Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок для скважин Уренгойского НГКМ

Диссертация: Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок для скважин Уренгойского НГКМ
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В настоящее время Уренгойское НГКМ вступило в заключительную стадию разработки, для которой характерно истощение продуктивных пластов и падение пластового давления, прогрессирующее обводнение продукции в результате подхода контурных вод, подъема уровня газоводяного (ГВК) и водо-нефтяного контакта (ВНК), прорывов воды по разрушенному цементному камню за эксплуатационнойколонной, нарушения… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ И ПУТИ РАЗВИТИЯ МЕТОДОВ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ УРЕНГОЙСКОГО НГКМ
    • 1. 1. Геологическая характеристика залежи Уренгойского НГКМ
    • 1. 2. Актуальность проблемы ремонта скважин Уренгойского НГКМ
    • 1. 3. Основные направления капитального ремонта скважин
    • 1. 4. Методы получения информации о работе скважин и механизме притока воды
    • 1. 5. Причины обводнения скважин Уренгойского НГКМ
    • 1. 6. Опыт проведения ремонтных работ по ликвидации водопритоков, в том числе с применением колтюбинговой техники
    • 1. 7. Цель работы, задачи исследований и пути их решения
  • ВЫВОДЫ ПО 1-Й ГЛАВЕ
  • ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И
  • РАЗРАБОТКА ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ ДЛЯ ЗАКАЧКИ ЧЕРЕЗ ГИБКУЮ ТРУБУ
    • 2. 1. Требования к водоизолирующим составам, в том числе для закачки через гибкую трубу, выбор объектов исследования
    • 2. 2. Реологические характеристики составов на основе А-пласт и
  • АКОР МГ, регулирование времени их отверждения
    • 2. 3. Оценка тампонирующих свойств составов и восстановления продуктивности пористых сред
    • 2. 4. Изучение характера распределения водоизолирующих составов в пористой среде
    • 2. 5. Термогидролитическая и химическая стойкость отвержденного состава на основе
  • АКОР МГ
    • 2. 6. Изучение гидрофобизирующих свойств составов
  • ВЫВОДЫ ПО 2-Й ГЛАВЕ
  • ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГОВЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОГО НГКМ
    • 3. 1. Технические и технологические возможности колтюбинговых установок, их характеристики
    • 3. 2. Особенности работ с использованием колтюбинговых установок, расчет гидравлических потерь давления
    • 3. 3. Основные положения технологии водоизоляционных работ при закачке составов через гибкую трубу
    • 3. 4. Технология водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок
      • 3. 4. 1. Методика выбора технологии
      • 3. 4. 2. Подготовительные работы
      • 3. 4. 3. Водоизоляционные работы при подъеме ГВК, ВНК и заколонных перетоках
      • 3. 4. 4. Гидрофобизация призабойной зоны
      • 3. 4. 5. Освоение скважин после РИР
  • ВЫВОДЫ ПО 3-Й ГЛАВЕ
  • ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ
    • 4. 1. Промысловые испытания технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок
    • 4. 2. Экономическая оценка применения технологии
  • ВЫВОДЫ ПО 4-Й ГЛАВЕ

Разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок для скважин Уренгойского НГКМ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

В настоящее время нефтегазодобывающая отрасль характеризуется снижением уровней добычи углеводородов, что объясняется как объективными, так и субъективными факторами. К наиболее важным объективным факторам относятся естественное ухудшение структуры и качества запасов нефти, прогрессирующее обводнение месторождений и их истощение, разрушение пород-коллекторов, а также уменьшение доли крупных высокопродуктивных месторождений в" общем количестве месторождений, вводимых в разработку. К субъективным факторам можно отнести отсутствие эффективных технологий и составов с необходимыми свойствами, отсутствие или несовершенство технических средств для выполнения работ в конкретных геолого-технических условиях, достоверность интерпретации промысловых и геофизических данных, и многие другие.

Работа большого числа скважин по причине высокой обводненности продукции является нерентабельной, и вследствие экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации, такие скважины активно пополняют бездействующий фонд, который в настоящее время составляет 30−35% общего фонда. В связи с этим потребность в изоляционных №. ремонтно-восстановительных работах огромная. Методы борьбы с обводнением скважин занимают важное место среди мероприятий, направленных на увеличение производительности скважин и рентабельности их эксплуатации. Сокращение не работающего по причине обводнения фонда скважин является важным резервом увеличения объемов добычи углеводородов.

В энергетической программе Российской федерации предусматривается ежегодное увеличение объемов добычи природного газа. На севере Тюменской области находится до 70% разведанных запасов природного газа. Дальнейший рост добычи углеводородов связан с развитием месторождений Западной Сибири. По прогнозам [1,2] добыча газа к 2010 г. может достигнуть 780 млрд. м3 в год, а доля газа в топливно-энергетическом балансе составит 57%.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), введенное в разработку в 1978 г., является одним из крупнейших. Оно разрабатывается фондом, включающим более 2000 газовых и газоконденсатных скважин [3]. В течение более 10 лет половина добычи газа в стране приходится на это месторождение. Следует отметить, что разработка Уренгойского НГКМ осуществлялась с высокими темпами отбора газа и рабочими дебитами скважин (в настоящее время извлечено более 50% первоначальных запасов углеводородов), что не могло не отразиться на эффективности работы скважин, динамике их обводнения.

