Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения
Обзор
Приведены результаты анализа состояния ремонтных работ и сервисного обслуживания скважин на крупнейшем газоконденсатном месторождении Крайнего Севера — Уренгойском.
Исследованы причины осложненного состояния фонда скважин, определены структура и характер осложнений, возникающих при разработке газовых месторождений в условиях водопескопроявлений, в период снижающихся отборов, на поздней стадии эксплуатации.
Обоснованы основные требования и определены критерии по своевременному и качественному проведению капитального ремонта скважин на различных этапах эксплуатации месторождений. Изложены современные, включая вновь разработанные технологии и применяемые технические средства, материалы для восстановления качественных показателей скважины, как одной из основных составляющих в системе добычи и подготовки газа.
Большое внимание уделено вопросам планирования и оперативною управления процессами ремонта с применением компьютеров.
Работа предназначена для инженерно-технических работников нефтяной и газовой промышленности, а также может быть полезна в учебном процессе.
Источник
Ахметов капитальный ремонт скважин
Приведены результаты анализа состояния ремонтных работ и сервисного обслуживания скважин на крупнейшем газоконденсатном месторождении Крайнего Севера — Уренгойском. Исследованы причины осложненного состояния фонда скважин, определены структура и характер осложнений, возникающих при разработке газовых месторождений в условиях водопескопроявлений, в период снижающихся отборов, на поздней стадии эксплуатации.
Нефть и газ приковывали к себе внимание людей с незапамятных времен. Народы разных континентов использовали нефть, асфальты, битумы в медицине, строительстве, в качестве топлива, смазки, освещения и в военных целях.
В книге изложены результаты деятельности первого в отрасли Ленииогорского управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС) объединения Татнефть. Рассмотрены предпосылки подобной специализации, охарактеризована структура предприятия, проведенные мероприятия по совершенствованию организации производства, систем управления и контроля. Книга знакомит с объемами и технологией различных видов подземных работ в практике объединения Татнефть, освещая роль Ленииогорского УПНП и КРС в создании, совершенствовании и внедрении новых методов исследования, ремонта скважин и воздействия на пласт.
Изложены основы технологии подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: борьба с отложениями солей, асфальтосмолистых веществ и парафина, ликвидация песчаных пробок и скоплений кристаллогидратов, ремонтно-изоляционные работы по восстановлению качества крепи и разобщения пластов, ремонт эксплуатационных колонн; большое внимание уделено аварийным работам, а также специальным обработкам призабойной зоны пластов с целью улучшения притока пластового флюида в скважину. Освещены вопросы бурения новых стволов в старых скважинах как эффективный способ продления их эксплуатационного периода; описаны работы по консервации и ликвидации скважин. Для студентов нефтегазовых специальностей
Источник
Ахметов капитальный ремонт скважин
Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.
Добро пожаловать!
На правах рукописи
Ахметов Азат Ахметович ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Специальности 25.00.15 — Технология бурения и
освоения скважин 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Работа выполнена в Управлении интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром».
Научный консультант: академик РАЕН, АН РБ, доктор технических наук, профессор М.Р.Мавлютов
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Н.Х.Каримов доктор геолого-минералогических наук, профессор М.А.Токарев доктор технических наук, с.н.с В.Г.Уметбаев Ведущее предприятие: Тюменский научно-исследовательский институт природного газа и газовых технологий (ООО «ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ»)
Защита состоится 30 ноября 2001 г. в 10 часов на заседании диссертаци онного совета Д 212.289.04 в УГНТУ по адресу: 450062, г.Уфа, ул. Космонав тов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ.
Автореферат разослан 29 октября 2001 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор Ю.Г.Матвеев
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Энергетическая стратегия России предусматривает дальнейшее увеличение добычи газа как для внутреннего потребления, так и для экспорта. Согласно прогнозу, добыча газа к 2010 году может достигнуть в минимальном варианте 780 млрд.м3 в год, а доля газа в топливно энергетическом балансе составит 57%. Основной объем российского газа в на стоящее время добывается в Западной Сибири на уникальных в мире месторо ждениях: Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском, из которых наиболее круп ным является Уренгойское.
Уренгойское газоконденсатнонефтяное месторождение (УГКНМ), вве дённое в разработку в 1978 г., долгое время (свыше 10 лет) обеспечивало почти половину добычи газа России. Однако к настоящему времени пластовое давле ние составляет примерно половину начального, и УГКНМ находится в стадии падающей добычи. Поэтому замедление темпа падения добычи газа на УГКНМ крайне важно для экономики не только России, но и Европы.
В решении этой проблемы ключевую роль начинает играть служба капи тального ремонта скважин. С одной стороны, она должна традиционно обеспе чивать работоспособность все более стареющего фонда газовых скважин, ко гда начинает выходить из строя наземное и подземное оборудование, прогрес сируют осложнения, связанные с изменением геолого-технических условий в пласте. С другой стороны, в последнее десятилетие резко изменились условия хозяйствования и ужесточились экологические требования к хозяйствующим субъектам, особенно природопользующим. Следовательно, в ходе капитально го ремонта скважин в современных условиях необходимо принимать такие тех нологические и технические решения, которые бы дополнительно способство вали повышению эффективности эксплуатации скважин и экологической безо пасности всех работ. Именно разработке таких решений посвящена данная дис сертационная работа.
Цель работы. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации, капитального ремонта газовых скважин на заключительной ста дии разработки месторождений за счёт создания и внедрения новых техноло гий, технических средств, форм организации работ по капитальному ремонту скважин.
1.Анализ современного технического состояния газовых скважин УГКНМ.
2.Установление причин осложненного состояния фонда газовых скважин.
3.Разработка методики и технологий глушения скважин при АНПД.
4.Создание методики, технических средств и технологий для предупреж дения выноса песка из пласта.
5.Разработка методов борьбы с водопритоками.
6.Создание методики диагностирования заколонных перетоков газа и межколонных давлений, разработка технологии их ликвидации.
7.Разработка принципов совершенствования службы ремонта скважин в современных условиях.
8.Разработка пакета программ для ЭВМ с целью компьютеризации реше ния задач по ремонту скважин.
9.Промышленная апробация и внедрение в производство предложенных решений, оценка их эффективности.
Методы решения поставленных задач. В работе в основном использо ван комплексный метод исследования, включающий аналитические решения и экспериментальное изучение как лабораторное на моделях, так и промысловое на скважинах. Основной объем исследований выполнен на реальных скважинах в процессе ремонта, а также до и после него. Кроме того, широко использовал ся анализ промысловых материалов, накопленных практически за всё время разработки УГКНМ.
Защищаемые положения 1.Механизм поступления песка в скважину и образования песчаных псевдоожиженных пробок при наличии и отсутствии водопроявлений.
2.Механизм формирования заколонных перетоков газа и межколонных давлений.
3.Методика и технология глушения газовых скважин при АНПД.
4.Методика, техника и технология предупреждения выноса песка из пла ста.
5.Методы борьбы с водопритоками.
6.Методика и технология ликвидации заколонных перетоков и межко лонных давлений газа.
7.Принципы создания пакета программ для ЭВМ с целью компьютериза ции решения задач по ремонту скважин.
8.Направления совершенствования организации работ по ремонту и обслуживанию скважин.
9.Результаты опытного и промышленного применения разработок.
Научная новизна 1.Установлен механизм поступления песка из пласта в скважину, а также механизм образования на забое песчаных пробок как плотных, так и псевдо ожиженных. Выявлены факторы, влияющие на эти процессы.
