Совершенствование технологий восстановления продуктивности скважин газовых месторождений на поздней стадии разработки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Кустышев, Денис Александрович

• Кустышев, Денис Александрович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Кустышев, Денис Александрович

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РАСКОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН

1.1 Обзор существующих методов расконсервации скважин

1.2 Анализ работ по расконсервации скважин

1.3 Выводы по разделу 1

2 ИССЛЕДОВАНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ НОВЫХ СОСТАВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ И КОМПОЗИЦИЙ

2.1 Разработка состава для растепления скважины

2.2 Разработка составов для повторного глушения скважин и блокирования пластов

2.3 Разработка составов для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны

2.4 Выводы по разделу 2

3 РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАСКОНСЕРВАЦИИ И ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ДЛИТЕЛЬНОЕ ВРЕМЯ НАХОДЯЩИХСЯ В КОНСЕРВАЦИИ,

В УСЛОВИЯХ АНПД ПРИ НАЛИЧИИ ММП

3.1 Комплексная технология расконсервации скважин

3.2 Техническое освидетельствование расконсервируемых скважин

3.3 Растепление расконсервируемых скважин

3.4 Повторное глушение расконсервируемых скважин

3.5 Разбуривание цементного моста в расконсервируемых скважинах

3.6 Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны

при расконсервации скважин

3.7 Промывка ствола расконсервируемых скважин и

ликвидация песчано-глинистых пробок

3.8 Ликвидация притока пластовых вод

в расконсервируемые скважины

3.8.1 Ликвидация притока пластовых вод

водоизоляционной композицией

3.8.2 Ликвидация притока пластовых вод

спуском хвостовика

3.9 Оснащение расконсервируемых скважин

устьевым и подземным оборудованием

3.10 Восстановление газодинамической связи расконсервируемых скважин с пластом методом

интенсификации притока

3.10.1 Восстановление газодинамической связи скважины с пластом кислотной обработкой

призабойной зоны

3.10.1.1 Кислотная обработка низкопроницаемых

терригеновых отложений

3.10.1.1 Поинтервальная обработка призабойной

зоны пласта

3.10.2 Восстановление газодинамической связи скважины с пластом гидравлическим

разрывом пласта

3.10.2.1 Гидравлический разрыв пласта

с использованием протектора

3.10.2.2 Гидравлический разрыв пласта

с использованием противовыбросового оборудования

3.10.2.3 Удаление проппанта после гидравлического разрыва пласта

3.10.3 Восстановление газодинамической связи

скважины с пластом бурением бокового ствола

3.10.3.1 Бурение бокового ствола из основного ствола расконсервируемой скважины

3.10.3.2 Бурение бокового ствола с разветвлениями

из основного ствола расконсервируемой скважины

3.11 Освоение расконсервируемых скважин

3.11.1 Освоение скважины при коэффициенте аномальности пластового давления от 0,5 до 0,3

3.11.2 Освоение скважины при коэффициенте аномальности пластового давления менее 0,3

3.11.3 Методика определения технологических параметров освоения скважин в условиях АНПД

3.12 Выводы по разделу 3

4 ПРОМЫСЛОВО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАСКОНСЕРВАЦИИ И ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ДЛИТЕЛЬНОЕ ВРЕМЯ НАХОДЯЩИХСЯ В КОНСЕРВАЦИИ,

В УСЛОВИЯХ АНПД ПРИ НАЛИЧИИ ММП

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Информационные материалы по расконсервации

скважин на месторождениях Крайнего Севера

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Сводные данные по разработанной комплексной технологии расконсервации и восстановления

продуктивности газовых скважин

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Перечень руководящих нормативных документов

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Акт внедрения

ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Расчет экономической эффективности

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологий восстановления продуктивности скважин газовых месторождений на поздней стадии разработки»

ВВЕДЕНИЕ

Западная Сибирь является основным нефтегазовым регионом России, в котором разрабатываются крупные газовые и газоконденсатные месторождения Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Юрхаровское и осваивается уникальное Бованенковское месторождение. Строительство скважин на месторождениях, в том числе на Ямбургском и Бованенковском, осуществлялось опережающим бурением, то есть после завершения бурения скважины консервировались до подключения их к газосборному коллектору.

Наличие в Западной Сибири большого количества законсервированных и бездействующих скважин является не только экономически не выгодным, но и представляет собой техногенную опасность. Длительное нахождение скважин в бездействии снижают их техническую надежность и сокращают возможность восстановления их продуктивности. Ввод таких скважин в эксплуатацию обеспечит получение дополнительных объемов природного газа и газового конденсата, предотвратит возможное возникновение аварийных ситуаций, снизит риск возникновения чрезвычайных ситуаций.

Расконсервация и вывод из бездействующего фонда скважин, расположенных в зонах многолетнемерзлых пород (ММП) и аномально низких пластовых давлений (АНПД), требуют повышенной безопасности производственных процессов и применения эффективных технологий восстановление скважин как объекта добычи.

Поэтому поиск новых технических решений, повышающих эффективность и обеспечивающих безопасность работ при расконсервации и выводе скважин из бездействия, является актуальным и необходимым.

Цель работы. Совершенствование технологий восстановления продуктивности газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера на поздней стадии разработки.

Основные задачи исследований

1. Обобщение и анализ существующих технологий расконсервации газовых скважин и восстановления их продуктивности в условиях АНПД при наличии ММП.

2. Разработка новых и совершенствование существующих технологий расконсервации газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, и восстановления их продуктивности в условиях АНПД при наличии ММП.

3. Разработка новых составов технологических растворов, жидкостей и композиций для расконсервации газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, и восстановления их продуктивности в условиях АНПД.

4. Разработка технических устройств, позволяющих повысить безопасность и сократить продолжительность ремонтных работ.

5. Промысловые испытания разработанных технологий на месторождениях Западной Сибири, оценка эффективности их внедрения в производство.

Научная новизна

1. Путем анализа статистической информации обоснован метод расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, содержащие многолетнемерзлые породы, включающие отдельные технологические процессы растепления, промывки и глушения скважин, устранение негерметичности эксплуатационных колонн, ликвидацию притока пластовых вод, восстановление газодинамической связи пласта со скважиной и освоение скважины.

2. Разработан алгоритм технологического процесса расконсервации газовых скважин, объединенных по признакам технического состояния и аномальности пластового давления на отдельные группы, определяющие выбор технологии ввода скважин в разработку.

3. Созданы новые составы технологических растворов для расконсервации скважин, включающих жидкости глушения, блокирующие, водоизоляционные и герметизирующие композиции на основе модифицированных цементов, полимеров и облегченных спиртово -солевых растворов.

Предмет исследований. Технологии расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП.

Основные защищаемые положения

1. Комплексная технология расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП.

2. Технологическая модель процесса расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП.

3. Составы технологических растворов, жидкостей и композиций для расконсервации скважин в условиях АНПД при наличии ММП.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно по п. 4: Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережений и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов.

Практическая ценность работы

1. Усовершенствована технология растепления газовых скважин перед проведением работ по их расконсервации (патенты РФ № 2319725, № 2378493), позволяющая повысить скорость и эффективность разрушения

газогидратных пробок и облегчающая вынос разрушенных частиц на дневную поверхность.

2. Усовершенствованы технологии повторного глушения скважин с блокированием продуктивного пласта перед их расконсервацией (патенты РФ № 2322573, № 2346149, № 2441975), обеспечивающие успешность работ и сокращение продолжительности глушения скважин в 2,5 раза с помощью колтюбинговых установок и в 1,5 раза с помощью передвижного подъемного агрегата (ППА).

3. Разработаны технологии ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн в процессе расконсервации скважины (патенты РФ № 2333346, 2378493, 2379498), обеспечивающие повышение эффективности и сокращение продолжительности ремонтно-изоляционных работ (РИР) в 1,2 раза.

4. Разработаны технологии промывки скважины в условиях АНПД (патенты РФ № 2373379, № 2445446), обеспечивающие повышение эффективности и сокращение продолжительности ликвидации песчано-глинистых пробок (ПГП) в 1,5 раза, возникающих в процессе длительной консервации.

5. Разработаны технологии ликвидации притока пластовых вод в процессе расконсервации скважины (патенты РФ № 2405930, № 2405931, № 2410529, заявки РФ № 2011126723, № 2011126726, 2011126709), обеспечивающие повышение эффективности и сокращение продолжительности водоизоляционных работ (ВИР) в 1,2 раза.

6. Разработаны технологии восстановления газодинамической связи пласта со скважиной, в том числе с помощью кислотных обработок призабойной зоны (ОПЗ) (патенты РФ № 2378493, № 2451175, заявка № 2011126715), гидравлического разрыва пласта (ГРП) (патенты РФ № 2301885, № 2324050, № 2369732, № 2369732, № 2441976, № 54396, положительное решение по заявке РФ № 2010128425), бурения бокового ствола (БС) (патенты РФ № 2349734, 101082), а также технологии освоения

расконсервируемых скважин с методикой расчета технологических параметров в условиях АНПД (патент РФ № 2399756, положительное решение по заявке РФ № 2011104318), применение которых сокращает продолжительность освоения скважин в 2,0-3,5 раза.

7. Разработаны новые составы блокирующей композиции и жидкости глушения (патент РФ № 2346149), а также облегченного солевого раствора для растепления скважин (патент РФ № 2319725), которые обеспечивают сохранение продуктивности расконсервируемых скважин и сокращают продолжительность работ в 1,5 раза.

8. Разработаны новые составы облегченного (патент РФ № 2303048) и расширяющегося (патент РФ № 2301823) цементных растворов, а также облегченной полимерной герметизирующей композиции (патент РФ № 2333346), обеспечивающих надежность ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в 2-3 раза.

9. Разработаны технические устройства (патенты РФ № 54396 и № 90487), обеспечивающие эффективность, надежность и противофонтанную безопасность ремонтных работ на скважине.

10. Выполненные исследования явились основой для разработки 7 руководящих документов, используемых при расконсервации скважин на месторождениях Крайнего Севера. Результаты исследований использованы в учебном процессе в курсах «Осложнения и аварии при ремонте скважин», «Аварии, осложнения и фонтаноопасность при ремонте скважин».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: XIII, XIV, XV, XVI научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаз «Проблемы развития газовой промышленности в Западной Сибири» (г. Тюмень, 2004 г., 2006 г., 2008 г., 2010 г.); межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2008 г.); IX, X, XI Международных конференциях по колтюбинговым технологиям и

внутрискважинным работам (г. Тюмень, 2008 г., г. Москва, 2009 г., 2010 г.); IV, V, VI Международных научно-практических конференций «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышение нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 2009 г., 2010 г., 2011 г.); совещаниях ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» (г. Кисловодск, 2008 г., 2011 г., г. Анапа, 2009 г., г. Ставрополь, 2010 г.); заседаниях кафедр «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2009 г.), «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2010 г., 2011 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 24 печатные работы, в том числе 7 статей, опубликованных в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ (4 без соавторов), 1 тематический обзор, 5 научных статей, получено 11 патентов РФ, разработано 7 руководящих документа (в виде нормативных документов ОАО «Газпром»).

Структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения, изложена на 200 страницах машинописного текста и содержит 15 рисунков, 12 таблиц, список литературных источников, включающий 212 наименований, и 5 приложений.

Личный вклад соискателя состоит: в постановке и реализации задач исследования; в разработке комплексного подхода к расконсервации и восстановлению продуктивности газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, в условиях АНПД при наличии ММП; в разработке технологической модели процесса расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин, в разработке комплексной технологии, учитывающей наиболее часто встречающиеся осложнения в процессе расконсервации скважин в условиях АНПД после длительного бездействия.

Автор признателен научному руководителю д.т.н., профессору Зозуле Г.П. и коллегам по работе Обиднову В.Б., Клещенко И.И., Чижовой Т.П., Шестаковой H.A., Кряквину Д.А., Немкову A.B.

1 ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РАСКОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН

1.1 Обзор существующих методов расконсервации скважин

Работы по расконсервации скважин относятся к капитальному ремонту скважин (КРС) категории KP 11.2 как по классификатору нефтяной промышленности [1], так и по классификатору газовой промышленности [2]. Если КРС - это комплекс работ по восстановлению работоспособности призабойной зоны пласта (ПЗП), консервация скважины - остановка на срок более шести месяцев процессов строительства или эксплуатации скважин, то расконсервация скважин согласно действующих нормативных документов -вывод скважины из консервации [3, 4, 5].

Изучением вопросов ремонта газовых скважин в процессе разработки месторождений занимались многие ученые и специалисты, в их числе: А.Д. Амиров, A.A. Ахметов, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников. А.И. Булатов, P.A. Гасумов, М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, A.B. Кустышев, В.М. Кучеровский, П.Н. Лаврушко, А.Г. Молчанов, А.Б. Сулейманов, K.M. Тагиров, I. Goins, М. Economides, R. Oligney, P. Sheffild и др.

Проблемы повышение продуктивности скважин освещены в работах В.А. Амияна, В.В. Паникаровского (интенсификация притока), П.М. Усачева, JI.M. Кочеткова, И.А. Зинченко (ГРП), А.Г. Калинина, С.А. Нуряева, В.М. Шенбергера (бурение БС), в которых эти вопросы рассматривались в качестве самостоятельных ремонтных работ.

Впервые вопросом вывода скважин из бездействующего фонда посвящена работа В.Б. Обиднова [6], в которой участвовал и диссертант. Тем не менее, проведенные исследования не затрагивали проблему тсконсетэваиии скважин. Пвоблему в части обеспечения противофонтанной

X А 1 1 t' 1 1

безопасности коснулись ученые P.A. Бакеев, Л.У. Чабаев, но они не рассматривали проблему расконсервации газовых скважин в комплексе, тем более не рассматривали вопросы восстановления продуктивности скважин в

условиях АНПД при наличии ММП после их длительного бездействия [7]. Более подробно эта проблема рассматривалась в работе Ю.В. Ваганова [8], выполняемая параллельно с диссертантом данной работы. В ней были частично рассмотрены вопросы растепления скважины и промывки ПГП, упомянута необходимость ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны и изоляции притока пластовой воды, основной же упор был сделан на бурении БС с использованием специальных технических средств. В полной мере комплексность проблемы расконсервации и восстановлению продуктивности газовых скважин, находящихся в консервации длительный промежуток времени (до 20 и более лет), в условиях АНПД при наличии ММП рассмотрено не было. А ведь на завершающей стадии разработки месторождений проблема расконсервации ранее пробуренных скважин становится наиболее актуальной и ранее принимаемые для более высоких пластовых давлений технические решения не могут быть использованы.

Под расконсервацией скважин согласно СТО Газпром 2-3.3-120-2007 [9] понимается возобновление процессов строительства или эксплуатации скважины по истечении срока ее консервации.

Расконсервации, согласно ранее действующей (до 1998 г.) инструкции [4], подлежат скважины, ранее законсервированные по причинам технического и технологического характера на стадии строительства, законченных строительством, но не подключенных к системе сбора, и находящиеся в эксплуатации.

Процесс расконсервации скважины, как процесс обратный процессу консервации, предусматривает работы по устранению результатов ее консервации, работы по ее освоению (вызову притока углеводородов из пласта) и работы по восстановлению продуктивности пласта. Так как скважины консервируются различными способами [10, 11, 12], то и расконсервация их осуществляется также различными способами [13, 14].

При расконсервации скважин и находящихся под давлением, и заглушённых, либо с установленным в стволе цементным мостом

осуществляется комплектация устьевого оборудования необходимыми приборами и приспособлениями, устанавливаются штурвалы на задвижках устьевого оборудования (фонтанной арматуре - ФА, противовыбросового оборудования - ПВО).

В заглушённых скважинах, кроме того проверяется наличие давления в межколонном, трубном и затрубном пространствах, снижение его до атмосферного, присоединение к ФА коммуникаций, промывка скважины в течение не менее одного цикла и повторная проверка наличия давления.