В настоящее время Уренгойское НГКМ вступило в заключительную стадию разработки, для которой характерно истощение продуктивных пластов и падение пластового давления, прогрессирующее обводнение продукции в результате подхода контурных вод, подъема уровня газоводяного (ГВК) и водо-нефтяного контакта (ВНК), прорывов воды по разрушенному цементному камню за эксплуатационнойколонной, нарушения^ целостности' колонны. Острее становится проблема выноса песка, что в значительной степени1 обусловлено появлением в продукции воды. Разрушение скелета пласта-коллектора ведет к < нарушению условий равновесия-всего> геологического разреза, следствием чего является искривление стволов скважин, негерметичность и смятие эксплуатационных колонн [4]. Все это приводит к снижению продуктивности скважин, значительному увеличению затрат на проведение ремонтных работ и на вывод скважин из простоя и бездействия.

В условиях массовых отказов скважин, в том числе и по причине их обводнения, необходимо предусматривать соответствующие объемы работ по капитальному ремонту скважин, которые увеличиваются из года в год. Так, в 2000 г. отремонтировано 72 скважины, а в 2005 г. на газовых скважинах проведено около 200 ремонтов. Таким образом, проблема повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР) не теряет своей актуальности и становится, все острее.

Дальнейшее развитие ООО «Газпром добыча Уренгой» (ранее ООО «Уренгойгазпром») и ООО «Газпром подземремонт Уренгой» (ранее УИРС ООО «Уренгойгазпром») в направлении повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин связано с разработкой новых технических и технологических решений для поддержания объемов добычи углеводородов. Совершенствование технических средств даст новые возможности проведения РИР в скважинах, освоить новые технологии, которые нельзя осуществить с использованием подъемных установок. Такие возможности дает использованием колтюбинговой техники.

Во многих странах мира уже с начала 50-х годов колтюбинговые технологии стали находить широкое применение. Колтюбинговые установки заменяют подъемные установки при капитальном ремонте скважин и установки для спуска в скважину под давлением. Их стали также использоваться вместо буровых установок, в том числе в северных широтах, например, на месторождении Прудо Бей на севере Аляски. В большинстве случаев (около"75%) они используются для работ, связанных с применением азота, при кислотных обработках и для очистки забоя скважины от песка.

В< настоящее время^ рынок колтюбингового оборудования неуклонно расширяется. У нас в стране самый большой опыт эксплуатации колтюбинго-вых установок накоплен в ОАО «Сургутнефтегаз». За прошедшие шесть лет количество таких установок значительно выросло. Сегодня в России около 90 колтюбинговых установок (на начало 2004 г. — 46 единиц), причем более 75% всего количества — установки отечественного производства (Группа ФИД) [5]. Практика убедительно доказывает высокую эффективность таких технологий. Большинство ремонтных работ на скважинах с помощью безмуфтовых длинномерных труб (БДТ), или как их еще называют гибких труб, выполняются в 24, а порой и в 10 раз быстрее и дешевле по сравнению с традиционными технологиями.

Опыт проведения ремонтных работ на месторождениях Уренгойского НГКМ с использованием колтюбинговой техники показал, что при таком объеме ремонтных работ только эта прогрессивная технология сможет обеспечить рентабельную эксплуатацию скважин и всего месторождения в целом.

Поскольку применение колтюбинговых установок на Уренгойском НГКМ начато сравнительно недавно, а именно с 1999 г., не все технологии ремонтных работ отработаны. Требуется не только расширение области их применения, но и разработка и совершенствование технологических приемов с использованием различных технологических жидкостей. Проблему ликвидации водопроявлений при эксплуатации скважин следует решать не только совершенствованием технологических приемов с использованием новых технических средств, но и использованием эффективных химических реагентов, соответствующих геологическим условиям залежи, литолого-минералогическому составу пород, слагающих продуктивные пласты и т. п.

Проблема повышения качества эксплуатации скважин в условиях близкого залегания водоносных интервалов лежит в основе настоящей* диссертационное работы. Решение поставленных в ней, задач позволит повысить технико-экономические показатели эксплуатации скважин, увеличить ихбезводный период и продлить срок рентабельной эксплуатации.

При разработке технологического процесса использованы современные технические средства и составы, относящиеся к различным классам химиче ских соединений, отличающихся физико-химическими свойствами, условиями применения, технологическими характеристиками и т. п.

