Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения: На примере Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Сахабутдинов, Рустам Рамилевич

• Сахабутдинов, Рустам Рамилевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сахабутдинов, Рустам Рамилевич

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ РАБОТ ПО 10 ВОССТАНОВЛЕНИЮ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1. Состояние разработки сеноманской залежи 10 Уренгойского ГНК

1.2. Основные причины снижения продуктивности 13 газовых скважин УГНКМ

1.3. Этапы разработки сеноманской залежи УГНКМ, 20 объемы и виды ремонтных работ

1.4. Анализ современных методов ремонта скважин 25 Выводы 36 Обоснование целей работы и задач исследований

2. ОСОБЕННОСТИ РЕМОНТА СКВАЖИН С 39 ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛТЮБИНГОВЫХ УСТАНОВОК

2.1. Краткое описание применяемых технических 39 средств

2.2. Основные преимущества оборудования с БДТ и 44 область его применения

2.3. Гидравлический анализ циркуляционной системы 49 колтюбинговой установки

2.3.1. Гидравлические потери в компоновке БДТ

2.3.2. Расчетные формулы для определения 50 гидравлических потерь давления

2.3.3. Определение гидравлических сопротивлений 53 экспериментальным методом

2.3.4. Анализ экспериментальных и расчетных 58 данных

2.4. Гидравлический расчет колтюбинговой установки в совокупности со скважиной Выводы

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ 66 ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ БДТ

3.1. Проектирование водоизоляционных работ

3.1.1. Технология проведения работ

3.1.2. Определение технологических параметров проведения изоляционных работ

3.2. Обоснование дополнительных требований к изолирующим составам с учетом особенностей закачки через БДТ

3.3. Подбор эффективных рецептур составов для водоизоляции в газовых скважинах

3.3.1. Описание стенда для проведения эксперимента

3.3.2. Порядок проведения экспериментов

3.4. Разработка технологии промывки песчаных пробок

3.4.1. Расчет промывки песчаной пробки без глушения скважин с использованием колтюбинговой установки

3.4.2. Условия выбора промывочной жидкости

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОМПЛЕКСА РАБОТ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН УГНКМ

5. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДОВ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГОВЫХ УСТАНОВОК

5.1. Методика промысловых испытаний

5.2. Промысловые испытаний технологий восстановления продуктивности газовых скважин УГНКМ

5.3. Результаты внедрения разработок ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения: На примере Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения»

На севере Тюменской области создана надежная сырьевая база для интенсивного развития газовой промышленности страны. В регионе сконцентрировано до 70 % разведанных запасов природного газа, что позволило организовать здесь крупнейший в мире территориально-промышленный комплекс по добыче углеводородного сырья.

Энергетическая стратегия России предусматривает дальнейшее увеличение объемов добычи газа. Согласно прогнозам [1, 2], добыча газа к 2010 году может достигнуть в минимальном варианте 780 млрд м3 в год, а доля газа в топливно-энергетическом балансе составит 57 %. При этом почти весь потенциальный прирост добычи газа в ближайшие 10-15 лет также связан с дальнейшим развитием месторождений Западной Сибири.

Уренгойское газонефтеконденсатное месторождение (УГНКМ) было введено в разработку в 1978 году и свыше 10 лет обеспечивало более половины добычи газа в России. В настоящее время УНГКМ находится на заключительной стадии разработки, которая характеризуется истощением продуктивных пластов, падением пластового давления и подъемом уровня газо-водяного контакта (ГВК). При эксплуатации скважин это приводит к возникновению различных осложнений, таких как вынос пластовой воды и песка, образование на забое скважин песчаных пробок, разрушение подземного и устьевого оборудования и т.д. Следствием этого является снижение продуктивности и значительное сокращение объемов добычи углеводородного сырья при повышении его себестоимости.

Для поддержания добычи необходимо увеличивать объемы ремонтных работ в скважинах. Согласно прогнозу [3], в 2005 году потребуется ремонт 189 газовых скважин, тогда как в 2000 году отремонтировано 72 скважины. В работах А.А. Ахметова [1,3] убедительно показано, что выполнить такие объемы ремонтных работ с минимальными затратами средств можно только при применении колтюбинговых установок (КУ), поэтому они сейчас широко применяются на УГНКМ для ремонта газовых скважин.