В скважинах, имеющих цементные мосты, проводится демонтаж ФА, установка ПВО, и с помощью спускаемого на гибкой трубе (ГТ) или, как принято называть в газдобывающей отрасли, безмуфтовой длинномерной трубе (БДТ) инструмента, осуществляется разбуривание цементного моста. После выполнения вышеуказанных операций и при отсутствии давления в скважине, она осваивается.

Расконсервация скважин и вывод их из бездействующего фонда является наиболее сложным производственным процессом, поэтому они относятся к сложным ремонтам скважин [15] и включают техническое освидетельствование скважины, ее растепление и повторное глушение, восстановление работоспособного технического состояния скважины, замену установленного в скважине оборудования, восстановление газогидродинамической связи скважины с коллектором и освоение скважины.

Техническое состояние скважин, находящихся в консервации или в бездействующем фонде, различно, поэтому восстановление таких скважин должно быть тоже строго индивидуально. Без учета индивидуальных особенностей этих скважин и без частного подхода к их ремонту возможен открытый фонтан и пожар, о чем говорит опыт работ по расконсервации скважин и тушению на них пожаров [7, 16].

В свою очередь, наиболее сложными, по мнению авторов [17, 18, 19], являются работы по расконсервации разведочных скважин. По ним

отсутствует любая, даже незначительна, информация. Нередко отсутвует даже дело скважины (ведь скважины пробурены 30-40 лет назад). Осложняет работу отсутствие достоверной информации об интервалах установки цементных мостов, об их количестве и толщине. Неизвестно техническое состояние самой скважины: герметична ли эксплуатационная колонна или негерметична, имеется ли цементный мост в стволе скважины или он не устанавливался и др.

При техническом освидетельствовании законсервированных скважин на некоторых из них, как отмечается в работе [19], наблюдается скопление газа в приустьевой зоне. Одной из причин, по мнению авторов, может являться не доустановка цементного моста, который из-за слабого сцепления с колонной мог со временем спуститься ниже, восстановив верхнюю часть фильтрационного интервала, либо мог оказаться установленным, но негерметичным.

Поэтому в процессе расконсервации скважин авторы работ [18, 19] рекомендуют большее внимание уделять способу растепления скважины с контролем давления и процесса растепления.

Методы растепления скважин и ликвидации газогидратных и гидратно-ледяных пробок можно разделить на: механические; прогревом теплоносителем; термохимические; тепловые и комбинированные [20-23]. К первой группе обычно относят принудительное проталкивание гидратной пробки в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и ее гидроперфорирование. Во вторую группу относят прогрев гидратной пробки теплоносителем (горячей водой, паром или др.). В третьей группе сочетаются способы механического разрушения пробки специальным инструментом с ее тепловым разложением, подаваемым в скважину нагретой или даже горячей промывочной жидкостью. Четвертая группа основана на получении теплоты от какой-либо реакции, чаще всего на реакции соляной кислоты и магния. В пятую группу обычно включают прогрев скважины каким-либо теплоэнергоностелем или греющим кабелем без непосредственного

контактирования теплоисточника с газогидратной или гидратно-ледяной пробкой.

На газовых месторождениях севера Западной Сибири газогидратные и гидратно-ледяные пробки, которые нередки в условиях ММП, ликвидируют путем закачивания в скважину горячего раствора хлорида кальция (СаС12) [19, 23].

Опыт показывает, что при использовании такого способа растепления существует высокая вероятность образования вязкой суспензии при взаимодействии СаС12 с глинистым раствором, которая дополнительно перекроет ствол скважины. Это наблюдалось при расконсервации ряда скважин Ямбургского месторождения [18].

Для устранения этого явления в качестве жидкости-растеплителя авторами работы [24] предлагается использовать водный раствор хлоркалия электролита (КС1-электролит) следующего состава, масс. %:

- хлорид калия (КС1)..................................................... 68,0;

- хлорид магния (1У^С12)................................... 4,0 - 9,0;

- хлорид натрия (КаС1).....................................12,0 - 24,0;

-СаС12............................................................................ 0,7- 1,4;

- вода............................................................................. остальное.

Как утверждают авторы, данный солевой раствор обеспечивает эффективность разрушения газогидратных и гидратно-ледяных пробок и растепление скважины без возникновения вязкой системы, кольматирующий ствол и коллектор. Недостатком этого раствора, по мнению диссертанта, является его достаточно высокая плотность и вязкость, что сказывается на продолжительности выноса и удаления разрушенных частиц пробки из скважины.

Процессу расконсервации и вывода скважин из бездействующего фонда, как и любому ремонту скважины, предшествует повторное ее глушение. Глушение скважины создает требуемое противодавление на продуктивный пласт, препятствующее не запланированному выходу флюида

из пласта [25]. При этом жидкости глушения должны минимально кольматировать пласт и быть не дорогими и недефицитными.

Жидкости глушения можно разделить на две основные, достаточно большие и представительные, группы [26, 27]: на водной и углеводородной основах.

Первая группа содержит пластовые воды, буровые глинистые растворы, растворы минеральных солей, гели, прямые эмульсии и пены.

Вторая группа объединяет углеводородные соединения, такие как: загущенная нефть, битумные растворы и обратные эмульсии.

Однако из-за высокой плотности не все жидкости глушения могут быть применимы в условиях пониженных пластовых давлений.

Наиболее известной жидкостью является обычная техническая вода, которая при пластовом давлении ниже 10 % от гидростатического уже может создавать требуемое противодавление на пласт. Недостатком обычной воды является недостаточно низкая температура замерзания, что не позволяет ее использовать в скважинах при отрицательных температурах окружающего воздуха.

В практике известна жидкость глушения, состоящая из, масс. %: наполнителя - лигнина - 2,0; поверхностно-активного вещества (ПАВ) - 0,5; КС1 - 5,0; комплексного полимерного реагента (К1111С) - 2,5-3,0, кремнийорганической жидкости (ГКЖ-10) - 0,4-0,6 и воды - остальное [28]. Реагент КППС является продуктом соединения оксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилкрахмала и наполнителя. Плотность жидкости глушения составляет 1040-1055 кг/м3, условная вязкость 100-180 с. Получаемая жидкость очень слабо фильтруется в пласт, практически не фильтруется, обладает достаточно высокой восстанавливающейся способностью (коэффициент восстановления проницаемости достигает 90-95 %). Данная жидкость была использована на Ямбургском месторождении в газоконденсатных скважинах, на газовых скважинах не использовалась.

В условиях АНПД может применяться обратная эмульсия, включающая, об. %: нефти или нефтепродуктов - 38,0-69,5; воды - 30,0-60,0 и эмульгатора - 0,5-2,0. Чаще всего в качестве эмульгатора применяются амидоамины кислот таллового масла, а в качестве нефти или нефтепродуктов - дизельное топливо (ДТ), нефть и др. Водная фаза обычно состоит из технической и пластовой воды, растворов солей различной степени минерализации, таких как NaCl, MgCl2, СаС12. Плотность эмульсии составляет 968-982 кг/м3 [29]. В условиях Крайнего Севера эта жидкость не применяется.

В газоконденсатных скважинах помимо вышеупомянутой жидкости для глушения применялась жидкость, включающая, масс. %: KCl - 5,0; гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал - 3,0-4,0; ПАВ (дисолван 4490) - 0,5; концентрированная сульфат-спиртовая барда (КССБ) - 0,5-1,0; мел - 3,0 и воду [30]. Для глушения газовых скважин не применялась.

В качестве жидкостей глушения при низких пластовых давлениях широко используются сырая нефть, ДТ, эмульсионные растворы. Нередко применяются вода, минерализованная различными солевыми добавками, и пена. Реже используется метанол. В качестве добавок используются KCl, NaCI, СаС12, реже используется поташ (К2СОз), в основном на месторождениях южных и центральных районах России. Из перечисленных, но слабо освоенных, добавок, по мнению K.M. Тагирова [31], наиболее перспективен поташ, однако использование его в условиях АНПД нецелесообразно. Составы на основе поташа повышают проницаемость заглинизированных терригенных пород, но не эффективны в сеноманских массивных и пластово-массивных залежах. Следует отметить, что, солевые составы на основе поташа обладают невысокой коррозионной активностью, что снижает риск потери надежности внутрискважинного оборудования, которым оснащаются скважины северных месторождений. Тем не менее, составы на основе поташа на месторождениях Крайнего Севера не используются и скорее всего, использоваться не будут по причине сложности

их приготовления и высокой плотности.

По данным работ В.Е. Шмелькова, Н.Р. Акопяна [31] и K.M. Тагирова, В.И. Нифантова [32] нефть и нефтяные эмульсии лучше всего применять в пластах с водо-чувствительными глинами. Но сложность приготовления и повышенная пожароопасность препятствуют их широкому использованию, хотя, по мнению диссертанта, наличие таких глинистых прослоек на Бованенковском месторождении может сказаться на эффективности их применения. По этим же причинам метанол (экологически опасное) и ДТ (пожароопасное) не имеют широкого применения в качестве жидкостей глушения, хотя они обладают для условий северных месторождений большой привлекательностью.

По данным работ И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, A.B. Кустышева для глушения скважин в условиях пониженных пластовых давлений можно использовать незамерзающие облегченные глинистые и полимерные растворы, а также жидкости на углеводородной основе, обеспечивающие блокирование ПЗП. К таким растворам относятся инвертно-эмульсионные дисперсии и инвертно-меловые эмульсии [33], жидкость глушения на основе полимера Praestol по патенту РФ № 2187529 [34], незамерзающая промывочная жидкость (НЗПЖ) по патенту РФ № 1130587 [35], жидкость глушения на основе газового конденсата.

Инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР) по патенту РФ № 1529308 [35], содержит воду, мел и шлам. Соотношение компонентов и эмульсии следующее, об. %: шлам 20-90; водная фаза 10-80. Шлам представляет собой

л

мелкодисперсную систему плотностью 920-1200 кг/м , содержащую углеводородную жидкость, сульфонат кальция, карбонат кальция, гидроксид кальция и воду. Водной фазой является минерализованная вода. Плотность эмульсии колеблется от 960 кг/м3 до 990 кг/м3, вязкость от 220 с до 490 с. Впервые она была применена на Ямбургском месторождении и заменена на более эффективный состав - облегченную инвертную дисперсию (ОИД).

Жидкость глушения на основе полимера Praestol имеет невысокий показатель фильтрации и обладает пониженной плотностью. Это достигается за счет ввода воды, загустителя и наполнителя, в качестве загустителя используется полимер - Praestol (марки 2530), сульфацелл и сульфат алюминия [А12(804)з], в качестве кольматанта - алюмосиликатные микросферы (АСМ). Жидкость применяется на Медвежьем и Уренгойском месторождениях.

Для приготовления НЗПЖ в водный раствор СаС12, (4,6-10,0 масс. %) добавляется 0,2-0,8 масс. % сульфанола, 24,6-26,7 масс. % бентонитовой глины и 31,4-35,2 масс. % газового конденсата. Плотность НЗПЖ из-за

■у

наличия бентонитовой глины составляет 1005-1200 кг/м , условная вязкость 40-60 с. Наличие этой составляющей в растворе позволяет применять ее в качестве блокирующей композиции для блокирования высокопроницаемых сеноманских отложений. Эта жидкость имеет ограниченную территорию распространения, используется только на скважинах Надымской группы месторождений, которая богата бентонитовыми глинами.

Облегченная инвертная дисперсия (ОИД) по патенту РФ № 2176261 [36] содержит, масс. %: углеводородной жидкости - 20,0-52,0, АСМ -2,0-30,0, масло- и водорастворимого ПАВ - 0,5-30,0 и воду. АСМ в обязательном порядке должны быть гидрофобизированы ПАВ. В качестве ПАВ применяется эмультал, а в качестве углеводородной жидкости -используются ароматические углеводороды, газовый конденсат, нефть, ДТ, различные нефтяные растворители, такие как, нефрас, и другие нефтепродукты. Водная фаза представляет собой пресную, пластовую или минерализованную воду. Плотность получаемой дисперсии зависит от

3 3

количества АСМ и колеблется от 430 кг/м до 920 кг/м . Эта дисперсия была апробирована на скважинах Ямбургского месторождения, но из-за отсутствия поставок дальнейшие работы были прекращены.

Именно поэтому наиболее применяемой жидкостью глушения на сегодняшний день остается водный раствор СаСЬ- Широкому

использованию этого солевого раствора способствует оптимальная, достаточно небольшая, цена и отсутствия дефицита на эту продукцию. Тем не менее, использование этого солевого раствора в газовых, а особенно в газоконденсатных, скважинах приводит к уменьшению продуктивности и, даже, к появлению кольматирующей пласт вязкой суспензии. Следовательно, более приемлемой жидкостью является водный раствор №0 (поваренной соли) [37].

Для повторного глушения или замены технологического раствора, находящегося в расконсервируемой скважине, в работе [17] предлагается применять технологические растворы на углеводородной основе.

Состав технологического раствора по патенту РФ № 2136717 [38],

масс. %:

- газовый конденсат................................................ 81,0 -84,9;

- синтетическая жирная кислота (СЖК)..................... 1,7 - 2,3;

- гидроокись натрия или каустическая сода (МаОН) ...... 0,6 - 1,0;

- глинопорошок...................................................... остальное.

СЖК в соединении со щелочью образует мыло, тем самым СЖК является структурообразователем жидкости глушения, создающее свойства статического напряжения сдвига (СНС). ИаОН (щелочь) берется в объеме, необходимом для омыления СЖК. Затем в раствор для повышения плотности, улучшения структурной вязкости и прочности системы вводится глинопорошок, в результате чего увеличивается число контактов между частицами.

Эмульсионный раствор по патенту № 2187529 [39] состоит из

масс. %:

- газового конденсата............................................. 25,0 - 30,0;

- эмультала......................................................... 4,5 - 5,0;

-ГКЖ-11Н........................................................... 2,5 - 3,0;

-АСМ................................................................ 15,0-42,0;

- минерализованной воды....................................... 53,0 - 42,0.

Данный раствор имеет достаточно высокую вязкость, которая может регулироваться в широком диапазоне, обладает повышенными структурно-механическими свойствами и низкой фильтрацией. Эмульсия довольна устойчива к разрушению, коэффициент восстановления проницаемости пород-коллекторов после промывки и освоения скважины составляет более 0,9. Одним из достоинств ГКЖ, входящей в состав эмульсионного раствора, является способность этого реагента образовывать нерастворимые в воде осадки при реакции с металлами солей, в частности, с СаОг. При этом осадок, образовавшийся в процессе реакции, может выполнять роль дополнительного «кольматирующего» элемента. АСМ, находящиеся в растворе, выполняют роль понизителя плотности раствора. Кроме того, алюмосиликатные микросферы являются структурообразователем, способствуют созданию непроницаемой фильтрационной корки, защищающей пласт от кольматации.

В условиях низких пластовых давлений помимо собственно жидкости глушения, которая легко может быть поглощена пластом, необходимы специальные составы, называемые блокирующими композициями. К ним относятся различные вязкоупругие составы (ВУС), например, на основе гипана и СаС12, может использоваться ИЭР с добавлением твердой фазы (мела или глинопорошка) и другие вязкие или загущенные составы.

При разбуривании цементного моста в процессе расконсервации скважины в работе [17] предлагается применять технологический раствор на углеводородной основе по патенту РФ № 2208034 [40], следующего состава,

масс. %:

- ДТ..................................................................... 72,0 - 74,0;

-СЖК.................................................................. 1,5 - 2,0;

- 46 %-ный водный раствор МаОН.............................. 1,2 - 1,25;

- атактический полипропилен.................................... 2,0 - 2,5;

- сульфат бария (Ва804)............................................ остальное.

Практика работ показывает, что в достаточно большом количестве скважинах наблюдается негерметичность эксплуатационных колонн [13, 41]. Интервалы негерметичности привязаны к местам искривления колонн (набор кривизны).

