Совершенствование технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн: На примере нефтяных месторождений Башкортостана тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Назметдинов, Рустем Мидхатович

• Назметдинов, Рустем Мидхатович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Назметдинов, Рустем Мидхатович

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ВЫЯВЛЕНИЮ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН И

ТЕХНОЛОГИЙ ИХ УСТРАНЕНИЯ

1.1. Причины возникновения нарушений эксплуатационных колонн

1.2. Основные методы выявления нарушений эксплуатационных колонн

1.3. Технологии устранения негерметичности эксплуатационных колонн

1.4. Применяемые технологии устранения негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах АНК Башнефть в 1987-1997гг

ВЫВОДЫ

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ РВР ПО УСТРАНЕНИЮ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНАХ АРЛАНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Причины возникновения нарушений эксплуатационных колонн в скважинах Арланского месторождения

2.2. Технологии устранения негерметичности эксплуатационных колонн

ВЫВОДЫ

Стр,

3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ РВР ПО УСТРАНЕНИЮ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН

3.1. Цементный раствор с коротким временем схватывания,

3.2. Облегченный цементный раствор

3.3. Цементные растворы с улучшенными прочностными и адгезионными свойствами

3.4. Цементный раствор повышенной стабильности

3.5. Тампонажный состав для предварительного тампонирования в условиях интенсивного поглощения

ВЫВОДЫ

4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РВР ПО УСТРАНЕНИЮ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН 102 4.1. Промысловые испытания технологий с применением новых

рецептур цементных растворов

4.2. Промысловые испытания технологии предварительного тампонирования с применением тампонажной смеси с

тиксотропными свойствами

ВЫВОДЫ

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн: На примере нефтяных месторождений Башкортостана»

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность занимает важнейшее место в топливно-энергетическом комплексе и экономике страны в целом, обеспечивая достаточно высокий уровень добычи нефти. Поскольку в течение многих десятилетий это достигалось за счет открытия и ускоренного ввода в разработку большого числа месторождений, применения интенсивной технологии их разработки, то качеству первичного цементирования обсадных колонн, контролю состояния фонда скважин и работам по своевременному восстановлению их конструктивных недостатков не уделялось должного внимания. Перечисленное обусловило накопление огромного фонда скважин, конструкция которых не отвечает современным требованиям разработки нефтяных месторождений, охраны недр и окружающей среды.

В скважинах месторождений, особенно находящихся на поздней и завершающей стадиях разработки, потребность в ремонтно-вос-становительных работах (РВР) постоянно увеличивается и значительно превышает проводимые объемы. Проблема РВР включает в себя большой перечень задач: вторичное цементирование кондукторов, восстановление герметичности и вторичное цементирование эксплуатационных колонн и др.

В данной работе приведены результаты исследований по решению одной из перечисленных выше задач - совершенствованию технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн (УНЭК), являющейся чрезвычайно актуальной при современном с остоя н и и эк с п лу ата ц и и месторождений АН К Башнефть.

В исследования проблем РВР значительный вклад внесли Блажевич В.А., Булатов А.И., Загиров М.М., Данюшевский B.C., Кисельман МЛ., Кошелев А. Т., Мамедов H.H., Муслимов Р.Х., Рябоконь С.А., Стриж-нев B.Ä., Сыртланов А.Ш., Уметбаев В.Г., Умрихина E.H., Усов C.B.,

Шумилов В.А., Юсупов И.Г., Юрьев В.А., Ярыш А .Т., Питере Б.А. и многие другие.

Несмотря на большое количество выполненных исследований проблема разработки и применения эффективных технологий по устранению негерметичности эксплуатационных колонн требует постоянных исследований и имеет важное производственное и природоохранное значение.

Цель работы. Совершенствование и внедрение технологий РВР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн с применением тампонажных составов с улучшенными изолирующими свойствами в различных геолого-технических условиях эксплуатации скважин месторождений Башкортостана.

Задачи исследований

!. Анализ существующих технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн.

2. Анализ применяемых технологий ремонтных работ по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах АНК Баш-нефть за последние десять лет.

3. Изучение технологических параметров РВР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн на примере Арланского месторождения. Обоснование направлений совершенствования технологий РВР.

4. Лабораторные исследования по разработке новых тампонажных составов для совершенствования технологий ремонтных работ по устранению негерметичности эксплуатационных колонн.

5. Промысловые испытания усовершенствованных технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн.

Методы решения поставленных задач

Аналитические с применением математической статистики. Экспериментальные лабораторные и промысловые исследования.

Научная новизна

1. Установлены основные параметры технологий (вид, объем и давление закачивания тампонажного состава) РВР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн для условий эксплуатации Арланско-го и подобных ему месторождений.

2. Разработаны новые рецептуры цементных растворов путем введения в их состав химических реагентов, улучшающих прочностные и адгезионные характеристики цементного камня.

3. Разработан состав на основе глины и неорганических шламов (цеолитов) с тиксотропными свойствами для предварительного тампонирования интервалов интенсивного поглощения.

4. Выявлены особенности геолого-технических условий проведения РВР (тип пород, наличие интервалов поглощения, степень изоляции зако-лонного пространства), оказывающих большое влияние на степень успешности ремонтных работ.

Основные защищаемые положения

1. Технологии РВР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн с применением цементных растворов с улучшенными прочностными и адгезионными характеристиками в различных геолого-технических условиях.

2. Технология предварительного тампонирования интервалов интенсивного поглощения с использованием состава на основе глины и неорганических шламов (цеолитов).

3. Классификация скважин с нарушенными эксплуатационными колоннами в зависимости от геологических и гидродинамических условий в интервалах нарушений, предназначенная для обоснования технологий РВР.

4. Результаты обобщения применяемых технологий РВР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах АНК Баш-

нефть, позволившие установить их технологические параметры (вид, объем и давление закачивания тампонажного состава).

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности

1. Аналитическими исследованиями показаны преимущества и недостатки современных технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн, что позволяет обосновать направления их совершенствования.

2. Выявлены наиболее эффективные технологии устранения негерметичности эксплуатационных колонн и оптимальные области их применения на примере скважин Арланского месторождения.

3. Испытаны и внедрены усовершенствованные технологии РВР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в 11 скважинах.

4. Испытана технология предварительного тампонирования интервалов интенсивного поглощения тампонажных растворов в 4 скважинах и достигнуты положительные результаты.

5. Разработан и введен в действие руководящий документ "Применение новых тампонажных составов при проведении ремонгно-изоляционных работ" (РД 39-00147275-039-98), который обеспечивает повышение эффективности РВР в скважинах АНК Башнефть.

6. Внедрение результатов диссертационной работы обеспечило получение экономического эффекта в сумме 9,3тыс. руб на один ремонт.

Апробация работы. Основное содержание диссертационной работы докладывалось на XVIII школе-семинаре "Проблемы механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа" (Уфа, 1995г.), XVII конференции молодых ученых и специалистов АНК Башнефть (Уфа, 1997г.), на технических советах АНК Башнефть, НГДУ Чекмагушнефть, Южарланнефть, на секциях Ученого Совета Башнипи-нефть.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, в том числе 4 статьи, один руководящий документ, на облегченный там-понажный состав получено решение о выдаче патента. В диссертационной работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором и при его непосредственном участии в лаборатории технологии ремонта скважин Башнипинефть.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и выводов, содержит 136 страниц машинописного текста, 24 рисунка, 21 таблицу, 111 библиографических ссылок, 1 приложение.

Автор выражает свою благодарность коллегам по лаборатории технологии ремонта скважин, ученым и специалистам Башнипинефть, АПК Башнефть и НГДУ за проведение совместных исследований и постоянную помощь.

АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИИ ПО ВЫЯВЛЕНИЮ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН И ТЕХНОЛОГИЙ ИХ УСТРАНЕНИЯ

1.1. Причины возникновения нарушений эксплуатационных колонн

Нарушение эксплуатационной колонны может быть вызвано целым рядом причин, которые можно объединить в три группы.

К I группе относятся дефекты металлургического производства (трещины, геометрические, прочностные и структурные несоблюдения условий ГОСТ), а также дефекты, образовавшиеся при нарушении правил погрузки, разгрузки, перевозки и хранения труб.

Ко II группе относятся нарушения, возникшие при спуске обсадных труб в скважину в процессе бурения.

К III группе относятся все нарушения, возникшие в процессе эксплуатации скважины.

Различным может быть и расположение дефекта: на наружной поверхности гладкой части трубы; в зоне резьбы снаружи;

на внутренней поверхности гладкой части трубы; в зоне резьбы внутри; на торцах труб;

на наружной поверхности муфты; по всему телу трубы [58].

Расположение дефекта на трубе во многом предопределяет степень его опасности. Так, порез трубы одной и той же геометрии, но расположенный вдоль или поперек оси, имеет разную степень опасности. Жело-бообразный износ в зоне резьбовой части трубы более опасен, чем такой же износ гладкой части трубы [58].