Однако не все виды ремонта скважин можно выполнить с помощью колтюбинговых установок. Для дальнейшего расширения области их применения при ремонте газовых скважин необходимо исследовать гидравлику циркуляционной системы скважины при выполнении технологических операций ремонта с применением различных технологических жидкостей. Кроме того, необходимо разработать алгоритм принятия решения, обеспечивающего наивысшую эффективность работ, а также специальные технические средства для колтюбинговых установок. Именно решению данных вопросов посвящена представленная диссертация.

Цель работы

Повышение эффективности работ по восстановлению продуктивности газовых скважин Уренгойского ГНКМ с применением колтюбинговых установок за счет разработки и внедрения новых технологий ремонта без глушения скважин.

Основные задачи исследований:

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Сахабутдинов, Рустам Рамилевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что основными причинами снижения продуктивности газовых скважин на Уренгойском ГНКМ являются обводнение продукции пластовой водой, разрушение ПЗП, вынос песка и образование песчаных пробок.

2. Гидравлический анализ циркуляционной системы колтюбинговой установки показал, что дополнительными требованиями, предъявляемыми к режимам закачек технологических жидкостей в условиях аномально-низких пластовых давлений, являются:

- неразрывность потока в БДТ;

- непревышение предельного давления, ограниченного усталостной прочностью трубы.

3. Разработана и внедрена технология промывки песчаных пробок с применением колтюбинговых установок, позволяющая использовать пластовую энергию газа и обеспечивающая полное удаление песка из ствола скважины. Экономический эффект от внедрения в 2000 - 2004 гг. составил 72,7 млн. руб., из них на долю автора приходится 9,1 млн. руб.

4. Впервые для условий Уренгойского ГНКМ разработана колтюбинговая технология водоизоляции методом кольматации порового пространства способом осадкообразования. Селективность водоизоляции обеспечивается использованием геологических условий, стратифицированности по водонасыщенности и гравитационным разделением флюидов. (В сеноманских продуктивных пластах большой мощности с хорошей вертикальной проницаемостью законтурная вода внедряется преимущественно в нижнюю часть пласта вдоль подошвы). Экономический эффект от внедрения разработки на Уренгойском ГНКМ составил 10,8 млн.руб., из них на долю автора приходится 1,08 млн.руб.

5. Разработана и внедрена методика исследования состояния скважины и определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием колтюбинговых установок, которая основана на детальном анализе причин снижения добывных возможностей скважин, изучении конструктивных и геологических особенностей строения скважины и ПЗП.

6. Разработана «Временная инструкция по промывке песчаных пробок с использованием колтюбинговых установок», утвержденная в УИРС ООО «Уренгойгазпром» в 1999 г. и согласованное в РГТЭИ.

7. Внесены изменения в «Единые технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения. РД 057517450210-01» с учетом использования колтюбинговых установок.

8. Результаты проведенных исследований и разработки, полученные в рамках данной диссертации, внедрены при ремонте скважин Уренгойского ГНКМ в условиях АНПД со значительным экономическим эффектом и могут найти широкое применение на других газовых месторождениях Западной Сибири.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе на основе комплексного изучения состояния эксплуатационного фонда газовых скважин УГНКМ и гидравлического анализа циркуляционной системы колтюбинговой установки выработаны и реализованы на практике технологические решения вопросов восстановления продуктивности газовых скважин без их глушения в условиях аномально-низких пластовых давлений на заключительной стадии разработки, защищенные патентом и авторскими свидетельствами и имеющие значительную экономическую эффективность.

Таким образом, решается важная для отрасли и экономики России задача поддержания объемов добычи углеводородного сырья, а также задача охраны недр и окружающей среды путем повышения эффективности работ по ремонту скважин.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сахабутдинов, Рустам Рамилевич, 2005 год

1. Ахметов А. А. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин. //Дисс-я на соискание степени д.т.н. -Новый Уренгой, 2001. -146с.

2. Сулейманов Р.С. Высокие технологии Большого Уренгоя.//Научное издание «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. -С. 9-12.

3. Ахметов А. А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. -Уфа: РИО УГНТУ, -209с.

4. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. -М.: Недра, 2002. -С.308 313.

5. Проект разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения. -М.: ВНИИГАЗ, 1991.

6. Групповой рабочий проект № 107-95 на строительство эксплуатационных скважин на валанжинские отложения Уренгойского ГКМ. Книга 1. -Тюмень.: ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ, 1995.

7. Хадиев Д.Н. Технология диагностики и ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах Уренгойского месторождения//Дисс-я на соискание степени к.т.н. -Новый Уренгой, 2002. -С. 11-12.