Ликвидация их повреждений проводится в основном тремя методами [42-46]: метод, не снижающий внутренний диаметр колонны; метод, незначительно уменьшающий внутренний диаметр колонны; метод, значительно уменьшающий ее внутренний диаметр.

К первому методу [42] относятся ликвидация негерметичности герметизация резьбовых соединений колонны за счет докрепления их в скважине и заполнения межколонного пространства цементом через устье скважины.

Второй метод [43, 44]: включает цементирования затрубного пространства и установки металлических накладок или гофрированных пластырей в местах негерметичности.

К третьему методу [45, 46] относятся: спуск труб, оборудованных отсекающими пакерами, либо установки колонн-летучек, или спуска во внутреннюю полость негерметичной эксплуатационной колонны новой, меньшего диаметра, колонны.

В отечественной практике используются следующие методы:

закачивание в поврежденный интервал каких-либо герметизирующих композиций, изолирующих поврежденный интервал, например, тампонажного цемента по патенту РФ № 2168607 [47], тампонажного цемента с облегающими добавками по патенту РФ № 2211305 [48] или вязкопластичный состав по патенту РФ № 2254443 [49];

- установка в негерметичном интервале стальных пластырей, например, дорнов [50, 51, 52];

- спуск обсадной колонны малого диаметра или секции обсадных труб (летучки).

Из-за часто проводящихся на месторождениях работ по повторной перфорации мощными перфораторами, сильно повреждающих эксплуатационную колонну, метод установки пластырей в таких скважинах был прекращен, а вот спуск в негерметичную скважину дополнительных колонн и перекрытие ими всего негерметичного интервала оказался наиболее востребованным, особенно на Вынгапуровском месторождении. Применение летучек на северных месторождениях практически не используется.

В работах [45, 46] в качестве добавки к тампонажному цементу при ликвидации негерметичности обсадных колонн предлагается использовать силикатные или алюмосиликатные микросферы. Как утверждают A.B. Ко лотов и С.Н. Бастриков, наибольшая успешность цементирования колонн цементом без добавок имеет место, «когда приемистость находится в пределах 200-300 м /сут». Наибольшую трудность при ликвидации негерметичности, по утверждению авторов, представляют скважины с приемистостью более 500 м /сут. Для таких скважин наиболее приемлемы составы с минеральными добавками, преимущественно с силикатными или алюмосиликатными микросферами.

В расконсервируемых скважинах нередки случаи наличия на забое отложений фильтратов буровых и технологических растворов, а также ПГП [17, 53], образовавшиеся в процессе их консервации.

Для промывки скважины и ликвидации ПГП обычно применяются, так называемые, ньютоновские и неньютоновские промывочные жидкости. К первым относятся вода, водные солевые растворы, углеводородные жидкости. Эти жидкости характеризуются постоянной вязкостью. Буровые растворы и гели составляют вторую группу жидкостей. Они характеризуются переменной вязкостью, то есть их вязкость зависит от условий течения жидкости. В этих растворах наблюдается нелинейная зависимость скорости потока от напряжения сдвига, иными словами, они обладают ярко выраженными релаксационными свойствами.

Помимо вышеперечисленных растворов применяются, так называемые, сжимаемые жидкости, содержащие в своем составе газ. К этим растворам, правда с большой натяжкой, можно отнести и пены.

Применение пен в качестве промывочных жидкостей объясняется желанием разработчиков этих растворов снизить гидростатическое давление на пласт при ремонте скважины. Желание объясняется использование одного из свойства пены - способность удерживать во взвешенном состоянии крупные твердые частицы. В скважинах с углом наклона более 30°, то есть в так называемых субгоризонтальных и горизонтальных скважинах, применение пен нежелательно, так как при их распаде в наклонных участках труб происходит образование застойных зон. Чаще всего они образуются в местах, где промывочные трубы контактируют с внутренней поверхностью лифтовых труб. Нередки случаи возникновения в трубах обратного потока жидкости, направленный сверху вниз, который вместо выноса песка на поверхность переносит твердые частицы обратно на забой, образуя повторные ПГП [54, 55, 56].

В работе [57] промывку песчаных пробок предлагается осуществлять с помощью пенных систем с учетом исключения возникновения обратных потоков. Авторами P.A. Гасумовым, М.Г. Гейхманом, В.З. Минликаевым предложен ряд составов пенных систем для промывки песчаных пробок (только песчаных не сцементированных), таких как: состав, содержащий отработанные моторные масла (ОММ), полимер, анионные поверхностно-активные вещества (АПАВ) и воду; состав, содержащий алюмохлорид, полимер, АПАВ и воду; состав, содержащий карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (ОННМ), АПАВ и воду.

В таботе Г581 пломывку ПГП предлагается осуществлять

X L J f «/ ЛГ ' 1 «/ '

промывочными жидкостями, подаваемыми в скважину с помощью колтюбинговой установки. В качестве промывочной жидкости A.A. Ахметовым, К.Г. Жуковским рекомендуется техническая вода, двухфазные

пенные системы, приготовленные на основе технической воды с добавкой ПАВ. Эти составы используются только на Уренгойском месторождении, на соседних месторождениях, таких как Вынгапуровское, Медвежье и Ямбургское, практически не применяются. Применение горячих промывочных жидкостей сопряжено с большой вероятностью растепления близко расположенных ММП, что вероятнее всего явилось препятствием для применения этих составов в более северных регионах.

В работе [59] промывку ПГП предлагается проводить следующим образом: вначале в скважину до головы ПГП спускается БДТ, затем осуществляется вызов притока и устанавливается циркуляция через БДТ и кольцевое пространство, после этого проводится промывка пробки допуском БДТ с прокачиванием пенообразующей жидкости (ПОЖ), которая при смешивании на эжекторе с азотом образует пенную систему. Далее из скважины продувкой на факел удаляются остатки не прореагирующей ПОЖ и невостребованные объемы пены. В заключение из скважины извлекается БДТ. Особенностью технологии являются проведение работ в условиях депрессии при постоянном расчетном притоке природного газа на эжектор, а также подаче ПОЖ через эжектор в БДТ, которая при выходе из гидромониторной насадки размывает ПГП. При этом из-за резкого возрастания объема промывочного раствора происходит повышение скорости восходящего потока в кольцевом пространстве, что способствует подъему песка на устье и удалению его из скважины. Сложность реализации технологии заключается в поддержании таких режимов закачивания ПОЖ и подачи инертного газа на эжектор, чтобы обеспечить необходимый для выноса песка приток газа из пласта. Технология применяется только на Вынгапуровском месторождении. В последние годы по мере снижения пластового давления была применена на трех скважинах Медвежьего месторождения.

В работах [60, 61] предлагается промывку песчаных пробок осуществлять промывочными жидкостями, способными выносить твердые

частицы из скважины, в частности пенной системой. По мнению диссертанта помимо пенной системы можно воспользоваться аэрированными растворами, боле устойчивыми, нежели пенные системы.

Нередки случаи, когда в процесс расконсервации скважины обнаруживается водоприток [17, 19].

Изоляция водопритока, в том числе в расконсервируемых скважинах, в основном по данным А.Д. Амирова, С.Т. Овнатанова, A.A. Джафарова и др., сводится к закачиванию под давлением в обводненные интервалы пласта через существующий интервал перфорации или специальные технологические отверстия тампонирующего материала [50, 51, 62, 63, 64].

Наиболее часто на месторождениях Западной Сибири применяются методы изоляции и ограничения притока пластовых вод с помощью акриловых полимеров [63, 65]. В этом качестве в основном применяется полиакриламид (ПАА) и гидролизованный полиакрилонитрил (гипан). Применение их возможно при высокой минерализации пластовой воды, в противном случае они малоэффективны. Например, при ликвидации конденсационной или пресной воды они малоэффективны.

Одним из методов изоляции притоков вод является применение неорганических солей. Неорганические соли, за счет ионного обмена с солями пластовой воды, образуют нерастворимые в воде осадки или гели.

В работе [66] рассматривается способ изоляции пластовых вод методом закачивания через затрубное пространство скважины тампонажного раствора с последующей установкой докрепляющего цементного моста в стволе и вымыванием излишков тампонажного раствора из скважины. Недостатком способа является высокая вероятность преждевременного затвердевания цементного раствора в затрубном пространстве скважины и прихвата лифтовой колонны.

В работе [67] для ограничения поступления вод на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и имеющих низкое пластовое давление, рекомендуется применение пеноцементного раствора. Такой же

состав можно использовать в слабосцементированных коллекторах или в скважинах с сильно разрушенной призабойной зоны. По мнению авторов, приготовление такого раствора возможно только с использованием тампонажного портландцемента (ПТЦ). В качестве образователя пены можно применять ПАВ, такие как, образователь пены (ОП-Ю), сульфонол, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ-600).

На газовых месторождениях Западной и Восточной Сибири широко применяется способ водоизоляции установкой цементных мостов в обводнившемся интервале с прострелом не обводненных интервалов. Этот способ по утверждению ряда исследователей (A.B. Кустышева, В.В. Дмитрука, Н.В. Рахимова, A.B. Кононова, A.B. Афанасьева и др.) не всегда оказывается эффективным из-за не возможности получения непроницаемого камня при создании водоизоляционного экрана. Кроме того, спустя достаточно непродолжительного периода, подошвенная вода своим подтягивающимся конусом вновь приблизится к этим, вновь проперфорированным интервалам. Это повлечет повторную необходимость установки изоляционных мостов уже в вышерасположенном интервале [6871]. Тем не менее, этот метод нашел довольно широкое распространение на Медвежьем и Вынгапуровском месторождениях.

В работе [72] рассматривается водоизоляция в газовых скважинах на подземных хранилищах газа за счет установки изоляционных мостов на равновесии. Сущность технологии, как утверждают K.M. Тагиров и C.B. Долгов, заключается в оттеснении подошвенной воды в пласт, создаваемым с помощью выхлопных газов, максимально возможного давления. К сожалению, из-за недоработки технологии для условий северных месторождений, применение этого метода на Пунгинском подземном хранилище газа (ПХГ) оказалось неуспешным.

В работе [73] для изоляции пластовых вод и закреплению ПЗП в нефтяных и газовых скважинах на месторождениях с АНПД предлагается изолирующая композиция на основе жидкого стекла. Особенностью этого

состава является его избирательное действие на различные коллекторы. Так на Медвежьем месторождении (В .В. Паникаровский) был получен отрицательный результат от его применения, а на Вынгапуровском, имеющем более расчлененный и сильно зацементированный коллектор -положительный.

Авторами работы [74] разработан способ водоизоляции суперколлекторов на месторождениях с АНПД, закачиванием в обводоненную часть пласта изолирующей композиции на основе поливинилового спирта (ПВС). Однозначного эффекта получено не было, как утверждают авторы (И.И. Клещенко), причиной низкой эффективности оказался состав (китайского, а не отечественного производства), отличающийся по своим характеристикам от проектных (российских) показателей.

На газовых месторождениях Крайнего Севера в последние годы, как отмечает большое количество исследователей [75], в процессе разработки наблюдается интенсивный подъем уровня подошвенных вод в целом по залежи или в отдельных эксплуатационных объектах. Такой подъем газоводяного контакта (ГВК) приводит к возникновению различных технологических осложнений при расконсервации скважин (снижение дебита, образование ПГП, абразивный износ устьевого и надземного оборудования, образование газогидратных отложений, а в северных условиях в обводняющихся скважинах - гидратно-ледяных пробок).

На данных месторождениях в законсервированных и эксплуатирующихся скважинах появляется пластовая вода, которая размещается ниже эксплуатируемого объекта, под сеноманским горизонтом. При эксплуатации скважин эта вода, поднимаясь в виде конуса к перфорационным отверстиям, обводняет газонасыщенную часть пласта. В результате дебит скважин существенно снижается или скважины вообще не осваиваются, особенно это касается скважин, длительное время находящихся в консервации или в бездействующем фонде. В таких скважинах

целесообразно планировать проведение превентивных водоизоляционных работ либо гидрофобизацию.

Анализ работ по расконсервации и выводу скважин из бездействия свидетельствует, что вызвать приток газа из пласта и освоить скважины, продолжительное время простаивающих, по применяемым в настоящее время технологиям нельзя, либо необходимо продолжительное время на ее отработку [14, 76, 77]. Продолжительное присутствие в скважине технологических растворов негативно сказывается на фильтрационно-емкостых свойствах (ФЕС) пласта. Фактически вся прискважинная зона кольматируется, она требует декольматации, то есть восстановление ее продуктивности. Вот почему при выводе скважин из бездействия помимо интенсификации притока предпочтителен их перевод на другие горизонты или использование по другому назначению. Перевод заключается в отсечении нижнего, чаще всего обводнившегося, эксплуатационного объекта, установкой цементного моста и последующей перфорацией вышележащего эксплуатационного объекта.

Работы по переводу скважины на другой горизонт чаще всего проводят на многопластовых месторождениях, таких как Ямбургское или Уренгойское. Однако этот метод применим и на пластово-массивных залежах, сложенных переслаивающими пропластками, таких как Медвежье или Бованенковское.

Перевод скважины на вышележащий горизонт осуществляется после изоляции нижележащего горизонта от проникшей в него подошвенной воды. В случае нахождения подошвенной воды на близком расстоянии от верхнего пласта цементирование осуществляют под давлением через существующие отверстия интервала перфорации. В случае размещения подошвенной воды на значительном удалении от пласта в скважине устанавливают цементный мост для отсечения воды и выше него осуществляют дополнительную перфорацию нового эксплуатационного объекта.

На месторождениях Крайнего Севера в консервации и в простое находится большое количество скважин. Основными причинами бездействия скважин, по мнению авторов [13, 17, 55], являются наряду со снижением пластовой энергии другие осложнения, в первую очередь, негерметичность эксплуатационных колонн, обводнение продуктивных пластов, низкие ФЕС пластов-коллекторов. Помимо этого не исключены последствия аварий и осложнений, требующих значительных затрат, применения новых технологий или оборудования, больших финансовых вложений. Причем при наличии свободных пробуренных скважин целесообразнее использовать для добычи именно их, а не нести дополнительные затраты на ремонт. Хотя для целей рациональной разработки залежи порою целесообразнее понести некоторые дополнительные затраты нежели получить не отработанные зоны с наличием в них углеводородного сырья.

Устранение указанных причин требует проведения в ходе работ по расконсервации или КРС мероприятий по интенсификации притока. Даже в скважинах, имеющих хорошие ФЭС, простаивающих из-за наличия технологических осложнений, таких как, водоприток, наличие ПГП и др., необходимо проведение интенсификации, в качестве превентивного мероприятия. Так как длительное время простоя этих скважин (иногда более 10-20 лет) в условиях снижающегося пластового давления привело к насыщению их коллекторов водой, к снижению их потенциальных фильтрационных возможностей. Для выхода скважин на проектный режим требуется существенное увеличение проницаемости ПЗП.

Практика работ по выводу скважин из бездействующего фонда [41, 55] показывает, что для восстановления газогидродинамической связи скважины с пластом обычного простого замещения жидкостей глушения (с «тяжелой» на облегченную) недостаточно. Для преодоления закольматированной зоны применяются различные методы: повторная и дополнительная перфорация, гидропескоструйная перфорация (ГПП), щадящая перфорация, ГРП, бурение БС, радиальное бурение, ОПЗ [76-79].

Чаще всего для восстановления ПЗП пользуются методом повторной перфорации перфораторами типа ПКС-105С, обладающими большой мощностью. После перфорации эксплуатационной колонны проводится кислотная ОПЗ. При этом под воздействием перфорации, разрушается цементный камень за эксплуатационной колонной, что ведет к повреждению его целостности. Под воздействием такой перфорации нередки случаи возникновения заколонных перетоков, ускоряется темп продвижения подошвенных вод. Опыт показывает, что после перфорации приходится проводить водоизоляционные работы и работы по закреплению ПЗП.

