФЕС коллектора призабойной зоны.

С целью снижения негативного фактора внимание исследователей концентрируется на технологии с использованием газообразных агентов (воздух, природный газ, аэрированные жидкости, двух- и трёхфазные пены).

Исследованиями установлено, что проникновение раствора и кольматация зависят от ряда факторов:

• параметры пласта (пористость, проницаемость и т.д.);

• структурные, физико-химические и реологические характеристики используемых растворов;

• величина репрессии.

Проникновение раствора рабочей жидкости продолжается в течение всего периода строительства скважины и ремонта, пока происходит фильтрация в пористую среду. Отработка раствора и его влияние на фильтрационно-емкостные свойства ПЗП осложняет работу скважины на длительный срок после пуска в работу и может спровоцировать новые осложнения.

1.3. Снижение пластовой энергии и обводнение

Совместный анализ работ [1-3] показывает, что следующим шагом за истощением запасов и обводнённостью происходит изменение характеристик пород-коллекторов и, в частности, ПЗП. Это подтверждается и в работе [5], где автором поставлен акцент на эксплуатацию скважин, сопровождающуюся поступлением воды в ПЗП. Лабораторные исследования «призабойная зона -скважина» проведены в режимах:

• частичного уноса жидкости «самозахлёбывания» [6];

• гидродинамических исследований (ГДИ);

• барботажа с выносом влажного песка потоком воздуха.

Итоги лабораторного определения характера протекания во времени процессов накопления и уноса жидкости с последующей их стабилизацией, проведённые в режиме постоянного отбора воздуха и частичного выноса жидкости, отражены на рисунке 1.2.

Соотношение факторов самозадавливания, влияющих на падение производительности газовых скважин до критических значений, показано в работе [7] и ниже приведены факторы их снижения:

• технические (в НКТ недостаточная скорость восходящего газа для выноса воды и взвешенных частиц (20 %));

• технологические (критическая депрессия на пласт (61 %));

• геологические (интенсивный приток подошвенной воды (19 %)).

•

Стадия накопления жидкости!

Q/K=0 Увеличение потерь да вления Установившийся режим

Постепенное Резкое

0.045 0,04 | 0,035 я 0,03 | 0,025 | 0,02 «0,015 0,01 0,005 0

14:18:14 14:21:07 14:24:00 14:26:53 14:29:46 14:32:38 14:35:31 14:38:24 14:41:17

Время

— Давление. кг/см2 • Расход газа, мЗ/мин

Рисунок 1.2 - Итоги лабораторного исследования «призабойная зона - скважина»

1.4

1,2

1 ï

0,8 |

0,6

0,4

0,2

Также приведён анализ зависимости между накопленным отбором газа (млрд. м3) как функции динамики приведённого пластового давления в объёме

Р

залежи - — (pt - текущее пластовое давление, МПа; zt - коэффициент сверх-

сжимаемости газа) и динамикой фонда скважин. Графически представлено, что уменьшение дренируемых запасов как функция приведённого пластового давления происходит пропорционально сокращению действующего фонда.

На рисунке 1.3 показана зависимость снижения дренируемых запасов и динамика фонда скважин Медвежьего месторождения.

1.4. Осложнения, связанные с накоплением и выносом жидкости с забоев скважин Марковского месторождения

В условиях Марковского месторождения предпочтительны 4 способа удаления жидкости:

14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

375 __в— чвг_____

355 , 346^-® __ 'с 348 ■

"Г 32; 313^ 3273? 319^-—** \з17

288** 2572«><^

24' 235 >и" АГ ......

20\7

17/

12£

73

Дренируемые запасы

> 2 117 млрд.м газа

Суммарный отбор газа, млрд. м3

-динамика снижения приведённого пластового давления;

-динамика фонда скважин

Рисунок 1.3 - Зависимость снижения дренируемых запасов и динамика фонда скважин Медвежьего месторождения

1) способ продувок;

2) применение поверхностно-активных веществ;

3) замена лифтовых колонн на меньший диаметр;

4) интенсификация притока углеводородов.

Удаление жидкости производят с учётом конструктивных характеристик скважины схемы СПТ и УКПГ, а режим продувки выбирают, используя результаты ГДИ.

Применение продувок для удаления жидкости из скважины и шлейфов возможно при наличии определённого уровня пластовой энергии. Следующим шагом становится использование передвижного компрессора и ввод ПАВ.

В качестве ПАВ используются твёрдые, жидкие и загущенные композиции. Наилучшие показатели были достигнуты при непрерывном автоматическом вводе ПАВ. В таблице 1.1 приведены объёмы применения ТПАВ на Марковском месторождении.