Ниже рассматриваются наиболее характерные виды нарушений обсадных колонн.

При свинчивании обсадных труб перед спуском в скважину часто наблюдаются случаи повреждений наружной поверхности трубы сухарями механических или машинных ключей. Трубы с высокими пластическими свойствами при этом не разрушаются. Более прочные трубы не выдерживают таких напряжений и в зоне контакта зуба сухаря с трубой может образоваться трешина.

Пропуски в резьбовом соединении обусловлены чаще всего нарушением технологии спуска колонн (недоворот при свинчивании труб, отсутствие герметизирующей смазки или несоответствие ее забойным условиям), а также заводским браком (неправильная геометрия резьбового соединения и т.д.) [93].

Трещины или разрывы обсадных труб могут произойти в результате резкой посадки колонны при спуске, превышения допустимого давления при цементировании эксплуатационной колонны.

Наряду с причинами, указанными выше, нарушение целостности обсадной колонны после некоторого периода эксплуатации скважины может быть вызвано наружной и внутренней коррозией, эрозионным действием потока добываемого флюида, прожогом труб при коротком замыкании токоподводов к глубинным насосам, неправильным проведением технологических, ремонтных или аварийных работ в скважине , авариями с эксплуатационным оборудованием, смятием труб из-за неустойчивости стенок скважины, ошибочной перфорацией колонны и т.д. Все это часто сопровождается обводнением продукции скважины, газопроявлениями в трубном и затрубном пространствах, грифонообразованием [93].

Авторы работы [32] считают, что основной причиной нарушения герметичности эксплуатационной колонны является коррозия наружной и внутренней поверхностей труб в агрессивной среде пластовых и сточных вод.

В большинстве случаев нарушения имеют вид щелей, расположенных вдоль образующей труб. Ширина щелей иногда достигает 5см, длина - 1м. В некоторых скважинах нарушения обнаруживаются одновременно в нескольких интервалах.

При проведении в скважине ремонтных работ нагрузки, действующие на обсадную колонну, могут привести к износу внутренней поверхности обсадной колонны, расстройству резьбовых соединений и т.д. Так, при спуске бурильных труб часто происходит одностороннее желобооб-разование за счет контакта обсадной колонны с бурильной по замковым соединениям. В зоне контакта бурильных труб с обсадной колонной существует процесс граничного трения. В результате - значительно повышается температура в зоне контакта, что может вызвать структурные и фазовые изменения в поверхностных слоях металла, появление температурных напряжений и трещин [58].

Исследование движения долота в обсадной колонне и изучение поврежденных обсадных колонн показывает, что при спуско-подъемных операциях происходит прямой процесс строгания за счет контакта бокового вооружения долота с обсадной колонной [58].

Кроме того, нарушения могут возникнуть за счет контакта обсадной колонны с аварийным инструментом, якорными устройствами, за счет абразивного действия промывочных жидкостей и т.д.

Возникновение нарушений эксплуатационной колонны, по мнению авторов работы [28], носит случайный характер, обусловленный разнообразными факторами, среди которых главным является несоответствие конструкции скважины условиям ее эксплуатации.

Нарушения эксплуатационной колонны возможны также в наклонных скважинах при работе в них штанговой насосной установки, проведении в скважине различных геолого-технических мероприятий с целью повышения нефтеотдачи продуктивного пласта (термо-газо-химическое воздействие, соляно-кислотные обработки и т.д.).

В зависимости от причин возникновения возможны различные виды дефектов обсадных колонн: желобообразный износ вдоль оси трубы; износ в виде продольного пореза; износ в виде косого пореза; раковины коррозионного износа, износ торцовых частей трубы; дефекты геометрии резьбы; трещины; мелкие повреждения; размыв и прочие [58].

В случае негерметичности резьбового соединения ее пропускная способность составляет менее 1 л/с по воде и характеризуется только падением давления при опрессовке. Когда нарушение находится по телу трубы, имеется значительная приемистость и она может быть обнаружена геофизическими методами.

Из перечисления причин возникновения негерметичности эксплуатационных колонн видно, что большинство факторов, приводящих к аварийному состоянию скважины, можно устранить в процессе ее бурения. цементирования и эксплуатации.

Очевидно, что экономически выгоднее проводить соответствующие предохранительные и профилактические мероприятия, способствующие сохранению длительной прочности и герметичности эксплуатационных колонн, чем тратить на их ремонт значительные средства и время.

1.2. Основные методы выявления' нарушений эксплуатационных колонн

Для оценки герметичности эксплуатационной колонны, определения местоположения нарушения, его формы и характеристик используют результаты исследований физико-химическими, гидродинамическими, геофизическими и прочими методами [67,85,102].

Среди физико-химических методов основными являются методы исследования физико-химического состава добываемого флюида и продуктов эрозии.

Известно, что пластовые воды нефтяных месторождений различаются по химическому составу и плотности. Поэтому при достаточной изу-

ценности геологического разреза месторождения о негерметичности эксплуатационной колонны и интервале притока посторонней жидкости можно судить по ее химическому составу и плотности.

В состав посторонней жидкости мотуг входить различные эрозионные включения, изучение которых способствует установлению глубины нарушения [93].

Гидродинамические методы исследования скважин связаны с закачиванием жидкости в скважину или с ее извлечением. Давление в колонне при этом или повышается или понижается. Так, с повышением давления связан такой гидродинамический метод как поинтервальная опресс-овка с помошью пакера [29,50]. Опрессовку применяют в случаях поглощения интервалом негерметичности закачиваемой жидкости. После временной изоляции интервала перфорации продуктивного пласта в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером. При этом пакер устанавливают на разных глубинах в зависимости от конкретных условий. Поглощение жидкости при очередной опрессовке указывает на негерметичность колонны между последними двумя глубинами установки пакера. Далее, для точного определения глубины негерметичности колонны. увеличивают частоту установки пакера, то есть сокращают интервал между глубинами его установки.

Область применения методов, связанных со снижением давления -отсутствие непрерывной приемистости интервала нарушения. В данном случае проводят опрессовку снижением уровня.

Для определения негерметичности эксплуатационной колонны наибольшее распространение получили геофизические методы: метод термометрии, дебитометрии - расходометрии, резистивиметрии, влагометрии, плотностеметрии, метод изотопов и электромагнитный метод [102].

Методом термометрии интервал негерметичности колонны устанавливают по аномалии градиента температур по сравнению с градиентом

выше и ниже негерметичности. Для этого исследования проводят в действующей скважине.

Термометрию проводят при режиме закачивания воды в скважину или после снижения уровня жидкости в ней в зависимости от конкретных условий. В любом случае вначале записывают контрольную термограмму, затем - в рабочих режимах. Пугем сравнения двух термограмм определяют место негерметичности колонны. При этом приток жидкости или газа через негерметичность колонны устанавливают по температурной аномалии на термограмме за счет дроссельного эффекта: градиент температур положительный при поступлении в скважину воды или нефти, отрицательный - в случае притока газа.

Исследованиями дебитомерами (расходомерами) нарушение эксплуатационной колонны устанавливают по выявленному интервалу притока (приемистости) вне интервалов перфорации. Для этого записывают непрерывную диаграмму в неперфорированных интервалах скважины. В интервалах резкого изменения дебита или приемистости замеры производят по точкам. Точечные измерения производят через 0,2...0,5м, а в интервалах колебания дебита (приемистости) менее 20%, расстояние между измеряемыми точками увеличивают до 1...2м. Контрольные измерения осуществляют примерно через каждые 5м исследуемого интервала. В точках контрольного измерения изменение дебитов должно быть небольшим.

Применение резистивиметрии для определения негерметичности колонн основано на использовании электрических свойств жидкостей в стъоле скважины. Исследование резистивиметром проводят при вызове притока путем снижения уровня и при закачивании воды после временной изоляции интервала перфорации. В первом случае после заполнения скважины однородной жидкостью записывают контрольную диаграмму резистивиметра. Затем снижают уровень (компрессором, желонкой) в скважине и вызывают приток посторонней жидкости через негерметичность колонны. Записывают повторную диаграмму резистивиметра.

Место притока жидкости (негерметичности колонны) устанавливают по резкому изменению величины удельного сопротивления на повторной диаграмме резистивиметра.

Во втором случае для определения места негерметичности колонны в скважину закачивают воду, отличающуюся по электрическому сопротивлению от воды в стволе скважины. Такую контрастную жидкость закачивают порциями и каждый раз резистивиметром определяют ее уровень в скважине. Глубина стабилизации уровня закачиваемой жидкости, определяемая изломом диаграммы резистивиметра, будет соответствовать месту негерметичности колонны.