Опыт восстановления простаивающих скважин на Медвежьем и Уренгойском месторождениях подтверждает данное утверждение. На этих месторождениях цементного кольцо за колонной негерметично (до 30 % скважин с плохим качеством, 20 % с удовлетворительным), а скважины обводнены подошвенной водой (Медвежье), а многопластовые месторождения (Уренгойское) обводнены как пластовой водой, так и водой, поступающей из вышележащих пластов [58, 59, 64, 65]. Помимо этого, освоить скважину очень проблематично. Причина - невозможность преодолеть закольматированную зону.

Применение ГПП обеспечивает сохранность цементного кольца и целостность самой колонны [14, 64, 77]. Прорезание вертикальных щелей в теле эксплуатационной колонны перспективный метод восстановления газодинамической связи. Однако этот метод на сегодняшний день в промышленных масштабах еще не освоен.

ГПП основана на гидроабразивном (с помощью гидромониторов) воздействии на горную породу высокоскоростными жидкостными струями, формируемыми в гидромониторных насадках перфоратора. Перфорация чаше всего осуществляется снизу ввеох. начиная с нижних отметок и

1 У ч> X '

перемещаясь к верхней отметке. При применении ГПП большое внимание следует обратить на прочностные характеристики труб, на которых производится спуск перфоратора.

К сожалению, этот метод, не смотря на имеющиеся достоинства, так и не нашел широкого распространения на северных месторождениях Западной Сибири, в частности на Ямбургском месторождении, не применяется он пока и на Бованенковском месторождении.

На месторождениях ООО «Газпром добыча Ямбург» (идейный вдохновитель С.И. Райкевич) и ООО «Газпром добыча Ноябрьск» применяется перфорация в газовой среде, включая ранее законсервированные скважины [14, 80, 81]. Именно такая технология рекомендована диссертантом при расконсервации скважин Бованенковского месторождения.

Наибольший эффект по восстановлению продуктивности скважины методом перфорации в газовой среде получается при переводе скважины с одного горизонта на другой. В этом случае после обязательного определения герметичности эксплуатационной колонны НКТ размещается над верхним интервалом перфорированного горизонта. С помощью компрессора (не воздушного, который запрещен правилами безопасности из-за возможного возникновения газовоздушной взрывной среды) и насосной установки проводится полное удаление из скважины жидкости глушения (скважина опорожняется при наличии на устье противовыбросого или устьевого оборудования). На ФА, размещенной на устье скважины, монтируется лубрикатор, с помощью которого в скважину спускаются разрушающиеся перфораторы, после чего скважина перфорируется (в газовой среде). Плотность перфорации составляет 10 отв./м, а длина вскрываемого интервала за один спуск достигает 15 м. Такой метод восстановления скважин возможен при расконсервации скважин Бованенковского месторождения, которые оборудуются приустьевыми клапанами-отсекателями, позволяющими оеализовывать данную технологию без применения

< 1 ' 1 л.

лубрикаторных устройств.

Исследования показали, что перед перфорацией в скважине необходимо иметь максимально возможное давление газа. Такое давление

препятствует поступлению пластового флюида из пласта и предотвращает смятие каротажного кабеля, расположенного под башмаком колонны НКТ.

Высокая эффективность перфорации в газовой среде объясняется отсутствием контакта вскрываемого горизонта с промывочной жидкостью, поэтому скважина после перфорации сразу вводится в эксплуатацию с максимально возможным дебитом.

В то же время применение мощных перфораторов с одной стороны не всегда может обеспечить преодоление закольматированной зоны продуктивного пласта, а с другой нередко приводит к разрушению цементного кольца за эксплуатационной колонной и возникновению заколонных перетоков [14, 15].

На месторождениях Западной Сибири широко используются различные кислотные ОПЗ [77, 82-87].

Кислотная обработка (КО) обычно используется для увеличения проницаемости карбонатных коллекторов. В песчаных породах КО также возможна, учитывая, что коллектор включает карбонатные прослойки [85].

КО проводится путем закачивания в скважину через специально спущенные промывочные трубы кислотного раствора. Кислотный раствор остается в скважине до завершения реакции кислоты с пластом, после чего ПЗП очищают от продуктов реакции путем отработки скважины на факел. Отсутствие очистки скважины от продуктов реакции снижает эффективность. Исследованиями установлено, что растворимость горных пород, подвергаемых кислотной обработки, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 7-10 %, а растворимость чуждых элементов, кольматирующих коллектор, должна составлять не менее 40-50 %.

Изменение проницаемости пород зависит от их состава и структуры порового пространства пласта [44, 86, 87]. Именно по этой причине не всегда возможно получение положительного эффекта даже при наличии положительных результатов обработки на соседних скважинах [79].

Следует учитывать, что увеличение температуры пласта ведет к увеличению скорости реакции, например, рост температуры на 10 °С обуславливает возрастание скорости реакции приблизительно в 2 раза. При изменении давления скорости реакции различны, так при увеличении давления реакция с соляной кислотои замедляется, а с плавиковои - наоборот ускоряется.

Как показали результаты исследований многих авторов (Паникаровский В.В., Середа Н.Е, В.И. Нифантов) [79, 82, 85], большое влияние на скорость реакции оказывает соотношение площади поверхности породы к объему кислоты, находящейся в порах пласта. При утонении пор скорость реакции увеличивается, поэтому скорости нейтрализации в поровых коллекторах возрастают, а в трещиноватых - снижаются.

Сегодня известны следующие способы кислотных обработок: термокислотная обработка; термохимическая кислотная обработка; селективная кислотная обработка; пенокислотная обработка; обработка углеводородно-кислотными и нефтекислотными эмульсиями; обработка газированной кислотой.

Под термокислотной обработкой понимается последовательное воздействие на пласт вначале термохимическим способом, а затем кислотными растворами.

Под термохимической кислотной обработкой понимается воздействие на продуктивный, чаще всего на карбонатный, пласт горячей кислотой, нагретой в результате реакции кислоты с магнием.

Селективная кислотная обработка основана на последовательном продавливании в пласт высоковязких жидкостей и кислотных растворов. Обычно ее используют при повторных обработках пласта [88]. Разновидностью селективной обработки некоторые исследователи считают поинтервальную обработку пластов, хотя это не совсем так.

Пенокислотная обработка предназначена для углубленной, удаленной в глубину пласта, ОПЗ. В результате обработки увеличивается

толщина пласта, работающего газом, возрастает эффективность технологического процесса.

Тем не менее, проводимые на месторождениях Крайнего Севера кислотные обработки, не всегда оказываются эффективными. Недостаточно эффективными, наряду с кислотными обработками, показали себя и другие методы. Например, технология гидровиброхимического воздействия на пласт [89] имеет только один положительный результат. Неадекватны результаты ОПЗ жидкими углеводородами [90], проводимыми на нефтяных скважинах Уренгойского месторождения. В газовых скважинах эффект не получен. Именно поэтому в большинстве случаев на Ямбургском месторождении для преодоления закольматированной зоны применяется ГРП [91-95], а не кислотные обработки, которые на месторождении имели место, но не дали хороших результатов.

ГРП как способ вывода скважин из бездействующего фонда хорошо зарекомендовал себя на Ямбургском месторождении [94]. При расконсервации скважин он не используется. Суть ГРП сводится к нагнетанию в ПЗП жидкости высокого давления, за счет чего в горной породе образуются новые трещины или расширяются уже существующие трещины. Сохранение трещин в открытом положении, то есть с более большими фильтрационно-емкостными объемами, при снижении давления происходит за счет заполнения их закрепляющим агентом - кварцевым песком или проппантом. Под действием горного давления трещины разрыва, закрепленные проппантом, смыкаются не полностью, поэтому фильтрационная поверхность скважины увеличивается [95-104].

Процесс ГРП состоит из следующих технологических операций, последовательно проводимых друг за другом: закачивания в пласт жидкости разрыва и проппанта для закрепления образовавшихся трещин разрыва; продавливания проппанта в эти трещины. Сложность строения реальных продуктивных пластов, а главное постоянно изменяющиеся пластовые условия не позволяют при выборе оптимальных технологических параметров

процесса ГРП полностью опираться на имеющиеся в отечественной и зарубежной практике математические зависимости. Поэтому нужны в обязательном порядке мини-тесты ГРП, то есть проведение, так называемых мини-ГРП, позволяющих корректировать дизайн-проект основного ГРП.

В Западной Сибири наибольший опыт ГРП накоплен в ОАО «Сургутнефтегаз» на нефтяных скважинах [105, 106]. «При проницаемости коллекторов пласта менее 0,15 мкм ГРП оказывает стимулирующее влияние на работу окружающих добывающих скважин. В тоже время большая длина трещин разрыва (100-150 м), сильные волновые, а, главное, гидродинамические воздействия на пласт создают сдвиговые усилия на флюиды застойных зон в глубине пласта в процессе ГРП», такой вывод следует из результатов исследований J1.M. Кочеткова.

В тоже время отмечается, что величина дебитов нефтяных скважин по жидкости после ГРП уменьшается. Снижение эффективности ГРП во времени связано с сокращением просветности трещин разрыва за счет уплотнения и сжатия проппанта. В то же время смыканием трещин разрыва в ПЗП происходит за счет уноса проппанта из трещин разрыва, кольматацией трещин разрыва продуктами разрушения пласта. Это вывод справедлив и для газовых скважин, так на Ямбургском месторождении дебиты скважин после ГРП постепенно снижаются, а проведенные в некоторых скважинах повторные ГРП первоначальный дебит не получили.

Бурение БС наиболее распространено на нефтяных месторождениях Среднего Приобья [107, 108, 109]. Этот метод основан на вырезании окна в эксплуатационной колонны, бурении бокового ствола, спуске в него обсадной колонны-хвостовика, его крепления и последующей перфорации хвостовика.

Опыт показывает, что бурение БС наиболее целесообразно в скважинах: бездействующего фонда, в простаивающих или обводненных скважинах; с поврежденными обсадными колоннами; выбывшими из эксплуатации вследствие разрушения ПЗП.

На газовых месторождениях севера Западной Сибири бурение БС в бездействующих скважинах пока не освоено, хотя на нефтяных месторождениях Среднего Приобья он широко применяется и довольно успешно. В настоящее время бурение боковых стволов запланировано на Медвежьем и Вынгапуровском месторождении. Подобная работа проводится на Ямбургском месторождении.

Авторы [85 94] считают, что интенсификацию целесообразно проводить и на действующих скважинах в качестве превентивной меры и регулирующих систему разработки мероприятий. Опыт эксплуатации свидетельствует о том, что падение пластового давления ниже 15 МПа приводит к остановке скважин. Причем в 50 % случаев остановки газовых скважин связаны с выпаданием конденсационной воды, а не пластовой. В газоконденсатных скважинах в 70 % случаев остановки связаны со скоплением на забое жидкого конденсата.

Большинство авторов [91, 92, 93] и с ними диссертант считают, что при расконсервации скважин, так же как при выводе скважин из бездействующего фонда и незавершенного производства, наиболее перспективными направлениями для восстановления газодинамической связи скважины с пластом является проведение ГРП и бурение БС. Причем из-за изменяющимися в процессе длительной консервации пластовыми условиями бурение боковых стволов в недренированные зоны боле перспективно.

При расконсервации эксплуатационных скважин,

законсервированных с использованием внутрискважинного подземного оборудования, основные работы сводятся к извлечению из скважины этого оборудования. Обычно это проводится с помощью тросового инструмента через лубрикатор, установленный на головке ФА. Указанные скважины во время консервации оставались под давлением, на пласт оказывало воздействие, только изменяющееся во времени давление столба газа. Поэтому необходимость проведения работ по восстановлению

газодинамической связи скважины с пластом в этом случае, по мнению диссертанта [13] отпадает.

Освоение расконсервированных или длительно простаивающих скважин базируется на снижении противодавления на пласт путем уменьшения плотности жидкости глушения, снижения ее уровня или сочетание обоих способов [110-114].

В настоящее время освоение скважин или вызов притока из пласта на месторождениях Западной Сибири, в частности на месторождениях Крайнего Севера, осуществляется именно этими методами [27, 48, 114, 115]: снижением плотности жидкости; понижением уровня жидкости; комбинированным.

К первому методу относятся способы, снижающие плотность жидкости глушения путем замены утяжеленного технологического раствора на облегченный, например, замена глинистого раствора на воду и далее на газовый конденсат, нефть, пенную систему. Сюда, по мнению диссертанта, следует добавить аэрированную жидкость.

Второй метод включает способы, способствующие снижению уровня жидкости глушения, например, подачей в затрубное пространство облегченной жидкости, природного газа, инертного газа или пены с вытеснением жидкости глушения из скважины (возможно до полного опорожнения).

К третьему методу входят способы, сочетающие снижение плотности раствора в скважине и уровня жидкости в стволе.

Помимо этих наиболее распространенных методов освоения скважин существуют их комбинации. Так авторы работы [27] отмечают некоторые из них:

- вызов поитока пои помоши воздушной полушки:

1 1 ч ' W ' V '

- вызов притока в скважину с использованием пусковых клапанов;

- вызов притока при помощи струйных насосов;

- поинтервальное снижение уровня жидкости в скважине;

снижение уровня жидкости в скважине поршневанием (свабированием);

- вызов притока из пласта методом аэрации (газирования);

- вызов притока из пласта пенами с использованием эжекторов.

В зарубежной практике вызов притока обеспечивается использованием передвижных азотных газификационных установок широкого типоразмерного ряда с производительностью от 1800 до 9000 м /ч по газообразному азоту на рабочие давления от 40 до 70 МПа и выше. Это позволяет эффективно проводить всю гамму внутрискважинных работ: снижение забойного давления вплоть до полного «осушения» скважины; перфорацию при депрессии на пласт в среде инертного газа - азота; азотнокислые воздействия на пласт и ряд других операций.

Использование азота, как инертного газа, обеспечивает полную взрывобезопасность процессов освоения.

В последнее время в отечественной и зарубежной практике широкое распространение находят технологические процессы освоения скважин с применением специального [116] оборудования с непрерывной колонной труб (колтюбинг), которое значительно облегчает и ускоряет спускоподъемные операции (СПО). В этом случае газообразный азот, специальные жидкости и другие агенты подаются через ступицу барабана колтюбинговой установки и по БДТ в скважину. Эти технологии позволяют выполнять комплекс различных операций:

- очистку ствола скважины от песчаных пробок;

- замену одного типа жидкости на другой тип жидкости или замену жидкости на газ (при вызове притока);

- цементирование колонны;

- кислотные обработки;

- гидравлический разрыв пласта;

- спуск и подъем БДТ под давлением и др.

Работы (при существующих колтюбинговых установках) могут проводиться при давлениях до 31 МПа. При появлении более современных установок величины давления могут возрастать.

Обычно, можно сказать, традиционно, на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением в качестве жидкости меньшей плотности применяется в основном водный раствор СаСЬ, являющимся более «легкой» жидкостью для утяжеленных буровых растворов. Возможно применение других солевых растворов. При снижении пластового давления до величины, равной давлению гидростатического столба жидкости, в качестве «облегченной» жидкости используются водные растворы ПАВ, газовый конденсат или нефть.

В условиях АНПД при недостатке пластовой энергии для вызова притока газа из пласта авторы работы [117] предлагают подавать газ от соседней с осваиваемой скважины и жидкости (обычно технической воды) от насосной установки в бустерную установку. В бустерной установке полученная газожидкостная смесь компримируется (сжимается) до давления, превышающего текущее пластовое давление в осваиваемой скважине. Затем газожидкостная смесь из бустерной установки подается в газовый сепаратор, где происходит ее разделение на жидкую и газообразную фазы. Жидкость подается обратно в насосную установку, а газ высокого давления - через эжектор и БДТ - в трубное пространство осваиваемой скважины. Причем обвязку эжектора, по мнению диссертанта, следует коренным образом изменить, чтобы обеспечить подачу в скважину с АНПД инертного газа, минуя эжектор.