Таблица 1.1 - Статистика применения ПАВ на скважинах Марковского месторождения

Год Тип ПАВ Количество, шт. Скважино-операции, шт. Дополнительная добыча, тыс. м3

2006 ТПАВ - 125 684

2007 ТПАВ 265 134 377

2008 ТПАВ 338 152 425

2009 ТПАВ 28 11 28

1.5. Пескопроявление, образование песчаных и глинистых пробок

На текущий момент времени на месторождениях, находящихся на завершающей стадии, в связи с отбором запасов и существенным снижением пластовой энергии наблюдаются следующие факторы:

• подъём ГВК;

• обводнение призабойной зоны добывающих скважин конденсационной и пластовой водой [1];

• рост динамики объёмов добычи воды.

Обводнение и разрушение пласта гипотетически связывают:

• со снижением капиллярного давления из-за повышенного насыщения песчаника смачивающей фазой, в результате чего происходит снижение действия сил, удерживающих зёрна на месте;

• с уменьшением относительной газопроницаемости.

Происходит увлажнение пластов, потеря гидродинамической устойчивости песчаника [8-10]. Вода сначала вымывает связующие глинистые частицы, а затем выносит песок; песок с водой и газом начинает поступать в скважину. Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок), то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение приза-бойной зоны. Твёрдые частицы, выносимые из пласта, способствуют эрозии

(разъеданию) подземного и наземного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам, прихвату труб [11] и т.д.

Песок накапливается в стволе, образуя песчаную проходную и затем глухую пробку. Проходная песчаная пробка, сужая сечение тока, может спровоцировать образование гидратной пробки. Усиление механизмов перемещения мелких частиц связывают также с увеличением депрессии на пласт. Однако рост депрессии увеличивает скорость восходящего потока и при определённых условиях не даёт образовываться пробке, в то же время обладающие кинетической энергией песчинки усиливают износ и приближают преждевременный выход из строя арматуры и оборудования.

1.6. Износ и потеря функциональности оборудования

Фактором и преждевременного износа, и потери функциональности оборудования является коррозионная активность флюида. Как правило, в начале развития газовой промышленности для разработки выбирались месторождения, газы которых не содержали коррозионно-агрессивных примесей и не оказывали разрушающего влияния на внутренние стенки труб и арматуры. Однако по мере дальнейшей выработки в эксплуатацию вводились новые месторождения, на которых накопленное действие сероводорода и углекислого газа на оборудование существенно осложняет эксплуатацию оборудования.

Так, например, в продукции Юбилейного месторождения, которая добывается из продуктивных пластов (12к келловейские, пласты II, III, IV, юрская система - средний отдел), находящихся на глубине 4300-4500 м с текущим пластовым давлением до 34,9 МПа и температурой свыше 149 °С, содержание диоксида углерода достигало 7,4 %.

Имеются данные по составу газа, отобранного из общего коллектора на УКПГиК, при работе нескольких скважин. В таблице 1.2 приведён состав газа сепарации (пробы были отобраны при условиях Рсеп 15 и 35 кгс/см2, Тсеп = 15,7 °С). Данные получены методом хроматографического химического анализа.

Таблица 1. 2 - Состав газа сепарации скважин Юбилейного месторождения

Содержание, % об.

№№ Наименование № скважин, работающих

п/п компонента в коллектор пробы

7, 30, 31 и 41 7, 30 и 41

1 Метан 67,63 65,62

2 Этан 13,86 13,81

3 Пропан 8,08 8,51

4 ьБутан 1,36 1,03

5 п-Бутан 1,44 1,23

6 ьПентан 0,33

7 п-Пентан 0,21

8 ьГексан 0,06

9 п-Гексан 0,04

10 Пентаны 0,44

11 С6+ 0,25

12 Сероводород отсутствуют отсутствуют

13 Диоксид углерода 5,70 7,43

14 Азот + редкие 1,42 1,67

15 Кислород отсутствуют отсутствуют

16 Содержание С5+высшие, г/м3 23,19

17 Плотность относительная 0,819 0,836

(при 20 °С и 101,325 КПа)

18 Плотность абсолютная 1,0031

(при 20 °С и 101,325 КПа)

Как видно из таблицы 1. 2, в составе газа отсутствуют кислород (обычно инициирует процессы коррозии за счёт кислородной деполяризации) и сероводород (вызывает протекание сероводородной коррозии). Вместе с тем, содержание диоксида углерода составляет 5,7-7,4 % об.

