Разработка технологии и материалов для выявления, ликвидации и предотвращения нарушений герметичности эксплуатационных колонн тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Мухаметшин Вадим Габдуллович

• Мухаметшин Вадим Габдуллович
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Мухаметшин Вадим Габдуллович

ВВЕДЕНИЕ

1 ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ КОЛОНН

1.1 Обзор и анализ причин нарушения герметичности эксплуатационных колонн при разработке нефтяных и газовых месторождений

1.2 Практический опыт и методы выявления негерметичностей эксплуатационных колонн

1.3 Способы предупреждения НЭК и восстановления их герметичности

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

2 АНАЛИЗ НЕГЕРМЕТИЧНОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА СКВАЖИН САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Геологическое строение нефтегазового Самотлорского месторождения

2.1.1 Стратиграфическая характеристика месторождения

2.1.2 Тектоническая характеристика месторождения

2.1.3 Гидрогеологическая характеристика месторождения

2.1.4 Температурные условия недр в пределах месторождения

2.2 Конструкция эксплуатационных скважин

2.3 Анализ НЭК Самотлорского месторождения в зоне деятельности ОАО «РН-Нижневартовск»

2.4 Выявление и анализ факторов, приводящих к НЭК

2.4.1 Анализ воздействия геологических факторов

2.4.2 Оценка влияния технических и технологических факторов

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПРОЦЕССА КОРРОЗИИ МЕТАЛЛА НА ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ РАСЧЕТНОГО, ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКОГО И ЛАБОРАТОРНОГО МЕТОДОВ

3.1 Определение скорости коррозии металла ЭК и средней наработки скважин до появления первой негерметичности

3.2 Определение фактической скорости коррозии металла ЭК по данным магнитной интроскопии

3.3 Определение направления потерь металла в зонах негерметичности эксплуатационных колонн методами СГДТ и САТ

3.4 Исследование металла, извлеченного из зоны НЭК скважины №16227

3.5 Определение химического состава и структуры металла эксплуатационных колонн

3.6 Определение химического состава проб заколонной воды из Покурской свиты

3.7 Причины влияния расположения насоса на появление негерметичностей в

эксплуатационных колоннах

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

4 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И СРЕДСТВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И ЛИКВИДАВЦИИ НАРУШЕНИЙ ЭК В ПРОЦЕССЕ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

4.1 Моделирование напряженно-деформируемого состояния бурильных труб при проведении спускоподъемных операций внутри ЭК

4.1.1 Разработка процедуры анализа зависимости возникновения интервалов НЭК от кривизны траектории скважины

4.1.2 Оценка распределения поперечных сил по стволу скважины

4.1.3 Моделирование напряженно-деформируемого состояния колонн труб в скважинах

4.1.4 Внедрение результатов диссертационного исследования износа ЭК и их напряженного состояния

4.2 Разработка и исследование нового состава для водоизоляции и технологии

его применения

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Для многих нефтегазоносных областей проблема сохранения герметичности эксплуатационных колонн (ЭК) скважин зрелых и «стареющих» месторождений крайне важна и требует эффективных решений. Проблематика поддержания ЭК в технически нормальном состоянии становится важнее и актуальнее, что обусловливается увеличением обводненности скважинной продукции из-за нарушения герметичности крепи скважин, последствием, которого является нерентабельность их эксплуатации. Технически неисправные, негерметичные колонны скважин превращаются в экологическую угрозу недрам и окружающей среде, это возможные источники поражения вышележащего пресноводного комплекса. Старение металла колонн и цементного кольца в агрессивной среде, под действием напряжений, связанных с разницей внешнего давления и внутри скважины, сложные траектории стволов скважин с участками интенсивного изменения его кривизны и другие геолого-технолого-технические факторы ощутимо сокращают безаварийный срок работы обсадных (эксплуатационных) колонн (ОК) и становятся основными акторами нарушения герметичности.

Стоимость строительства скважин последние 10-15 лет растет. Во многих случаях недостаточное качество крепления скважин очень сложно повысить при одновременной потребности удешевления процессов строительства и обслуживания скважин, это усиливает проблемы, связанные с негерметичностью эксплуатационных колонн (НЭК) и усложняет их решение. Обозначенные выше проблемы показывают актуальность научного поиска и обоснования методик, материалов и технологий для выявления, ликвидации и предотвращения НЭК.

Степень разработанности темы исследования

В решение теоретических и практических вопросов по разработке техники и технологии ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн внесли большой вклад ученые и исследователи: Абдрахманов Г.С., Агзамов Ф.А., Алтунина Л.К., Блажевич В.А., Басаргин Ю.М., Газизов А.Ш., Гарифов K.M.,

Гоник А.А., Габдуллин Р.Г., Земцов Ю.В., Загиров М.М., Кисельман М.Л, Кадыров А.Х., Кадыров P.P., Кошелев А.Т., Клещенко И.И., Мелинг К.В., Мишин В.И., Мерзляков В.Ф., Плотников И.Г., Савельев А.А., Стрижнев В.А., Ступаченко В.Е., Уметбаев В.Г., Усов C.B., Федоров А.А., Шумилов В.А., Юсупов И.Г., Ягофаров А.К., Spaling D.D., Lang H. M., Vincent R.P., Zitha P.G., и др.