При АНПД наиболее целесообразно, по мнению ряда исследователей (В.Я. Амиян, А.Д. Амиров и другие), осваивать скважину пенными системами [111, 112]. Однако ряд исследователей (A.B. Кустышев, М.Г. Гейхман) считает, что при аномальности пластового давления до 0,3 возможно использование аэрированных жидкостей, незаслуженно забытых разработчиками пенных систем. С этим полностью согласен диссертант,

~ -

Iго f

именно поэтому этот метод был включен им в технологическую схему -алгоритм технологического процесса расконсервации газовых скважин.

А.И. Булатовым и др. [115] предлагается осуществлять вызов притока из пласта с применением двухфазных пен. Для восстановления, а также сохранения природной проницаемости призабойной зоны используют физико-химические методы путем воздействия на пласт двухфазных пен. Применение пен, по мнению А.И. Булатова, обусловлено низким пластовым давлением, что в случае замены раствора на воду может привести к ее поглощению. Известно, что двухфазные пены в условиях скважины могут иметь малую плотность. Такие пены обычно используют в качестве промывочного агента при разбуривании поглощающих горизонтов, вскрытии продуктивных пластов. Установлено, что использование пены пригодно для выноса воды из скважины, удаления материалов, закупоривающих пласт. В то же время пена может быть легко разрушена на поверхности, что облегчает ее утилизацию.

Метод освоения скважины при помощи двухфазных пен является очень эффективным вследствие лучшей очистки зафильтровой зоны от продуктов кольматации, шлама, а также продуктов реакции кислоты с породой. Тем не менее, по мнению диссертанта, из-за отрицательных свойств пены на ФЕС пласта более целесообразно использование для этих целей аэрированные жидкости с минимальным содержание пенной составляющей.

На месторождениях Кубани при освоении скважин используют двигатели внутреннего сгорания (ДВС). Выхлопные газы дизель-мотора по утверждению K.M. Тагирова и А.Н. Лобкина [118, 119] содержат 80 % азота и до 19,5 % продуктов сгорания ДТ (оксиды углерода, окись и двуокись азота) и могут быть использованы при освоении скважин. «Выхлопные газы дизельного двигателя с температурой плюс 220-450 °С через выхлопной коллектор поступают в термоэкранный трубопровод и далее в циклонный сепаратор. В циклонном сепараторе происходит очистка выхлопных газов от твердых частиц сажи и капель несгоревшего масла. Очищенные и

значительно охлажденные газы (до плюс 40-50 °С) по второму термоэкранному трубопроводу поступают в компрессор СД9/101 и после компримирования поступают по НКТ в скважину». В скважине осуществляется разгазирование жидкости глушения, разгазирование снижает плотность раствора, что приводит к репрессии на пласт и последующему вызову притока.

На месторождениях Крайнего Севера воздушным компреесорам, предлагаемым К.М. Тагировым [119], найдена замена - азотно-бустерные установки, а позднее установки нагнетания инертного газа, которые широко применяются при освоении газовых скважин. Именно их диссертант рекомендует в качестве технических устройств для реализации комплексной технологии расконсервации газовых скважин.

1.2 Анализ работ по расконсервации скважин

На северных месторождениях Западной Сибири фонд скважин, находящихся в консервации, по разным оценкам составляет от 6500 до 7000 единиц, включая скважины, оказавшими невостребованными [17].

Одной из таких скважин является скважина № Р-707, законсервированная в апреле 1991 г. в соответствии с действующей на тот момент инструкцией [5]. Эксплуатационные объекты были отсечены цементными мостами. Ствол скважины до интервала ММП был заполнен глинистым раствором, а в интервале ММП - газовым конденсатом. НКТ из скважины извлечены. Устье скважины загерметизировано колонной и трубной головками с установленной над ними центральной задвижкой.

В октябре 2000 года, после 9,5 лет консервации, скважина была расконсервирована. Результаты расконсервации скважины показали. Во-первых, фактическое местоположение мостов при расконсервации оказалось ниже отметок, зафиксированных в деле скважины при ее консервации. Причиной может быть плохое качество цементного раствора,

что сказалось на времени затвердевания цемента (ОЗЦ), либо постепенным опусканием моста из-за недостаточного сцепления материалов формирующегося моста с эксплуатационной колонной. Во-вторых, несмотря на длительный период консервации эксплуатационная колонна сохранила свою герметичность, что не потребовало проведение дополнительных работ по восстановлению герметичности колонны. В-третьих, в результате длительного периода консервации колонна НКТ оказалась прихвачена образовавшейся на забое песчано-глинистой пробкой и фильтратами бурового раствора. В-четвертых, для предотвращения газопроявлений, возможных из-за осложнений в процессе расконсервации скважины был применен глинистый раствор высокой плотности, способствующий глинизации ПЗП и ухудшению ее ФЕС. В-пятых, при промывке ствола скважины и вызове притока применялись солевые растворы, которые могли оказать негативное влияние на ФЕС и на продуктивную характеристику пласта.

В процессе расконсервации скважин нередки случаи возникновения межколонных и заколонных газопроявлений. При расконсервации разведочной скважины № Р-715 Уренгойского месторождения в процессе растепления произошло разрушение газогидратной и гидратно-ледяной пробки. В результате этого резко возросло давление, и под воздействием гидроудара нарушилась герметизация устьевого оборудования. По нарушенному соединению стала поступать газоконденсатная смесь. В скважине пришлось проводить аварийно-восстановительные работы (АВР).

Помимо межколонных и заколонных газопроявлений в процессе расконсервации скважин нередки случаи возникновения открытых фонтанов с последующим возгоранием струи фонтана. Например, на разведочной скважине № Р-703 Уренгойского месторождения произошло газопроявление, переросшее в открытый газовый фонтан [15].

Практический интерес представляют результаты работ по расконсервации нефтяной скважины № 6619, которая после длительной

консервации была введена в эксплуатацию в 2001 году УИРС ООО «Уренгойгазпром». На скважине были проведены работы по ГРП. Следует отметить, что при проведении работ произошла непредусмотренная посадка пакера. Причиной аварии явилось сужение внутреннего диаметра двухсекционной эксплуатационной колонны, которое можно было бы предупредить, проведя своевременное шаблонирование колонны.

После спуска пакера и оснащения скважины нагнетательной арматурой АУН-700 (на рабочее давление 70 МПа) был проведен ГРП. После извлечения инструмента для ГРП скважина была оснащена устьевым и подземным оборудованием для дальнейшей эксплуатации.

Анализ проведенных работ позволил сделать следующие выводы. Во-первых, при расконсервации не было проведено техническое обследование скважины, в частности, эксплуатационная колонна не была прошаблонирована, что привело к преждевременной запакеровке пакера и необходимости проведения незапланированных АВР. Во-вторых, закольматированную ПЗП удалось преодолеть, используя целый комплекс технологий, а не одной технологией. Первоначально в ранее простреленном интервале была проведена повторная перфорация, а затем в обработанном интервале был проведен ГРП. Тем не менее, при проведении первоначальной повторной перфорации эксплуатационной колонны был применен недостаточно мощный перфоратор, что не позволило преодолеть закольматированную зону, пришлось проводить вторичную повторную перфорацию более мощным перфоратором с последующим ГРП. Это сказалось на эффективности ГРП и на целостности эксплуатационной колонны. В-третьих, при расконсервации была применена углеводородная жидкость (сырая нефть), что уменьшило степень повторного загрязнения ПЗП. В-четвертых, при повторной перфорации были применены перфораторы повышенной мощности, а при ГРП - жидкости разрыва, позволяющие получить проектные размеры трещин, и проппант, для обеспечения надежности закрепления трещин разрыва. В-пятых, при

промывке ствола скважины и вызове притока применялась углеводородная жидкость, а не солевые растворы. Однако гранулометрический состав проппанта был подобран не совсем удачно, уже при отработке скважины на факел наблюдался начальный вынос проппанта, а это позволяет прогнозировать его дальнейший вынос в процессе эксплуатации.

При расконсервации скважин № 1320 и № 1358 Уренгойского месторождения проводились работы по растеплению гидратно-ледяных пробок и освоению. Однако освоить скважины с первого раза не удалось, пришлось проводить кислотные ОПЗ.

При расконсервации скважины № 6652 Уренгойского месторождения было проведено повторное глушение дегазированной нефтью, после чего из нее извлекли НКТ, затем провели повторную перфорацию скважины перфоратором КПРУ-65, достаточно мощным для преодоления закольматированной зоны, спустили в скважину газлифтную установку и освоили ее с предварительной тепловой обработкой.

Успешность расконсервации этой скважины объясняется следующим. Во-первых, скважина находилась в консервации с заполнением ствола углеводородной жидкостью (сырой нефтью), что не требовало глушения. Но, тем не менее, потребовалось повторное глушение скважины. Во-вторых, замена НКТ и перфорация также осуществлялась в сырой нефти, то есть без кольматации ПЗП.

Расконсервация разведочных скважин Медвежьего месторождения проводилась путем растепления гидратно-ледяных пробок, разбуривания цементного моста, промывки и освоения скважины. Осложнений при расконсервации не наблюдалось. Это связано с тем, что расконсервировались в основном скважины с небольшим сроком консервации, находящиеся в недренированных участках залежи с достаточно высоким пластовым давлением. Тем не мене, на некоторых скважинах отмечался прихват спущенных в процессе консервации лифтовых колонн (скв. № 11).

На Губкинском месторождении были расконсервированы 6 скважин (две эксплуатационные и четыре - разведочные). Сначала в разведочной скважине разбуривался изоляционный цементный мост. Затем эксплуатационная колонна шаблонировалась. Буровой раствор заменялся на раствор СаС12. После перфорации в скважину спускалась лифтовая колонна, скважина осваивалась и отрабатывалась на факел. Работы по расконсервации скважин прошли успешно, без заметных затруднений, в связи с технически исправным состоянием скважины, вероятнее из-за небольшого периода нахождения скважины в консервации. После расконсервации скважины переведены в наблюдательный фонд.

На Комсомольском месторождении по аналогичной технологии были расконсервированы пять наблюдательных скважин, которые в последствии были переведены в эксплуатационный фонд.

На Вынгапуровском месторождении была расконсервирована одна эксплуатационная скважина. При этом в ней была ликвидирована гидратно-ледяная пробка, был разбурен цементный мост, скважина была промыта и освоена.

За последние годы на Ямбургском месторождении выполнены достаточно большие объемы работ по расконсервации скважин и выводу их из бездействующего фонда. Например, только в 2001 году по вышеописанным технологиям расконсервированы 8 скважин, в 2002 году -одна скважина. Выведены из бездействия 5 скважин в 2001 году и 15 скважин в 2002 году. Следует отметить, что при расконсервации и выводе из бездействия проводились дополнительные ремонтно-восстановительные работы, такие как, переобвязка устья и замена лифтовой колонны, извлечение оборванных НКТ, извлечение пакера, промывка ПГП, изоляция притока пластовых вод, ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны, АВР с целью устранения аварии или восстановления проходимости НКТ, дополнительная перфорация нового эксплуатационного объекта, пенокислотная обработка, ГРП.

Анализ применяемых на Ямбургском месторождении технологий показывает, что на всех скважинах помимо основной операции -расконсервации скважины, были проведены дополнительные ремонтные операции, без которых ввод скважины в эксплуатацию был невозможен. В частности была устранена негерметичность эксплуатационной колонны, ликвидирован приток пластовых вод и удалены гидратно-ледяные, газогидратные и песчано-глинистые пробки.

Следует отметить, что начиная с 2002 года на Ямбургском месторождении подразделениями ОАО «Пурнефтеотдача», ООО «Бургаз» и фирмы «Schlumberger» проводились работы по выводу скважин из бездействующего фонда методом ГРП [91-95].

На Медвежьем месторождении при расконсервации разведочных скважин проводились работы по разбуриванию ледяных пробок, образовавшихся в интервале ММП (скважины № 4-Р, 4в-Р, 5-Р, 8-Р, 10-Р, 11-Р, 15-Р, 17-Р, 19-Р). Дальнейшие работы проводились по технологии, включающей разбуривание цементного моста, промывку скважины, спуск НКТ и вызов притока.

На ряде скважин (№ 1033) были проведены работы по устранению повреждений обсадной колонны и по ликвидации водопритока.

Ряд законсервированных скважин и скважин бездействующего фонда освоить не удалось, и они были вновь законсервированы. Основные причины - низкие ФЕС продуктивного пласта (скважины № 217, 221, 621, 913, 1033, 1054, 1062) и осложнения в процессе извлечения или спуска НКТ и подземного оборудования (скважины № 11-Р, 517, 906, 913, 1019).

На ряде скважин (№ 8-Р, 17-Р, 221, 922, 1028) для восстановления газодинамической связи скважины с продуктивным пластом проводились оаботы по повтооной и дополнительной пессЬооапии эксплуатационной

1 X -I А А ¥

колонны.

На скважинах № 720, 811 и 860 в процессе вывода из бездействия проводились работы по ликвидации газопроявлений.

На Медвежьем месторождении расконсервация скважин в последние годы практически не проводилась, что объясняется достаточным для разработки месторождения фондом эксплуатационных скважин. Тем не менее, здесь была расконсервирована и введена в эксплуатацию одна скважина (№ 217), которую ранее не удавалось освоить. В ней перед вводом в эксплуатацию дополнительно были проведены работы по промывке песчано-глинистой пробки.

Более подробно промысловая информация по расконсервации скважин на месторождениях ОАО «Газпром» севера Тюменской области приведена в приложении 1.

Опыт работ по расконсервации нефтяных скважин месторождений Среднего Приобья подтверждает необходимость проведения при расконсервации дополнительных ремонтных работ, связанных с восстановлением технического состояния скважин и восстановлением гидродинамической связи скважины с пластом.

Например, при расконсервации скважины № 6110 на СевероДаниловском месторождении, законсервированной при помощи цементного моста, для восстановления гидродинамической связи с пластом были проведены работы по установке кислотной ванны, что позволило удалить остатки цементного раствора из закольматированной зоны пласта и пустить скважину в работу.

При расконсервации скважины № 5521 на Филипповском месторождении, заполненной жидкостью глушения, в связи с большой степенью обводненности коллектора применялась дополнительная перфорация (ПК-105С) вышележащих интервалов и их ГКО. Вызов притока проводился с применением эжекторного устройства и депрессионной пг^тятатгтл

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Кустышев, Денис Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обобщены, систематизированы и проанализированы существующие технологии расконсервации газовых скважин и восстановления их продуктивности в условиях АНПД при наличии ММП. Предложен новый метод расконсервации газовых скважин после длительного периода их бездействия. Разработана технологическая модель процесса расконсервации и восстановления продуктивности газовых скважин в условиях АНПД при наличии ММП.

2. Разработана комплексная технология по расконсервации газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, и восстановления их продуктивности в условиях АНПД при наличии ММП, включающая:

- техническое освидетельствование газовых скважин, подлежащих расконсервации;

- растепление перед проведением работ по расконсервации скважин с применением облегченного солевого раствора, ускоряющего разрушение газогидратных пробок;

- повторное глушение с блокированием продуктивного пласта в процессе расконсервации, обеспечивающее сокращение продолжительности работ в 2,5 раза с помощью колтюбинговых установок и в 1,5 раза с помощью ППА;

- ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны с применением расширяющегося и облегченного тампонажных растворов и облегченной полимерной герметизирующей композиции, обеспечивающих надежность восстановления герметизации скважин и устраняющих межколонные и заколонные перетоки в условиях наличия ММП;

- промывку ПГП с применением облегченного солевого раствора и аэрированных жидкостей, ускоряющих их ликвидацию в условиях АНПД;

- изоляцию притока пластовых вод с применением водоизоляционных композиций на основе модифицированных цементов, обеспечивающих продолжительный безводный период эксплуатации расконсервируемых скважин; восстановление газодинамической связи расконсервируемых скважин с пластом методом дополнительной перфорации, ГПП, КО, ГРП и бурением БС, обеспечивающих восстановление их продуктивности и сокращающих продолжительность ремонтных работ в 2,0-2,5 раза;

- освоение расконсервируемых газовых скважин в условиях АНПД с аномальностью: более 0,3 от гидростатического давления, облегчающих вызов притока и ускоряющих процесс освоения в 2,0 раза, а при менее 0,3 -3,0-5,0 раза.