По результатам наблюдений выявлено, что интенсивность коррозионного воздействия изменялась с изменением обводнённости продукции, а также каче-

ственного и количественного состава добываемой воды. Исходя из величин давлений и температур, скорости коррозии металла оборудования на разных участках технологической цепочки забой скважины ^ устье скважины ^ шлейф ^ установки сепарации газа (УКПГиК) могут составлять следующие величины:

1) НКТ - свыше 6 мм/год

максимальная скорость коррозии будет наблюдаться не в нижней части НКТ, где температура максимальна, а на глубинах 1500-2500 м, где температура составляет 80-100 °С; причём скорость коррозии в верхней части НКТ (вблизи устья), где температура не превышает 50 °С, не будет превышать 2 мм/год;

2) устье скважины - не выше 1 мм/год;

3) газопровод - шлейф - не выше 0,5 мм/год;

4) установки сепарации газа (УКПГ) - не выше 0,3 мм/год.

На процессы коррозии оказывает также влияние скорость движения газожидкостного потока в трубопроводах при добыче и транспорте добываемой смеси. Скорости потока более 11 -15 м/с приводят к возрастанию коррозионных процессов. Поэтому в условиях добычи и транспорта газа не рекомендуется допускать скоростей потока движения газоконденсатной смеси выше 11 м/с. Обследование оборудования скважины № 7 Юбилейного месторождения, вышедшей из строя в 2003 году вследствие коррозионных повреждений, показало, что коррозии подвержено лишь подземное оборудование. Фонтанное оборудование, выкидные линии и шлейфы коррозионных поражений не имели. Эти данные подтверждают тот факт, что жидкий углеводородный конденсат оказывает ин-гибирующее действие на процессы коррозии.

Наиболее коррозионно-опасные условия имеют место в скважинах от забоя до устья, где высокие парциальные давления диоксида углерода и высокие температуры (выше 70 °С) создают условия для протекания интенсивной коррозии. Наличие минерализованной пластовой воды приводит к интенсификации коррозионных процессов. Возможное отсутствие или небольшое количество жидкой углеводородной фазы в НКТ скважины также усугубляет коррозионную ситуацию. Данные эксплуатации целого ряда газоконденсатных месторождений

Краснодарского края (Майкопское, Березанское, Крыловское, Сердюковское, Челбасское, Александровское, Ленинградское, Староминское, Каневское, Ку-щёвское), в газе которых присутствует СО2, показал, что шлейфовые трубопроводы и технологическое оборудование подготовки газа имели лишь отдельные очаги коррозии коррозионных повреждений, обусловленные недостатками конструкции. Наибольшие коррозионные повреждения (вплоть до разрушения) имело подземное оборудование скважин и в ряде случаев элементы фонтанной арматуры.

1.7. Газогидраты и ледяные пробки

К числу факторов, негативно влияющих на работу скважин, помимо истощения залежи, относится температурный фактор. Он определяется температурой пласта вышележащих пород, скоростью и формой потока в лифтовых трубах. Совместно с фактором потери давления и величиной влажности газа он создаёт предпосылки к гидратообразованию. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Березовский Денис Александрович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Тер-Саркисов, P.M. Разработка месторождений природных газов / Р.М. Тер-Саркисов. - Москва: Недра, 1999. - 659 с.

2. Ланчаков, Г.А. Повышение эффективности доразработки сеноманских газовых залежей на основе системного совершенствования технологий добычи и подготовки газа: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Григорий Александрович Ланчаков. - Москва, 2006. - 140 с.

3. Величкин, А.В. Обоснование технико-технологических решений по повышению эффективности добычи и подготовки природного газа на севере Западной Сибири: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Андрей Владимирович Величкин. - Санкт-Петербург, 2013. - 20 с.

4. Савенок, О.В. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях / О.В. Савенок, Д.А. Березовский, Г.В. Кусов // Була-товские чтения. - 2019. - Т. 1. - С. 114-119.

5. Плосков, А.А. Экспериментальное моделирование режимов эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Александр Александрович Плосков. -Москва, 2013. - 28 с.

6. Березовский, Д.А. Проблема «самозадавливания» скважин и пути её решения на примере Медвежьего месторождения / Д.А. Березовский, И.С. Матвеева, О.В. Савенок // Нефть. Газ. Новации. - 2016. - № 11. - С. 53-62. -1,25/0,42.

7. Епрынцев, А.С. Разработка технико-технологических решений по эксплуатации скважин газовых месторождений на стадии падающей добычи: ав-тореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Антон Сергеевич Епрынцев. - Тюмень, 2012. - 24 с.

8. Лаврентьев, А.В. Экспериментальные исследования механизмов гидродинамической устойчивости песчаника / А.В. Лаврентьев, О.В. Савенок, Д.А.