В настоящей работе разработаны методики и проведены экспериментальные исследования тампонирующей способности составов в пористых средах с различными насыщающими флюидами, их фильтрующейся способности, по регулированию времени потери текучести, термогидролитической стойкости отвержденных продуктов и др. Исследованы технологические свойства тампонажных составов и определены необходимые объемы для закачки в пласт, сделаны расчеты, давлений при закачке водоизолирующих составов с различными реологическими характеристиками через гибкую трубу.

Результатом экспериментальных исследований явилась разработка технологии водоизоляционных работ с использованием колтюбйнговых установок в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, учитывающей условия Уренгойского НГКМ и обеспечивающей повышение эффективности эксплуатации скважин.

Совершенствование технологии проведения РИР в скважинах со сложной гидродинамической ситуацией позволит увеличить безводный период эксплуатации скважин и более эффективно вести разработку газовых и нефтяных месторождений, будет способствовать сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта, предотвращать или снижать вынос песка и образование песчаных и глинопесчаных пробок.

Решение поставленных в работе задач получено на основе анализа фактических результатов и совершенствования) применяемых технологий ремонтов газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на Уренгойском НГКМ в течение последних 20 лет. Авторнастоящей, работы принимал непосредственное участие в первых работах по внедрению колтюбйнговых установок при текущем и капитальном ремонтах скважин Уренгойского НГКМ, а также в разработке и усовершенствовании технологических приемовтехнических средств и используемых реагентов.

Успешно проведенные работы по применению разработанной технологии на обводненных скважинах подтверждают правильность всех изложенных в диссертационной работе положений и исследований.

Практическое назначение результатов разработки — промышленное внедрение технологии на газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах Уренгойского НГКМ, а также на других месторождениях Крайнего Севера.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. На основании анализа текущего состояния РИР на Уренгойском НГКМ показано, что существующие технологии с применением подъемных установок не могут обеспечить все возрастающую потребность в водоизоляци-онных работах.

2. Разработаны композиции полимерных водоизолирующих составов для закачки через БДТ: ацетоновая — на основе А-пласт и водная — на основе АКОР МГ.

3. Установлено, что величины скоростей поступления разработанных водоизолирующих композиций в водои нефтенасыщенные керны определяются соотношением: С) в = 3−3,5 С) н. Полученное соотношение позволяет проектировать технологический процесс водоизоляционных работ с целью максимального сохранения продуктивности пласта по нефти.

4. Исходя из гидравлических потерь давления при прокачке через БДТ, обоснованы области применения разработанных составов: на основе А-пласт — на скважинах сеноманской залежи, на основе АКОР МГ — как на сеноманской, так и неокомской.

5. Определены режимы продавки составов для формирования равномерного полимерного экрана в водоносном пласте: для состава на основе АКОР МГ перепады давления должны быть не более 0,4 МПа, для состава на основе А-пласт — не более 0,6 МПа.

6. Впервые для условий Уренгойском НГКМ разработана технология водоизоляционных работ для газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с использованием колтюбинговой техники и фильтрующихся в пласт полимерных составов.

7. Теоретические разработки и результаты экспериментальных исследований подтверждены промысловыми испытаниями разработанной технологии на месторождениях Уренгойского НГКМ. Разработанная технология может найти широкое применение на других нефтегазоконденсатных месторождениях Западной Сибири.

Экономический эффект от применения разработанной технологии на 26 скважинах Уренгойского НГКМ составил 26,8 млн руб.