Несмотря на большое количество исследований по обнаружению НЭК, разработанных реагентов, материалов, технологий устранения неисправностей, актуальность решения задач по восстановлению герметичности крепи скважин, на российских месторождениях, разрабатываемых более 25 лет, нарастает. К настоящему времени существует ряд технологий, часть которых модифицируется, что позволяет в большей или меньшей степени решить вопросы устранения НЭК для некоторых геолого-технических условий. При этом, как правило, причина возникновения точно не известна, что требует дополнительных исследований, на основе которых необходимы теоретический анализ и практическая реализация результатов. Отсюда вытекает, что тема профилактики и устранения НЭК сохраняет высокую актуальность.

Соответствие диссертации паспорту заявленной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют паспорту специальности 2.8.4. (п. 5): Технологии и технические средства обустройства, добычи, сбора и подготовки скважинной продукции и технологические режимы их эксплуатации, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор, внутрипромысловый транспорт и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки, развития научных основ, ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов с учетом гидрометеорологических, инженерно-геологических и географических особенностей расположения месторождений.

Цель работы - повышение прочности конструкций скважин за счет разработки и внедрения технических и технологических решений по предупреждению нарушений герметичности эксплуатационной колонны скважин.

Основные задачи исследования

1 Исследование причин недостаточной прочности конструкций скважин. Определение основных причин и факторов, влияющих на возникновение НЭК в скважинах, на основе теоретических и экспериментальных исследований конструкций колонн, металла из которого они изготовлены, и анализа их результатов.

2 Лабораторные и промысловые исследования изнашивания эксплуатационных колонн с целью оценки коррозионного состояния металла и остаточной прочности.

3 Разработка методики определения интервалов нарушений герметичности эксплуатационных колонн.

4 Разработка и исследование нового тампонажного состава и технологии ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн скважин на месторождениях.

Объектом исследования являются скважины с негерметичностью эксплуатационной колонны Самотлорского нефтяного месторождения.

Предметом исследования являются факторы, приводящие к нарушениям ЭК действующего фонда; методы и средства увеличения срока службы ЭК действующих «старых» скважин и защиты ЭК новых скважин.

Методы исследования

Анализ и обобщение результатов научных исследований, проведенных ранее, посредством многофакторного анализа; изучение причин образования негерметичности ЭК в условиях Самотлорского нефтяного месторождения. Анализ конструкций скважин. Микроскопические исследования металла и коррозионных процессов. Статистическая обработка множественных результатов геофизических исследований, геологического моделирования месторождения с привязкой местоположения НЭК. Исследование пространственным моделированием конструкции ЭК и ее взаимодействия со спускаемым оборудованием. Лабораторные и промысловые исследования технологических, изоляционных и прочностных характеристик тампонажных составов.

Достоверность результатов диссертационной работы

Выводы, рекомендации и достоверность научных положений, базируются на: использовании актуальной базы данных о скважинах, их конструкциях и динамике работы; применении общепризнанных методик исследования, обработки и анализа геолого-промысловой информации и научно-технических источников, основанных на применении современных компьютерных технологий; применении сертифицированного современного лабораторного оборудования и методов исследования образцов металла, изолирующих и тампонажных составов. Полученные данные верифицированы сходимостью результатов в сравнительных экспериментах.

Научная новизна

1 Установлено, что изнашивание эксплуатационной колонны и возникновение ее негерметичности связано с микроструктурой металла колонны, при этом феррито-перлитная микроструктура металла колонны с элементами видманштетта располагает к снижению прочности конструкции скважины из-за коррозии, а более коррозионностойкая структура сорбитообразного перлита, предпочтительнее для изготовления труб эксплуатационной колонны для новых скважин.

2 Создан алгоритм для прогноза интервалов нарушения герметичности эксплуатационных колонн и проектирования конструкций эксплуатационных колонн в новых скважинах.

Теоретическая, практическая значимость и реализация результатов

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии и материалов для выявления, ликвидации и предотвращения нарушений герметичности эксплуатационных колонн»

работы

1 Разработана и внедрена методика многофакторного анализа и мониторинга определения основных причин, влияющих на возникновение негерметичностей эксплуатационных колонн добывающих скважин Самотлорского месторождения. На основе анализа результатов теоретических и экспериментальных исследований по определению основных причин и факторов, влияющих на возникновение НЭК и их расположение в скважинах Самотлорского месторождения, выявлено, что основной объем НЭК (75,2 %) сконцентрирован в границах пластов покурской

свиты. Также выявлено, что наибольшее количество НЭК находится в интервалах искривления ствола (55 % случаев), в 48,9% случаев подтверждено влияние зенитного угла, а в 6,1% сказывается влияние азимутального угла. Было установлено, что НЭК локализуется в интервалах с высокой интенсивностью искривления ствола (свыше 3° на 10 м) или в непосредственной близости к ним (до или после). Кроме того, в 31,1% случаев НЭК обнаружено в границах зоны влияния установки электроцентробежного насоса (ЗВУЭЦН), 3,3% - в интервалах с заколонными перетокамии, 2,8% связано с негерметичностью муфтовых соединений ЭК, 2,2% - в интервалах аварий внутри ЭК, 5,6% - по иным причинам. Не выявлено влияние геохимических и геологических факторов на Самотлорском месторождении. При этом агрессивность пластовых вод умеренная, аномалий пластовых давлений и температур в пределах месторождения не наблюдается.