2.Рассматривая тампонажные растворы как пористую среду, установлен механизм формирования заколонных перетоков газа и межколонных давлений во время ОЗЦ.
3.Разработан принцип блокировки продуктивных пластов с АНПД дис персными системами, дисперсность и структурно-механические свойства кото рых регулируются в требуемом диапазоне в процессе закачки в скважину (пат.
РФ 2139410, 2144608).
4.Разработан способ создания скважинного гравийного фильтра с выреза нием эксплуатационной колонны, расширением ствола скважины в интервале его установки, очисткой призабойной зоны пласта, с последующим намывом гравия в процессе притока пластового флюида (пат. РФ 2146759).
5.Получены новые составы на основе минеральных и органических вя жущих для изоляции водопритоков, обладающие повышенными изолирующи ми свойствами (пат. РФ 2002038, 2139409, 2139985).
6.Разработаны методика и способ диагностирования заколонных перето ков и межколонных давлений газа, состав изолирующего материала для их ли квидации (пат. РФ 2053357, 2144130).
7.Разработана новая концепция организации работ по ремонту скважин на базе использования авторских технологий и технических средств (пат. РФ 2010943, 2111336).
8.Создан пакет программ для решения задач капитального ремонта сква жин и исполнения необходимой документации на ЭВМ (свидетельства Роспа тента № 980728, 990279, 990388, 990389, 2000611351-2000611353, 2000611355, 2000611356).
Практическая ценность. Все разработки, изложенные в данной работе, используются в повседневной практической деятельности Управления интен сификации и ремонта скважин (УИРС) ООО «Уренгойгазпром», обеспечивая значительный положительный технико-экономический эффект. За счёт них ежегодно дополнительно добывается более 4 млрд.м3 газа, а экономический эффект составляет 6435 тыс.руб. при доле автора 1073 тыс.руб.
Технология глушения газовых скважин с АНПД применена на 83 сква жинах согласно РД 00158758-208-99. Она позволила снизить затраты времени в 5-7 раз, химических реагентов в 3-4 раза, сократить сроки освоения скважин после ремонта в 2-2,5 раза при сохранении дебита скважин на доремонтном уровне. Фактический экономический эффект составил 872 тыс.руб.
Проволочные фильтры с гравийной набивкой установлены в 17 газовых скважинах УГКНМ. Вынос песка на этих скважинах прекратился при одновре менном увеличении дебита. В результате дополнительная добыча газа из этих скважин составила около одного млрд.м3, а экономический эффект – 2516 тыс.рублей. Разработанная технология ликвидации пескопроявлений в 2- раза дешевле технологии, предлагаемой компанией “NAGAOKA USA” для борьбы с выносом песка в обсаженной скважине. Поэтому она принята ОАО «Газпром» для внедрения на других газовых месторождениях Западной Сибири (протокол совещания в ОАО «Газпром» 20.11.98).
Водоизолирующие составы применены на 52 скважинах, которые рабо тают без водопроявлений до настоящего времени. Дополнительная добыча газа составила свыше 3 млрд.м3, а экономический эффект 1237 тыс.руб.
Технология ликвидации заколонных перетоков и межколонных давлений газа в настоящее время применяется на всех скважинах, где наблюдается дан ный вид осложнений. После ремонта скважины работают без осложнений в те чение нескольких лет, тогда как эффективность ранее применявшихся методов не превышала нескольких месяцев. Экономический эффект от внедрения на двух газовых скважинах составил 1751 тыс.руб.
Для планирования структуры и объема работ по ремонту скважин состав лены прогнозы на ближайшие 3-5 лет по каждому виду осложнений, уточняе мые по мере накопления фактических данных. Сервисная система ремонта скважин на основе применения разработанных технологий и колтюбинговых установок отечественного производства с 1999 г. применена на 36 газовых скважинах. Она позволяет проводить многие виды ремонта скважин без их глушения и сократить затраты времени на ремонт примерно в 3 раза, если срав нивать с подъемными установками. Возможно применение колтюбинговых ус тановок для проведения части работ при капитальном ремонте с подъемных ус тановок. Тогда затраты времени на ремонт скважины снижаются примерно в раза. В целом применение колтюбинговых установок как отдельно, так и со вместно с подъемными позволит снизить затраты на ремонт газовых скважин УГКНМ к 2010г. на 12,7 млн. у.е.
Все отделы УИРС оснащены компьютерами, на которых используется разработанный нами пакет программ для решения различных задач по интен сификации и ремонту скважин, исполнения всей необходимой для этого доку ментации. Это позволяет значительно поднять производительность труда ИТР, а также качество принимаемых решений и документации.
Авторские разработки существенно повышают и экологическую безопас ность эксплуатации и ремонта скважин, поскольку значительно сокращается выброс в атмосферу природного газа, технологических жидкостей и продуктов их сгорания в результате снижения количества и продолжительности продувок скважин.
Апробация работы. Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались: на научно-технической конферен ции ПО УГП (Новый Уренгой, 1993);
на научно-техническом совете ПО УГП (Новый Уренгой, 1994);
на XI научно-технической конференции (Москва, 1994);
на научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, УГНТУ, 1995);
на Международных научно-практических конфе ренциях «Ресурсосберегающие технологии в области использования природно го газа» (Тюмень, 1995, 1996);
на семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин» (Уфа, 1996);
на Всероссийской научно практической конференции «Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды на период более 500 лет в зоне ведения геологоразведочных и буровых работ, трубопроводостроения и разработки нефтегазовых месторождений на суше и морских акваториях» (Тю мень, 1997);
на III Международной конференции (Экзетер, Англия, 1997);
на научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Рос сии» (Уфа, 1998);
на Международной конференции (Москва, 1999);
на III Все российской конференции молодых ученых, специалистов и студентов (Москва, РГУНГ, 1999);
на II Международном симпозиуме «Наука и технология углево дородных дисперсных систем» (Уфа, 2000);
на заседании секции «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» научно технического совета ОАО «Газпром» (Анапа, 2000).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 63 работы в открытой научно-технической печати, в том числе 2 монографии, 37 статей;
11 патентов на изобретения;
9 свидетельств на программы для ЭВМ и 4 руководящих доку мента.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти раз делов, заключения, списка литературы, приложений. Она изложена на 327 с. машинописного текста, содержит 63 рисунка, 46 таблиц и 2 приложе ния. Список литературы включает 209 наименований.
Автор благодарит работников Управления по добыче газа и газового конденсата (нефти) ОАО «Газпром» Н.И.Кабанова, В.В.Кузнецова;
ООО «Уренгойгазпром» Р.С.Сулейманова, Г.А.Ланчакова, А.Н.Дудова, А.Н.Куль кова, а также сотрудников Управления интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром», оказавших неоценимую помощь по внедрению разработок и при сборе материалов.
Автор глубоко признателен и выражает благодарность ученым Уфимско го ГНТУ: научному консультанту, члену АН РБ, РАЕН, профессору М.Р.Мавлютову, профессору Л.А.Алексееву, профессору Спиваку А.И., доцен ту П.Н.Матюшину, сотрудникам ВНИИГаза д.т.н. А.А.Клюсову, директору Опытного завода В.В.Макееву и д.т.н. Кузнецовой Т.В. за полезные консульта ции и помощь при выполнении данной работы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулиро ваны ее цель и задачи исследований, приведены основные результаты, научные положения и выводы, выносимые на защиту.