Показать весь текст

Список литературы

  1. A.A. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин/Дис. докт. — Новый Уренгой, 2001.-146 с.
  2. P.C. Высокие технологии Большого Уренгоя/Научное издание «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». М.: Недра, 1998.-С. 9−12.
  3. С.Р., Ахметов A.A., Хадиев Д. Н., Рахимов Н. В. Технологические решения по извлечению эксплуатационных пакеров при ремонте скважин на УНГКМ. Тр./ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2005, вып. 13. — С. 300−306.
  4. М.Г., Кучеров Г. Г., Жиденко Г. Г. Резервирование объектов на месторождениях УНГКК. Газовая промышленность, 1998, № 9. — С. 33−35.
  5. JI. Груздилович. За шесть лет — три поколения колтюбинга. — Бурение и нефть, № 9, 2005. С. 4−5.
  6. Проект разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения. М.: ВНИИгаз, 1991. /
  7. А.И., Нанивский Е. М., Ермилов О.М и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1991. — 303 с.
  8. Гумерский Х. Х, Шахвердиев А. Х. Новые технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежей нефти. Интервал, 2002, № 3 (38). — С. 11−16.
  9. Д.Г., Вартумян Г. Т., Гилаев Г. Г., Кошелев А. Т., Отт В.И. Методические основы планирования и управления ремонтом скважин М.: ВНИИОЭНГ, 2000. — 79 с.
  10. Рабочий групповой технический проект № 93 на строительство скважин Ямбургского месторождения. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1989.
  11. A.A. Рахимов Н. В., Хадиев Д. Н. Виды ремонтно-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин на Уренгойском месторождении. Тр./ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2000, вып. 5. — С. 197 201.
  12. С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазокон-денсатных месторождений. М.: Струна, 1998. — 625 с.
  13. Г. И., Гордеев В. Н. Характерные особенности разработки се-номанских залежей ЯНАО. М.: ИРЦ Газпром, 2002. — 47 с.
  14. P.P. Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения (на примере Уренгойского газонефтеконденсатного месторожде-ния)/Дис. канд. Новый Уренгой, 2005. — 126 с.
  15. P.A. Перейма A.A., Перейма В. Е. и др. Анализ причин выноса песка при эксплуатации сеноманских газовых скважин Уренгойского ГНКМ/Сб. науч. статей «Строительство газовых скважин». М.: ВНИИгаз, 1996.
  16. Г. А., Власенко А. П., Динков A.B. Эксплуатация скважин, вскрывших водоплавающие залежи, сложенные слабосцементированными коллекторами. М.: ЭИ ВНИИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1983. — С. 10−44.
  17. Г. А. Повышение эффективности добычи и подготовки углеводородов на Уренгойском ГНКМ/Сб. науч. статей «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. — С. 14−22.
  18. Отчет НИОКР по теме «Разработка и усовершенствование методов интенсификации притока, водоизоляции эксплуатационных скважин». ООО «Уренгойгазпром», Новый Уренгой, 2004. — 160 с.
  19. A.A. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. Уфа, УНИ, 2000. — 200 с.
  20. Д.Н. Технология диагностики и ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах Уренгойского месторождения/Дис. канд. Новый Уренгой, 2002. — С. 11−12.
  21. В.Е., Ливенцев П. Н., Дубенко Д. В. и др. О кольматации щелей фильтра в условиях скважины. Тр./СевКавНИПИгаз. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ. — Ставрополь, 2001, вып. 35.-С. 83−89.
  22. А.И., Нанивский Е. М., Ермилов О.М и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1991.-303 с.
  23. Строительство газовых скважин/Под ред. K.M. Тагирова. М.: ВНИИгаз, 1996.-217 с.
  24. Оксман A. JL, Лопатин Ю. С. Перспективное нефтепромысловое оборудование ОАО «Борец» для ремонта скважин. Тр./ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002, вып. 7. — С. 260−269.
  25. Д.В., Ахметов A.A., Москвичев В. Н., Рахимов Н. В. Эксплуатация, обслуживание и ремонт колтюбинговых установок. — Тр./ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002, вып. 7. С. 247−252.
  26. О. Ф., Парахин Б. Г., Кляровский Г. В. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1984.
  27. A.A., Хадиев Д. Н., Алексеев JI.A. и др. Ремонт эксплуатационных колонн неокомских скважин Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения. Тр./ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 1999, вып. 2. — С. 212−220.
  28. A.A. Шарипов A.M., Сахабутдинов P.P. и др. Капитальный ремонт скважин и повышение нефтеотдачи пластов. — Газовая промышленность, 1998, № 9. С. 6−10.