8. Жуковский К.А. Технология ликвидации пескопроявлений оборудованием газовой скважины противопесочным фильтром с гравийной набивкой. М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2002. 77с

9. Киряков Г.А. Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально-низких пластовых давлений.

10. Групповой рабочий проект № 107-95 на строительство эксплуатационных скважин на валанжинские отложения Уренгойского ГКМ. Книга 1. -Тюмень.: ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ, 1995.

11. Рабочий групповой технический проект № 93 на строительство скважин Ямбургского месторождения. -Тюмень: ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ, 1989.

12. Рабочий групповой технический проект № 105-2002 на строительство скважин Песцового месторождения. -Тюмень: ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ, 2001.

13. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. -880с.

14. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. -М.: Недра, 1972. -154с.

15. Сливнев В.А., Никитин Л.Д., Свечников A.M. и др. Определение интервалов водопритока в скважинах Уренгойского НГКМ.//Журнал «Газовая промышленность», № 4,1993.

16. Соколов А.А., Соколов Ал.А. Повышение эффективности эксплуатации скважин путем ограничения притока пластовой воды//Сборник научных трудов «Наука о природном газе. Настоящее и будущее», -М.: ВНИИГАЗ, 1998.-С.251-264.

17. Минликаев В.З. Технология промывки забоев газовых скважин на месторождениях Западной Сибири в условиях аномально-низких пластовых давлений//Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Ставрополь, 2000. -124с.

18. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. -С.348-355.

19. Жуковский К.А. Ликвидация пескопроявлений оборудованием газовых скважин противопесочным фильтром с гравийной набивкой.//Автореферат дисс-ии на соискание степени к.т.н. -Уфа, 2002. -24с.

20. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. -М: Недра, 1986.-176с.

21. Стражгородский С.И., Шалимова П.А., Либерман Г.И., Опыт борьбы с выносом песка из скважин подземных хранилищ газа/Юбзор. информ. ВНИИЭГАЗПРОМ. Сер. Транспорт и хранение газа. Вып. 9. -М: 1983. -33с.

22. Жуковский К.А., Ахметов А.А., Шарипов A.M., Хозяинов В.Н. Ликвидация пескопроявлений при добыче газа. -М.: Газовая промышленность, № 9, 1998. -С.20-22.

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

24. Эфендиев И.Ю., Везиров А.Р., Маслов И.И. и др. Методы борьбы с пескопроявлениями/ТНефтепромысловое дело, № 4, -М., 1985. -С. 19-21.

25. Каналин В.Г., Вагин СБ., Токарев М.А. и др. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1997. -366 с.

26. Бузинов С.Н., Фиш М.А., Уринсон Г.С. и др. Опыт разработки месторождений в период падающей добычи//Разработка и эксплуатация газовых газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1978. -32 с.

27. Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А. и др. Технология разработки крупных газовых месторождений. -М.: Недра, 1990. -302 с.

28. Мелинг К.В. Разработка техники и технологий восстановления крепи скважин профильными перекрывателями.//Дисс-я на соискание степени к.т.н. -Бугульма, 2000. -148с.

29. Абрахманов Г.С. Технологические основы локального крепления стенок скважин экспандируемыми обсадными трубами.//Дисс-я на соискание степени к.т.н. -Бугульма, 1988. -327с.

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

31. Краткий справочник по прострел очно-взрывным работам//Под ред. Григоряна Н.Г. М.: Недра, 1990. -180с.49. «Анализ эффективности водоизоляционных работ».//Отчет по НИОКР. НТЦ. -Новый Уренгой, 1999. -56с.

32. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Шарипов А.У., Телков А.П., Вылегжанина JI.A. и др. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. -М.: ВНИИОНГ, 1994. -56с.

33. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1981.

34. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. -М.: Недра, 1976.

35. Блажевич В.А., Стрижнев В.А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в сложных гидродинамических условиях. М.: ВНИИОНГ, 1981.

36. Уметбаев В.Г., Блажевич В.А. и др. Ремонтно-изоляционные работы по оздоровлению фонда осложненных скважин. -М.: ВНИИОНГ, 1991.

37. РД 39-0147009-729-88Р. Комплексная технология изоляции водогазопритоков и повышения нефтеотдачи пластов в условиях многопластовых залежей с малой толщиной разобщающих слабопроницаемых пластов.//ВНИИКРнефть. -Краснодар, 1988.