В первом разделе выполнен анализ современного технического состоя ния сеноманских скважин на УГКНМ.
Уренгойский газоконденсатонефтедобывающий комплекс представляет собой самое крупное в мире инженерное сооружение по добыче, переработке и подготовке к транспорту газа, конденсата, нефти. В его составе три этажа про дуктивности:верхний, сеноманский, — чисто газовый;
средний, валанжинский, газоконденсатонефтяной;
наконец, нижний, ачимовский, — также газоконденса тонефтяной. При разработке каждой залежи возникают свои специфичные про блемы, которые практически невозможно решить в одной работе. Поэтому на ми рассматриваются проблемы, связанные с эксплуатацией сеноманской газо вой залежи, которая является наиболее крупной и, соответственно, играет более важную роль в экономике России, Так, из всего фонда 2400 скважин УГКНМ 1400 пробурены на сеноман для добычи газа.
В структурном плане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется на Уренгойскую, Ен-Яхинскую и Песцовую площади, объеди ненные общим контуром газоносности. В разработке находятся Уренгойская и Ен-Яхинская площади. Основные запасы газа Уренгойского месторождения со средоточены на собственно Уренгойской площади — 70,2%, на долю Ен Яхинской площади приходится 19,1% и Песцовой — 10,7%.
Эксплуатационные скважины Уренгойского месторождения расположе ны в присводовых частях структуры и сконцентрированы в кусты по 26 сква жин с расстоянием между кустами 1,52 км. Всего на месторождении работают 319 кустов газовых скважин, подключенных к 15 установкам комплексной под готовки газа (УКПГ).
Промышленная эксплуатация сеноманской залежи Уренгойского место рождения начата в апреле 1978 года. Проектный уровень отборов 250 млрд.м газа был достигнут в 1985 году. На данном этапе разработка осуществляется на основании «Проекта разработки сеноманской залежи Уренгойского месторож дения», выполненного ВНИИГазом в 1995 году.
Подготовка газа осуществляется на 15 УКПГ, в работе 15 ДКС первой очереди, 15 ДКС второй очереди и 4 станции охлаждения газа. Отбор газа в це лом по месторождению ниже проектного, что связано как с поздним вводом ДКС второй очереди, так и с наложенными ограничениями на работу скважин в связи с выносом пластовой воды и механических примесей, при чем количество скважин, работающих с ограничением по дебиту, за последние шесть лет увеличилось в 9,5 раза.
Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами. Так, в начальный период эксплуатации газоди намические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1 млн.м3/сут достаточно поддерживать депрессию на пласт 0,090,21 МПа для собственно Уренгойской площади и 0,26 МПа для Ен Яхинской площади. По Северо-Уренгойскому месторождению дебиты от 800 до 1000 тыс.м3/сут были получены при депрессии 0,612 МПа. Продолжи тельное время фактические рабочие дебиты превышали проектные, а в началь ный период достигали 1,52,0 млн.м3/сут (по собственно Уренгойской и Ен Яхинской площади) и 600625 тыс.м3/сут против проектного 500 тыс.м3/сут по Северо-Уренгойскому месторождению. С выходом месторождения на проект ный уровень годовой добычи дебиты приближались к проектным значениям. В 1996 году годовой темп падения дебитов изменялся от 510 тыс.м3/сут (УКПГ- 6, 4) до 6575 тыс.м3/сут (УКПГ- 8, 10), составляя в среднем 5 тыс.м3/сут по собственно Уренгойской площади и 35 тыс.м3/сут по Ен-Яхинской площади, что вызвано снижением пластового давления по месторождению и началом пе риода падающих отборов.
Установлено закономерное изменение типов разрезов и продуктивности скважин с севера на юг. В южной части (УКПГ-1-6) преобладает тип разреза с содержанием высокопроницаемых коллекторов (более 0,5 мкм2) значительной толщины, что позволило в начальный период разработки поддерживать по этим УКПГ дебиты до 1,52,0 млн.м3/сут при депрессии на пласт 0,500,60 МПа. В настоящее время они являются зонами наиболее интенсивного внедрения пла стовой воды и выноса механических примесей, что в совокупности отрицатель но отражается на их добывных возможностях. В северной части (УКПГ-7-10) продуктивный пласт сложен коллекторами с проницаемостью 0,10,3 мкм2.
Ухудшение коллекторских свойств подтверждается ростом депрессии до 0,770,85 МПа при сопоставимых дебитах.
Текущая продуктивность действующего фонда зависит от качества це ментирования эксплуатационных колонн, а также от интенсивности водо- и пескопроявлений. Так, из общего фонда скважин, по данным АКЦ, невысокое качество цементирования отмечено в 237 и 62 скважинах или 30,9 и 25 % соот ветственно по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям. Неудовлетворительным и плохим качеством цементирования характеризуются еще соответственно 27 и 18,5% скважин. Наиболее неблагоприятная картина, с точки зрения качества цементирования, сложилась на УКПГ-5, где 54% скважин имеют низкое каче ство цементирования. Данное обстоятельство является одной из причин сниже ния в 1996 году годового отбора на 5,45 млрд.м3 по собственно Уренгойской и на 1,74 млрд.м3 по Ен-Яхинской площадям Из пробуренного эксплуатационного фонда собственно Уренгойской площади в настоящее время 80,8% скважин оборудованы лифтовыми трубами диаметром 168 мм, а 14,7% — диаметром 114 мм. Применение насосно компрессорных труб увеличенного диаметра способствует снижению непроиз водительных потерь давления в системе пласт-усть скважины. Наиболее низкие текущие их значения присущи скважинам УКПГ-3, 1 (0,670,74 МПа), имею щим невысокие средние дебиты (326-373 тыс.м3/сут), а максимальные потери (1,23 МПа) имеют скважины УКПГ-10 (при дебите 640 тыс.м3/сут). Около 80 % скважин Уренгойского месторождения оснащены пакерами типов ПСС 219/140, ПСС 219 А-А, BAKER, 2 ПД-ЯГ, 1 ПД-ЯГ, ЗППГД, ППГ-5, КОС 168/89-35, ВАЛЮРЕК.
На 01.10.1997 года межколонное давление различной интенсивности от 0,49 МПа (скв.3132, 12052, 13151, 13273, 13312) до 1,2 МПа (скв.1113, 11301, 11412, 12252, 15283) были отмечены в 26 скважинах.
Для определения добывных возможностей и составления технологиче ского режима скважин в 1999 году были продолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, выше которых начинается разрушение приза бойной зоны. Проведено 54 специальных исследования. Величина предельно допустимой депрессии колеблется от 0,16 до 0,4 МПа по зонам УКПГ, и в на стоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 01.10.99 года скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механических примесей и воды, из них 185 скважин действующего фонда работают с выно сом механических примесей, 65 скважин — с выносом пластовой воды и меха нических примесей (рис. 1).
4 — итого Рис. 1. Динамика роста количества сеноманских скважин, работающих с ограничением по дебиту из-за выноса песка и пластовой воды С целью гидрохимического контроля за разработкой залежей отобрано проб жидкости, охват исследованиями составил 1,14 исследований на скважи ну. По результатам анализов большинство скважин выносит пресную воду.
Для контроля давления в водоносной части произведено 115 замеров уровня в воды по дебиту из за выноса мех.
примесей и пластовой количество скважин, работающих с ограничением пьезометрических скважинах, которые подтвердили предположение об охвате дренированием всего водоносного бассейна апт-альбских и сеноманских отло жений.