  29. A.B., Заворыкин А. Г., Кудрин Г. Б. и др. Совершенствование технологии эксплуатации нефтяных скважин. — Газовая промышленность, 1998, № 9. С. 23−24.
  30. Групповой рабочий-проект № 107−95 на строительство эксплуатационных скважин на валанжинские отложения Уренгойского ГКМ. Книга 1. -Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 1995.
  31. A.A. Технологические разработки для ремонта скважин на Уренгойском месторождений. Уфа: УГНТУ, 1999. — 30 с.
  32. Дубина Н. И, Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоля-, ции водопритоков на Уренгойском месторождении. М.: ИРЦ Газпром. Обзорная, информация. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-ных месторождений, 1999, — 15 с.
  33. К.А., Ахметов A.A., A.M., Хозяинов В. Н. Ликвидация пес-копроявлений при добыче газа. Газовая промышленность, 1998, № 9. — С. 2022.
  34. Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин. -Уфа: РИО УГНТУ, 1996. 78 с.
  35. Руководящий нормативный документ «Технологический регламент на глушение скважин при капитальном ремонте (РД 158 758−208−99)» / Гейхман М. П., Саунин В. И., Кашкаров Н. Г., Волков A.B., Александров М. П., Ахметов
  36. A.A., Москвичев B.H., Рахимов Н. В., Хозяинов В. Н., Киряков Г. А., Тяпко Г. В. Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 1999. — 35 с.
  37. К.А. Универсальный комплекс подземного оборудования для ликвидации пескопроявлений сеноманских скважин Уренгойского месторождения. Тр./ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2000, вып. 5. — С. 202−207.
  38. С.М., Молчанов А. Г., Некрасов В. И., Чернобровкин В. И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. М.: Издательство Академии горных наук, 1999. — 224 с.
  39. В.Н., Третьякова Л. И., Жуковский К. А., Кудря И. В. Совершенствование геофизических методов контроля гравийной набивки забойных фильтров / Сб. науч. статей «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». М.: Недра, 1998. — С. 356−358.
  40. Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам/Под ред. Григоряна Н. Г. -М.: Недра, 1990. 180 с.
  41. В.Ф., Макаренко П. П., Юрьев В. А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1997.-226 с.
  42. Анализ эффективности водоизоляционных работ/Отчет НИОКР. — НТЦ. Новый Уренгой, 1999. 56 с.
  43. E.H., Никитченко В. Г., Величко A.B., Мхитаров И. С. Опыт проведения сервисных работ по ремонту обсадных колонн металлическими пластырями. Тр./ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2004, вып. 11. — С. 195−199.
  44. С.А., Скородиевская JI.A. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. Нефтяное хозяйство, 2002, № 7.-С. 120−124.
  45. В.Г. Технология водоизоляционных работ составом АКОР МГ в различных геолого-технических условиях скважин. — Нефтяное хозяйство, 2005, № 4. С. 42−45.
  46. P.P. Исследование водоизолирующих свойств полимеров. — Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1983, № 12.
  47. А.Г., Зайнетдинов Т. И., Кольчугин И. С. Деструкция сшитых полимерных систем в условиях месторождений Западной Сибири. — Нефтепромысловое дело, 1998, № 4−5. С. 37−40.
  48. А.Т. Стратегия добычи нефти. Нефтепромысловое дело, 1999, № 6.-С. 19−22.
  49. Кан В.А., Поддубный Ю. А., Сидоров И. А., Чекалина Г. Гидрогели из растворов силиката натрия. — Нефтяное хозяйство, 1984, № 10.
  50. О.Г., Якименко Г. Х., Мухтаров Я. Г. и др. Технология снижения обводненности добываемой продукции на основе жидкого стекла и глинистой суспензии. Нефтепромысловое дело, 1998, № 3. — С. 18−20.
  51. B.C., Бодрягин A.B., Никитин А. Ю. и др. Результаты проведения РИР с применением кремнийорганических соединений на месторождениях Широкого Приобья. Интервал, 2002, № 1 (36). — С. 8−13.
  52. JI.C., Козлов А. И., Ручкин A.A. и др. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, 2000, № 9. — С. 72−75.
  53. JI.А., Рябоконь С. А. Повышение эффективности водо-изоляционных работ путем использования материала АКОР-БЮО. Нефтяное хозяйство, 1999, № 2. — С. 16−19.
  54. Патент РФ №. 2 144 607. Водоизолирующий состав/Л.А. Скородиевская, С. А. Рябоконь, H.A. Качерова и др. Опубл. 20.01.2000, Бюл. № 2.
  55. Р.Х., Шакиров А. Н., Исмагилов О. З. и др. Анализ технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов по объектам ЗАО «Татнефтеотдача». Интервал, 2001, № 6 (29). — С. 42−47.
  56. Р.Р., Калашников Б. М., Хисамов P.C. и др. Эффективность обработок скважин кремнийорганическим продуктом 119−296Т. Нефтяное хозяйство, 2001, № 4. — С. 63−65.