Использование метода влагометрии для определения негерметичности колонны основано на различии диэлектрической проницаемости жидкостей, находящейся в стволе скважины и притекающей в него из за-колонного пространства через негерметичность колонны. Существуют пакерные и беспакерные глубинные влагомеры. При проведении исследований глубинными влагомерами записывают две непрерывные диаграммы - контрольную и основную, а также производят точечные измерения в случае использования пакерного прибора. Непрерывную диаграмму записывают в исследуемом интервале предполагаемой негерметичности колонны. Точечные измерения производят на участках резких изменений показаний влагомера на непрерывных диаграммах. Непрерывную запись проводят при спуске влагомера с закрытым пакером, а измерения на отдельных точках - при подъеме влагомера с полностью открытым пакером. Во время перемещения влагомера с точки на точку пакер прикрывают.

Метод гамма-гамма-плотностеметрии, применяемый для определения негерметичности колонны, основан на регистрации интенсивности излучения гамма-источника, проходящего через скважинную среду. Интенсивность регистрируемого излучения обусловливается поглощающими свойствами скважинной среды и обратно пропорциональна плотности жидкости в стволе скважины. При исследовании гамма-гамма-

плотностемером записывают контрольную и основную диаграммы в процессе подъема прибора.

Существуют две разновидности гамма-гамма-плотностеметрии: по просвечиванию гамма-квантами слоя жидкости, находящегося между источником и детектором (ГГМ-П), и по рассеянию гамма-квантов жидкостью, окружающей прибор (ГГМ-Р). По данным первого прибора определяют плотность смеси по всему сечению колонны (объемный метод).

Метод изотопов в комплексе с другими видами геофизических исследований, в основном, применяется для локализации интервалов негерметичности колонн.

Из электромагнитных методов для оценки состояния колонн применяют индукционную дефектометрию и магнитную локацию.

Принцип действия индукционной дефектометрии основан на наведении в металлических трубах вторичных вихревых токов определенной частоты и измерении составляющих электромагнитного поля приемными катушками. Активная составляющая этого поля зависит от электропроводности трубы, неактивная - определяется магнитной проницаемостью трубы. В свою очередь, на электропроводность трубы оказывают влияние трещины и разрывы, а на магнитную проницаемость - различия диаметров катушки и колонны (смятия, вздутия). Поэтому путем измерения обеих составляющих электромагнитного поля трубы судят о наличии дефектов в колоннах. На указанном принципе основана работа дефекто-мера скважинного индукционного (ДСИ).

Использование магнитной локации колонн для оценки их состояния основано на изменении магнитной проводимости труб из-за нарушения их сплошности. В процессе исследования измеряют ЭДС, возникающую в цепи приемной катушки при ее движении. Величина сигнала зависит от степени нарушения сплошности, диаметра и магнитной харак-

теристики, а также - скорости перемещения прибора и его конструкции [102].

Определить местоположение нарушения колонны можно с помощью скважинного гамма-дефектомера-толщиномера типа СГДТ. Прибор позволяет судить о качестве цементирования обсадной колонны и измерять толщину ее стенки [48]. В благоприятных случаях толщину стенки обсадной колонны можно определять с точностью до 0,5мм. Однако на результатах измерений все же сказывается влияние плотности пород, цементного камня и плотности жидкости в затрубном пространстве.

На промыслах Башкортостана наибольшее распространение получил комбинированный метод, когда результаты исследований термометром подтверждаются поинтервальной опрессовкой. Данный метод с высокой точностью определяет местоположение нарушения и его характеристики.

После определения местоположения зоны нарушения целостности обсадной колонны для правильного выбора способа восстановления ее герметичности необходимо определить характер повреждения и его размер. Форму и размер повреждения колонны можно определить путем непосредственного фотографирования, а также получения отпечатка при контакте пластичного материала со стенкой колонны.

Принцип действия глубинного фотоаппарата ФАС-1 основан на использовании фотокамеры, помещенной в прибор, спускаемый в скважину, и электрической схемы управления его работой с поверхности [63]. Связь между прибором, спущенным в скважину, и наземным пультом управления осуществляется с помощью бронированного кабеля.

За рубежом находят применение погружные телевизионные камеры [64]. Фирма "Шелл" разработала телевизионную систему для работы в обсадной колонне диаметром 140мм. Телекамера диаметром 121мм оснащена источником света, автоматическим регулятором интенсивности освещенности.

Представление о размерах и характере повреждения колонн можно получить путем снятия отпечатка непосредственно со стенки обсадной трубы. Отпечаток можно получить путем прикладывания к месту повреждения легкодеформируемого материала, например, винилового пластика или невулканизированной резины. Пластичный материал наносят на эластичный баллон, расширяемый против места нарушения колонны [111]. С целью получения более полной и достоверной информации о месте и характере негерметичности обсадной колонны в НГДУ Арлан-нефть была разработана и широко применяется боковая гидравлическая печать, обеспечивающая получение "отпечатка'' места негерметичности по всему периметру внутренней поверхности обсадной колонны на участке длиной более 10м [68].

Таким образом, из приведенного обзора видно, что существующие методы оценки технического состояния эксплуатационных колонн с достаточной точностью позволяют определить местоположение интервала негерметичности и его характеристики.

1.3. Технологии устранения негерметичности эксплуатационных колонн

Как было сказано выше, негерметичными могут быть резьбовые соединения, тело трубы либо и то, и другое вместе. В зависимости от этого применяются различные методы их устранения:

спуск и установка пакера;

докрепление негерметичных резьбовых соединений доворотом труб с устья скважины [28,51,75,82,84];

отвинчивание и замена негерметичных обсадных труб [28,42,49, 70];

установка металлических пластырей [36,53,59,60,61,69,71,73,74,86, 105... 109];

спуск колонны-"летучки";

спуск дополнительной колонны меньшего диаметра;

тампонирование [31,34,46,47,51,70,84,87...90,92,96,98... 101].

1.3.1. Спуск и установка пакера

Отключение интервала нарушения колонны с помощью пакера носит временный характер и применяется в тех случаях, когда другие способы нельзя применить: из-за отсутствия оборудования и материалов, невозможности прекращения эксплуатации скважины на период ремонта и т.п.

При использовании данного метода применимы пакеры различных конструкций - механические, гидравлические, гидромеханические. Наиболее надежным является способ, когда нарушение колонны отсекается двумя пакерами, установленными выше и ниже нарушения.

Основными недостатками этого метода является малая гарантия герметичной установки пакеров из-за низкого качества пакерующих элементов. особенно в условиях высоких температур и давлений, а также отсутствие прямой связи с эксплуатируемым пластом по затрубному пространству.

1.3.2. Докрепление резьбовых соединений доворотом труб

С негерметичностью резьбовых соединений сталкиваются в начальный период эксплуатации скважин. Особенно часто это происходит, если при спуске обсадной колонны для резьбовых соединений применялись смазки, не соответствующие скважинным условиям [27]. Обычно в этих случаях наблюдается малая приемистость при опрессовке водой либо только падение давления.

Метод докрепления резьбовых соединений доворотом труб с устья скважины применяется в том случае, если негерметичность находится в незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны.

До начала работ проводят расчет параметров всей операции, основным из которых является величина потерь крутящего момента на устье скважины. Далее вычисляется момент на глубине негерметичности как разность между его величиной на устье и величиной потерь. Получен-

ную величину сравнивают со стандартным значением момента для завинчивания резьбового соединения для данной обсадной колонны. Если расчетная величина момента больше его стандартного, то проведение операции считается целесообразным.

Докреплять колонну можно двумя способами: "сверху вниз" и "снизу вверх". Оба они основаны на том, что под действием крутящего момента, приложенного к верхней трубе, докрепление резьбового соединения будет происходить при прочих равных условиях в той части колонны, которая не подвержена осевым сжимающим или растягивающим усилиям [93].

1.3.3. Замена негерметичных обсадных труб

В большинстве случаев нарушения эксплуатационных колонн в добывающих и нагнетательных скважинах, длительное время находящихся в работе, обусловлено коррозией. Особенно интенсивно этот процесс происходит под воздействием агрессивных пластовых вод на наружной поверхности обсадных труб, за которыми отсутствует цементное кольцо. Поэтому при значительной протяженности участка, пораженного коррозией, более эффективного метода восстановления герметичности колонны, кроме замены колонны труб новой, не существует.

Метод замены негерметичных обсадных труб применим в случае, если нарушение колонны находится в незацементированной и неприхва-ченной части эксплуатационной колонны, а также - отсутствует цементный сальник между кондуктором и колонной.

Перед началом работ проводят исследования с целью уточнения степени поражения труб коррозией, высоты подъема цемента за колонной, а также- отсутствия прихватов и цементного сальника на устье скважины.

Существует несколько способов извлечения колонны из скважины: отвинчивание, отрезание, торпедирование. Наиболее приемлемым является первый. Возможность отворота колонны ниже нарушения в один при-

ем оценивается по результатам расчета величины крутящего момента. Если она недостаточна, то планируется отвинчивание колонны по частям. Для отвинчивания колонны в один прием используют внутренние трубо-ловки.