Разработка Уренгойского месторождения происходит в условиях прояв ления водонапорного режима, и определяющим фактором подъема ГВК являет ся перепад давления между газо- и водонасыщенными частями пласта. Теку щий ГВК имеет выпуклую поверхность с максимумами подъема, достигающи ми 56 м в зоне размещения эксплуатационных скважин УКПГ-1. Объем вне дрившейся пластовой воды по Уренгойской площади составляет 4807 млн.м3, по Ен-Яхинской — 760 млн.м3. При сохранении проектного уровня годовой до бычи по Уренгойской площади, фонд скважин, подлежащих ремонту из-за об воднения пластовыми водами, составил к 2000 году примерно 16% от эксплуа тационного фонда.
Усиление роли природного газа в экономике страны должно сопровож даться ужесточением требований к надежности и безопасности работы Единой системы газоснабжения России. Известно, что перемещение огромных масс флюидов в процессе дегазации продуктивных толщ и (или) закачки техниче ских жидкостей приводит к нарушению естественного напряженного состояния земной коры. Мировой опыт длительной эксплуатации месторождений углево дородов, особенно сопровождавшейся крупномасштабными закачками техни ческих флюидов разного назначения, показал, что среди наиболее ощутимых последствий техногенных воздействий на геолого-геофизическую среду чаще всего фиксируются разномасштабные просадки дневной поверхности, разрывы горного массива и рост сейсмической активности, нередко приводящие к раз рушению подземных и наземных коммуникаций и сооружений.
Для управления процессами техногенного преобразования земной коры в ареалах эксплуатируемых объектов рекомендуется организовать работы по гео динамическому контролю (мониторингу) за разработкой крупнейших месторо ждений. Синхронно-комплексное наблюдение за динамикой геолого геофизической среды с помощью современных космических, наземных и под земных дистанционных, геофизических, геохимических, гидрогеологических и геодезических методов исследований позволит получить новые возможности для экологически безопасного управления процессом промышленного освоения газосодержащих месторождений.
Результаты комплексного анализа материалов ГИС — контроля за теку щим ГВК, технического и гидрохимического контроля эксплуатационного фонда сеноманских скважин с целью установления их технического состояния и режима работы газовой залежи в период падающей добычи позволили вы явить процессы, которые наряду с негативным влиянием на работу скважин и УКПГ создают угрозу для недр и окружающей среды. Такими процессами, на блюдающимися на Уренгойском и других газовых месторождениях Западной Сибири являются:
• обводнение фонда скважин;
• вынос песка из продуктивного пласта, переходящий в его разрушение;
• заколонные перетоки газа, воды;
• возникновение межколонных давлений.
В заключение раздела на основе выполненного анализа технического со стояния фонда газовых скважин сформулированы цель и задачи исследований диссертации, приведенные выше.
Второй раздел посвящен установлению причин осложнённого состояния фонда газовых скважин.
Поздняя стадия разработки газовых месторождений с точки зрения тео рии надежности сложных систем должна характеризоваться либо резким рос том количества отказов основных элементов системы, либо резким увеличени ем профилактических мероприятий для снижения числа отказов.
Истинные причины большинства осложнений, возникающих при добыче газа на месторождениях региона, связаны с состоянием пласта-коллектора. В силу специфики естественных физических процессов, происходящих в залежах во время разработки месторождений, физические характеристики продуктивно го пласта, сложенного слабосцементированными коллекторами, ухудшаются, что приводит к самому распространенному виду осложнений — водопескопро явлениям.
Нами в работе уделено большое внимание анализу существующих поня тий о влиянии интенсивного выноса воды на устойчивость слабосцементиро ванных песчаников газоносных горизонтов сеноманских отложений. Описан механизм проявления капиллярных сил и снижения прочности глинистого це мента при его взаимодействии с водой. Обобщен опыт эксплуатации Уренгой ского месторождения, являющегося, как и месторождение Медвежье, аналогом всех газовых залежей региона, по условиям водопескопроявлений. Основной задачей при эксплуатации скважин является определение структуры и характе ра осложнений, возникающих в условиях активного проявления водонапорного режима и выноса больших объемов конденсационной воды, а также установле ния причин, их вызывающих.
Для качественного и квалифицированного решения этих задач особое значение имеют вопросы, связанные с полнотой и достоверностью исходной информации. Для проведения полного и качественного анализа применена следующая методика диагностики состояния скважин, проводимой при их экс плуатации и ремонте в условиях активного водопескопроявления:
• определены критерии диагностики состояния добывающих скважин до ремонта и после проведения ремонтных работ;
• установлены предельные значения выбранных критериев на основе теоретических проработок, регламентирующих документов и данных эксплуатации.
При выборе типов или сочетаний критериев принимались во внимание, с одной стороны, основные используемые в отрасли промысловые методы физи ко-химических анализов, с другой, — возможность проведения всесторонней диагностики состояния скважин по результатам промыслово-геофизических ис следований, полученным как при бурении, так и при эксплуатации и ремонте.
Выбраны следующие критерии: удельное содержание жидкости;
удельное со держание механических примесей;
химический состав жидкости, включая микрокомпоненты;
гранулометрический или фракционный состав механиче ских примесей;
фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта;
ка чество цементирования эксплуатационной колонны;
техническое состояние конструкции скважины.
Проанализированы результаты статистической обработки фактических промысловых данных, собранных за период эксплуатации залежи, установлены эмпирические зависимости, которые отражают реально протекающие процес сы и являются основой для прогноза поведения системы в дальнейшем, а также для разработки мероприятия по предупреждению и ликвидации возможных ос ложнений.
Причина обводнения фонда скважин в процессе эксплуатации достаточ но тривиальна: падение пластового давления при отборе газа из залежи. По скольку сеноманская газовая залежь водоплавающая, то, с одной стороны, происходит подъем ГВК, и когда он достигает нижних отверстий интервала перфорации, начинается поступление воды в скважину. С другой стороны, из-за некачественного цементирования эксплуатационной колонны вода может на чать поступать по кольцевому пространству из водоносных пластов, залегаю щих как ниже, так и выше интервала перфорации.
Вода не только сама по себе создает проблемы при добыче газа, но и вы зывает дополнительные, активно воздействуя на коллектор, содержащий глину.
Поэтому детально рассмотрено состояние воды в горных породах, показано, что она может находиться в восьми формах: от конституционной до парообраз ной. Приведена краткая гидрогеологическая характеристика сеноманского во доносного комплекса УГКНМ. Пластовые воды сеномана имеют общую мине рализацию 18…19 г/л и относятся к хлоркальциевому типу по Сулину. Верхние воды практически пресные, с минерализацией менее 1 г/л.
Газоносный коллектор представлен кварцевым песком, сцементирован ным глиной, состоящей из 43% по массе каолинитов, 43% иллитов, 12% смек титов и 2% хлоритов. Показано взаимодействие воды с глиной и песком, рас смотрены силы, действующие на частицы глины и песка при их увлажнении, изменение сил при изменении влажности. Прочность глинистого цемента с ростом влажности уменьшается, а силы капиллярного сцепления песчинок уменьшаются как с ростом, так и с уменьшением влажности.