  57. В.Д., Грайфер В. И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 562 с.
  58. В.И., Смирнов A.B., Иванов В. В., Котельников В. А. Новые технологии АО РИТЭК повышают эффективность нефтедобывающего комплекса. -Нефтепромысловое дело, 1998, № 9−10. С. 7−14.
  59. Л.А. Необходимость проведения водоизоляционных работ на этапе заканчивания скважин при близком расположении водоносного пласта. — Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999, № 6.-С. 30−32.
  60. М.Т., Милешкевич В. П., Южелевский Ю. А. Силоксановая связь. Новосибирск: Наука, 1976. — 413 с.
  61. С.Л., Кафаров В. В. Оптимизация эксперимента в химии и химической технологии. М.: Высшая школа, 1978. — С. 207.
  62. Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989. — 270 с.
  63. Дж. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг. Физика нефтяного пласта. М.: Гос-топтехиздат, 1962. — 572 с.
  64. Дж. Экономидис, Кеннет Г. Нольте. Воздействие на нефтяные и газовые пласты/Под редакцией проф. А. И. Булатова. Перевод с английского. В 2 т. Краснодар, 1992. — Т.2. — 431 с.
  65. А. Молчанов. Российский колтюбинг в стадии принятия решения. Что дальше? Бурение и нефть, 2005, № 9. — С. 8−10.87. «Шлюмберже-Дауэлл» работы и сервисные услуги с гибкими насос-но-компрессорными трубами. — Нефть и капитал, 1998, № 1. — С. 77−78.
  66. Gary S.С. Coiled tubing drilling requires economic and technical analys-es//Oil and Gas J. 1995. — Vol. 93. — № 8. — P. 59−62.
  67. Large diameter coiled-tubing drilling. Petroleum Technology. — 1997. — Vol. 49.-№ 2.-P. 135−136.
  68. Сас-Яворский А. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб — Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1992, № 6. С. 10−16.
  69. K.M. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1993, № 5. — С. 12−20.
  70. Г. И. Техника и технология проведения ремонта скважин за рубежом/Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИО-ЭНГ.- 1980.-48 с.
  71. А. Опыт эксплуатации колтюбинговых установок на предприятиях ОАО «Татнефть». Нефть и капитал, 2001, № 1. — С. 18−19.
  72. В. Колтюбинговые установки на предприятиях ОАО «Газпром». Нефть и капитал, 2001, № 1. — С. 8.
  73. Р.Г., Ахметов A.A., Москвичев В. Н., Рахимов Н. В. Внедрение новой техники при проведении ремонтных работ Тр./ОАО «Газпром», М.: ИРЦ Газпром, 2001. — Т.5. — С. 21−27.
  74. Д., Ахметов А., Рахимов Н. Эксплуатация и ремонт безмуфтовой длинномерной трубы, работавшей в составе колтюбинговой установки РАНТ 10−01. — Нефть и капитал. Технологическое приложение к журналу, 2001, № 1.-С. 32−33.
  75. A.A., Рахимов Н. В., Хадиев Д. Н., Сахабутдинов P.P. Сервисные технологии с применением колтюбинговых установок при капитальном ремонте газовых скважин Нефть и капитал. Технологическое приложение к журналу, 2001, № 1.-С. 33−35.
  76. Д.Н., Ахметов А.А, Рахимов Н. В. и др. Расширение спектра технологических операций при ремонте скважин и колтюбинговых установок на Уренгойском НГКМ. Тр./ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002, вып. 8. -С. 294−297.
  77. P.P., Рахимов Н. В., Хадиев Д. Н. и др. Методика выбора технологии водоизоляционных работ с применением колтюбинговых установок на Уренгойском НГКМ. Тр./ОАО «Газпром», М.: ООО ИРЦ Газпром. -2003. — Т. 1. -С. 81−84.
  78. В. Д., Сливнев В. Л., Ланчаков Г. А. и др. Подъемная установка для обслуживания нефтяных скважин/Патент РФ № 2 010 943 от 15.04.1994.
  79. О.П. Установка для обслуживания нефтегазовых скважин/Патент РФ № 2 081 293 от 10.06.1997.
  80. А.Г., Чернобровкин В. И., Вайншток С. М. и др. Агрегат подземного ремонта скважин с непрерывной колонной гибких труб/ Патент РФ № 2 154 146 от 10.08.2000.
  81. А.Н. Агрегат для спуска и подъема непрерывных стальных труб/Патент РФ № 2 109 915 от 27.04.1998.
  82. E.H., Евмененко С. М., Курчицер Е. М. и др. Установка для обслуживания скважин с использованием гибких колонн труб и вентильный блок/Патент РФ № 2 078 196 от 27.04.1997.
  83. Г. П., Гейхман М. Г., Шенберг В. М. и др. Опыт и особенности технологий ремонта скважин и обработки пластов с помощью установок «гибкая труба» на месторождениях Западной Сибири. — Известия ВУЗов, «Нефть и газ», 2000, № 5. С. 100−107.
  84. JI. Колтюбинг это удобно и выгодно. — «Нефть и капитал», 2001.-С. 4−7.
  85. А., Гейхман М., Райкевич А. и др. Программа работ по восстановлению добывных возможностей газоконденсатных скважин Ямбургского ГКМ бурением наклонного ствола. «Нефть и капитал», 2001, № 1. — С. 15−16.