Извлеченные трубы тщательно осматриваются, опрессовываются и производится их отбраковка. В зависимости от состояния их используют для повторного спуска в скважину. Поврежденные и изношенные трубы заменяются новыми.

1.3.4. Установка металлических пластырей Метод ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны установкой металлического пластыря применяют в тех случаях, когда потеря в диаметре колонны позволяет эксплуатировать скважину.

Ликвидация нарушения металлическим пластырем производится путем расширения (разглаживания) продольно-гофрированной стальной трубы до плотного контакта с внутренними стенками эксплуатационной колонны. Для расширения трубы через нее протягивают дорнирующую головку. Все устройство для установки металлического пластыря называется "ДОРН". Оно позволяет протягивать дорнирующую головку через гофрированную трубу без передачи осевых усилий дорнирования на эксплуатационную колонну и НКТ.

Технология ликвидации нарушения колонны металлическим пластырем осуществляется в следующей последовательности. Эксплуатационную колонну шаблонируют, производят райбирование. Интервал установки пластыря прорабатывают гидравлическим скрепером. Все это позволяет восстановить первоначальный диаметр колонны и очистить ее внутреннюю поверхность от неровностей. Замеряют внутренний периметр колонны в интервале установки пластыря с помощью измерителя периметра. Производят сборку и подготовку всего устройства для установки пластыря (продольно-гофрированных труб).

Для обеспечения надежного сцепления пластыря с обсадной колонной он покрывается герметиком и нижний конец его устанавливают на З...6м выше и ниже интервала нарушения колонны. С помощью насосного агрегата создают давление в НКТ. При этом дорнирующая головка поднимается вверх на длину хода поршней гидроцилиндров и нижняя часть пластыря запрессовывается в эксплуатационную колонну. Затем производят разглаживание пластыря протягиванием дорнирующей головки талевой системой не менее 5...о раз при давлении в НКТ 12,0МПа.

После затвердения герметизирующего покрытия, которое при разглаживании заполняет все пустоты, пластырь приобретает монолитность с обсадной колонной, в результате чего восстанавливается ее герметичность.

Существуют и другие способы ликвидации нарушений эксплуатационных колонн с помощью металлических пластырей. Так, по способу ВНИИБТ предполагается расширение и запрессовку осуществлять паке-ром, внутри которого создается избыточное давление. Аналогичное решение предусмотрено в способе, предложенном фирмой "Лайне", но в первом случае пластырь круглый, а во втором - продольно-гофрированный. Кроме того, по второму способу запрессовку выполняют с помощью раскатки, а в первом способе этой операции нет.

Способ фирмы "Хомко" и "Пан Америкэн Петролеум", так же как и способ ВНИИКРнефть, заключается в протягивании через пластырь расширяющих головок, которые одновременно осуществляют запрессовку. Все работы проводят на НКТ. В составе устройств имеются гидроцилиндры, позволяющие протягивать расширяющие головки на длину хода цилиндров без движения труб. Но способ ВНИИКРнефть позволяет еще управлять радиальными нагрузками расширяющих головок с поверхности в результате изменения гидравлического давления в трубах. Этого нельзя осуществить по способу фирмы "Хомко", так как расширяющая головка имеет конструкцию цангового типа. Способ фирмы "Ойл Тул" и

"Гирхарт Оуэн индастриз инж" предусматривает спуск круглого пластыря с расширением и запрессовкой только его концов.

Существует много других методов, которые можно отнести к разновидностям перечисленных.

1.3.5. Установка колонны - "летучки"

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны установкой колонны-"летучки" связано с потерей внутреннего диаметра колонны. Поэтому этот метод применяется редко и в специфических условиях: наличие нескольких нарушений, трещина вдоль образующей обсадной трубы значительной длины и т.д. В этих условиях требуется тампонирование как кольцевого пространства между "летучкой" и эксплуатационной колонной, так и за последней с закачиванием значительного количества цементного раствора по схеме прямого цементирования [100].

Колонна-"летучка" представляет собой специальный патрубок, диаметр которого позволяет спускать его беспрепятственно в определенную часть обсадной колонны.

Материалом для изготовления колонны-"летучки" могут служить: чугун, алюминий, сталь, асбоцемент, пластмасса, резина и т.п. Существует метод, где в качестве колонны-"летучки" применяют нефтепроводные трубы с наружным диаметром 114мм [41].

В целях более простого восстановления первоначального диаметра эксплуатационной колонны, если возникает такая необходимость, металлические трубы используемые в качестве колонн-"летучек", можно заменить полиэтиленовыми [40] или винипластовыми [57] трубами, которые легко разбуриваются.

1.3.6. Спуск дополнительной колонны меньшего диаметра

К методу спуска дополнительной колонны меньшего диаметра для изоляции негерметичности эксплуатационной колонны прибегают в тех случаях, когда имеется несколько нарушений в большом интервале (50... 100м и более) и герметизация их невозможна существующими мето-

дамп тампонирования или экономически нецелесообразна; уменьшение проходного сечения позволяет продолжать эксплуатацию скважины. Чаще всего такая возможность реализуется в нагнетательных скважинах, но перед спуском дополнительной колонны должно быть выполнено одно важное условие - это создание сплошного цементного кольца за первой колонной или против потенциально-продуктивных, гидродинамически активных водоносных горизонтов, содержащих минерализованные или другие агрессивные воды. Выполнение этого условия исключает возможность межпластовых перетоков. В противном случае проведение перечисленных работ через две колонны труб невозможно [102].

1,3.7. Метод тампонирования

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны методами тампонирования является универсальным и наиболее распространенным спосооом ликвидации нарушении колонн, применение того или иного варианта тампонирования зависит от характера нарушения колонны: сквозные дефекты со значительной приемистостью или негерметичность резьбовых соединений с отсутствием непрерывной приёмистости.

Используют несколько технологических схем доставки тампонирующего материала на необходимую глубину и задавливания его в интервал нарушения колонны.

При небольшой глубине нарушения тампонажный раствор продавливают по колонне обсадных труб. Существенным недостатком данного способа является возможность разбавления большого количества тампо-нажного раствора жидкостью, заполняющей ствол скважины; преимуществом - простота и возможность поддержания постоянного перепада давления на изолируемый интервал в процессе продавливания тампонаж-ного состава, в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).

Наиболее распространенным является способ доставки тампонаж-ного раствора к интервалу нарушения по колонне НКТ, спускаемых в скважину. В данном случае тампонажный раствор можно полностью вы-

давить из НКТ и продавить в заколонное пространство или закачать до равенства его уровней в трубах и затрубном пространстве. Далее заливочную колонну НКТ поднимают на 50... 100м выше уровня тампонажно-го раствора, осуществляют контрольную промывку НКТ ("срезку") и продавливают тампонажный состав в зону нарушения. В некоторых случаях НКТ оборудуют разделительным пакером, позволяющим залавливать тампонажный раствор под давлением, превышающим допустимое для данной колонны.

Преимуществом доставки тампонажного раствора по НКТ является меньшее его разбавление продавочной жидкостью, простота процесса, возможность проведения операции за короткий период; недостатком -необходимость приподнимания НКТ перед продавливанием раствора в зону нарушения и промывки их в скважине во избежание прихвата в период ОЗЦ. Это приводит к колебаниям давления в месте повреждения колонны, влияющим на качество изоляционных работ. Кроме того, заранее трудно определить, какое количество раствора будет задавлено в зону нарушения колонны, так как приемистость этой зоны определяется по жидкости, существенно отличающейся по реологическим свойствам от тампонажного раствора. Это часто приводит к оставлению в скважине большого количества схватившейся смеси, разбуривание которой требует не только затрат времени, но и может вызвать повреждение колонны [93].

Работы по ликвидации нарушения эксплуатационной колонны проводят в следующей последовательности. Временно отключают интервал перфорации продуктивного пласта, после чего уточняют местоположение нарушения и его приемистость. В случае, если приемистость нарушения значительная (коэффициент приёмистости к >40м3/сутМПа), то вначале проводят предварительное тампонирование - закачивают глинистые растворы с различными наполнителями. Далее закачивают тампонажный раствор, причем его количество зависит от величины остаточной прие-

мистости. Если приемистость нарушения мала (к< 10м:7сутМПа) или наблюдается только падение давления при отсутствии непрерывной приемистости, то для его изоляции применяются легк оф и л ьтрую щ и еея тампо-нажные растворы.

После продавливания тампонажного состава через нарушение в колонне оставляют мост. В скважине создают избыточное давление, чтобы избежать самопроизвольное вымывание тампонажного раствора из нарушения и закрывают ее на ОЗЦ. Через 24 часа устье скважины открывают, определяют глубину моста, колонну опрессовывают. После разбу-ривания моста колонну повторно опрессовывают давлением в нагнетательных скважинах; давлением и снижением уровня - в добывающих. В случае, если нарушение колонны находится в зоне отсутствия цементного кольца, то вначале проводят работы по наращиванию цемента за колонной, используя в качестве спецотверстий нарушение колонны.