Причина выноса песка из пласта более сложная. Во-первых, песок может выноситься в скважину в результате уноса песчинок потоком газа с поверхно сти фильтрации. Во-вторых, он может выноситься из массива пласта по кана лам фильтрации газа. В обоих случаях песок будет выноситься, если силы, спо собствующие выносу, будут превышать силы, удерживающие песчинки на мес те. В первом случае песчинки удерживаются под действием горного давления и сил капиллярного сцепления, а выносу способствует собственный вес песчинок, давление бокового распора и гидродинамическое давление потока газа. Во вто ром случае могут выноситься только песчинки, размер которых меньше разме ра каналов фильтрации газа. Геометрические расчеты для частиц сферической формы при их наиболее плотной упаковке показали, что могут выноситься час тицы диаметром менее 0,15 dс;
где dc – диаметр частиц, образующих скелет пласта. Эти частицы удерживаются на месте собственным весом и капилляр ным сцеплением, а выносятся гидродинамическим давлением потока газа. В работе с определёнными, вполне приемлемыми допущениями получены выра жения для всех действующих сил и аналитически решена задача выноса песка в скважину.
Предварительный анализ показал, что слой песчинок, находящийся на поверхности фильтрации газа в скважину, можно принять разгруженным от действия горного давления и давления бокового распора. Также можно пренеб речь и весом песчинок, поскольку он значительно (более 100 раз) меньше дру гих сил. В результате условие равновесия песчинки на поверхности фильтрации имеет вид K rп 2 н Qн Pн z rп л — (sin + cos — 1) 2 2 cos 2 n h d l2 m2 Pз пк пк (1) 1 — (6К + 3sin ) = 0, 1 — cos sin + cos — где Кл – коэффициент лобового сопротивления обтеканию песчинки;
rп- радиус песчинки;
н и Qн – соответственно плотность и дебит природного газа при нормальных условиях (при атмосферном давлении и температуре 20 0С);
Рн и Рз – соответственно нормальное (атмосферное) и забойное давления;
z — ко эффициент сжимаемости природного газа;
n — плотность перфорации эксплуа тационной колонны;
h – толщина интервала перфорации;
dпк и l — соответст пк венно диаметр и длина перфорационных каналов в пласте;
m – коэффициент пористости продуктивного пласта;
— поверхностное натяжение пластовой во ды на границе с природным газом;
— угол смачивания песчинки водой;
К – коэффициент трения между песчинками;
— угол между горизонталью и на правлением действия сил капиллярного сцепления.
Первое слагаемое определяет силу, увлекающую песчинку потоком газа в скважину, а второе – силу капиллярного сцепления песчинки, удерживающую её на поверхности фильтрации газа. Для удобства анализа в формуле (1) знаки приняты так, что если разность положительна, песок выносится из пласта, а ес ли она отрицательна или равна нулю, то песок не выносится.
С целью установления причин выноса песка из пласта в скважину в рабо те выполнен численный анализ уравнения (1), приняв исходные данные по ли тературным источникам и результатам промысловых исследований. На рис. приведена зависимость силы капиллярного сцепления песчинки от угла смачи- вания ее пластовой водой. Как видим, с уменьшением угла смачивания пес чинки сила капиллярного сцепления (СКС) линейно возрастает, достигая мак симального значения при угле смачивания около одного градуса. Конкретные данные по влажности коллектора сеномана и соответственно по углу смачива ния песчинок в начале разработки залежи отсутствуют, однако известно, что в начале разработки залежи вынос песка не фиксировался.
0 Угол смачивания, град Диаметр песчинки, мм: 1 – 0,1;
4 – 0, Рис. 2. Зависимость силы капиллярного сцепления песчинки от угла смачивания Поэтому можно предполагать, что угол смачивания был значительно меньше 40 500, т.е. сила капиллярного сцепления песчинок имела место. По мере разработки залежи и падения пластового давления равновесная влагоем кость природного газа возрастает согласно формуле Букачека в = А /10,2Р + Б (2) пл.
где в – равновесная влагоёмкость газа, г/м3;
А – равновесная влагоёмкость идеального газа при атмосферном давлении, г/м3;
Рпл – пластовое давление, — Сила капиллярного сцепления, Н МПа;
Б – коэффициент, учитывающий разницу влагоемкости реального и иде ального газов.
В результате природный газ будет насыщаться до равновесной влажности за счёт испарения воды, содержащейся в поровом пространстве. Поскольку аб солютное значение изменения равновесной влажности газа достаточно мало (десятые доли кг/1000м3. МПа), то заметного уменьшения влажности (осуше ния) пласта в целом не происходит. Расчеты показывают, что влажность пласта даже к концу разработки залежи уменьшится всего лишь на тысячные доли процента. Более значительное осушение пласта происходит на поверхности фильтрации и вблизи нее. Известно, что депрессионная воронка при фильтра ции газа очень крутая и около 75% депрессии срабатывается на радиусе от оси скважины, не превышающем 10 м. Следовательно, на этом расстоянии проявля ется дефицит влажности газа, возрастающий по мере приближения к стенке скважины, который компенсируется испарением воды в коллекторе. Конечно, абсолютное значение дефицита влажности по-прежнему очень мало, но очень велико количество газа, проходящего через эту зону. Поэтому осушение кол лектора в процессе добычи газа вблизи стенки скважины может быть весьма значительным. Нами выполнены приближенные расчеты при условии: депрес сия на пласт 0,1 МПа;
пластовое давление 5 МПа;
дебит скважины 300 тыс.
радиальная толщина зоны фильтрации 0,1 м. При этих условиях через зону фильтрации проходит 265 тыс.объемов порового пространства газа в су тки, а уменьшение влажности коллектора в течение года эксплуатации скважи ны составит 15% объема пор, т.е. поровое пространство может стать абсолют но сухим.
Уменьшение влажности коллектора будет приводить к уменьшению угла смачивания и к возрастанию СКС. Однако по мере уменьшения дальнейшее испарение воды затрудняется, поскольку молекулы воды будут всё сильнее удерживаться в щели между песчинками адсорбционными силами. Поэтому вряд ли снизится ниже нескольких градусов даже в случае полного высыхания порово го пространства. Из этого следует, что СКС можно принимать максимальной.
Результаты решения уравнения (1) с учетом этого допущения приведены в табл. 1 при = 10.
Глушению скважин вообще и при АНПД в частности посвящены работы Акопяна Н.Р., Амияна В.А., Бережного К.В., Воронова В.Н., Гасумова Р.А., Де нисова Г.Г., Зейгмана Ю.В., Кайгородова В.А., Макаренко П.П., Овчиннико- ва В.П., Рассохина Г.В., Рябоконя С.А., Тагирова К.М., Тищенко В.И., Троцко го В.Ф., Шмелькова В.Е., Корли У.Т., Паттона Дж.Т. и многих других. В ре зультате предложен длинный перечень рецептур жидкостей глушения и блоки рующих растворов для подготовки скважин к ремонту. Такое большое количе ство обусловлено, с одной стороны, большим разнообразием геолого технических условий, с другой стороны, отсутствием универсальных растворов и технологий безопасного глушения скважин, поиском доступных и недорогих материалов (либо отходов производств, расположенных в данном регионе), не требующих больших затрат на приготовление и доставку на место применения.
Применение известных жидкостей глушения и блокирующих растворов на УГКНМ, к сожалению, не решило проблему глушения скважин. В 1988 98г.г. затраты времени на ликвидацию осложнений, вызванных некачествен ным глушением скважин (повторное глушение, долив, вызов циркуляции тех нологической жидкости и др.), составляли в среднем от 25 до 155 часов на одну скважину. Также значителен был и дополнительный расход материалов. Так, в 1995-96г.г. наблюдался двойной расход портландцемента на установку водо изоляционных мостов. Неудачи обусловлены тем, что коллекторские свойства продуктивного горизонта изменяются в очень широких пределах как по площа ди залежи, так и по толщине, которая в свою очередь изменяется по отдельным скважинам от 70 до 230 м. Так, проницаемость изменяется от 0,01 до 5 мкм2, а пористость от 10 до 40%. Причем по мере дренирования залежи, особенно с на чалом выноса песка, диапазон изменения пористости и проницаемости расши ряется.