3. Разработаны новые составы технологических растворов, жидкостей и композиций для расконсервации газовых скважин, длительное время находящихся в консервации, и восстановления их продуктивности в условиях АНПД, которые обеспечивают эффективность ликвидацию газогидратных пробок и блокирование ПЗП с сохранением продуктивности расконсервируемых скважин и сокращением продолжительности ремонтных работ в 1,5 раза.

4. Разработаны технические устройства для осуществления новых технологий, позволяющие повысить безопасность и сократить продолжительность ремонтных работ, увеличить эффективность восстановления газодинамической связи скважины с пластом и ее освоение.

5. Проведены промысловые испытания разработанных технологий на месторождениях Западной Сибири, оценена эффективность их внедрения в производство. Разработано 7 руководящих документов, которые применяются при расконсервации и выводе из бездействия газовых скважин месторождений Крайнего Севера, в частности Ямбургского и Бованенковского месторождений. Разработанные комплексная технология, ее отдельные элементы и технические устройства внедрены на Ямбургском (на 20 скважинах) и Бованенковском (на 9 скважинах) месторождениях. Скважины введены в эксплуатацию с дебитом от 110 до 940 тыс. м /сут.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Кустышев, Денис Александрович, 2012 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Рекомендации по определению видов ремонтных работ в скважинах, эксплуатируемых организациями нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, газовой и нефтехимической промышленности.-Утверждено Приказом Минэнерго РФ от 24.06.08 № 5.

2. Классификатор ремонтных работ в скважинах ОАО «Газпром».- М.: ИРЦ Газпром, 2008.

3. РД 08-492-02 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.- М.: ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002.- 31 с.

4 РД 51.29-80 Оборудование устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации на континентальном шельфе СССР.- М.: Мингазпром, 1980.- 17 с.

5 РД 39-2-1182-84 Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных, структурных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации.- М.: Миннефтепром, 1985.- 19 с.

6. Обиднов В.Б. Разработка и совершенствование технологий вывода скважин из бездействующего фонда на поздней стадии разработки месторождений (на примере Ямбургского ГКМ): Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17.- Защищена 06.11.09.- Уфа, 2009.- 142 с.

7. Бакеев P.A. Обеспечение пожарной безопасности при расконсервации газовых скважин: Автореферат. ... канд. техн. наук: 05.26.03.- Защищена 12.11.04.- Тюмень: 2004,- 22 с.

8. Ваганов Ю.В. Разработка и совершенствование технологий расконсервации и освоения газовых скважин в сложных климатических

условиях Севера Западно-Сибирского ТЭК: Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.15.- Защищена 17.04.08.- Тюмень, 2008- 23 с.

9 СТО Газпром 2-3.3-120-2007 Руководство по разработке проекта на консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин.- М.: ИРЦ Газпром, 2007.- 87 с.

10. Кустышев И.А., Кустышев Д.А. Особенности консервации и ликвидации скважин Бованенковского месторождения // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тезисов докладов XIII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаз (17-21 мая 2004 г.).- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.- С. 96.

11 Кустышев И.А., Кустышев Д.А. Оценка возможности применения колтюбинговых технологий при консервации и ликвидации скважин // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Спец. сб.- М.: ИРЦ Газпром. 2008.- Вып. 1.- С. 14-16.

12. Кустышев Д.А. Консервация скважин с помощью гибкой трубы на Ямбургском месторождении // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тезисов докладов XV науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаз (20-22 мая 2008 г.).- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2008.- С. 76-77.

13. Ваганов Ю.В., Зозуля Е.К., Кустышев Д.А., Чабаев Л.У. Особенности расконсервации и освоения скважин в условиях Крайнего Севера // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. ИНиГ и материалов Межрегиональной науч.-технич. конф. с Международным участием, посвященный 45-летию Тюменского индустриального института» ТюмГНГУ.- Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2008.- В 2-х томах.- Т. 2.- С. 140-141.

14. Кустышев Д.А. Особенности расконсервации скважин, длительное время находящихся в консервации или в бездействующем фонде // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2009. № 3.-С. 19-23.

15 Кустышев A.B. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.: ООО «Газпром экспо», 2010.- 255 с.

16 Бакеев P.A., Зозуля Г.П., Кустышев A.B., Кустышев И.А., Уросов С.А., Чабаев Л.У., Чижова Т.И. Предотвращение аварийного фонтанирования газовых скважин и восстановление их продуктивности // Обз. информ. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ИРЦ Газпром, 2003.55 с.

17. Кустышев A.B., Бакеев P.A., Чабаев Л.У. Некоторые практические аспекты вывода газовых скважин из длительной консервации // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию Тюменского нефтегазового университета (25-27 сентября 2003 г.). Т.2.- Тюмень, ТюмГНГУ.- С.56-59.

18. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев A.B., Клещенко И.И., Обиднов В.Б., Сизов О.В., Чабаев Л.У., Бакеев P.A. Расконсервация и восстановление газовых скважин с обеспечением их фонтанной и пожарной безопасности на месторождениях Крайнего Севера // Обз. информ. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2005.- 99 с.

19. Зозуля Г.П., Кустышев A.B., Чабаев Л.У. Обеспечение пожаробезопасности ликвидацией аварийного фонтанирования газовых скважин // Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания: Материалы конф. (11-12 июня 2002г., г. Салехард).- Тюмень: Вектор Бук, 2002.- С. 129-133.

20. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений.- М. Недра: 1975.-415 с.

21. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах.- М.: Недра, 1976.- 198 с.

22. Джон Кэрролл. Гидраты природного газа: Пер. с англ.- М.: ЗАО «Премиум Инжиниринг». 2007.- 316 с.

23. Чабаев Л.У., Бакеев P.A., Кустышев И.А. Совершенствование технологии ремонта скважин по ликвидации гидратных пробок на месторождениях Севера // Проблемы КРС, эксплуатации ПХГ и экологии: Сб. науч. тр. СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: 2002.- Вып. 36.- С. 58-61.

24. Пат. 2254447 РФ. Е 21 В 37/06. Способ растепления ствола газовой скважины / Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, A.B. Яковлев и др. (РФ).-№ 2004105496, Заяв. 05.01.04; Опубл. 20.06.05, Бюл. № 17.

25. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.- М.: ФГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004.- 312 с.

26. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин.- Краснодар: Изд-во «Просвещение-Юг», 2002.- 274 с.

27. Ремонт нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред. Ю.А. Нифонтова, И.И. Клещенко.- С-Пб.: Изд-во AHO НПО «Профессионал», 2005.- В 2-х томах.- Т.1.- 914 е., Т.2.- 547 с.

28. Пат. 2151162 РФ. С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин / В.И. Саунин, Н.Г. Кашкаров, H.H. Верховская и др. (РФ).- № 98120346, Заяв. 10.11.98; Опубл. 20.06.00, Бюл. № 17.

29. Пат. 1310418 РФ. С 09 К 7/02. Обратная эмульсия для бурения и глушения скважин / М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко, В.В. Бойко и др. (РФ).-№ 4019259, Заяв. 29.11.85; Опубл. 15.05.87, Бюл. № 18.

30. Пат. 2183735 РФ. Е 21 В 43/12, С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин / Г.В. Крылов, В.И. Саунин, H.H. Верховская и др. (РФ).-№ 2000111805, Заяв. 11.05.00; Опубл. 20.06.02, Бюл. № 17.

31. Пат. 1623271 РФ. Е 21 В 43/00. Способ глушения скважин / В.Е. Шмельков, Н.Р. Акопян, В.Ф. Коваленко и др. (РФ).- ДСП.- 1988.

32. Пат. 1743249 РФ. Е 21 В 33/138. Полимерный состав для временной изоляции пласта / K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, Р.Н. Каллаева и др. (РФ).- ДСП.- 1990.

33. Пат. 1629308 РФ. С 09 К 7/02. Инвертная эмульсия для глушения и заканчивания скважин / Г.С. Поп, O.J1. Главати, В.Н. Хозяинов и др. (РФ).-№ 4467102, Заяв. 27.07.88; Опубл. 23.02.91, Бюл. № 7.

34. Пат. 2187529 РФ. С 09 К 7/00, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин / И.И. Клещенко, В.В. Паникаровский, Н.Е. Юшкова и др. (РФ).- № 2001108734, Заяв. 02.04.01; Опубл. 20.08.02, Бюл. № 23.

35. Пат. 1130587 РФ. С 09 К 7/02. Задавочно-промывочная жидкость для скважин в многолетнемерзлых породах / Ф.А. Гусейнов, В.В. Стрижов,

A.M. Рассулов и др. (РФ).- № 3391417, Заяв. 26.01.82; Опубл. 23.12.84, Бюл. №47.

36. Пат. 2176261 РФ. С 09 К 7/06. Облегченная инвертная дисперсия /

B.М. Кучеровский, Г.С. Поп, М.Г. Гейхман и др. (РФ).- № 4467102, Заяв. 27.07.88; Опубл. 23.02.91, Бюл. № 7.

37. Кустышев Д.А., Кривенец Т.В., Ткаченко Р.В. Особенности глушения скважин на завершающей стадии разработки месторождений // Геология, география и глобальная энергия. 2010. № 3.- С. 103-107.

38. Пат. 2136717 РФ С 09 К 7/06 Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин / И.И. Клещенко, A.B. Кустышев, В.Г. Матюшов и др. (РФ).- № 97120206/03, Заяв. 03.12.97; Опубл. 10.09.99, Бюл. № 25.

39. Пат. 2213762 РФ. С 09 К 7/06. Эмульсионный состав для глушения газовых и газоконденсатных (нефтяных) скважин / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Н.Е. Юшкова и др. (РФ).- № 20022105033, Заяв. 26.02.02; Опубл. 10.10.03; Бюл. №28.

40. Пат. 2208034 РФ. С 09 К 7/06. Состав бурового раствора на углеводородной основе ./ И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров, А.У. Шарипов и др. (РФ).- № 2001128580, Заяв. 22.10.01; Опубл. 10.07.03, Бюл. № 19.

41. Бакеев P.A., Кустышев И.А. О необходимости совершенствования технологий ремонтных работ при расконсервации газовых скважин //

Проблемы эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Тр. СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: РИЦ СевКавНИПИгаз, 2003.- Вып. 39.-С. 123-128.

42. Мамедов A.A. Предотвращение нарушений обсадных колонн.- М.: Недра, 1990.- 240 с.

43. Будников В.Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.- М.: Недра, 1997.- 318 с.

44. Басарыгин Ю.М. и др. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин,

A.И. Булатов, Ю.М. Проселков.- Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002.584 с.

45. Пат. 2211305 РФ. Е 21 В 33/138. Способ восстановления герметичности обсадных колонн / A.B. Колотов, В.А. Попов, A.M. Созонов и др. (РФ).- № 2002101988, Заяв. 21.02.02; Опубл. 27.08.03.

46. Колотов A.B., Бастриков С.Н., М.А. Красникова. Способ изоляции негерметичности обсадных колонн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. № 11.- С. 7-10.

47 Пат. 2168607 РФ. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважины с источником межколонного давления / В.Ф. Перепеличенко, А.Х. Авилов,

B.В. Елфимов и др. (РФ).- № 98122184, Заяв. 30.11.98; Опубл. 10.09.01.

48. Пат. 2211305 РФ. Е 21 В 33/138. Способ восстановления герметичности обсадных колонн / A.B. Колотов, A.M. Созонов, В.К. Садовский (РФ).- №. 2002101988, заяв. 21.01.02; Опубл. 21.01.02.

49 Пат 2254443 РФ. Е 21 В 33/13. Способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине / Т.В. Хисметов, Г.Г. Гилаев, К.Э. Джалалов и др. (РФ).- № 2004126020, Заяв. 26.08.04; Опубл. 20.06.05.

50. Лаврушко П.Н. Подземный ремонт скважин.- М.: Гостопиздат, 1961.-464 с.

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

52. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров, К.А. Карапетов, Ф.Д. Лемберанский, A.C. Яшин, A.A. Джафаров.- М.: Недра, 1979.- 309 с.

53. Кустышев Д.А., Вакорин Е.В., Дмитрук В.В. Анализ технического состояния скважин на Заполярном месторождении и рекомендации по их дальнейшей эксплуатации // Геология, география и глобальная энергия. 2009. № 4.- С. 252-256.

54. Кустышев Д.А., Немков A.B., Ткаченко Р.В. Проблемы и перспективы капитального ремонта газоконденсатных скважин Ямбургского месторождения // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Спец. сб.- М.: ИРЦ Газпром. 2008.- Вып. 3.-С. 47-49.

55. Обиднов В.Б., Кустышев A.B., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Ткаченко Р.В., Чижова Т.И., Кустышев Д.А. Проблемы вывода скважин из бездействующего фонда на поздней стадии разработки Ямбургского месторождения // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром экспо, 2009.- 84 с.

56. Дмитрук В.В., Рахимов Н.В., Хозяинов В.Н., Кустышев Д.А. Проблемы капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении // Наука и техника в газовой промышленности. 2009. № 2.- С. 45-47.

57. Гасумов P.A., Гейхман М.Г., Минликаев В.З. Технология очистки забоев газовых скважин на месторождениях Западной Сибири в условиях аномально низких пластовых давлений // Обз. информ. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ИРЦ Газпром, 2004.- 108 с.

58. Пат. 2188304 РФ. Е 21 В 37/00, Е 21 В 19/22. Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин / А.Г. Ананенков, В.И.

Кононов, О.М. Ермилов и др. (РФ).- № 2001135515, Заяв. 28.12.01; Опубл. 27.08.02, Бюл. 24.

59. Пат 2341645 РФ. Е 21 В 37/00. Способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине в условиях подъема газоводяного контакта / A.B. Кустышев, Н.Д. Дубровский, Д.А. Кряквин и др. (РФ).- № 2007109969, Заяв. 19.03.07; Опубл. 20.12.08, Бюл. №35.

60. Пат 2342518 РФ. Е 21 В 37/00. Способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине / A.B. Кустышев, Н.Д. Дубровский, A.B. Немков и др. (РФ).- № 2007110871, Заяв. 23.03.07; Опубл. 27.12.08, Бюл. № 36.

61. Пат 2341644 РФ. Е 21 В 37/00. Способ промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях низких пластовых давлений / A.B. Кустышев, Н.Д. Дубровский (РФ).- № 2007109968, Заяв. 19.03.07; Опубл. 20.12.08, Бюл. №35.

62. Курочкин Б.М. Техника и технология ликвидации осложнений при бурении и капитальном ремонте.- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007.- В 2-х частях.- Ч. 1.- 2007.- 598 е., Ч. 2.- 2008.- 555 с.

63. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов.- М.: Недра, 1999.- 412 с.

64. Басарыгин Ю.М. и др. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов: Справочное пособие. В 6 т.- М.: Недра-Бизнесцентр, 2002.

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

66. Кустышев A.B., Строганов В.М., Строганов A.M., Магомедова M.K. Оценка возможности изоляции притока пластовых вод в горизонтальных газоконденсатных скважинах Восточно-Таркосалинского

месторождения // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докладов V Международной науч.-практич. конф. (г. Геленджик, Краснодарский край, 24-29 мая 2010 г,).- Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2010.- С. 17-19.