38. Облеков Г.И., Гордеев В.Н. Характерные особенности разработки сеноманских залежей ЯНАО. -М.: ИРЦ Газпром, 2002. —47с.

39. Дубина Н.И., Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении. -М: ИРЦ Газпром, 1999. -16с.

40. Отчет о научно-исследовательской работе «Сопоставительный анализ ремонтируемых скважин Уренгойского ГНКМ».//ТюменНИИгипрогаз -Тюмень, 1997.-57с.

41. Ахметов А.А. Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Виды ремонтно-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин на Уренгойском месторождении.//НТС НПО «Бурение», Вып.5. -Краснодар, 2000. -С. 195201.

42. Отчет НИОКР по теме «Разработка и усовершенствование методов интенсификации притока, водоизоляции эксплуатационных скважин».//ООО «Уренгойгазпром». -Новый Уренгой, 2004. -160с.

43. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин. — Уфа: РИО УГНТУ, 1996. -78с.

44. Сидоров И. А. Применение растворов на основе полиакрил амида для ограничения притока пластовых вод в нефтяные скважины. -М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-59с.1

45. Гвоздев В.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.: Справочное пособие. -М.: Недра, 1988. -С.162 170.

46. Отчет НТЦ по НИОКР «Анализ эффективности водоизоляционных работ». -Новый Уренгой, 1999. -56с.

47. Отчет по НИОКР «Разработка новых и совершенствование существующих технологий для эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях севера Тюменской области»//ТюменНИИгипрогаз, — Тюмень, 1997. -64с.

48. Аржанов Ф.Г., Маслов И.И. и др. Применение фильтров в скважинах IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения: в Сб. Нефтепромысловое дело. Экспресс-информация. № 10. -М.: ВНИИОЭНГ, 1980.

49. Отчет по НИОКР «Научное обоснование и разработка комплекса технологических мероприятий по снижению пескопроявлений применительно к добывающим скважинам.//000 «Уренгойгазпром». -М.: ИПНГ РАН, 2003.-133с.

50. Хавкин А.Я., Чернышев Г.И., Табакаева JI.C., Балакин В.В. Применение глиностабилизирующих реагентов в низкопроницаемых коллекторах.//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, Вып. №1,1997. -С.35-37.

51. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Техника и технология капитального ремонта скважин. -М.: Недра, 1987. -316с.

52. Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибкой трубы. -М.: Изд. Академии горных наук, 1999. -С. 145-152.

53. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБНГП -М., 2004.

54. Кравцов Н.И. Создание и внедрение технологий вторичной добычи истощенных залежей газа.//Дисс-я на соискание звания к.т.н. -М., 1990.

55. Бойченко И.Г., Игнатенко Ю.К., Кравцов И.Н. А.С. № 1391201. Способ удаления жидкости с забоя газовой скважины. БИ от 14.05.87.

56. Смирнов В.И. Энергосберегающие технологии эксплуатации обводняющихся залежей нефти и газа.//Научные труды ПЭТЭнефтегаза. Вып.№1.-Волгоград, 1997.

57. Гриценко А.И. Реверсивные насадки для газоконденсатных скважин.//Газовая промышленность, №2, 1984. -С.20-22.

58. Жуковский К.А., Ахметов А.А., Шарипов A.M., Хозяинов В.Н. Ликвидация пескопроявлений при добыче газа.//Газовая промышленность, №9, 1998.-С. 20-22.

59. Стражгородский С.И., Шалимова П.А., Либерман Г.И. Опыт борьбы с выносом песка из скважин подземных хранилищ газа. -М., 1983. -33с.

60. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин на депрессии. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 160с.

61. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. -М.: Недра, 1991. — 303с.

62. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. -М.: Струна, 1998. -625с.

63. Бузинов С.Н., Фиш М.А., Уринсон Г.С. и др. Опыт разработки месторождений в период падающей добычи.//Разработка и эксплуатациягазовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1978. -32с.

64. Кузьменко Д.В., Ахметов А.А., Москвичев В.Н., Рахимов Н.В. Эксплуатация, обслуживание и ремонт колтюбинговых установок.: Сборник научных трудов. Вып. 7. -Краснодар, 2002. -308с.

65. Ахметов А.А., Сахабутдинов P.P., Хадиев Д.Н., Штахов Е.Е. Перспективы проведения водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок.//Сборник научных трудов. Вып. 7. -Краснодар, 2002. -308с.