Исходя из изложенного, нами с 1996 года ведутся разработки блокирую щих растворов, обеспечивающих надежное глушение скважины при сохране нии естественных фильтрационных свойств призабойной зоны пласта. В отли чие от известных они характеризуются очень широким фракционным составом дисперсной фазы, получаемой комбинированным путем: крупная фракция вво дится в виде наполнителя, а мелкая получается в результате совместной кон денсации нескольких растворенных компонентов. Компоненты выбираются с учётом их доступности, стоимости и суровых природно-климатических усло вий региона. В зависимости от индивидуальных особенностей скважин свойст ва блокирующих растворов легко регулируются изменением их состава. В табл.
2 для примера приведен состав блокирующего раствора, названного нами мно гокомпонентным раствором (МКР), а в табл.3 – фракционный состав наполни телей для него.
(С16-С22) 0 — 0,08мм –60% 0,08-0,2мм – 40% Водорастворимый полимер 0,7- Вода техническая Остальное Таблица Фракционный состав наполнителя Торф Строительный мел Химически осажденный мел размер содержа- размер содержа- размер час- содержание, частиц, ние, частиц, ние, тиц, % мм % масс. мм % масс. мм масс.
на апрель 2001 г. в УИРС было уже колтюбинговых установок. По мере оснащения КУ специальными приспособ лениями, оборудованием и инструментами планируется значительно расширить спектр работ, выполняемых в скважинах с их помощью.
Однако некоторые виды ремонта нельзя сделать с помощью КУ (замена лифта, глубинного оборудования и др.). Но и в этих случаях успешно можно выполнять отдельные операции, такие как глушение скважин, водоизоляцион ные работы, разрушение гидратных и песчаных пробок, освоение, интенсифи кацию притока, колтюбинговыми установками при ремонте скважин с подъем ных установок. По нашим рекомендациям эти варианты прошли успешные ис пытания и они позволили снизить затраты на ремонт до двух и более раз по сравнению с использованием только подъемных установок.
Нами сделан прогноз объемов ремонтных работ по годам до 2010 г.
включительно, рассчитаны затраты на их проведение с применением различных установок. Результаты расчетов, приведенные в работе, показывают, что совме стное применение колтюбинговых и подъемных установок даст возможность снизить затраты на ремонт скважин примерно в 2 раза, а на добычу газа на 2,6%. Кроме того, значительно повышается экологическая безопасность экс плуатации и ремонта скважин вследствие снижения выброса в атмосферу при родного газа, технологических жидкостей и продуктов их сгорания в результате сокращения числа и продолжительности продувок скважин.
Внедрение колтюбинговых установок дало возможность совершенство вать и организацию работ по ремонту скважин с целью поддержания добычи газа. Нами апробирована и внедряется система ремонта, названная сервисной. В её основе лежит современный подход к ремонту скважин как индивидуальный комплексный подход к каждой скважине, предполагающий регулярное деталь ное исследование её технического состояния и проведение требуемого набора профилактических ремонтно-технологических операций с целью максимально го увеличения её производительности и межремонтного периода работы. Она предусматривает, кроме устьевых исследований, проникновение с помощью КУ в скважину без её глушения и выполнение в ней исследовательских, а при необходимости и ремонтно-профилактических работ. Сервисная система охва тывает весь фонд скважин и должна функционировать по заранее составленно му графику, а в отдельных случаях и по факту нарушения установленного ре жима работы скважины. Иными словами, не нужно ждать заявок на ремонт скважин, как прежде, а нужно упреждать нарушения, способствуя тем самым поддержанию добычи газа на максимальном уровне.
Другим направлением совершенствования организации работ является ши рокое применение компьютеров для решения различных вопросов ремонта скважин: планирования, прогнозирования работ, расчёта технико экономической эффективности их, составления необходимой документации, отчетов и др. В разделе дано краткое описание оригинальных, защищенных свидетельствами программ для ЭВМ, разработанных под руководством и при непосредственном участии автора. Все отделы УИРС оснащены современными ПК, на которых стоят эти программы и используются в повседневной деятель ности. Они значительно повышают производительность труда ИТР и качество принимаемых инженерных решений, документации. В настоящее время созда ётся локальная замкнутая компьютерная сеть Управления интенсификации и ремонта скважин ООО «Уренгойгазпром» для ускорения обмена информацией между структурными подразделениями и сокращения бумажного потока.
В заключение раздела аргументированно сформулированы предложения по включению в проекты разработки газовых месторождений раздела по капи тальному ремонту, интенсификации притока и ликвидации скважин, по изме нению конструкции скважин на новых газовых месторождениях со сходными с УГКНМ геологическими условиями.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ На основе системного анализа технического состояния эксплуатационно го фонда газовых скважин УГКНМ, теории и современной отечественной и за рубежной практики эксплуатации газовых месторождений на поздней стадии при АНПД установлены структура, динамика и механизм развития осложнений при добыче, выработаны и реализованы на практике новые, защищённые па тентами технологические и технические решения по борьбе с осложнениями, внедрены принципиально новые установки, а на их основе новые формы орга низации работ по ремонту скважин. Таким образом, решена важная для отрасли и экономики России проблема замедления темпа снижения добычи газа на крупнейшем месторождении – УГКНМ.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1.Для глушения скважин с минимальным загрязнением ПЗП при АНПД с коэффициентом аномальности 0,5 разработаны блокирующие растворы с широким фракционным составом дисперсной фазы, получаемой в процессе за качки раствора в скважину. Они имеют высокую регулируемую во времени вязкость (до 2000 Па. с).
2.Установлен механизм поступления песка в скважину, опираясь на кото рый разработаны методика и комплексная технология ликвидации пескопрояв лений, включающая вырезание эксплуатационной колонны в интервале залега ния суперколлектора, расширение ствола скважины, очистку и осушку ПЗП, установку проволочного фильтра типа ФСК-114 с последующим намывом гра вия в процессе притока пластового флюида.
3. Для ликвидации водопритоков в скважину разработаны методика, техно логии и предложены реагенты селективного действия, полимеризующиеся или твердеющие в воде, а для осушки и очистки ПЗП – кетоны, спирты или их сме си.
4. Обоснован механизм образования, разработана методика диагностирова ния заколонных перетоков и межколонных давлений газа, а также способ и двухкомпозиционный состав для их ликвидации, обладающий высокой проникающей способностью в дефектные зоны.
5. На основе применения отечественных колюбинговых установок, соз данных с участием автора, разработана и испытана на УГКНМ новая сервисная система ремонта скважин, предусматривающая постоянные наблюдения за ра ботой фонда скважин, оперативное устранение неполадок и обеспечивающая поддержание добычи газа на максимальном уровне.
6. Для повышения производительности и эффективности труда ИТР, заня тых ремонтом скважин, проведена компьютеризация всех технологических процессов и разработан оригинальный пакет программ для ЭВМ.
7. В результате внедрения разработок автора на УГКНМ дополнительно до быто свыше 4 млрд.м3 газа в год при экономическом эффекте 6435 тыс.руб.