При проведении РВР основным тампонажным материалом является тампонажный портландцемент. Известны цементные растворы с различными характеристиками: с коротким временем схватывания [6,15,24], с улучшенными свойствами [5... 12,19...22,35,37,45,55,56,62,91,97,110] и т.д.

В практике восстановления герметичности эксплуатационных колонн встречаются случаи, когда цементный раствор не удается задавить в интервал нарушения, особенно при его нахождении в зацементированной части колонны. В таких скважинах находят применение лепсофильтрую-щиеся тампонажные составы на основе синтетических смол:ТСД-9, ТС-10 - композиции на основе сланцевых водорастворимых фенолов [16,52,83], карбамидоформальдегидной (КФ-Ж) [1,4,23,80,103], алкилрезорциновой эпоксифенольной (АЭФС) [81]. Для этих же целей используются тампонажные составы на основе водорастворимых полимеров - продуктов переработки древесины: лигносульфонатов технических (ЛСТ) [13,14,17,18,30,76], сульфитно-спиртовой бражки [77] и др. Использование

всех вышеперечисленных тампонажных составов на основе полимеров обосновывается возможностью их отверждения (после введения отверди-теля) в твердый (прочный) полимер, обладающий удовлетворительными прочностными и адгезионными свойствами.

При проведении РВР технологические схемы подачи тампонажного раствора в интервал негерметичности остаются, как правило, неизменными. Поэтому основным направлением совершенствования технологий восстановления герметичности эксплуатационных колонн является поиск новых и совершенствование уже известных тампонажных составов.

Существующие тампонажные составы на основе цемента обладают, как правило, узкой областью применения. Так, например, составы с коротким временем схватывания обладают не всегда удовлетворительными прочностными и адгезионными характеристиками, ограничены по температуре применения и т.д. Кроме того, в современных условиях выдвигаются жесткие требования по охране недр и окружающей среды. Очевидным является тот факт, что возможности тампонажных цементных растворов не исчерпаны. Исследования в области совершенствования цементных растворов должны быть направлены на создание универсальных тампонажных смесей с регулируемым сроком схватывания, широким температурным диапазоном области применения, способных "работать" как в условиях больших поглощений, так и малых утечек, обладающих высокой прочностью и адгезией. Цементные растворы также должны обладать ингибирующими свойствами, более эффективно защищая обсадные трубы от коррозии, быть экологически чистыми. При этом процесс приготовления и подачи в интервал нарушения этих цементных растворов должен оставаться простым и технологичным.

В условиях интенсивного поглощения обычно проводят предварительное тампонирование глинистыми растворами с наполнителями. Но данные растворы не всегда обеспечивают достижение поставленной цели.

Необходимы новые растворы с ярко выраженными тиксотропными свойствами.

Изложенное выше обосновывает направление совершенствования технологий РВР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн путем создания новых тампонажных составов на основе недефицитных отходов и продуктов местных производств, отвечающих современным требованиям качества изоляции заколонного пространства , охраны недр и окружающей среды.

1,4. Применяемые технологии устранения негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах АНК Башнефть в 1987-1997гг.

С целью оценки применения технологий по устранению негерметичности эксплуатационных колонн был проведен анализ промыслового материала за период 1987-1997гг. по НГДУ и АНК Башнефть.

Известно, что в обобщенном виде состояние капитального ремонта скважин (КРС) в целом и его отдельных видов характеризуется объемами производимых работ в динамике, величинами продолжительности и стоимости ремонтов. В табл. 1.1 приведены перечисленные показатели по одному из самых сложных видов РВР - УНЭК. Здесь же представлены в укрупненном виде технологии ремонтов, что позволяет более детально интерпретировать динамику рассматриваемого вида РВР за длительный период. С этой же целью в табл. 1.1 приведены также данные о среднегодовой численности ремонтных бригад. Для наглядности на рис. 1.1, 1.2 и 1.4... 1.7 данные табл. 1.1 представлены графически.

Как видно из иллюстраций, среднегодовое количество ремонтов по УНЭК составляет: за 1987-1997гг. - 118; 1988-1997гг. - 119,5 единиц. По технологиям указанный показатель распределяется следующим обра-зом(рис. L3): тампонированием произведено 90,2 (76%), установкой металлического пластыря - 13,7 (11%), спуском дополнительной обсадной

Таблица 1.1

Количество ремонтов по УНЭК в скважинах АНК Башнефть в 1987-1997 гг.

Всего за пе-

НГДУ Параметры 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 риод с 1988

по 1997г.г.

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

тн Всего 21 25 26 12 7 12 14 15 19 9 7 146

Тампониров. 15 17 10 7 11 12 14 19 9 7 121

Мет. пластырь 2 - 2 - - - - - - - 4

Доп.колонна 8 9 - - 1 2 1 - - - 21

он Всего 5 9 7 4 3 4 4 5 3 i émt 2 43

Тампониров. 5 5 3 i 4U 3 4 5 3 imt л 34 5

Мет. пластырь 4 1 - - - - - - - -

Доп.колонна - 1 1 1 1 - - - - - 4

АкН Всего 18 14 11 10 16 11 12 7 15 7 5 108

Тампониров. 9 3 5 12 9 10 7 15 6 5 81

Мет. пластырь 3 8 5 4 "i 2 - - - - 24

Доп.колонна 2 - - - - - - - 1 - 3

АН Всего 9 30 34 16 31 19 19 18 21 10 8 206

Тампониров. 4 16 13 12 12 13 14 17 8 7 116

Мет. пластырь 16 10 2 4 2 4 3 1 - - 42

Доп.колонна 10 8 1 15 5 2 1 3 2 1 48

ЮАН Всего 17 26 18 13 25 20 17 19 11 18 19 186

Тампониров. 12 10 9 22 13 17 16 10 10 16 135

Мет. пластырь 2 - 1 - - - 1 - - 1 5

Доп.колонна 12 8 3 г» 3 7 - ■■ч L- 1 8 2 46

Продолжение табл. 1.1

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

чн Всего 7 23 15 16 21 29 40 34 33 18 251

Тампониров. 6 15 13 21 16 28 40 34 33 18 224

Мет. пластырь 7 - 3 1 1 - - - - - 12

Доп.колонна 10 - - - 4 1 - - - - 15

КхН Всего 13 13 18 14 12 20 18 18 18 13 19 163

Тампониров. 8 12 7 7 16 17 15 15 12 16 125

Мет. пластырь 5 6 7 2 л ¿. 1 1 - - 3 27

Доп.колонна - - - 3 л л - 2 3 1 - 11

Всего 12 12 11 15 9 11 15 5 5 4 5 92

Тампониров. 8 5 11 9 8 8 5 4 4 4 66

Мет. пластырь 1 4 2 - » л 7 - 1 - - 18

Доп.колонна 3 2 2 - - - - - - 1 8

БН Всего 102 152 140 100 125 118 128 127 126 96 83 1195

Тампониров. 67 83 71 92 88 109 116 117 84 75 902

Мет. пластырь 40 29 22 11 10 14 5 2 - 4 137

Доп.колонна 45 28 7 22 20 5 6 7 12 4 156

Кол-во бригад 114 127 139 151 155 148 147 136 133 127 124

КРС по АПК

БН

Кол-во выявле- 158 149 139 133 120 85

нных дефект.

скважин

о

Динамика РВР по УНЭК в скважинах АНК Башнефть в 1987-1997гг.

Сл>

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

-•-всего по АНК Башнефть —#— УНЭК мет. пластырем

ГОДЫ

УНЭК тампонированием УНЭК спуском доп. обе. колонны

Рис. 1.1

Динамика РВР по УНЭК в скважинах НГДУ АНК Башнефть в 1987-1997гг.

он

-АкН

-€>— УН

колонны 15,6 (13%) ремонтов. По категориям скважин общее количество ремонтов за анализируемый период представлено на рис. I А.

В табл. 1.1, рис. 1.1 и 1.2. обращает на себя внимание резкое увеличение общего количества ремонтов со 102 в 1987г. до 152 единиц в 1988г. Последнее может быть объяснено, в первую очередь, интенсификацией данного вида ремонта в НГДУ Арланнефть (+21 рем.) и Чекмагушнефть (+14 рем.), а также - увеличением количества ремонтных бригад (+13 бригад).

В последующие 2 года наблюдается уменьшение количества ремонтов, что, в основном, объясняется соответствующим уменьшением объемов РВР с применением металлических пластырей из-за прекращения поступления импортных комплектующих.

В 1991 -1995гт. происходит стабилизация объемов ремонтных работ по УНЭК на уровне 120... 126 единиц, а в последующие годы - уменьшение до 83 единиц в 1997г. Выявленная динамика объясняется уменьшением количества обнаруженных дефектных скважин (с нарушенными эксплуатационными колоннами) (см.табл. 1.1). Снижение общего количества дефектных скважин обусловлено уменьшением нарушений эксплуатационных колонн в нагнетательных скважинах за счет внедрения технических средств защиты колонны (закачивание по НКТ, использование пакеров, ингибиторов коррозии и т.д.). В то же время наблюдается увеличение количества дефектных нефтяных скважин из-за нарушений колонн в интервалах продуктивного пласта, что затрудняет возможность их защиты и, следовательно, вызывает необходимость проведения РВР.