66. Рябоконь С.А., Ткаченко Р.В., Ахметов А.А. и др. Применение колтюбинговых установок для проведения ремонтно-изоляционных работ.//Сборник научных трудов. Вып. 7. -Краснодар, 2002. 308с.

67. Шарипов A.M., Фролов А.А., Овчинников П.В. и др. Практика применения установок гибких длинномерных безмуфтовых труб для очистки газовых скважин.//Известия ВУЗов. Журнал Нефть и капитал, №3, -М., 2001. -С. 18-22.

68. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для ВУЗов. -М.: Недра, 1984.-272с.

69. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика.: Учебник для ВУЗов. -М.: -Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. -480с.

70. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учебное пособие. -М: Недра, 1989.-245с.

71. Чугаев P.P. Гидравлика: Учебник для ВУЗов. -JL: Энергоиздат, 1982. -672с.

72. Башлык С.М., Загибайло Г.Т., Зайонц O.J1. Лабораторный практикум по основам гидравлики и промывочным жидкостям: Учебное пособие. — М.: Недра, 1982.-156с.

73. Рабинович Е.З., Евгеньев А.Е. Гидравлика: Учебник для техникумов. -М.: Недра, 1987. -224с.

74. Шищенко Р.И., Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкостей. -М.: Недра, 1976. -294с.

75. Мирзаджанзаде А.Х., Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Галиакбаров В.Ф. Гидроаэромеханика в бурении: Учебное пособие. -Уфа: Изд. УНИ, 1981. -217с.

76. Н. Макковей. Гидравлика бурения. -М.: Недра, 1986. -536с.

77. Мительман Б.И. Потери давления в циркуляционной системе буровой установки. -М.: ЦНИИТЭНефть, 1957. -88с.

78. Шищенко Р.И., Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении. -М.: Недра, 1966.-319с.

79. Альтшуль А.Д. Местные гидравлические сопротивления при движении вязких жидкостей. -М.: Гостоптехиздат, 1962. -116с.

80. Мирзаджанзаде А.Х., Каракаев А.К., Ширинзаде С.А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1977. -230с.

81. Отчет НИОКР по результатам опытных работ по изоляции водопритока в газовых скважинах на ОГКМ. -Самара, 2000. -61с.

82. Регламент на обработку призабойной зоны пласта на скважинах УГНКМ. -Новый Уренгой, 2000. -39с.

83. Ахметов А.А., Дудов А.Н., Киряков Г.А.и др. Патент 219899 РФ, (51)7 Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста в скважине с открытым интервалом перфорации.// Бюл. из. № 5, 2003.

84. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. -М.: Недра, 1999. -С. 9-124.

85. Серебренников С.В., Ахметов А.А., Сахабутдинов P.P. Методика выбора оптимального режима работы газовых скважин УГНКМ.//Сборник научных трудов «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». -Новый Уренгой, 2000.

86. Отчет НИОКР по результатам опытных работ по ограничению выноса песка в газовых скважинах УГНКМ. -Ставрополь, 2000. -61с.

87. Регламент по технологии бурения и заканчивания газовых скважин с установкой противопесочных фильтров. РД 00158758-242-2003. -Тюмень: ООО «ТюменНИИГИПРОГАЗ», 2003. -66с.

88. Отчет НИОКР по теме "Разработка и внедрение методов селективной водоизоляции в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах созданием водонепроницаемых экранов в породах. -Новый Уренгой: ООО "УГТГ, 2002. -100с.

89. Интенберг С.С., Дахкильков Т.Д. Геофизические исследования в скважинах.-М.: Наука, 1982.

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

91. Паус К.Ф. Буровые растворы. М.: -Недра, 1973.

92. Рабинович В.А., Хавкин З.Я. Краткий химический справочник. -С.-Пб.: Химия, 1994.

93. Химическая энциклопедия в 5-ти томах. -М.: Советская энциклопедия, 1988.

94. Отчет НТЦ по теме «Разработка методов интенсификации селективной глушения, водоизоляции эксплуатационных скважин.» -Новый Уренгой, ООО "УГП", 2002.-210с.

95. Ахметов А.А., Дудов А.Н., Сахабутдинов P.P. и др. Патент 2198995 РФ, (51) 7 Е 21 В 19/22. Способ ремонта скважин посредством созданияискусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб. -М.: Бюл. из. № 5, 2003.

96. Методика определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологий в ООО «Уренгойгазпром». -Новый Уренгой, 1996. -12с.