(доля автора 1073 тыс.руб). Они позволяют к 2010 г. снизить затраты на ремонт скважин примерно в 2 раза, а себестоимость газа на 2,6%. Кроме того, значи тельно повысится экологическая безопасность в результате снижения выброса в атмосферу природного газа, технологических жидкостей и продуктов их сгора ния в факелах.
8. Для дальнейшего совершенствования КРС на УГКНМ и других месторо ждениях со сходными геологическими условиями рекомендовано спускать экс плуатационную колонну до кровли продуктивного пласта с последующим раз буриванием до проектной глубины и спуском забойных фильтров, а в проекты разработки газовых месторождений ввести раздел по капитальному ремонту, интенсификации и ликвидации скважин.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:
1. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском место рождении. Проблемы и решения. — Уфа: УГНТУ, 2000.- 209 с.
2. Ахметов А.А. Технологические разработки для ремонта скважин на Уренгойском месторождении. — Уфа: УГНТУ, 1999. — 20 с.
3. Тампонажные материалы с добавками отходов титано-магниевого производства /А.А.Клюсов, А.А.Ахметов, Л.М.Каргапольцева и др. //Газовая промышленность. — 1984. — № 3. — С. 38.
4. Клюсов А.А., Ахметов А.А. Тампонажные материалы с добавками от ходов титано-магниевого производства для цементирования низкотемператур ных скважин // Бурение нефтяных и газовых скважин: Реф.сб. – М.:ВНИИОЭНГ, 1986.- Вып. 2.
5. Кашкаров Н.Г., Ахметов А.А. Снижение проницаемости при разбури вании газового пласта //Газовая промышленность. – 1990. — №6. – С. 50-53.
7. Никитченко В.Г., Ахметов А.А. Новая установка для гофрирования труб при ремонте обсадных колонн стальными пластырями УВГГ //Научно технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в га зовой промышленности: Инф.сб.-М.:ВНИИЭгазпром, 1992.- Вып. 2.
8. Новый пластовый изолятор /П.В.Коваленко, В.Л.Сливнев, А.А.Ахметов и др. //Газовая промышленность.-1993. — №8. -С. 20-21.
9. Инвертно-эмульсионные системы для глушения скважин и проводки горизонтальных стволов /А.А.Ахметов, А.М.Шарипов, Г.А.Киряков и др.
//Материалы XI научно-технической конференции.- М.: ИРЦ Газпрома, 1994. — С. 144-151.
10. О методах изоляции водопритоков, применяемых на Уренгойском ме сторождении /З.А.Хабибуллин, В.Л.Сливнев, А.А.Ахметов и др.//Сб.науч. тр.
УГНТУ. -Уфа, 1994. — С. 162-166.
11. Влияние вида бурового раствора на устойчивость горных пород, кол лекторов нефти и газа Западной Сибири /Д.Н.Лобов, А.А.Ахметов, Р.М.Сакаев и др. //Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ.-Уфа: УГНТУ, 1995.- С.35.
12. Полифункциональный пластификатор для приготовления тампонаж ных растворов /А.А.Клюсов, А.А.Ахметов, В.В.Дворцов и др.//Ресур сосберегающие технологии в области использования природного газа:
Сб.тез.Междунар.конф.- Тюмень, 1995. — С. 40-41.
13. Конесев Г.В., Мулюков Р.А., Ахметов А.А. Буровые растворы на осно ве ацеталей //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строи тельстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин:
Материалы семинара-дискуссии — Уфа: УГНТУ, 1996.
14. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Жуковский К.А. Разработка средств и методов борьбы с выносом песка на газовых скважинах в Западно-Сибирском регионе //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строитель стве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Ма териалы семинара-дискуссии. — Уфа: УГНТУ, 1996.
15. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Киряков Г.А. Рецептура жидкостей глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на Уренгойском ГКМ и пути их совершенствования в условиях АНПД //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Материалы семинара-дискуссии. -Уфа:
16. Ахметов А.А., Шарипов А.М. Новые методы селективной изоляции водопритоков на УГКМ и пути повышения их эффективности с учетом устой чивости горных пород //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Материалы семинара-дискуссии. — Уфа: УГНТУ, 1996.
17. Разработка новых химических реагентов для глушения скважин при капитальном ремонте /Г.В.Конесев, Р.А.Мулюков, Л.Г.Шакиров, А.А.Ахметов //Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: Материа лы семинара-дискуссии. — Уфа: УГНТУ, 1996.
18. Ахметов А.А., Шарипов А.У, Хадиев Д.Н. Ликвидация межколонных давлений при капитальном ремонте скважин Уренгойского месторождения // Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды…: Всероссийская научно-практической конферен ции — Тюмень, 1997. — С. 4.
19. Ахметов А.А., Шарипов А.М. Сокращение объёма промстоков при до быче и подготовке газа за счет ограничения водопритоков на скважинах Урен гойского газоконденсатного месторождения //Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды…: Все российская научно-практическая конференция.- Тюмень, 1997.-С. 5.
20. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Жуковский К.А. Предупреждение эро зионного износа и повышение надежности работы оборудования пескопрояв ляющих скважин Уренгойского месторождения // Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды…:
Всероссийская научно-практическая конференция -Тюмень, 1997. — С. 11.
21. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Киряков Г.А. Разработка и применение блокирующих систем для повышения эффективности работ по капитальному ремонту скважин на Уренгойском месторождении // Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды…:
22. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Даценко С.А. Пути улучшения экологи ческой ситуации при капитальном ремонте скважин Уренгойского нефтегазо конденсатного месторождения // Экологические проблемы и пути решения за дач по длительной сохранности недр и окружающей среды…. Всероссийская научно-практическая конференция — Тюмень, 1997. — С. 14 — 15.
23. Ахметов А.А., Клюсов А.А. Гидратация 3CaO. SiO2 при отрицатель ных температурах // III Международная конференция по химии материалов. — Экзетер, Англия, 1997.
24. Ахметов А.А. Проблемы повышения эффективности эксплуатации, капитального ремонта и ликвидации скважин на Уренгойском месторождении //Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно-техническая конферен ция. — Уфа: УГНТУ, 1998.
25. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Жуковский К.А. Новая комплексная технология предотвращения пескопроявлений в газовых скважинах на поздней стадии эксплуатации Уренгойского месторождения //Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно-техническая конференция.- Уфа: УГНТУ, 1998.
26. Новая блокирующая дисперсная система для глушения газовых сква жин с АНПД Уренгойского месторождения /А.А.Ахметов, А.М.Шарипов, Г.А.
Ланчакови др. //Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно техническая конференция. — Уфа: РИО УГНТУ, 1998.
27. Ахметов А.А., Шарипов А.М. Разработка и внедрение новой техноло гии изоляции водопритоков на Уренгойском газоконденсатном месторождении //Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно-техническая конферен ция. — Уфа: УГНТУ, 1998.
28. Ахметов А.А., Шарипов А.М., Хадиев Д.Н. Ремонт эксплуатационных колонн неокомских скважин Уренгойского газоконденсатного месторождения // Проблемы нефтегазового комплекса России: Научно-техническая конференция.
29. Ликвидация пескопроявления при добыче газа /А.А.Ахметов, К.А.Жуковский, А.М.Шарипов и др.//Газовая промышленность. — 1998. — №9.- С. 20-22.
30. Капитальный ремонт скважин и повышение нефтеотдачи пластов /А.А.Ахметов, А.М.Шарипов, Р.Р.Сахабутдинов и др. //Газовая промышлен ность. — 1998. — № 9.