Далее нами была предпринята попытка статистического анализа данных табл. 1Л. На рис. 1.5 представлена линия аппроксимации изменения количества ремонтов во времени, построенная с помощью оффисной программы Microsoft 97-Exel 97.

Применяемые технологии РВР по УНЭК в скважинах АНК Башнефть в 1988-1997гг.

13%

□ устранение негерметичности тампонированием

□ устранение негерметичности метал, пластырем

□ устранение негерметичности спуском доп. обе. колонны

Рис, 1.3

Объёмы РВР по УНЭК в различных категориях скважин АНК Башнефть в 1988-1997гг.

43%

57%

□ нефтяные скв.

□ нагнетательные скв.

I прочие скв.

Полученная зависимость описывается линейным уравнением:

у=-2,7636 х + 5623,1 , (1)

где у - количество ремонтов, ед;

X - время, годы.

Достоверность аппроксимации уравнения (1) Я2 = 0,1989. Характер прямой на рис. 1.5 показывает тенденцию изменения количества ремонтов при складывавшихся в течение 10 лет субъективных факторах, о которых было сказано выше.

Представляет интерес анализ динамики видов технологий РВР по УНЭК за десятилетний период. Как видно из рис. 1.1 за 1988-1995гг. доля тампонирования увеличилась с 44 до 93% , а в последующие годы она составляет около 90% от общего количества ремонтов.

Статистический анализ (см.выше) показал, что тенденция увеличения объемов РВР с применением тампонирования характеризуется уравнением (рис. 1.6):

у= 2,4364 х - 4764,3 , (2)

где у - количество ремонтов с применением тампонирования ,ед;

X - время, годы.

Выявленная тенденция изменения количества ремонтов путем тампонирования нарушений колонн более надежная по сравнению с тенденцией изменения общего количества ремонтов по следующим причинам. Во-первых, практически не применяются металлические пластыри как из-за отсутствия оборудования и оснастки, так и установленного факта их разгерметизации в добывающих скважинах при превышении депрессии 7,0...8,0МПа [53,86]. Во-вторых, увеличение объемов РВР путем спуска дополнительной обсадной колонны проблематично, так как эта технология материалоемка и трудоемка, применяется только в качестве дополни-

Динамика общего количества РВР по УНЭК и её

аппроксимация

ш

О 160 | 140

а 120

&

ф т

с; о

80 60 -40 -20 0

1986

1988

1990

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Назметдинов, Рустем Мидхатович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ Обобщено современное состояние проблемы ремонтно-восстановительных работ по устранению негерметичности эксплуатационных колонн и показано: основные причины возникновения дефектов эксплуатационных колонн обусловлены нарушением технологий в процессе их производства, спуска в скважину, цементирования и эксплуатации; существующие методы оценки технического состояния колонн с достаточной точностью позволяют определить местоположение интервала нарушения и его характеристики; основным методом устранения негерметичности колонны является тампонирование цементным раствором с недостаточными изолирующими свойствами; большая трудоемкость ремонтных работ, в основном, обусловливается несоответствием свойств тампонажных составов гидродинамическим условиям в заколонном пространстве.

2. Анализом динамики показателей ремонтных работ по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах АНК Баш-нефть за 1987-1997гт. установлено: количество ремонтов имеет тенденцию к снижению, что объясняется уменьшением количества дефектных скважин (с нарушенными эксплуатационными колоннами); снижение общего количества дефектных скважин обусловлено уменьшением нарушений эксплуатационных колонн в нагнетательных скважинах; доля тампонирования в общем объеме ремонтов наибольшая (76%) и имеет тенденцию к увеличению.

3. Предложена классификация дефектных скважин в зависимости от геологических, гидрогеологических и гидродинамических условий в заколонном пространстве в интервале нарушений эксплуатационных колонн, в соответствии с которой должна планироваться технология РВР.

4. На основании анализа технологий УНЭК в скважинах Арлан-екого месторождения, отнесенных к пяти классификационным группам, установлены основные технологические параметры, обеспечивающие повышение успешности ремонтных работ: оптимальные величины давления закачивания тампонажных составов в заколонное пространство составляют 11,0.15,0МПа ; оптимальным является использование цементных растворов с коротким временем схватывания и добавлением наполнителей при коэффициенте приёмистости интервала нарушения выше 20м3/сутМПа и легко-фильтрующихся тампонажных составов - при величине указанного коэффициента до 20м3/еутМПа; объём тампонажного состава в процессе первой операции РВР при коэффициенте приёмистости интервала нарушения выше 20м3/сутМПа должен быть увеличен до 6.8м3.

5. В результате лабораторных исследований разработаны следующие новые рецептуры тампонажных растворов.

5.1. Цементные растворы: с коротким временем схватывания путём использования в качестве жидкости затворения цемента карбонизированной дистиллерной жидкости; облегчённый за счёт введения в его состав неорганических шламов (цеолитов); с повышенной прочностью и адгезией цементного камня, достигаемых использованием нитрита натрия и синтетического латекса; с пониженной водоотдачей путём введения в его состав водорастворимого полимера АДС.

5.2. Тампонажный состав на основе глины и неорганических шламов (цеолитов).

6. Разработан и введен в действие руководящий документ "Применение новых тампонажных составов при проведении ремонтно-изоляционных работ" (РД 39-00147275-039-98), обеспечивающий повышение технологической эффективности новых технологий РВР в скважинах АН К Башнефть.

7. Проведены опытно-промышленные работы в скважинах АНК Башнефть и подтверждена практическая ценность новых технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн, обеспечивающих достижение экономического эффекта в 9,3 тыс.руб на один ремонт (на примере НГДУ Аксаковнефть).

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Назметдинов, Рустем Мидхатович, 1999 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Алишанян P.P., Гольдштейн В.В., Еремин Г.В. и др. Использование гампонажных материалов на основе фенолошлаковых вяжущих веществ для крепления скважин.-М.:ВНИИОЭНГ.-1977.(Обзор. ин-форм.Сер.бурение).-40 с.

2. Анализ разработки залежей нефти в терригенной толще нижнего и карбонатах среднего карбона Арланского нефтяного месторождения. Анализ разработки Юсуповской площади. Книга 1'.Отчет о НИР (заключительный)/Башнипинефть. Рук. Ф.М. Ефремов.-3056,-Уфа,1993.-111с.

3. Анализ технологии работ по ликвидации нарушений эксплуатационных колонн в скважинах Юсуповской площади НГДУ Чекмагуш-нефть/Р.М.Назметдинов/УСборник аспирантских трудов/Башнипи-нефть. -1996.-С.84-93.

4. A.c. 732494 /СССР/. Тампонажный раствор/Г.М. Швед, И.А. Левченко, А.Г. Стороженко и др. -Опубл. в Б.И., 1980, №17.

5. A.c. 1513124 /СССР/ Расширяющийся тампонажный состав/ Н.Х. Каримов, Л.С. Запорожец, Н.И. Охотникова и др.-Опубл. в Б.И., 1989, №37.

6. A.c. 1513125 /СССР/. Тампонажный состав/ Р.Х. Ибатуллин, И.С. Ка-теев, М.О. Лозинский и др.-Опубл. в Б.И., 1989, №37.

7. A.c. 1513127 /СССР/. Тампонажный раствор/М.О. Ашрафьян, Н.М. Ри-званов, З.М. Шахмаев и др.-Опубл. в Б.И., 1989, № 37.

8. A.c. 1514909 /СССР/. Облегченный тампонажный состав/'Н.Х. Каримов, Л.С. Запорожец, C.B. Бойко и др.-Опубл. в Б.И., 1989, № 38.

9. A.c. 1518488 /СССР/. Тампонажный раствор/Л.И. Рябова, В.В. Дейне-кин, М.В. Рогожина и др.- Опубл. в Б.И.,1989, № 40.

10. A.c. 1550095 /СССР/. Тампонажная смесь/В.В. Минаков - Опубл. в Б .И., 1990, №10.

11. A.c. 1559115 /СССР/. Тампонажный раствор для изоляции поглощающих пластов/А.Н. Демьяненко и др.- Опубл. в Б.И., 1990, № 15.

12. A.c. 1573141 /СССР/. Облегченная тампонажная смесь/И.М. Давыдов.-Опубл. в Б.И., 1990, №23.

13. A.c. 1588860 /СССР/. Тампонажный состав/В.А. Блажевич, В.Г. Умет-баев, И.В. Легостаева и др.- Опубл. в Б.И., 1990, № 32.

14. A.c. 1629483 /СССР/. Состав для изоляционных работ в скважине/И.В. Легостаева, В.Г. Уметбаев, В.А. Блажевич и др.- Опубл. в Б.И., 1991, №7.