Березовский // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2014. - № S9-2. - С. 3-26.

9. Батыров, М.И. Разработка метода прогнозирования состояния пород-коллекторов газовых месторождений на завершающей стадии на основе методов междисциплинарного моделирования / М.И. Батыров, Д.А. Березовский // Молодая нефть: Всероссийская молодёжная научно-техническая конференция нефтегазовой отрасли (17-19 мая 2014 г.). - Красноярск, 2014. - С. 10-12.

10. Березовский, Д.А. Предпосылки и задачи моделирования горных пород с точки зрения установления условий наступления факторов осложнения добычи / Д.А. Березовский, А.В. Лаврентьев, О.В. Савенок // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2014. - № 2. - С. 27-33.

11. Березовский, Д.А. Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай / Д.А. Березовский, И.С. Матвеева, С. Барамбонье // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2018. - № 1. - С. 150-167.

12. Квон, В.Г. Термодинамическое моделирование фазовых равновесий углеводородных систем с водой и газовыми гидратами для повышения эффективности технологий в добыче газа: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Валерий Герасимович Квон. - Москва, 2008. - 166 с.

13. Бешенцева, С.А. Анализ методов предупреждения гидратообразова-ния в трубопроводах / С.А. Бешенцева // Вестник кибернетики. - 2012. - № 11. - С. 34-36.

14. Грунвальд, А.В. Использование метанола в газовой промышленности в качестве ингибитора гидратообразования и прогноз его потребления в период до 2030 года [Электронный ресурс] / А.В. Грунвальд // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2007. - № 2. URL:

http://ogbus.ru/authors/Grunvald/Grunvald_1.pdf (дата обращения: 18.05.2022 г.)

15. Чухарева, Н.В. Определение условий гидратообразования при транспорте природного газа в заданных технологических условиях эксплуатации промысловых трубопроводов. Расчёт необходимого количества ингибиторов

для предотвращения загидрачивания: методические указания / Н.В. Чухарева. -Томск: Томский политехнический университет, 2010. - 30 с.

16. Архипов, Ю.А. Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Юрий Александрович Архипов. - Москва, 2011. - 159 с.

17. Попов, П.И. Ликвидация пескопроявлений - технология вывода скважин из бездействия [Электронный ресурс] / П.И. Попов // URL: http://n-gt.ru/Ликвидация пескопроявлений.pdf (дата обращения 12.04.2022)

18. Облеков, Г.И. Геологическое обоснование технологий управления разработкой уникальных газовых и газоконденсатных месторождений ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции: дис. ... д-ра геол.-мин. наук: 25.00.12 / Геннадий Иванович Облеков. - Надым, 2009. - 404 с.

19. Макаренко, П.П. Комплекс технологических и технических решений по рациональному использованию производственных мощностей газодобывающего региона в условиях истощения запасов газа: автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 05.15.06 / Пётр Петрович Макаренко. - Москва, 1997. - 45 с.

20. Березовский, Д.А. Анализ осложнений на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений Краснодарского края / Д.А. Березовский, М.И. Батыров // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. - 2014. - № 1. - С. 211-214.

21. Березовский, Д.А. Разработка метода прогнозирования состояния пород-коллекторов на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений Краснодарского края / Д.А. Березовский, О.В. Савенок // Фундаментальные и прикладные исследования, разработка и применение высоких технологий в экономике, управлении проектами, педагогике, праве, культурологии, языкознании, природопользовании, биологии, зоологии, химии, политологии, психологии, медицине, философии, филологии, социологии, математике, технике, физике, информатике: Сборник научных статей по итогам международной научно-практической конференции (30-31 января 2014 г.). - Санкт-Петербург, 2014. - С. 41-44.

22. Березовский, Д.А. Анализ осложнений при эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии и разработка метода прогнозирования состояния пород-коллекторов на основе методов междисциплинарного моделирования / Д.А. Березовский, О.В. Савенок // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2014. - № 1. - С. 26-34.

23. Березовский, Д.А. Анализ современных методов и технологий, принимаемых на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений / Д.А. Березовский, О.В. Савенок // ГеоИнжиниринг. - 2014. - № 2. - С. 86-89.

24. Кашкина, К.В. Разработка эффективной технологии эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии на примере месторождений Краснодарского края / К.В. Кашкина, Д.А. Березовский, О.В. Савенок // Проблемы недропользования: Материалы Международного форум-конкурса молодых учёных (23-25 апреля 2014 г.). - Санкт-Петербург, 2014. - С. 179.

25. Гейхман, М.Г. Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев. - Москва: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. - 156 с.