97. Sound Coiled-Tubing Drilling Practices. U.S. Department of Energy National Energy Technology Laboratory, Sent, 2001. 140c.

98. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для ВУЗов. -М.: Недра, 1987. -304 с.

99. Открытое акционерное общество «ГАЗПРОМ» ФИЛИАЛ

100. Общества с ограниченной ответственностью «УРЕНГОЙГАЗПРОМ»

101. УПРАВЛЕНИЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ и РЕМОНТА СКВАЖИН

102. Подробное наименование внедренных мероприятий

103. Временная инструкция по промывке песчаных пробок с помощью колтюбинговых установок в газовых скважинах Уренгойского месторождения.

104. Технология промывкй1 песчаных пробок без глушения скважины с использованием колтюбинговых установок (Патент РФ №2198995 от 21.01.2002г).

105. Технология селективной изоляции притока пластовой воды в газовой скважине без глушения с использованием колтюбинговой установки.г

106. Методика определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин УГНКМ.1. СПРАВКАг. Новый Уренгой2502. 2005г

107. И. Тема, задание, научное исследование, результатом которых явилась разработка мероприятий

108. Диссертационная работа Сахабутдинова P.P. на тему «Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения. (На примере Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения)».

109. I. Наименование мероприятия, где произведено внедрение

110. Управление интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром»1.. Наименование объекта, где произведено внедрение

111. Газовые скважины Уренгойского ГНКМt

112. V. Основные результаты внедрения

113. На Уренгойского ГНКМ разработана и внедрена «Временная инструкция по промывке песчаных пробок с помощью колтюбинговых установок в газовых скважинах Уренгойского месторождения».

114. Утвержденный экономический эффект данного мероприятия составил 10,8 млн. руб. (доля автора 1,08 млн. руб.)

115. Это позволяет учесть все имеющиеся факторы и безошибочно определить комплекс геолого-технических мероприятий по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием колтюбинговых установок.

116. Расчеты экономической эффективности прилагаются.1. Главный инженер УИРС

117. Начальник ОПОТ и 3 УИРС ООО "Уренгойгазпром"

118. Начальник ПТО УИРС ООО "Уренгойгазпром"1. Н.В. Рахимов С.А. Лебедев1. Д.Н. Хадиев

119. У'ГВНРЖДА Ю» Экономический эффект В сумме J 235 478,42руб.

120. Главный инженер УИРС ООО <<Уре)1^оЯга^пром>>1. В. Paximoe 2004 год.Iфактического экономического эффекта от использования изобретения по патенту №2198995 "Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне НКТ" в 2003 г.

121. Зам. начальника управления ООО <}Урен^>йгазпром»13.И. Мирошниченко 2004 год.

122. Начальник ОПОТ и 3 ООО «Уренгойгаапром»1. С.А. Лебедев 2004 год.

123. И.о.начальника ПТО ООО «Уренгойгазпром»1. А. П. Федосеев 2004 год.г. Новый Уренгой. 2004 год

124. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА №1 фактического экономического эффекта от использования изобретения по патенту №2198995 "Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне НКТ" в 2003 г.Г

125. Наименование показателя Ед. По базовому По новомуизм. варианту варианту1 2 3 5 41. Объем работ СКВ. 6 6

126. Продолжительность ремонта В/час 41,12 11,75

127. Фактическая стоимость 1-го вахто-часа работы бригады КРС в 2003г. Руб. 7011,00 7011,00

128. Экономический эффект руб. 1 235 478,42

129. Налог на прибыль руб. 296 514,82

130. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия руб. 938 963,61. B. И. Мирошниченко1. C.А. Лебедев1. А.П. Федосеев1. Сущность работы.

131. Эта проблема была успешно решена с применением установки нагнетания газа (УНТ 8/15), когда одновременно с работой колтюбинговой f установки с помощью УНТ 8/15 нагнетают газ в затрубное пространство.

132. С применением УНТ 8/15 в совокупности с колтюбингом решилась еще и проблема генерирования иены, когда па забое постоянно идет процесс образования устойчивой пенной системы.

133. Стадия разработки и внедрения, на который составлен расчет

134. Расчет фактического .экономического эффекта от внедрения изобретения ведется по фактическим данным результатам работ, полученным за 2003 г.