15. A.c. 1657613 /СССР/. Тампонажная смесь/А.П. Руденко.- Опубл. в Б.И., 1991, №23.

16. A.c. 1661368 /СССР/. Состав для герметизации обсадной колон-ны/М.Ф. Каримов, А.Г. Латыпов, Р.Р. Ибрагимов и др.- Опубл. в Б.И., 1991, №25.

17. A.c. 1668633 /СССР/. Тампонажный состав/Д.А. Хисаева, В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев и др.- Опубл. в Б.И., 1991,№ 29.

18. A.c. 1668634 /СССР/. Тампонажный. состав/Д.А. Хисаева, В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев.- Опубл. в Б.И., 1991, № 29.

19. A.c. 1670097 /СССР/. Пластификатор тампонажных растворов/А.А. Юпосов.- Опубл. в Б.И., 1991, № 30.

20. A.c. 1682531 /СССР/. Тампонажный раствор/О .К. Ангелопуло, Т.Л. Шередина, К.А. Джабаров и др.- Опубл. в Б.И., 1991, № 37.

21. A.c. 1703807 /СССР/. Тампонажный состав/А.К. Куксов, З.Ш. Ахма-дишин, Л .В. Палий и др.- Опубл. в Б.И., 1992, № 1.

22. A.c. 1739005 /СССР/. Тампонажный состав/В.А. Блажевич, Д.А. Хисаева, В.Г. Уметбаев.- Опубл. в Б.И., 1992, №21.

23. A.c. 1763638 /СССР/. Полимерный тампонажный состав/ Д.А. Хисаева, В.Г. Уметбаев, В.А. Блажевич.- Опубл. в Б.И., 1992, № 35.

24. A.c. 1776762 /СССР/. Тампонажный состав/В.А. Блажевич, Д.А. Хи-саева, В.Г. Уметбаев.- Опубл. в Б.И., 1992, № 43.

25. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана.-Уфа:РИЦ АНК Башнефть, 1997.-423с.

26. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. -Уфа:РИЦ АНК Башнефть, 1997.-368с.

27. Бальдеков А.У., Каштанов Е.П., Симонов В.А. Применение тампонирующих составов на основе полиуретанов для изоляционных работ в скважинах.М.:ВНИИОЭНГ.-1986. (Обзор.информ. Сер. бурение).-40с.

28.Блажевич В.А., Стрижнев В.А., Исламов ФЛ. Ремонтно-изоля-ционные работы в скважинах на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.-М.:ВНИИОЭНГ.-1984.(Обзор. информ. Сер. нефтепромысловое дело;Вып.4(76).-68с.

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

30. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Тампонажные составы на основе лигно-сульфонатов технических для ремонтно-изоляционных работ в скважи-нах.-М.:ВНИ1'ЮЭНГ.-1990.(ИС Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышлен-ности.-Вып.б).- С. 23-26.

31.Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Тампонажные ( изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ в сква-жинах.-Уфа:РИО Госкомиздата БССР, 1992.-88с.

32.Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений.-М.:Недра, 1991.-232с.

33. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин.-М.:Недра, 1991 .-336с.

34. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи-нах.-М.:Недра, 1990.-409с.

35. Булатов А.И., Гень О .П., Новохатский Д.Ф. и др. Химические реагенты для регулирования свойств тампонажных составов .-М.:ВНИИОЭНГ. -1984.(Обзор. информ. Сер. бурение).-67с.

36. Булатов А.И., Крылов В.И., Кисельман M.J1. и др. Ремонт скважин стальными пластьфями//Нефт.хоз-во.-1980.-№5.-С. 39-42.

37. Булатов А.И., Крылов В.11., Новохатский Д.Ф. и др. Цементы и тампонажные смеси применяемые за рубежом.-М.:ВНИИС)ЭНГ.-1977. (Обзор .информ. Сер .бурение) .-69с.

38. Булатов А.И., Куксов А.К., Обозин О.Н. О необходимости учета се-диментационной устойчивости тампонажных растворов//РНТС. Сер.бурение.М.:ВНИИОЭНГ.-1971.-Вып.5.-С.19-22.

39. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.-М.:Недра, 1988.-219с.

40. Булгаков Р.Т. Новые способы изоляции пластов обводнившихся при заводнении./ЛГНТО. Сер. добыча.-М.:ВНИИОЭНГ.-1968.-56с.

41. Быков М.Т., Арсеньев А.К., Хасанов Б.Э. Изоляция верхних и промежуточных пластов и интервалов в скважинах, обводненных в результате заводнения на промыслах НПУ "Лениногорскнефть" объединения "Татнефть"/'/ТНТО.Сер.добыча.-М.:ВНИИОЭНГ.-1968.-72с.

42. Временное методическое руководство на основные виды водоизоля-ционных работ.-Бугульма:Татнипинефть, 1981 .-92с.

43. Гельфман Г.Н., Ютявин P.M. К вопросу о водоотдаче цементных рас-творов/УНефт. хоз-во.-1963.-№8.-С.26-29.

44. Горский В.Ф., Шевчук Ю.Ф., Тачинский М.Е. Новый тампонажный материал/УНефт. хоз-во.-1996.-№7.-С. 15-16.

45. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампо-нажных материалов.-М.:Недра, 1978.-120с.

46. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам.2-е изд., перераб. и доп.-М.:Недра, !987.-373с.

47. Данюшевский B.C., Толстых И.Ф., Мильштейн В.М. Справочное руководство по тампонажным материалам.-М.:Недра, 1973.-312с.

48. Заворотько Ю.М. Геофизические методы исследования екважин.-М.:Недра, 1983.-208с.

49. Инструкция по восстановлению герметичности обсадных колонн и охране недр при капитальном ремонте скважин.-Бугульма: Татнипи-нефть, 1975.-41с.

50. Инструкция по испытанию скважин на герметичность Куйбышев :ВН И ИТнефть, 1977.-47с.

51. Инструкция по поиску и изоляции негерметичных соединений обсадных колонн .-Краснодар:ВН И И КРнефть, Главтюменнефтегаз, 1983.-21 с.

52. Инструкция по применению тампонажных смол на основе сланцевых фенолов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах.-Уфа:Башнипинефть, 1977.-41с.

53. Инструкция по эксплуатации ДОРНОВ и других устройств для ремонта обсадных колонн продольно-гофрированными пластырями в наклонных скважинах Главтюменнефтегаза .-Краснодар :ВН И И КРнефть, 1982.-20с.

54. Исследования по технологиям капитального ремонта скважин/В.Г. Уметбаев, Н.В. Прокшина, P.M. Камалетдинова, P.M. Назметди-нов//Тр./Башнипинефть.-1998.-Вып.94.-С .45-53.

55. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов.-М.:ВНИИОЭНГ.-1979.(Обзор. информ. Сер. бурение).-50с.

56. Каримов Н.Х., Хахаев Б.Н., Данюшевский B.C. и др. Вяжущие материалы, изготавливаемые из промышленных отходов и их применение прикреплении скважин.-М.:ВНИИИОЭНГ.-1982. (Обзор.информ. Сер. бурение ).-48с.

57. Кизима A.M., Шумилов В.А. Опыт изоляции обводнившихся пластов с использованием винипластовых труб./УРНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.:ВНИИОЭНГ.-1968.-Вып.9.-62с.

58. Кнсельман МЛ. Износ и защита обсадных колонн при глубоком бу-рении.-М.:Недра, 1971 .-207с.

59. Кисельман МЛ. Основы технологии ремонта обсадных колонн металлическими пластырями//Нефт.хоз-во.-1985.-№8.-С. 36-39.

60. Кисельман M.JI. Оценка качества ремонта обсадных колонн металлическими плаетырями//Нефт.хоз-во.-1984.-№2.-С .61 -66.

61. Кисельман МЛ., Захарченко Н.П., Шенцвит Л.И. и др. Ремонт обсадных колонн стальными пластырями в Главтюменнефтегазе//Нефт. хоз-во.-1984.-№11.-С .46-50.

62. Комплексный реагент - стабилизатор и понизитель водоотдачи тампо-нажных растворов КРТР-75/В.Е. Ахрименко, О.Н. Гень, А.К. Куксов и др ./ЛГр ./ВН И И КРнефть.-1990.-№7.-С.89-90.

63. Крылов В.И. Осложнения при бурении скважин.-М.:Недра, 1965.-128с.

64. Крылов В.И., Сухоненко Н.И. Борьба с поглощением при бурении скважин (зарубежный опыт).-М.:Недра51968.-54с.

65. Курочкин Б.М., Горбунова И.В. Применение латексов и водных дисперсий резины для борьбы с осложнениями при бурении.-М.:ВН И ИОЭНГ.-1986.(Обзор. информ. Сер. бурение).-60с.

66. Липович Р.Н., Гоник А.А., Низамов К.Р. и др. Микробиологическая коррозия и методы её предотвращения/'/ТНТО. Сер. коррозия и защита в нефтегазовой промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ.-1977.-48с.