26. Березовский, Д.А. Технология проведения очистки скважин от песчаной пробки при проведении КРС на примере Конитлорского нефтяного месторождения / Д.А. Березовский, А.Л. Яковлев, О.В. Савенок // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2016. - № 4. - С. 104-119.

27. Молчанов, А.Г. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / А.Г. Молчанов, С.М. Вайншток, В.И. Некрасов. - Москва: Издательство Академии горных наук, 1999. - 224 с.

28. Гасумов, Р.А. Пенные системы для бурения и ремонта скважин / Р.А. Гасумов, Л.П. Калинкин, М.Г. Гейхман. - Москва: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 320 с.

29. Гейхман, М.Г. Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли / М.Г. Гейхман. - Москва: ИРЦ «Газпром», 2007. -112 с.

30. Кустышев, А.В. Техническое состояние и капитальный ремонт газовых скважин месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча» / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, Н.Д. Дубровский. - Москва: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 53 с.

31. Березовский, Д.А. Разработка физико-химических моделей и методов прогнозирования состояния пород-коллекторов / Д.А. Березовский, А.В. Лаврентьев, О.В. Савенок // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 9. - С. 84-86.

32. Шиян, С.И. Анализ экономической и технологической эффективности эксплуатации боковых стволов на Красновском газонефтяном месторождении / С.И. Шиян, Д.А. Березовский // Наука и техника в газовой промышленности. -2020. - № 3(83). - С. 26-37.

33. Шенбергер, В.М. Бурение боковых горизонтальных стволов при ремонте скважин в Федоровском УПНПиКРС / В.М. Шенбергер, В.А. Гауф, Г.П. Зозуля // Известия вузов. Нефть и газ. - 2001. - № 6. - С. 65-70.

34. Гауф, В.А. Разработка и совершенствование систем промывки дополнительных боковых стволов, сооружаемых из эксплутационных скважин / В.А. Гауф, М.Г. Гейхман, В.П. Зозуля // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Труды Всероссийской научно-технической конференции, посвящённой 45-летию высшего образования в Республике Татарстан (15-18 октября 2001 г.): в 2-х т. - Альметьевск, 2001. - Т. 1. - С. 65-75.

35. Юсупов, Н.Г. Некоторые результаты применения горизонтальных технологий в Волго-Камском регионе / Н.Г. Юсупов, Р.Т. Фазлыев, И.Б. Розен-берг. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 1999. - 184 с.

36. Савченко, А.В. Техника и технология проведения зарезки боковых стволов на месторождении Самотлор / А.В. Савченко, Д.А. Березовский // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2018. - № 3. - С. 97-120.

37. Кусов, Г.В. Перспективы разработки Самбургского нефтегазоконден-сатного месторождения. Особенности зарезки боковых стволов / Г.В. Кусов, Д.А. Березовский, О.В. Савенок // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2017. - № 3. - С. 73-99.

38. Штоль, В.Ф. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин зарезкой и бурением вторых стволов / В.Ф. Штоль, В.А. Сехниашвили, А.В. Кустышев // Известия вузов. Нефть и газ. -2002. - № 1. - С. 25-30.

39. Зозуля, Г.П. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, А.В. Кустышев // Известия вузов. Нефть и газ. - 2001. - № 6. - С. 55-59.

40. Березовский, Д.А. Методы предупреждения и ликвидации гидратооб-разования при эксплуатации газовых скважин на примере месторождения Узловое / Д.А. Березовский, Г.В. Кусов, О.В. Савенок // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2017. - № 2. - С. 82-108.

41. Савенок, О.В. Использование колтюбинговых технологий для удаления гидратных пробок и растепления скважин / О.В. Савенок // Булатовские чтения. - 2017. - Т. 2. - С. 261-264.

42. Бондарев, Э.А. Механика образования гидратов в газовых потоках / Э.А. Бондарев, Г.Д. Бабе, А.Г. Гройсман. - Новосибирск: Наука, 1976. - 158 с.

43. Бондарев, Э.А. Моделирование образования гидратов при движении газа в трубах / Э.А. Бондарев, Л.Н. Габышева, М.А. Каниболотский // Известия АН СССР. - 1982. - № 5. - С. 105-107.

44. Брунауер, С. Адсорбция газов и паров: в 2-х т. / С. Брунауер; Пер. с англ. под ред. М.М. Дубинина. - Москва: Государственное издательство иностранной литературы, 1948. - Т. 1. Физическая адсорбция. - 754 с.

45. Гоник, А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры её предупреждения / А.А. Гоник. - Москва: Недра, 1976. - 191 с.