135. Выбор и обоснование базы для сравнения

136. Факторы, обеспечивающие экономический эффектt

137. Экономический эффект достигнут за счет снижения текущих ^ эксплуатационных затрат в результате сокращения продолжительности операций по промывке газовых скважин бездействующего фонда.5. Объемы внедрения

138. За 2003 год с использованием данной технологии но вышеуказанному изобретению были ликвидированы песчаные пробки на 6 скважинах Уренгойского месторождения №7112,78Н, 113Н, 24П, 51П, 1502.

139. Исходные данные для расчета

140. Наименование Ед. По базовому По новому Обоснованиепоказателя изм. варианту варианту1 2 3* . 5 4 6

141. Объем работ СКВ. 6 б Прил. №1

142. Продолжительность ремонта по базовому варианту в 2003г. в/час 41,12 11,75 Прил.№№2,41. Фактическая стоимость 3. 1-го вахто-часа работы бригады КРС 2003 год руб. 7011 7011 Прил.№3

143. Тг средняя продолжительность ремонта скважин по новому варианту, в/час

144. С фактическая стоимость 1-го вахто - часа работ бригады КРС, руб. А - объем внедрения, скв.

145. Э = (41,12-11,75)*7011*6 = 1235478,42 руб.

146. Фактический экономический эффект от использования изобретения по патенту 2182643 за 2003г. составил 1235478,42 руб.

147. Экономия затрат создает дополнительную прибыль для предприятия, которая облагается налогом (Н) в размере 24 % от суммы прибыли.1. Эг (Ti -Tj) *Ci*A

148. Н = 0,24 х 1235478,42 = 296514,82 руб.

149. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия составит:1235478,42- 296514,82 938963,6 руб.1. Расчет составил:1. Инженер ПТО Нкат.1. СПРАВКА

150. Для фактического экономического эффекта от использования изобретения по патенту №2198995 "Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне НКТ" в 2003 г.

151. За 2003 год изобретение по вышеуказанному патенту использовано при ремонте 6 скважин УНГКМ не эксплуатационного фонда №7112, 78Н, 113Н, 24П, 51П, 1502

152. Основание: геологические отчеты УИРС за 2003г.1. В.Н. Хозяинов

153. Средняя продолжительность 41,12

154. Примечание: 1. На данных скважинах промывка пробок проводилась по обычной схеме без использованияы установки

155. Операции по промывке пробок проводилась дважды вследствии разрушения структуры пены и ухудшения fвыносной способности.

156. Основание: наряды выполнения но ремонту скважин №81I, 5132, 71-М, !044t1. СПРАВКА

157. Для расчета фактического экономического эффекта от использования изобретения по патенту №2198995 "Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне НКТ" в 2003 г.

158. Фактическая стоимость 1-го вахто-часа работ бригад капитального ремонта скважин в 2003г. составил 7011,00 руб.

159. Основание: Годовая пояснительная записка УИРС за 2003г.1. Начальник ОПОТиЗО1. С.А. Лебедев

160. Основание: наряды выполнения по ремонту скважин №7112, 78Н, 113Н, 24П,51П, 1502. „ Л1. ~1. Зам. начальника1. И.о. начальника ПТО1.Гачалышк ОПОТи

161. В.И. Мирошниченко -А.П. Федосеев1. С.А. Лебедев1. УТВЕРЖДАЮ»

162. Зам. начальника УИРС ООО "Уренгойгазпром"1. А.И. Сухомазов1. ST2001 г

163. Начальник ОПОТиЗ УИРС ООО <<Уренгойга^гфом>)гС.А. Лебедев2001 год. Начальник ПТО УИРС ООО «Уре^г^йГазпром»1. Н.В. Рахимов 2001 год.г. Новый Уренгой. 2001 год

164. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА фактического экономического эффекта от внедрения мероприятия «Технология промывкипесчаных пробок с применением колтюбинговых установок» по п.17=г.- . •'/ планавнедрения новой техники

165. Наименование показателя Ед. изм. По базовому варианту По новому варианту1 2 3 5 41. Объем работ СКВ. 53 53

166. Средняя продолжительность ремонта по базовому варианту (Ь/иас 292,58

167. Фактическая стоимость 1-го вахто-'« часа работы бригады КРС • руб. 4091

168. Общие затраты на ремонт скважин руб. 63 438 073,34 18209 494 г

169. Экономический эффект руб. — 45 228 579,34'

170. Налог на прибыль руб. — 15 830 002, 76

171. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия руб. 29 398 5 76,581. В.Н.Москвичев 11. Л.В.Лукьяненко1. Н.В.Рахимов1. Сущность работы.