67. Кустышев Д.А., Чижов И.В., Кустышев A.B., Казаков Е.Г., Ваганов Ю.В. К вопросу ликвидации притока верхних вод к забоям скважин на многопластовых месторождениях // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. ИНиГ и материалов межрегиональной науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященный 50-летию ТюмГНГУ.- Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.- В 2-х томах.- Т. 1.- С. 167-168.

68. Фабин Р.И., Кустышев Д.А. Проблемы ликвидации притока верхних пластовых вод к забою скважин многопластовых месторождений // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тезисов докладов XIV науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаз (25-28 апреля 2006 г.).- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2006.- С. 104-106.

69. A.C. 672329 РФ. Е 21 В 33/13. Способ изоляции вод в нефтяных и газовых скважинах / А.Ю. Юмадилов, А.Г. Гарифуллин (РФ).- №1726030, Заяв. 20.12.71; Опубл. 05.07.79, Бюл. № 19.

70. Кустышев Д.А. Результаты капитального ремонта газоконденсатных скважин на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении в 2007 году // Результативность проведения геолого-технических мероприятий: Материалы совещания ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» (Кисловодск, 18-22 февраля 2008 г.).- М.: ИРЦ Газпром, 2.008.- С. 29-31.

71. Дмитрук В.В., Рахимов Н.В., Хозяинов В.Н., Кустышев Д.А. Проблемы капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении // Наука и техника в газовой промышленности. 2009. № 2.- С. 45-47.

72. Тагиров K.M. и др. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / K.M. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин.- М.: Недра, 1996.- 183 с.

73. Пат. 2242606 РФ. Е 21 В 43/32. Состав для ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко, Е.В. Паникаровский, Н.Е. Юшкова и др. (РФ).- № 2003126424, Заяв. 28.08.03; Опубл. 28.08.03, Бюл. № 35.

74. Пат. 2211306 РФ. Е 21 В 33/138. Состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Н.Е. Юшкова и др. (РФ).- № 2002106345, Заяв. 11.03.02; Опубл. 27.08.03, Бюл. №24.

75. Крылов Г.В. и др. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири / Г.В. Крылов, А.Н. Лапердин, В.Н. Маслов; Отв. редактор О.М. Ермилов.- Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2005.- 392 с.

76. Кустышев A.B. Восстановление продуктивности газовых скважин Крайнего Севера, длительное время находящихся в бездействующем фонде, на месторождениях // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов: VI Конгресс нефтегазопромышленников России. Секция В «Технологии освоения трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах» (25 мая 2005 г.): Научные труды.- Уфа: Изд-во «Монография», 2005.- С. 291-294.

77. Ткачук И.В., Кряквин Д.А., Кустышев Д.А., Кисев C.B., Леонтьев Д.С. Восстановление скважин методом пластической перфорации // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. ИНиГ и материалов Межрегиональной науч.-технич. конф. с Международным участием, посвященный 45-летию Тюменского индустриального института ТюмГНГУ.- Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2008.- В 2-х томах.- Т. 1.- С. 45-47.

78. Паникаровский Е.В., Кряквин Д.А., Кустышев Д.А., Кустышев A.B. Оценка методов интенсификации притока в скважинах Бованенковского месторождения //Газовая промышленность. 2010. № 11.- С. 66-67.

79. Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, A.B. Кустышев, В.В. Дмитрук, Л.У. Чабаев.- М. ИРЦ Газпром, 2009.- 208 с.

80. Пат. 2235195 РФ. Е 21 В 43/11. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин / С.И. Райкевич, О.П. Андреев, А.И. Райкевич и др. (РФ).- № 2002134805, Заяв. 25.12.05; Опубл. 27.08.04.

81. Райкевич С.И. Разработка способов и технологий повышения продуктивности скважин газовых и нефтяных месторождений. Автореферат ... канд. техн. наук.- М.: 2005.- 26 с.

82. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Петрофизические методы исследования нефтегазонасыщенности пород-коллекторв.- Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2001.- 112 с.

83. Сизов В.Ф., Фадеев A.A., Колченцев A.C., Сизов О.В. Технология интенсификации притока нефти к забою скважины // Материалы XXXIV науч.-технич. конф. профессорско-преподовательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2004 год.- Ставрополь: 2005.- 12 с.

84. Пономарев А.И., Калиновский Ю.В., Ланчаков Г.А., Бердин Т.Г. Комплексные гидродинамические и газоконденсатные исследования обводняющихся скважин Уренгойского месторождения. Современное состояние и проблемы интенсификации // Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского нефтегазодобывающего комплекса: Материалы науч.-технич. конф. (г. Анапа, май 2003 г.).- М.: ИРЦ Газпром, 2004.- С. 47-61.

85. Гейхман М.Г., Исаев Г.Л., Середа Н.Е., Малышев С.И., В.И. Нифантов, К.И. Джафаров. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,- М.: ИРЦ Газпром, 2007.- 104 с.

86. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта.- М.: Недра, 1971.-312 с.

87. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007.- 467 с.

88. Тулубаев А.Б., Зозуля Г.П., Обиднов В.Б., Сизов О.В. Необходимость регулирования кислотной обработки низкопроницаемых коллекторов // Инновации и эффективность производства: Материалы региональной науч.-технич. конф. (Сургут, 21-22 апреля 2006 г.).- Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2006.- С. 164-165.

89. Кряквин Д.А., Басыров P.P., Кустышев A.B., Немков A.B. Технология гидровиброхимического воздействия на ПЗП и перспективы ее применения на газовых скважинах // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. региональной науч.-практич. конф., посвященной 5-летию Института нефти и газа.- В 2-х томах.- Т. 2.- Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2005.- С. 99-104.

90. Рахимов Н.В., Кряквин Д.А., Немков A.B., Кустышев Д.А. Обработка призабойной зоны пласта газовых скважин жидкими углеводородами с использованием колтюбинговых установок // Время колтюбинга. 2008. № 1.- С. 32-35.

91. Кустышев A.B., Токарев А.П., Орлов Е.А., Кустышев Д.А., Обиднов В.Б., Сизов О.В. Опыт работ по гидравлическому разрыву пласта на Ямбургском месторождении // Применение современных методов исследования пластов и скважин при решении задач разработки месторождений нефти и газа: Сб. тр. Кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа.-Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2004.- Вып. 1.- С. 191-193.

92. Зинченко И.А., Кирсанов С.А., Юшков Ю.Ф. Интенсификация притока посредством ГРП на газоконденсатных скважинах Ямбургского месторождения // Газовая промышленность. 2004. № 10.- С. 35-40.

93. Райкевич С.И. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин.- М.: ИРЦ Газпром, 2007.-247 с.

94. Крылов Г.В. и др. Проектирование гидравлического разрыва пласта на месторождениях Западной Сибири / Г.В. Крылов, И.И. Клещенко, С.К. Сохошко.- Тюмень: Изд-во «Вектор Бук». 2010.- 180 с.

95. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации притока на газоконденсатных скважинах Ямбургского месторождения и перспективы применения метода в процессе дальнейшего освоения залежей / И.А. Зинченко, С.А. Кирсанов, O.A. Маршаев, М.Г. Гейхман, Ю.Ф. Юшков.- М.: ИРЦ Газпром, 2007.- 118 с.

96. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом // Обз. информ. Сер.: Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1985.- 60 с.

97. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта.- М.: Недра, 1986.164 с.

98. Сандуца С.Г., Гильдерман A.A., Черепанов А.П., Виноградов С.А., Кряквин Д.А., Борисенко A.A. К вопросу гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. ИНиГ и материалов Межрегиональной науч.-технич. конф. с Международным участием, посвященный 45-летию Тюменского индустриального института и 10-летию кафедры «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ.- Тюмень: Изд-во «Тюменский ГНГУ, 2008.- В 2-х томах. Т. 1,- С. 48-49.

99. Коротченко А.Н., Черепанов А.П., Борисенко A.A., Кустышев Д.А. Проблемы селективного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. ИНиГ и материалов Межрегиональной науч.-технич. конф. с Международным участием, посвященный 45-летию Тюменского индустриального института.- Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2008.- В 2-х томах.- Т. 1.- С. 125-126.

100. Сандуца С.Г., Кряквин Д.А., Виноградов С.А., Кустышев Д.А., Зозуля Г.П. Проблемы и решения гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах // Известия вузов. Нефть и газ. 2009. № 4.-С. 80-84.

101. Коротченко А.Н., Кряквин Д.А., Черепанов А.П., Кустышев Д.А., Хозяинов В.Н., Зозуля Г.П. Селективный гидравлический разрыв пласта в горизонтальной скважине // Известия вузов. Нефть и газ. 2009. № 5.-С. 75-78.

102. Вакорин Е.В., Кустышев Д.А., Губина И.А., Попова Ж.С., Федосеев А.П. Гидравлический разрыв пласта при расконсервации разведочных скважин Бованенковского месторождения // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докладов IV Международной науч.-практич. конф. (г. Геленджик, Краснодарский край, 18-23 мая 2009 г,).-Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», Всероссийская ассоциация Некоммерческое партнерство «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков» АСБУР, 2008.- С. 139-140.

103. Масалимов С.Р., Ткаченко Р.В., Кустышев Д.А., Шаталов Д.А. Опыт интенсификации притока сеноманских газовых скважин методом гидравлического разрыва // Наука и техника в газовой промышленности. 2010. №4.- С. 18-20 с.

104. Unified Fracture Design / М. Economides, R. Oligney, P. Valco.-Orsa Press, Alvin, Texas.- 194 p. (Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: Наведение мостов между теорией и практикой / М. Экономидис, Р. Олайни, П. Валько. Перевод М. Углова, М.: ПетроАльянс Сервисис Компании Лимитед, 2004.- Алвин, шт. Техас, Орса Пресс.- 194 с.)

105. Кочетков JI.M. Опыт проведения гидроразрывов пластов в ОАО «Сургутнефтегаз» // Энергетика Тюменского региона. 1999. № 1.- С. 71-75.

106. Кочетков J1.M. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти.- Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья».- 2005.- 110 с.

107. Нуряев С.А., Балуев A.A., Харламов К.Н. Бурение боковых стволов с горизонтальным участком из бездействующих добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. 2001. № 9.- С. 106-107.

108. Кустышев Д.А., Никифоров В.Н., Чижов И.В., Гейхман М.Г., Шаталов Д.А. Восстановление обводненной газовой скважины бурением бокового ствола // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 3.- С. 48-52.

109. Чижов И.В., Кустышев Д.А., Семенов В.В. Разработка обводненной газоконденсатной залежи горизонтальными скважинами // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 5.- С. 71-74.

110. Соловьев Е.М. Заканчивание скважины.- М.: Недра, 1979.- 303 с.

111. Амиров А.Д. Техника и технология освоения и эксплуатации глубоких скважин.- М.: Недра, 1970.- 122 с.

112. Амиян В.А. и др. Вскрытие и освоение нефтегазоносных пластов / В.А. Амиян, A.B. Амиян, Н.П. Васильева.- М.: Недра, 1980.- 380 с.

113. Теория и практика заканчивания скважин / Под ред. А.И. Булатова.- М.: Недра, 1998.- В 5-ти томах.

114. Кустышев Д.А., Забоева М.И. Освоение скважин в условиях АНПД // Применение современных методов исследования пластов и скважин при решении задач разработки месторождений нефти и газа: Сб. тр. Кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа ТюмГНГУ.- Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2004.-Вып. 1.- С. 188-190.

115. Пат. 2235868 РФ. Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / И.А. Кустышев, A.B. Кустышев, Т.И. Чижова и др. (РФ).- № 2003116867, Заяв. 05.06.05; Опубл. 10.09.04, Бюл. № 25.

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

117. Освоение скважин: Справочное пособие / А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко, P.C. Яремийчук: Под ред. P.C. Яремийчука.- М.: Недра-Бизнесцентр, 1999.- 472 с.

118. Тагиров K.M., Лобкин А.Н., Долгов C.B. Изоляция подошвенных вод в газовых скважинах на месторождениях, характеризующихся аномально-низким пластовым давлением // Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 1983.-Вып. 4.- С. 17-24.

119. Тагиров K.M., Лобкин А.Н. Использование выхлопных газов ДВС при ремонте и освоении газовых скважин.- М.: Недра, 1996.- 94 с.

120. ГОСТ 450-77 Кальций хлористый технический. Технические условия.- М.: Изд-во стандартов, 1977.

121. ГОСТ 4568-95 Калий хлористый. Технические условия.- М.: Изд-во стандартов, 1995.

122. ГОСТ 4233-77 Реактивы. Натрий хлористый. Технические условия.- М.: Изд-во стандартов, 1977.

123. Пат. 2176724 РФ. Е 21 В 33/00. Способ восстановления аварийных скважин / Н.И. Иллюк, Л.У. Чабаев, С.А. Коваленко (РФ).-№ 99126461, Заяв. 15.12.99; ОпублЛО. 12.01, Бюл. № 19.

124. ТУ 1714-453-05785388-99 Хлоркалий (хлорид калия) электролит. Технические условия.- ОАО «АВИСМА», 1999.

125. Пат. 2319725 РФ. С 09 К 8/524. Облегченный солевой раствор для растепления газовых скважин / A.B. Кустышев, В.Б. Обиднов, Д.А. Кустышев и др. (РФ).- № 2006115275, Заяв. 03.05.06; Опубл. 20.03.08, Бюл. №8.

126. Планирование эксперимента в исследовании технологических процессов./ К. Хартман, Э. Лецкий, В. Шеффер и коллектив авторов. Перевод с немецкого Г.А. Фомина, Н.С. Лецкая.- М.: Изд-во «Мир», 1997.- 552 с.

127. ГОСТ 26450.0-85 - ГОСТ 26450.2-85 Породы горные. Методы определения коллекторских свойств.- М.: Изд-во стандартов, 1985.- 16 с.

128. OCT 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.- М.: Миннефтепром, 1986.- 19 с.

129. РД 39-0147001-742-92 Методика комплексной оценки качества вскрытия пластов и заканчиваний скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов.- М.: ВНИИКРнефти, 1992.- 25 с.

130. Диссольван Ф 11 (Dissolvan F 11). Деэмульгатор для сырой нефти.- Francfurtam Main: Hoechst Aktiengesllschaft.

131. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам.- Оренбург: Изд-во «Летопись», 2005.

132. Пат. 2346149 РФ. Е 21 В 43/12 Способ глушения низкотемпературной газоконденсатной скважины в условиях АНПД / В.Б. Обиднов, A.M. Шарипов, Д.А. Кустышев и др. (РФ).- № 2006142117, Заяв. 28.11.06; Опубл. 10.02.09, Бюл. № 4.

133. Обиднов В.Б., Шарипов A.M., Ткаченко Р.В., Кустышев Д.А., Чижов И.В. Гидрофобные и блокирующие растворы для капитального ремонта скважин в условиях АНПД // Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений: Сб. тр. кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа ТюмГНГУ.- Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.- Вып. 2.- С. 164-169.

134. Ткаченко Р.В., Кустышев Д.А., Чижов И.В. Экологически чистые технологические растворы для капитального ремонта скважин в условиях АНПД // Новые методы и технологии разработки месторождений газа и нефти Крайнего Севера: Сб. тр. Кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа ТюмГНГУ.- Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2008.- Вып. 3.-С. 208-211.

135. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов.- М.: Недра, 1978.- 293 с.

136. ТУ 5734-072-46854090-98 Цемент тампонажный расширяющийся.- М.: НИИ ЖБ, 19989.

137. ГОСТ 310.1-76 Цементы. Методы испытаний. Общие положения.- М.: Изд-во стандартов, 1976.- 7 с.

138. ГОСТ 26798.1-96 Цементы тампонажные. Методы испытаний.-М.: Изд-во стандартов, 1996.- 17 с.

139. Пат. 2301823 РФ. С 09 К 8/467. Расширяющийся тампонажный материал / И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, Д.А. Кустышев и др. (РФ).-№ 2005122807, Заяв. 18.07.05; Опубл. 27.06.07, Бюл. № 18.