  86. Н. Капитальный ремонт скважин с использованием кол-тюбинговой установки М-10 совместно с бустерной установкой УБ14−125−25-Г.- «Нефть и капитал», 2001. С. 17.
  87. А. Опыт эксплуатации колтюбинговых установок на предприятиях ОАО «Татнефть" — Нефть и капитал, 2001, № 1. С. 18−19.
  88. В.А., Хавкин З. Я. Краткий химический справочник. С. Петербург: Химия. 1994.
  89. P.P. Гидравлика: Учебник для ВУЗов. 4-е изд., доп. и перераб. — Л.: Энергоиздат, Ленингр. отд-е, 1982. 672 с.
  90. Е.З., Евгеньев А. Е. Гидравлика: Учебник для техникумов. 3-е издание. М.: Недра, 1987. — 224 с.
  91. Р.И., Есьман Б. И., Кондратенко П. И. Гидравлика промывочных жидкостей. М.: Недра, 1976. — 294 с.
  92. .И. Потери давления в циркуляционной системе буровой установки. М.: ЦНИИТЭНефть, 1957. — 88 с.
  93. Н. Гидравлика бурения. Пер. с рум. М.: Недра, 1986 — 536 с.
  94. Д.Н., Сахабутдинов P.P., Ахметов A.A. Анализ гидравлического расчета циркуляционной системы колтюбинговой установки для условий ремонта скважин Уренгойского месторождения. Тр./ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002, вып. 13. — С. 189−197.
  95. С.Р., Хадиев Д. Н., Ахметов A.A. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ. Тр. ОАО НПО «Бурение»! — 2005. — Вып. 14.-С. 305−311.
  96. В.Г. Водоизоляционные работы в условиях аномальных пластовых давлений. Тр. ОАО НПО «Бурение». — 2005. — Вып. 14. — С. 292−297.
  97. В.З. Технология промывки забоев газовых скважин на месторождениях Западной Сибири в условиях аномально-низких пластовых давлений/Дис. канд. Ставрополь, 2000. — 124 с.
  98. K.M., Нифантов В. И. Бурение скважин на депрессии. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 160 с.
  99. Ю.М., Матвеев Д. Ф. Новые гидрофобные эмульсионные растворы для глушения скважин. Газовая промышленность, 1995, № 9. — С. 14−15.
  100. Г. А., Кендис М. Ш., Глущенко В. Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. — 224 с.
  101. A.M., Фролов A.A., Овчинников П. В. и др. Практика применения установок гибких длинномерных безмуфтовых труб для очистки газовых скважин. Нефть и капитал, 2001, № 3 — с. 18−22.
  102. И.Т., Сахаров В. А., Грон В. Г. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для ВУЗов. М.: Недра, 1984.-272 с.
  103. К.С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г. Д. Нефтегазовая гидромеханика. Учебник для ВУЗов. — М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003.-480 с.
  104. Основание: технологический тан работ по скважине № 7163 УГКМ. Настоящий акт составлен комиссией в составе: Главный технолог УИРС Г. А. Киряков
  105. Начальник ПТО УИРС Н.В. Рахимов11ачальник ГО УИРС И.А. Блохинский
  106. Мастер бри1 ады КРС-13 Я. С. Данилюкв том, что 4.1 1.2003г. с помощью колтюбинговой установки М-10 произведены работы по изоляции водопритока с применением реагента «А-пласт» на скв.№ 7163 УГКМ.
  107. Конструкции и техническое состояние скважины.11 .Э/колонна 219мм-1242м12. НКТ 168мм-1048,17 м
  108. Интервалы перфорации 1195−1230м.
  109. Интервал суперколлектора: 1041,4−1046,8, 1051,2−1053, 1053,6−1057,2, 1061−1062, 1062,81 065,6, 1066,8−1072.4, 1089−1090.4, 1092.8−1105.6, 1106−1110м.
  110. Пакер- ПСС-219−140 установлен в инт.875,8−873м.
  111. Искусственный забой —1219м. Текущий забой -1240м (после промывки песчаной пробки).
  112. Превышение стола ротора-3,715 м.16. ГВК-, 1233,7 м.
  113. Пластовое давление 40,5агм.
  114. Параметры работы скважины: Скважина обводнена, работает с пластовой водой: М= 15,60г/л, Рг=34,3атм., Рст=37атм., дебит 400 тнмЗ/сут.Ту= 12,1 град.(по тех. режиму У ГПУ). Наблюдается прорыв воды из-за башмака эксплуатационной колонны.2. Описание работ:
  115. Произвели спуск гибкой трубы (ГТ) установки М-10 на глубину 1240 м.
  116. Приготовили 12%-ый ацетоновый раствор А-пласт в объеме Зм3 (1мЗ А-пласта- 2мЗ технического ацетона.).
  117. Произвели подъем ГТ до глубины-1049м и прокачку 1,5мЗ водометанольного раствора. Подъем ГТ до устья.
  118. Герметизация устья скважины и выдержка реагентов на реакцию в течение 12 часов для полимеризации и образования водонепроницаемого экрана.
  119. Для установки цементного моста допустили ГТ до глубины 1240 м. и закачали 5 мЗ пресной воды. Приготовили и закачали цементный раствор (р =1,7 г/см3) в объеме 0,64 м³, а также 0,15 м³ пресной воды. Параметры закачки: Р=15−20атм, С2=5−6л/с.
  120. Продавили цементный раствор в интервал 1220 1240м. BMP в объеме 1,2 м³ с одновременным подъемом ГТ до глубины 1220 м. Параметры закачки: Рн=40атм, Рк = 90атм, С2=3−4л/с.