31. Ремонт эксплуатационных колонн неокомских скважин Уренгойского газоконденсатного месторождения /А.А.Ахметов, Д.Н.Хадиев, Л.А.Алексеев и др. //Сборник научных трудов ОАО НПО «Бурение». — Краснодар, 1999.-Вып.2.
32. Клюсов В.А., Кривобородов Д.Р., Ахметов А.А. Тампонажный цемент для сложных геокриологических условий //Материалы Международной конфе ренции. — М., 1999. — С. 609-611.
33. Доломитовая мука как компонент тампонажных растворов /В.И.Вяхирев, Н.М.Добрынин, А.А.Ахметов и др.//НТС Газовая промышлен ность.-М.: ООО «ИРЦ Газпрома», 1999. — №2. — С. 18-22.
34. Особенности глушения сеноманских скважин Уренгойского месторо ждения в условиях АНПД /А.А.Ахметов, Г.А.Киряков, К.А.Жуковский //Материалы Третьей Всероссийской конференции молодых уче ных,специалистов и студентов.- М.:РГУНГ, 1999. — С. 24.
35. Инструкция по приготовлению и применению инвертно эмульсион ного раствора на основе органобентонита («Эмультон»)/М.И.Липкес, Д.Л.Мухин, А.А.Ахметов и др. //Организационный документ.-М.:НПО «Буро вая техника»- ВНИИБТ, 1992. — 8 с.
36. Усталостное разрушение эксплуатационных колонн под воздействием переменных напряжений и коррозии в скважинах УГНКМ /А.А.Ахметов, Д.Н.Хадиев, К.А.Жуковский и др.//Новые технологии в газовой промышленно сти: Тезисы докладов Третьей Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. М.:Интерконтакт Наука, 1999. — С.45.
37. Клюсов А.А., Кривобородов Ю.Р., Ахметов А.А. О долговечности це ментного камня в сеноманских скважинах //Нефтяная и газовая промышлен ность. — 2000. — №2. — С. 31-32.
38. Классификация осложнений в системе пласт-скважина и причин, их вызывающих /А.А.Клюсов, В.А.Клюсов, А.А.Ахметов и др. //Нефтяная и газо вая промышленность.- 2000. — №2. — С.35-39.
39. Применение дисперсных систем для промывки песчаных пробок на га зовых скважинах Уренгойского месторождения /А.А.Ахметов, Р.Р.Сахабутдинов, Н.В.Рахимов и др. //Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Материалы Второго Международного симпозиума- Уфа:
«Реактив», 2000. — С. 85.
40. Пат. 2002038 РФ, (51)5Е21В33/138. Тампонажный состав для изоляции проницаемых пластов /П.Ф.Цыцымушкин, П.В.Коваленко, А.А.Ахметов и др.- Бюл. № 39-40, 1993.
41. Пат. 2010943 РФ, (51)5Е21В 19/22, 19/00. Подъемная установка для обслуживания нефтяных скважин /М.А.Колотий, В.В.Домогатский, А.А.Ахметов и др. — Бюл. № 7, 1994.
42. Пат. 2053557 РФ, (51)6Е21В 43/32. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах / А.А Цыбин., А.А.Ахметов, В.В.Торопин и др.- Бюл. №3, 1996.
43. Пат. 2111336 РФ, (51)6Е21В 33/06. Превентор /А.В.Кустышев, А.А.Ахметов, В.П.Овчинников и др. — Бюл. № 14, 1998.
44. Пат. 2139409 РФ, (51)6Е21В 33/138. Облегченная тампонажная смесь /В.И.Вяхирев, В.В.Ипполитов, А.А.Ахметов и др. — Бюл. № 28, 1999.
45. Пат. 2139410 РФ, (51)6Е21В 33/138. Способ изоляции зон поглощения в скважинах /А.А.Ахметов, А.М.Шарипов, А.Н.Кульков и др.-Бюл. №28, 1999.
46. Пат. 2139985 РФ, (51)6Е21В 33/138. Тампонажный материал /В.И.Вяхирев, В.В.Ипполитов, А.А.Ахметов и др. — Бюл. №29, 1999.
47. Пат. 2144130 РФ, (51)6Е21В 33/138. Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине /А.Н.Дудов, А.А.Ахметов, А.М.Шарипов и др.- Бюл. № 1, 2000.
48. Пат.2144608 РФ, (51)6Е21В 33/138. Способ блокировки поглощающих пластов в скважине /А.Н.Дудов, А.А.Ахметов, А.М.Шарипов и др.- Бюл. №2, 2000.
49. Пат. 2146756 РФ, (51)6Е21В 33/13. Способ установки цементного мос та в скважине /А.Н.Кульков, А.А.Ахметов, А.М.Шарипов и др.-Бюл. №8, 2000.
50. Пат. 2146759 РФ, (51)6Е21В 43/04. Способ создания скважинного гра вийного фильтрата /Г.А.Ланчаков, А.А.Ахметов, Д.Н.Хадиев и др. — Бюл. № 8, 2000.
51. Свидетельство 980728 РФ. Программа для ЭВМ «Метод Вальда. Вер сия 1.0» /В.Ф.Галиакбаров, А.Е.Белозеров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Рее стре программ для ЭВМ 22.12.1998.
52. Свидетельство 990279 РФ. Программа для ЭВМ «ГеоИнспек тор.Версия 1.2» / А.Е.Белозеров, Е.С.Белозеров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 14.05.1999.
53. Свидетельство 990388 РФ. Программа для ЭВМ «Дебит. Версия 1.0» /В.Ф.Галиакбаров, А.Е.Белозеров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Реестре про грамм для ЭВМ 11.06.1999.
54. Свидетельство 990389 РФ. Программа для ЭВМ «Экспресс эффект.
Версия 2.0» / А.Е.Белозеров, В.Ф.Галиакбаров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 11.06.1999.
55. Свидетельство 2000611351 РФ. Программа для ЭВМ «ГО Экономика ГТМ» /А.А.Ахметов, А.Е.Белозеров, В.Н.Хозяинов. и др.-Зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 25.12.2000.
56. Свидетельство 2000611352 РФ. Программа для ЭВМ «ГО Геология» /А.А.Ахметов, В.Н.Хозяинов, А.Е.Белозеров и др.- Зарегистр. в Реестре про грамм для ЭВМ 25.12.2000.
57. Свидетельство 2000611353 РФ. Программа для ЭВМ «ГО ГеоИнфор мационная система ПЛАСТ. Версия 3.0 /А.Е.Белозеров, А.А.Ахметов, В.Н.Хозяинов и др.- Зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 25.12.2000.
58. Свидетельство 2000611355 РФ «Программа для ЭВМ «ГО ДАТА Ana lyzez 4.0» /А.Е.Белозеров, Е.С.Белозеров, А.А.Ахметов и др.-Зарегистр. в Реее стре программ для ЭВМ 25.12.2000.
59. Свидетельство 2000611356 РФ «Программа для ЭВМ «ГО Фильтр» / А.А.Ахметов, В.Н.Хозяинов, А.Е.Белозеров и др.- Зарегистр. в Реестре про грамм для ЭВМ 25.12.2000.
Соискатель А.А.Ахметов Изд.лиц. ЛР № 020267 от 22.11. Подписано в печать 25.10.01. Бумага офсетная №2. Формат 60х841/16.
Гарнитура «Таймс». Печать офсетная. Усл.-печ.л. Тираж 90 экз. Заказ Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес издательства и типографии:
Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам. Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.