46. Скорчелетти, В.В. Теоретические основы коррозии металлов / В.В. Скорчелетти. - Ленинград: Химия, 1973. - 263 с.

47. Гоник, А.А. Коррозия и зашита сооружений и оборудования для сбора и транспорта нефтяного газа / А.А. Гоник, Ю.Г. Рождественский, М.Д. Гетманский // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. - 1978. - 48 с.

48. Гоник, А.А. Исследование внутренней коррозии трубопроводов для перекачки сероводородсодержащего нефтяного газа / А.А. Гоник, М.Д. Гетманский, Л.Л. Ясгаш // РНТС ВНИИОЭНГ. Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности», 1979. - № 7. - С. 5-8.

49. Гоник, А.А. Особенности технологии применения ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов, транспортирующих нефтяной газ / А.А. Гоник, М.Д. Гетманский, Б.М. Перников // Тезисы докладов на Первой Республиканской конференции по коррозии и противокоррозионной защите металлов. -Львов, 1979. - С. 72-73.

50. Клатчук, О.В. Сбор и транспорт газа от месторождений до газоперерабатывающих заводов / О.В. Клатчук, Н.Н. Елин // Обзор ВНИИЭгазпром. Серия «Подготовка и переработка газа и газового конденсата». - 1978. - 36 с.

51. Зайцев, Ю.В. Влияние характера газожидкостного потока на эффективность ингибиторной защиты / Ю.В. Зайцев, А.Т. Шаталов // Газовая промышленность. - 1978. - № 2. - С. 48-52.

52. Кемхадзе, Т.В. Ингибирование газопроводов большого диаметра при транспортировании неочищенного газа Оренбургского месторождения / Т.В. Кемхадзе, Н.Е. Легезин, Г.О. Одишария // РНТС ВНИИОЭНГ. Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». - 1975. - № 2. - С. 18-22.

53. Мельептдинов, А.С. К вопросу об ингибиторной защите газопровода Уртабулак - Мубарекеский ГПЗ от коррозии / А.С. Мельептдинов // Реф. сб. ВНИИЭгазпром. Серия «Коррозия и зашита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования. - 1978. - Вып. 6. - С. 16-23.

54. Полозов, А.Е. Автоматический ввод ингибиторов коррозии в технологические коммуникации при добыче и транспорте природного газа / А.Е. Полозов // Обзор ВНИИОЭНГ. Серия «Коррозия и зашита в нефтегазовой промышленности». - 1976. - С. 28-35.

55. Мирошниченко, О.А. Коррозия внутренней поверхности магистральных газопроводов и конденсатопроводов / О.А. Мирошниченко, А.А. Кутовая //

РНТС ВНИИОЭНГ. Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». - 1977. - № 2. - С. 3-6.

56. Полозов, А.Е. Установка автоматической подачи ингибиторов коррозии в газоконденсатные скважины / А.Е. Полозов, Р.И. Шамов, Ю.Ф. Мясников // Труды ВНИИгаздобыча «Разработка газовых месторождения. Добыча и транспорт газа». - 1974. - Вып. 2. - С. 35-42.

57. Епрынцев, А.С. Поддержание оптимального режима работы газовой скважины путем внедрения автоматизированных систем мониторинга, управления и оптимизации процессов добычи газа / А.С. Епрынцев, А.В. Кустышев, М.Г. Гейхман // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2011. - № 9. - С. 13-17.

58. Ли, Д. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Д. Ли, Н. Генри, М. Уэллс; Пер. с английского. - Москва: Премиум инжиниринг, 2008. - 384 с.

59. Дикамов, Д.В. Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам: опыт и перспективы / Д.В. Дикамов, И.В. Шулятиков // Наука и техника в газовой промышленности. - 2008. - № 4. - С. 11 -19.

60. Дикамов, Д.В. Зарубежный опыт эксплуатации обводняющихся газовых скважин и перспективы его использования на объектах ОАО «Газпром» / Д.В. Дикамов, И.В. Шулятиков, В.З. Минликаев // Проблемы и пути повышения эффективности эксплуатации скважин в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Газпром»: Сборник НТС ОАО «Газпром» (26-30 октября 2009 г.). - Москва, 2010. - С. 109-115.

61. Дикамов, Д.В. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения / Д.В. Дикамов, В.З. Минликаев, А.Г. Глухенький // Газовая промышленность. - 2010. - № 2. - С. 76-77.

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

63. Lea, J.F. Gas well Deliquification / J.F. Lea, H.V. Nickens, M.R. Wells // Gulf Drilling Guides. - 2nd edition. - 2008. - 588 p.