  121. Подняли ГТ до устья, закрыли коренную задвижку и прокачали ГТ водометанольным раствором.
  122. Работа, но водоизолищш на скважине № 7163 выполнена согласно технологического плана.
  123. Главный технолог УИРС Начальник ПТО УИРС Начальник ГО УИРС Мастер КРС-13
  124. Г. А. Киряков Н. В. Рахимов И.А. Блохинский Я. С. Данилюкна проведение работ по и з о j i я ц и ИчВ o Д о’п р ито fca?1. УТВЕРЖДАЮ:
  125. Главный геолог УИРС «Уренгойгазпром"1. D.H. Хозшшов 2005 г. а скважине № 8837 УНГКМг. Новый Уренгой 03.11.2005 г.
  126. Основание: график ремонта скважин УИРС ООО «УГП» на 2005 г утв. гл. инженером
  127. ООО «УГП, технологический план работ утв. гл. инженером УИРС ООО «УГП». Настоящий акт составлен комиссией в составе: Главный технолог УИРС Г. А. Киряков
  128. Начальник ГО УИРС И.А. Блохинский
  129. Мастер бригады КРС-14 A.M. Авхадиевв том, что 02 ноября 2005 г. на скважипс № 8837 УНГКМ с помощью установки М-20 произведены работы по изоляции водопритока с применением водоизоляционного состава на основе реагента Акор-МГ.
  130. Конструкция и тех. состояние скважины:
  131. Скважина наклонно-направленная мах угол наклона 33° 45 на глубине 1200 м.
  132. Кондуктор с≠324мм- 500.00м. цемент до устья-
  133. Т/колонна d=245MM 1397.00м-
  134. Э/колонна d= 168мм- 2764.00м, опрессована на 232атм герметична.
  135. Марка стали и толщина стенок э/колонны в интервалах: 0−311.54м NKK LT 110 12,06мм: 311,54−1238,11 м VAMLT 110 10,59мм- 1238,11−2764м VAM LT 80 8,94 мм.
  136. Искусственный забой 2750м: текущий забой — 2520 м.
  137. Интервалы перфорации ПР-54: 2492−2520м БУ- 2637−2643м БУ5.
  138. НКТ d=89MM 2488,2 м. Пакера нет.
  139. Превышение стола ротора над муфтой кондуктора 7,3 м.110 ФА типа «БРЕДА».
  140. Ранее проведеппые работы: ПГИ-99- 03гг.
  141. Произвели спуск гибкой трубы (ГТ) установки М-20 до глубины 2520 м.
  142. Произвели подъём ГТ до глубины 1300 м и прокачали ВМРом в объёме 5,6 м³. Загерметизировали скважину на реагирование в течение 48 часов.
  143. УТВЕРЖДАЮ: Главный геолог УИРС ООО «Уренгойгазпром"1. В. Н. Хозяинов 2003 г.1. АКТна проведение работ по изоляции водопритока (на°скважинё № 6268ХУНГКМ1. UV'''."' Ыг. Новый Уренгой CMu!, u 26.08.2003 г.
  144. Основание: график ремонта скважин УИРС ООО <<УЦП» ^си2й03^твержденный гл. инженером ООО «УГП», технологический план работ у те гл ипэ/сс'и'е/юиУИР^ООО «УГП». Настоящий акт составлен комиссией в составе: Главный технолог УИРС Г. А. Киряков
  145. Начальник ГО И.А. Блохинский
  146. Мастер бригады КРС-9 E.H. Горенинскихв том, что 25.08.2003 г. на скважине № 6268 УНГКМ с помощью установки М-20 произведены работы по изоляции водопритока с применением водоизоляционного состава на основе реагента Акор-МГ.
  147. Конструкция и тех. состояние скважины:
  148. Э/колонна ё=168мм 2863 м, цемент до устья, опрессована на 228атм — герметична.
  149. Искусственный забой 2830 м. Текущий забой -2784м (ЦМ).
  150. Интервалы перфорации- 2758−2771м.14 НКТ ё=73мм 2749 м.2. Описание работ:
  151. Произвели спуск гибкой грубы (ГТ) установки М-20 до глубины 2768 м.
  152. Произвели подъём ГТ до глубины 1500 м и прокачали ВМРом в объёме 5,6 м³. Загерметизировали скважину на реагирование в течение 48 часов.
  153. Извлекли ГТ из скважины, закрыли коренную задвижку, и загерметизировали скважину на ОЗЦ в течение 48 часов.
  154. Работа, но водоизоляции скважины № 6268, согласно технологического плана, выполненаполностью, удовлетворяет требованиям заказчика.
  155. Главный технолог УИРС Начальник ГО УИРС Мастер КРС-9
  156. Г. А. Киряков И. А. Блохинский E.H. Горенинских
  157. Открытое акционерное общество «Г, А 3 П Р О М» Общество с ограниченной ответственностью «У Р Е Н Г О Й Г, А 3 П Р О М»
  158. УПРАВЛЕНИЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ И РЕМОНТА СКВАЖИН1. УТВЕРЖДАЮ
  159. Экономический эффект В сумме -//9е тыс. руб. при объеме внедрения
  160. И.о. начальника УИРС ООО «уренгойгазпром"1. В.Н. Хозяинов-А°%30 «2005 год. интенп!.-)--.!.и1И1−1. И|. М.'ОНТ- ^-.л>>~ с-РАСЧЕТ
  161. ФАКТИЧЕСКОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ВНЕДРЕНИЯ1. В 2001—2004 гг.
  162. Технологии проведения водоизоляционных работ закачкой А-пласт с помощьюколтюбинговых установокна скважинах Уренгойского месторождения
  163. Начальник ГС УГГГУ ООО <*Уренгойгазпром"М1. В .Б. Шарапов 2005 год
  164. Начальник ПрО по ДГиК УГПУ ООО «Уренгойгазпром"1. Шйб
Заполнить форму текущей работой

На отлично!