140. Пат. 2303048 РФ. С 09 К 8/473. Облегченный тампонажный раствор / И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, Д.А. Кустышев и др. (РФ).-№ 2005130899, Заяв. 05.10.05; Опубл. 20.07.07, Бюл. № 20.

141. Пат. 2378493 РФ. Е 21 В 43/00. Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород / Г.В. Крылов, Д.А. Кустышев, И.А. Кустышев и др. (РФ).- № 2008137025, Заяв. 15.09.08; Опубл. 10.01.10, Бюл. №2.

142. Р Газпром 2-3.3-258-2008 Технология расконсервации разведочных, эксплуатационных и наблюдательных скважин Бованенковского НГКМ, длительное время находящихся в консервации / Д.А. Кустышев, Д.А. Кряквин, A.B. Немков и др.- М.: ООО «Газпром экспо», 2009,- 23 с.

143. СТО Газпром РД 2.1-140-2005 Единые правила ведения ремонтных работ на скважинах ОАО Газпром.- М.: ИРЦ Газпром, 2005.165 с.

144. Федеральный закон от 21.07.97 № 116-ФЗ О промышленной безопасности опасных производственных объектов (в редакции ФЗ от 09.05.05 № 45-ФЗ).

145. Правила организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на

опасном производственном объекте (утверждено Постановлением Правительства РФ от 10.03.99 № 263).- М.: Госгортехнадзор РФ, 1999.

146. Бабенко И.Ф. Ликвидация гидратных пробок в стволах газовых скважин // Газовая промышленность. 1967. № 3.- С. 19-23.

147. Пат. 2254447 РФ. Е 21 В 37/06. Способ растепления ствола газовой скважины / Г.П. Зозуля, P.A. Бакеев, И.А. Кустышев и др. (РФ).-№ 2004100496, Заяв. 05.01.04; Опубл. 20.06.05, Бюл. № 17.

148. Р Газпром 2-3.3-397-2009 Технологии растепления газогидратных и промывки песчаных пробок газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири / Д.А. Кустышев, Д.А. Кряквин, A.B. Немков и др.- М.: Газпром экспо, 2010.- 22 с.

149. ТУ 4523-011-05753336-2000 Установка паровая передвижная ППУ 1600/100. Технические условия.- АО «Сибнефтемаш», 2000.

150. ТУ РБ 1000607766.002-2001 Оборудование ремонтно-технологическое колтюбинговое M 20. Технические условия.- Минск: Группа ФИД, 2001.

151. ТУ 3666-082-05749197-96 Агрегат для освоения и ремонта скважин А 60/80. Технические условия.- Кунгур: ОАО «Кунгурский машиностроительный завод, 1996.

152. РД 153-39.0-072-01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах.- М.: Минэнерго России, 2001.

153. Пат. 2322573. Е 21 В 43/12. Способ щадящего глушения пакерующей скважины в условиях аномально низких пластовых давлений / Р.В. Ткаченко, Д.А. Кряквин, Д.А. Кустышев и др. (РФ).- № 2006123985, Заяв. 04.07.06; Опубл. 20.04.08, Бюл. № 11.

154. Пат. 2333346 РФ. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины / И.А.

Кустышев, Н.Е. Щербич, Д.А. Кустышев и др. (РФ).- № 2007100858, Заяв. 09.01.07; Опубл. 10.09.08, Бюл. № 25.

155. Пат. РФ № 2188304. Е 21 В 37/00, Е 21 В 19/22. Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин / А.Г. Ананенков, В.И. Кононов, В.В. Дмитрук и др. (РФ).- № 2001135515, Заяв. 28.12.01; Опубл. 27.08.02.

156. Пат. 2373379 РФ. Е 21 В 37/00. Способ промывки проппантовой пробки в газовой и газоконденсатной скважине после завершения гидравлического разрыва пласта / В.Б. Обиднов, Д.А. Кустышев, Р.В. Ткаченко и др. (РФ).- № 2008106565, Заяв. 19.02.08; Опубл. 20.11.09, Бюл. №32.

157. Пат. 90487 РФ. Е 21 В 35/00. Манифольдный блок для промывки песчаной пробки и освоения газовой скважины в условиях аномально-низкого пластового давления / В.Н. Дубровский, Д.А. Кустышев, Н.Д. Дубровский и др. (РФ).- № 2009131813, Заяв. 21.08.09; Опубл. 10.01.10, Бюл. № 1.

158. Пат. 2445446 РФ. Е 21 В 37/00. Способ промывки песчаной пробки в газовой скважине в условиях аномально-низких пластовых давлений / Д.А. Кустышев, Д.А. Кряквин, В.Н. Дубровский и др.-№ 201012635, Заяв. 26.06.10, Опубл. 03.06.12.

159. Пат. 2127807 РФ. Е 21 В 43/32, Е 21 В 33/13. Способ изоляции притока пластовых вод / P.A. Сологуб, М.К. Тупысев, В.И. Вяхирев и др. (РФ).- № 98106657; Заяв. 09.04.98; Опубл. 20.03.99.

160. Заявка РФ № 2011126723. Е 21 В 43/32, Е 21 В 29/10. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводненной подошвенными пластовыми водами / Д.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, P.A. Ткаченко и др. (РФ).- приоритет от 29.06.10.

161. Р Газпром 2-3.3-256-2010 Технология изоляции притока пластовых вод водоизоляционной композицией на основе

модифицированных цементов / E.B. Паникаровский, Д.А. Кустышев, Н.Е. Щербич и др.- М.: Газпром экспо, 2010.- 22 с.

162. Пат. 2405930 РФ. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений / И.А. Кустышев, Д.А. Кустышев, Е.В. Вакорин и др. (РФ).- № 2009133300, Заяв. 04..09.09; Опубл. 10.12.10, Бюл. № 34.

163. Пат. 2405931 РФ. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально-низких пластовых давлений / Д.А. Кустышев, И.А. Кустышев.-№ 2009133298, Заяв. 04.09.09; Опубл. 10.12.10, Бюл. № 34.

164. Р Газпром 2-3.3-516-2010 Технологии изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях аномально низкого пластового давления с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири / A.B. Немков, Д.А. Кряквин, Д.А. Кустышев и др.- М.: Газпром экспо, 2010.- 22 с.

165. СТО Газпром 2-3.3-044-2005 Компоновки подземного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал.- М.: ИРЦ Газпром, 2005.- 30 с.

166. Скважинные системы безопасности скважин. Каталог фирмы «Baker Oil Tools», 2000.

167. Пакеры. Каталог фирмы «Baker Oil Tools», 2000.

168. Системы регулирования расхода. Каталог фирмы «Baker Oil Tools», 2000.

169. ГОСТ 4328-77 Реактивы. Натрия гидроокись. Технические условия.- М.: Изд-во стандартов, 1977.

170. ГОСТ 857-95 Кислота соляная синтетическая техническая. Технические условия.- М.: Изд-во стандартов, 1995.

171. НД 00158758-247-2003 Технологический регламент по интенсификации притоков углеводородов в скважины с помощью колтюбинговой установки на месторождениях севера Западной Сибири.-

Тюмень: ТюменНИИгипрогаз», 2003.

172. СТО Газпром 2-3.2-197-2008 Заканчивание не завершенных строительством газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера.- М.: ИРЦ Газпром, 2008.- 32 с.

173. РД 00158758-237-2003 Технологический регламент по гидропескоструйной перфорации на скважинах севера Тюменской области.-Тюмень: ТюменНИИгипрогаз», 2003.- 76 с.

174. ТУ 2231-013-32957739-2001 Сульфацелл. Технические условия.-ЗАО «Полицелл», 2001.

175. ТУ 2231-037-26289127-2001 Натрийкарбоксиметилцеллюлоза техническая. Технические условия.- ЗАО «Завод строительных материалов «Полимер», 2001.

176. ТУ 39-0147001-160-97 Кварцевый песок. Технические условия.-НПО «Бурение», 1997.

177. СТО Газпром 2-3.3-080-2006 Инструкция по кислотному воздействию на призабойную зону газовой скважины.- М.: ИРЦ Газпром, 2006.- 36 с.

178. Р Газпром 2-3.3-515-2010 Технологии интенсификации притока углеводородов газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири / Е.В. Паникаровский, Д.А. Кряквин, Д.А. Кустышев и др.- М.: Газпром экспо, 2010.- 22 с.

179. ГОСТ 2567-89 Кислота фтористоводородная техническая. Технические условия.- М.: Изд-во стандартов, 1989.

180. ГОСТ 1667-68 Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных дизелей. Технические условия.- М.: Изд-во стандартов, 1968.

181. Пат. 2451175 РФ. Е 21 В 43/20. Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта / С.А. Скрылев, Д.А. Кряквин, Д.А. Кустышев и др.- № 2010151580, Заяв. 15.12.10; Опубл. 02.06.12.

182. Заявка РФ № 2011126715 Способ поинтервальной обработки призабойиой зоны пластов нефтегазовой скважины, снабженной лифтовой колонной / Д.А. Кустышев, A.B. Немков, И.В. Чижов и др.- приоритет от 29.06.11.

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

184. СТО Газпром 2-3.3-119-2007 Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостроенных газоконденсатных объектов месторождений севера Западной Сибири.- М.: ИРЦ Газпром, 2007.- 38 с.

185. Кустышев Д.А. Расконсервация длительно простаивающих скважин методом ГРП // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. № 12.- С. 84-86.

186. Кустышев Д.А., Обиднов В.Б. Оборудование и технология ГРП при расконсервации газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири / Оборудование и технологии для нефтегазвого комплекса. 2010. № 6.- С. 30-34.

187. ТУ 51-05751745-09-97 Газоконденсат. Технические условия.-Н-Уренгой: Новоуренгойский газоперерабатывающий завод, 1997.

188. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.- М.: Изд-во стандартов, 2002.

189. ГОСТ 13846-90 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, оснвные параметры и технические требования к конструкции.- М.: Изд-во стандартов, 1990.

190. Пат. 52919 РФ. Е 21 В 43/26. Устройство для гидравлического разрыва пласта газовой скважины ! A.B. Кустышев, А..В. Немков, Д.А. Кустышев и др. (РФ).- № 2006100355, Заяв. 10.01.06; Опубл. 27.06.06; Бюл. № 18.

191. Пат. 2301885 РФ. Е 21 В 43/26. Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины / A.B. Кустышев, В.Б. Обиднов, Д.А. Кустышев.-№ 2005134480, Заяв. 07.11.2005; Опубл. 27.06.07, Бюл. № 18.

192. A.C. 1828912 СССР. Е 21 В 33/138. Состав для блокирования поглощающих пластов / В.И. Тищенко, И.Г. Зезекало, В.Ф. Троцкий и др. (СССР).- № 4838244, Заяв. 03.05.90; Опубл. 23.07.93, Бюл. № 27.

193. A.C. 2047745 СССР. Е 21 В 43/12, С 09 К 7/06. Способ глушения скважин / Ф.Я. Канзафаров, Н.Т. Балыков, С.Г. Канзафарова и др. (СССР).-№ 5048723, Заяв. 27.01.92; Опубл. 10.11.95.

194. Пат. 2144608 РФ. Е 21 В 33/138. Способ блокирования поглощающих пластов в скважине / А.Н. Дудов, A.A. Ахметов, А.М. Шарипов и др. (РФ).- № 99107597, Заяв. 21.0499; Опубл. 20.01.00, Бюл. № 2.

195. Пат. 2324050 РФ. Е 21 В 43/26. Способ гидравлического разрыва пласта газоконденсатной скважины / В.Б. Обиднов, Г.П. Зозуля, Д.А. Кустышев и др. (РФ).- № 2006122771, Заяв. 26.06.06; Опубл. 10.05.08, Бюл. № 13.

196. Обиднов В.Б., Кустышев A.B., Зозуля Г.П., Ткаченко Р.В., Кряквин Д.А., Листак М.В. Анализ причин обрыва гибкой трубы при промывки скважины после ГРП// Время колтюбинга. 2007. № 2.- С. 30-33.

197. Обиднов В.Б., Кустышев Д.А., Ткаченко Р.В. Особенности удаления проппантовой пробки после завершения гидравлического разрыва пласта в газоконденсатной скважине // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2009. № 2.- С. 48-52.

198. Пат. 2165057 РФ. Е 21 В 37/10, Е 21 В 43/35. Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, В.З. Минликаев и др. (РФ).-№ 9911100, Заяв. 25.05.99; Опубл. 10.04.01.

199. Пат. 2114983 РФ. Е 21 В 37/00, Е 21 В 43/25. Устройство для очистки и обработки скважины / Л.Х. Ибрагимов, Р.Г. Ямлиханов, Р.К. Ушияров (РФ).- № 97103824, Заяв. 13.03.97; Опубл. 10.07.98.

200. РД 08-625-03 Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины.- М.: Госгортехнадзор РФ, 2003.

201. Пат. 2349734 РФ. Е 21 В 43/00. Способ расконсервации скважины / A.B. Кустышев, Д.А. Кустышев, И.В. Чижов и др. (РФ).- № 2007116184, Заяв. 27.04.07; Опубл. 20.03.09, Бюл. № 8.

202. Кустышев Д.А., Зозуля Г.П., Матиешин И.С. Расконсервация скважин бурением бокового ствола // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. тр. ИНиГ и материалов межрегиональной науч тенич. конф. с Международным участием, посвященной 10-летию Института нефти и газа (11-12 февраля 2010 г.).-Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2010, В 2 ч.- Ч. 1.- С. 18-21.

203. Пат. 101082 РФ. Конструкция разветвленной скважины для эксплуатации обводняющихся залежей углеводородов / Д.А. Шаталов, Д.А. Кустышев, P.A. Ткаченко и др. (РФ).-№ 2010135540, Заяв. 24.08.10; Опубл. 10.01.11, Бюл. № 1.

204. Кустышев Д.А., Никифоров В.Н., Чижов И.В., Гейхман М.Г., Шаталов Д.А. Восстановление обводненной газовой скважины бурением бокового ствола // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 3.- С. 48-52.

205. СТО Газпром 2-3.2-037-2005 Требования к организации и производству работ по бурению, освоению и эксплуатации скважин на кустах Бованенковского месторождения.- М.: ИРЦ Газпром, 2005.- 38 с.

206. Пат. 2399756 РФ. Е 21 В 43/25, Е 21 В 47/10. Способ освоения газовой скважины без пакера в условиях аномально низких пластовых давлений / A.B. Кононов, Д.А. Кустышев, A.A. Сингуров и др. (РФ).-№ 2009123059, Заяв. 16.06.09; Опубл. 20.09.10, Бюл. № 26.

207. Положительное решение по заявке РФ № 2011104318. Е 21 В 43/25, Е 21 В 47/10. Способ освоения газовой скважины в условиях

аномально низких пластовых давлений / Д.А. Кустышев, Б.А. Ерехинский, A.A. Сингуров и др. (РФ).- № 2011104318, Заяв. 25.06.11.

208. Р Газпром 2-3.3-516-2010 Технологии освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низкого пластового давления с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири / Д.А. Кустышев, A.B. Немков, Д.А. Кряквин и др.- М.: Газпром экспо, 2010.- 22 с.

209. Кустышев Д.А. Методика расчета параметров осваиваемых скважин в условиях АНПД // Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 4.-С. 47-56.

210. Кустышев Д.А. Некоторые аспекты расконсервации ачимовских скважин и восстановления их продуктивности // Наука и ТЭК. 2012. № 1.-С. 52-55.

211. Р Газпром 2-3.3-396-2009 Технологии глушения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД с помощью колтюбинговых установок на месторождениях Западной Сибири / Е.В. Паникаровский, Д.А. Кряквин, Д.А. Кустышев и др.- М.: Газпром экспо, 2009.- 30 с.

212. Кустышев Д.А. Восстановление продуктивности расконсервируемых скважин ачимовских отложений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 2.- С. 67-69.