64. Ляженко, В.А. Устройство для дозированной подачи реагента при проведении ремонтных работ в скважинах нефтяных и газовых месторождений / В.А. Ляженко, С.Б. Бекетов, Д.А. Березовский // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2016. - № 11. - С. 5-13.

65. Березовский, Д.А. Мероприятия по борьбе с асфальто-смоло-парафи-новыми отложениями в добывающих скважинах, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками, на Степановском месторождении / Д.А. Березовский, Г.В. Кусов, О.В. Савенок // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2018. - № 2. - С. 53-73.

66. Березовский, Д.А. Анализ работы скважин, осложнённых формированием асфальто-смоло-парафиновых отложений на примере Матросовского месторождения, и разработка рекомендаций по применению методов борьбы с АСПО / Д.А. Березовский, А.С. Самойлов, М.Д. Башардуст // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2017. - № 3. - С. 124-141.

67. Гасумов, Р.А. Отчёт о выполнении работ «Оказание услуг по интенсификации добычи углеводородов на Азовском месторождении». Этап 4 «Испытание газового лифта в лабораторных условиях и на опытно экспериментальной скважине ОАО «СевКавНИПИгаз» / Р.А. Гасумов. - Ставрополь, 2005. - 65 с.

68. Панцарников, Д.С. Методы предупреждения осложнений на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений Краснодарского края / Д.С. Панцарников, Д.А. Березовский, О.В. Савенок // Новые технологии -нефтегазовому региону: Материалы Всероссийской с международным участием научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (20-23 мая 2014 г.). - Тюмень, 2014. - С. 70-72.

69. Гриценко, А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов. - Москва: Наука, 1995. - 523 с.

70. Павлов, К.Ф. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии / К.Ф. Павлов, П.Г. Романков, А.А. Носков. - Москва: Химия, 1981. - 560 с.

71. Справочник химика / Под ред. Б.П. Никольского. - Москва; Ленинград: Химия, 1966. - Т. 5. - 974 с.

72. Булатов, А.И. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин: в 4-х т. / А.И. Булатов, О.В. Савенок. - Краснодар: Юг, 2012. - Т. 1. -540 с.

73. Булатов, А.И. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин: в 4-х т. / А.И. Булатов, О.В. Савенок. - Краснодар: Юг, 2012. - Т. 2. -576 с.

74. Булатов, А.И. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин: в 4-х т. / А.И. Булатов, О.В. Савенок. - Краснодар: Юг, 2014. - Т. 3. -576 с.

75. Булатов, А.И. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин: в 4-х т. / А.И. Булатов, О.В. Савенок. - Краснодар: Юг, 2015. - Т. 4. -512 с.

76. Булатов, А.И. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин»: в 4-х т.: учебное пособие. / А.И. Булатов, О.В. Савенок. -Краснодар: Юг, 2013. - Т. 1. - 432 с.

77. Булатов, А.И. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин»: в 4-х т.: учебное пособие. / А.И. Булатов, О.В. Савенок. -Краснодар: Юг, 2013. - Т. 2. - 532 с.

78. Булатов, А.И. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин»: в 4-х т.: учебное пособие. / А.И. Булатов, О.В. Савенок. -Краснодар: Юг, 2013. - Т. 3. - 348 с.

79. Булатов, А.И. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин»: в 4-х т.: учебное пособие. / А.И. Булатов, О.В. Савенок. -Краснодар: Юг, 2014. - Т. 4. - 464 с.

80. Булатов, А.И. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин. / А.И. Булатов, О.В. Савенок, Р.С. Яремийчук. - Краснодар: Юг, 2016. - 576 с.

81. Варламов, П.С. Пластоиспытательное оборудование для гидродинамических исследований пластов нефтяных и газовых скважин / П.С. Варламов, В.Г. Григулецкий, Г.П. Варламов. - Уфа: Уфимский полиграфкомбинат, 2004. - 620 с.

82. Климов, В.В. Основы геофизических исследований при строительстве и эксплуатации скважин на нефтегазовых месторождениях / В.В. Климов, О.В. Савенок, Н.М. Лешкович. - Краснодар: Юг, 2016. - 274 с.

83. Ладенко А.А. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений / А.А. Ладенко, О.В. Савенок. - Москва: Инфра-Инженерия,

2020. - 244 с.

84. Ладенко, А.А. Геофизические исследования скважин на нефтегазовых месторождениях / А.А. Ладенко, О.В. Савенок. - Москва: Инфра-Инженерия,

2021. - 260 с.

85. Савенок, О.В. Нефтегазовая инженерия при освоении скважин / О.В. Савенок, Ю.Д. Качмар, Р.С. Яремийчук. - Москва: Инфра-Инженерия, 2019. -548 с.