67. Литвинов A.A., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин.-М.:Недра, 1964 .-236с.

68. Матвеев Ю.М. Определение негерметичности обсадной колон-ны//РНТС. Сер. нефтепромысловое дело.-М.:ВНИИОЭНГ-1976.-Вып.7.-С.32-34.

69. Митин В.И. Разработка и внедрение способа и технологических средств восстановления герметичности обсадных колонн стальными пластырями. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.-Грозный: Грозненский нефтяной институт им.ак. Миллионщикова.-1987.

70. Муслимов Р.Х., Шумилов В.А. Ремонтно-изоляционные работы при добыче нефти.-Казань: Татарское книжное издание, 1975.-112с.

71. Никитин С.М., Стрижнев В.А., Матвеев Ю.М. Ремонт скважин металлическими пластырями в ПО Юганскнефтегаз.-М.:ВНИИОЭНГ.-1988.(ЭИ Сер. техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений.-вып.4)-С.7-11.

72. Новые облегченные тампонажные цементные растворы/В.Н. Хлебников, В.Г. Уметбаев, А.Б. Логинов, P.M. Назметдинов, P.M. Камалетди-нова/УТр./Башнипинефть.-1998.-Вып.94.-С.76-85.

73. О размерах и характере распространения трещин в заводняемых пластах/В.А. Блажевич, В.И. Портнов, В.А. Стрижнев и др.// Тр./ Баш-нипинефть.-198 5.-Вып.72.-С .44-56.

74. ОСТ 39-048-77. Дорны для ремонта эксплуатационных обсадных колон. Общие технические требования.

75. Павельчак A.B. Разработка методов предупреждения негерметичности и ремонтно-исправительной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.-Ивано-Франковск:Ивано-Франковский институт нефти и газа.-1985.

76. Применение лигносульфонатов технических при проведении ремонт-но-изоляционных работ в скважинах./В. А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, B.C. Асмоловский//Тр./Башнипинефть.-1991.-Вып. 82.- С. 47-58.

77. Применение сульфитно-спиртовой бражки при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах/В.А.Блажевич, В.А. Стрижнев, М.Ш. Кендис и др./ЛГр./Башнипинефть.-1983.-Вып.66.-С .205-211.

78. Проведение лабораторных и промысловых исследований по совершенствованию и внедрению технологии ремонтно-восстановительных работ в скважинах АПК Башнефть:Отчет о НИР (заключитель-ный)/Башнипинефть. Рук. В.Г. Уметбаев.-4163;-Уфа, 1996.-157с.

79. Разработка рецептур новых тампонажных составов на основе продуктов местных нефтехимических производств и внедрение их при проведении РИР в скважинах: Отчет о НИР (заключительный) /Башнипи-нефть. Рук. В.Г. Уметбаев, Н.В. Прокшина, P.M. Назметдинов.-4178;-Уфа, 1998.-126с.

80. Разработка рецептуры тампонажного раствора и его испытание при отключении обводненных интервалов пласта/В.Г. Уметбаев, И.Г. Плотников, P.M. Назметдинов, P.M. Камалетдинова//Тр./Башнипинефть.-1997.-Вып.92.-С.211-217.

81. РД 39-2-247-79. Инструкция по технологии ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонных перетоков в бурящихся и добывающих скважинах с помощью АЭФС.-М.:ВНИИБТ, 1979.-23с.

82. РД 39-1-843-82. Инструкция по ремонту крепи скважин.-Краснодар:ВНИИКРнефть, 1982.-190с.

83. РД 39-3-744-82. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Рецептура и применение тампонажных смесей на основе состава ТС- 10.-Уфа:Башнипинефть, 1982.-25с.

84. РД 39-1-844-82. Технология повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн.-Краснодар:ВНИИКРнефть, 1983.-40с.

85. РД 39-1-1190-84. Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин.-Уфа:ВНИИнефтепром-геофизика, 198 5.-61с.

86. РД 39-0147009-23-87. Единые правила ведения ремонтных работ в скважинах.-Краснодар-.ВНИИКРнефть, 1987.-182с.

87. РД 39-0147009-532-87. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ. - Краснодар :ВНИ И КРнефть, 1987.-89с.

88. РД 39-0147276-214-87Р. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Технология восстановления герметичности обсадных колонн тампонированием в условиях высоких поглощений.-Уфа: Баш-нипинефть, 1987.-21 с.

89. РД 39Р-5752454-007-90. Регламент на типовые технологические процессы вторичного цементирования эксплуатационных колонн и восстановления их герметичности в скважинах НГДУ Туймазанефть.-У фа:Башнипинефть, 1990.-52с.

90. РД 39-00147275-039-98. Регламент на применение новых тампонажных составов при проведении ремонтно-изоляционных работ.-Уфа:Башнипинефть, 1998.-46с.

91. Рябова Л.И., Сибирко И.А., Елизаров Н.И. Получение тампонажных растворов с нулевым водоотделением//Нефт. хоз-во.-1996.-Ж7.-С.17-19.

92. Серенко И.А., Сидоров И.А., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин.-М.:Недра, 1988.-263с.

93. Сидоров И.А. Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах//ТНТО. Сер.бурение.-М.:ВНИИОЭНГ.-1972.-С. 12-19.

94. Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных и ликвидационных работ в скважинах ПО Башнефть: Отчет о НИР (заключительный )/Башнипинефть.Рук. Уметбаев В.Г.,-4132;-У фа, 1993.-106с.

95. Совершенствование технологий РИР в осложненных скважинах АНК Башнефть и Западной Сибири: Отчет о НИР (заключительный) /Башнипинефть.Рук. В.Г. Уметбаев.- 4169:-Уфа,1997.-88с.

96. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин A.C. Техника и технология капитального ремонта скважин.-М.:Недра, 1987.-315с.

97. Тампонажные растворы низкой водоотдачи/Р.М.Клявин, В.М. Лима-новский/'/Тр./Башнипинефть.-1992.-Вып.86.-С. 179-184.

98. Уметбаев В.Г., Блажевич В.А., Легостаева И.В. Тампонажные материалы, используемые при проведении ремонтно-изоляционных работ по оздоровлению осложненных скважин.-М.:ВНИИОНЭНГ.-1991.(ЭИ Сер. техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений; вып.10)-С. 9-19.

99. Уметбаев В.Г., Блажевич В.А., Стрижнев В.А. Восстановительно-ликвидационные работы в осложненных скважинах месторождений Башкирии/7Тр./Башнипинефть.-1991 .-Вып.84.-С.77-83.

100. Уметбаев В.Г., Блажевич В.А., Стрижнев В.А. Основные положения проблемы восстановительных работ в осложненных скважинах//'Нефт. хоз-во.- 1992.-№6.- С.21-23.

101. Уметбаев В.Г., Блажевич В.А., Сыртланов А.Ш. и др. Ремонтно-изоляционные работы по оздоровлению фонда осложненных скважин.-М.-.ВНИИОЭНГ.-1991. (Обзор.информ. Сер.техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений).-55с.

102. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин.-Уфа:Башнипинефть, АНК Башнефть, 1995.-251с.

103. Уметбаев В.Г., Плотников И .Г. Отключение обводненных интервалов продуктивных пластов отверждающимися тампонажными мате-риалами//Нефтепромысловое дело.-1995.-№6.-С. 18-21.

104. Хлебников В.Н., Уметбаев В.Г., Назметдинов P.M., Камалетдинова P.M. Использование солесодержащих вторичных ресурсов в качестве ускорителей затвердевания цементных растворов//Нефтепромысловое дело.-1997.-№l 2.-С .21 -24.

105. Цыбин А.А., Гайворонский А.А. Вопросы ремонта обсадных ко-лонн//Нефт. хоз-во.-1977.-№2.-С .49-51.

106. Юрьев В.А. Устройство для ремонта обсаженных сква-жин//РНТС .Машины и нефтяное оборудование.-М.:ВНИИОЭНГ.-1977.-Вып.4.-С .22-23.

107. Ярыш А.Т. Разработка и исследование методов повышения изолирующей способности стальных пластырей при восстановлении герметичности обсадных колонн. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.-Тюмень:Тюменский индустриальный институт.-1988.

108. Ярыш А.Т., Кисельман M.JI., Шаповалов И.В. Выбор герметиков при ремонте обсадных колонн стальными пластырями//Нефт.хоз-во.-1985.-JN&1 .-С.66-70.

109. Ярыш А.Т., Никитченко В.Г., Аникин В.И. Влияние точности продольно-гофрированных пластырей на успешность ремонта сква-жин/УНефт. хоз-во.- 1989.-№6.-С. 18-21.

110. Composite Catalog of oil Field Equipment and Services 1975-1976.

111. Kemp O. Field results of the stressed steel liner casing patch. "Petrol. Technol.", 1984, v.26,№2.