172. Стадия разработки и внедрения, на который составлен расчег f

173. Расчет фактического экономического эффекта от внедрения данного мероприятия производится по третьему году на основании плана внедрения новой техники ООО «Уренгойгазпром» п п. /?.- . плана внедрения новой техники на 2001 год.

174. Выбор и обоснование базы для сравнения

175. За базу для сравнения принят вариант проведения работ с применением подъемных агрегатов типа А-50, которые широко применяются для этих целей на Уренгойском месторождении.

176. Факторы, обеспечивающие экономический эффект

177. Экономический эффект достигнут за счет снижения текущих эксплуатационных затрат на проведение работ по ремонту газовых скважин Уренгойского НГКМ5. Объемы внедрения

178. С использованием колтюбинговой установки за 2001 год промывка песчаной пробки, как отдельный вид ремонта произведен на 53 газовых скважинах Уренгойского • месторождения.б. Исходные данные для расчета

179. Наименование показателя Ед. изм. По базовому варианту По новому варианту Обоснование1 2 3 5 4 6

180. Объем работ СКВ. т 53 53 Прил. №1

181. Средняя пр о до л жител ьно сть ремонта по базовому варианту ^В/час 292,58 4 При л. №2 1

182. Фактическая стоимость 1-го вахто-часа работы бригады КРС руб. 4091 Прил.№3

183. Общие затраты на ремонт скважин руб. > 18 209 494 При.п.\Ь4 -■-г-ч

184. Расчет экономического эффекта

185. С — фактическая стоимость 1-го вахто-часа работ бригады КРС за 2001 год, руб

186. Фактический экономический эффект от колтюбинговых установок для ремонта скважинна Уренгойском месторождении по итогам 2001 года составил 45 228 5 79,34руб.

187. Экономия затрат создает дополнительную прибыль для предприятия, которая облагается налогом (Н) в размере 35 % от суммы прибыли.3, = Т,хС2)3, = 4091 х 292,58 x 53 = 63 438 073,34 руб.

188. Э = 63 438 073,34 18 209 494 = 45 228 579,34 руб.f

189. Н = 0,35 х 45 228 579,34= 15 830 002, 76руб.Г

190. В 2001 году с применением колтюбинговых установок промывка песчаных пробок, как отдельный вид ремонта, была проведена на 53-х газовых скважинах Уренгойского месторождения.

191. Основание: геологический отчет УИРСза 2001 год1. Ари&жеи&е £

192. Транспортировка оборудования 6x15 ЕНВ87г стр15 75,15

193. Работа бригады ПРС НВПРС2001 4,53

194. Расстановка и монтаж:4-х вагончиков НВ89г п 121 1,001. ДЭС НВ89г п65 0,426 емкостей НВ89г и 121 1,50антенны рации ЕНВ87г п320 0,16емкости ГСМ НВ89г пбЗ 0,07

195. Уст-во 3-х якорей под контур заземл-я НВ89г п119 0,90

196. Подсоединить эл/энергию к 4-ем ЕНВ87гп320 0,73вагончикам и 2-м прожекторам пп1,5 Г .

197. Смонтировать факельную(100м),задавочную НВ89г п158 3,7050м)и обратную(50м)линии из НКТ

198. Запарить 21 якорь НВ89г п119 6,30

199. ПЗР к глушению скважины НВ91гп28А,28Ь,29 1,409 Глушение скважины 1. Закачать в НКТ 1. ЮмЗ МКР НВ91г п29 0,5218мЗ ИМД НВ91г п29 0,93 Г "

200. Закачать в з/т 23 мЗ ИМД НВ91г п29 1,18

201. Наблюдение за скважиной по плану работ 12,00

202. Стравить газовую шапку но плану работ 0,50

203. Работа ПРС отбить уровень $ НВППРС2001 2,00

204. Долив скважины 5мЗ НВ91г п29 0,26

205. Демонтаж площадки для обслуживания ФА ЕНВ87г п274 0,10

206. Демонтаж шлейфа ЕНВ87г пЗ 17 1,33

207. Монтаж временного фундамента под А-50 ЕНВ87г п254б 0,58

208. Устройство якорей под оттяжки А-50 НВ87г п288 2,20

209. Испытание якорей (4) * ЕНВ87г п290 0,40

210. Монтаж А-50 ЕНВ87г пЗ 3,20

211. Монтаж стеллажей для труб(4секций) ЕНВ87г п261 1,60металич.рабочей площадки ЕНВ87г п256 0,321. EI