86. Савенок, О.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений / О.В. Савенок, А.А. Ладенко. - Краснодар: КубГТУ, 2019. - 275 с.

87. Савенок, О.В. Проектирование разработки нефтяных месторождений: учебное пособие: в 2-х ч. / О.В. Савенок. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2021. - Ч. 1. - 168 с.

88. Савенок, О.В. Проектирование разработки нефтяных месторождений: учебное пособие: в 2-х ч. / О.В. Савенок. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2022. - Ч. 2. - 214 с.

89. Березовский, Д.А. Предпосылки и задачи моделирования горных пород с точки зрения установления условий наступления факторов осложнения

добычи / Д.А. Березовский, А.В. Лаврентьев, О.В. Савенок // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2014. - № 2. - С. 27-33.

90. Березовский, Д.А. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях / Д.А. Березовский, О.В. Савенок, Г.В. Кусов // Бу-латовские чтения. - 2019. - Т. 1. - С. 114-119.

91. Березовский, Д.А. Технологии и принципы разработки многопластовых месторождений / Д.А. Березовский // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2017. - № 1. - С. 33-50.

92. Сопнев, Т.В. Уточнение эксплуатационной характеристики сеноман-ской газовой залежи по результатам газодинамических исследований скважин Южно-Русского месторождения / Т.В. Сопнев, С.Б. Бекетов // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2018. - № 2. - С. 160-174.

93. Сопнев, Т.В. Уточнение газогидродинамической модели сеноманской газовой залежи Южно-Русского месторождения / Т.В. Сопнев, С.Б. Бекетов // Булатовские чтения. - 2018. - Т. 2-2. - С. 162-173.

94. Гасумов, Р.А. Влияние геомеханических свойств пласта на успешность геолого-технических мероприятий при разработке месторождений Восточного Предкавказья / Р.А. Гасумов, С.В. Нелепов, С.Б. Бекетов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 11. -С. 59-65.

95. Кусов, Г.В. Оценка и пути повышения надёжности систем автоматизации и контроля нефтегазодобычи / Г.В. Кусов, С.Б. Бекетов, О.В. Савенок // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2017. - № 1. - С. 127-132.

96. Кусов, Г.В. Обоснование показателей надёжности и эффективности работы средств автоматизации систем сбора и подготовки газа / Г.В. Кусов, С.Б. Бекетов, О.В. Савенок // Наука и техника в газовой промышленности. -2017. - № 2 (70). - С. 55-62.

97. Кусов, Г.В. Выбор и обоснование показателей надёжности блочного автоматизированного нефтепромыслового оборудования / Г.В. Кусов, О.В. Са-

венок, С.Б. Бекетов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2016. - № 4. - С. 8-12.

98. Петренко, Н.Н. Масштабы осушения пласта-коллектора при сайклинг-процессе / Н.Н. Петренко, С.Б. Бекетов, В.И. Петренко // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. - 2014. - № 4 (43). - С. 55-61.

99. Бекетов, С.Б. Разбуриваемый пакер для проведения ремонтно-изоля-ционных работ в нефтяных и газовых скважинах / С.Б. Бекетов, Р.В. Карапетов, А.С. Акопов // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2013. - № 8. - С. 268-274.

100. Тагиров, О.О. Технология удаления песчано-глинистых пробок из забоев многозабойных газовых скважин на депрессии / О.О. Тагиров, С.Б. Бекетов, К.М. Тагиров // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. -2013. - № 2 (35). - С. 56-61.

101. Бекетов, С.Б. Анализ рисков при реализации геолого-технических мероприятий в области повышения производительности нефтяных и газовых скважин / С.Б. Бекетов, Н.С. Акелян // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2012. - № 10. - С. 276-282.

102. Бекетов, С.Б. Скважинный циркуляционный клапан / С.Б. Бекетов // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2012. - № 11. - С. 157-160.

103. Бекетов, С.Б. Технологический пакер для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / С.Б. Бекетов, Р.В. Карапетов, А.С. Акопов // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2012. - № 6. - С. 265-269.

104. Бекетов, С.Б. Совершенствование конструкции скважинного штангового насоса для добычи нефти из скважин, содержащих значительное количество песка в продукции / С.Б. Бекетов, А.Е. Кучурин // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2012. - № 9. -С. 280-283.

105. Бекетов, С.Б. Особенности построения моделей прогноза эффективности геолого-технических мероприятий при разработке месторождений нефти и газа / С.Б. Бекетов, Н.С. Акелян // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2011. - № 2. - С. 342-348.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2014620968

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2014621012