Выявленные факторы и методика анализа позволили разработать конструкции эксплуатационной колонны с увеличенной надежностью.

2 Установлено лабораторными и промысловыми исследованиями, что:

—среднее время наработки на отказ скважин Самотлорского месторождения - возникновение первой НЭК равно 18,6±5,3 лет, при средней скорости коррозии -0,41 мм/год.

—факторами, вызывающими НЭК могут быть процессы фреттинга и электрохимической коррозии в щелевых зонах, между колонной и элементами УЭЦН, электрохимическая коррозия и механическое истирание в интервалах подвески УЭЦН, поэтому для исследуемых объектов Самотлорского месторождения коррозионный процесс большей частью локализуется на внутренней поверхности колонны.

3 Разработана и внедрена «Программа мониторинга негерметичностей эксплуатационных колонн для предупреждения их преждевременного выхода из строя» для скважин Самотлорского, Южно-Охтеурского, Горстового, Узунского, Кетовского, Восточно-Охтеурского месторождений. «Методическое руководство по определению причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн на объектах ООО «Южно-Охтеурское», разработанное автором

диссертации, включено в «Дополнение к технологической схеме разработки Южно-Охтеурского нефтяного месторождения» в разделе на бурение скважин Южно-Охтеурского месторождения и использовано практически.

4 Установлены причины возникновения негерметичности ЭК в процессе бурения и эксплуатации путем анализа по разработанным методикам с применением ПК RMS «ROXAR», модернизированного автором, введением в него плагина, основанного на новом алгоритме. Выявлено, что в месте интенсивной кривизны при контакте колонны НКТ боковая сила давления на стенку увеличивается в 8 раз, до 8,4 - 10,2 кН/м (0,86 - 1,04 т/м), напряжение растяжения в колонне труб при подъеме возрастает в 5,6 раза. Суммарная сила прижатия может достигать до 60 т. Даны рекомендации по траекториям и конструкциям скважин. Разработаны трехмерные траектории скважин, обоснованы и предложены конструкции скважин повышенной прочности (КСПП), увеличивающие продолжительность их службы. КСПП применены в четырех новых скважинах и пяти боковых стволах. Основная часть эксплуатационной колонны 146 мм труба марки «Д», в интервалах возможного контакта спускаемых колонн и иного скважинного оборудования имеет вставки из труб марки «К» диаметром 146 мм.

Реализация методического руководства и внедрение КСПП позволяет исключать негативные воздействия, способствует увеличению срока службы эксплуатационных скважин. Расчетный ожидаемый экономический эффект для девяти скважин Южно-Охтеурского месторождения составляет более 25 млн. рублей. Рекомендуется применение составных колонн повышенной прочности. Предложено для увеличения срока службы колонн и снижения затрат КРС (РИР) применение методики и плагина при решении задач оптимизации траектории стволов и конструкций скважин.

5 Разработан, исследован и испытан новый композиционный быстротвердеющий тампонажный состав (БТТС) на основе синтетической смолы, работающий в более широком температурном диапазоне в сравнении с аналогами (+20 ^ +100 °С). Установлено, что рецептура БТТС и технология его применения повышают прочность изолирующего камня в среднем на 35,6 % и его

блокирующую способность на 4,3 ^ 7,5% в сравнении с аналогами, при этом достигается коэффициент изоляции «1». Внедрена разработанная технология герметизации эксплуатационной колонны глинисто-кварцевой системой в виде блок-экрана с последующим закреплением БТТС (Патент РФ № 2528805). При внедрении в одной скважине №419Р Южно-Охтеурского месторождения дополнительно добыто 5600 тонн нефти. Экономический эффект составил 4800 тыс. рублей. В 8 скважинах Самотлорского месторождения, при применении БТТС и технологии водоизоляции, суммарный прирост добычи нефти составил 71,3 т/сут, или 9,1 т/сут на скважину. Обводненность по скважинам в среднем снизилась с 98,9 до 67,6 %. Увеличилась средняя продолжительность работы скважин, в сравнении с аналогами, на 66,7 % (с 6 до 10 месяцев), при пониженной обводненности продукции. Дополнительно добыто 6600 тонн нефти. Средний прирост добычи нефти по скважине за 10 месяцев равен 4,6 т/сут. Получен технологический и экономический эффект. Новый композиционный состав БТТС и технология на его основе рекомендуются к применению при ликвидации негерметичности ЭК, ограничении водопритока и водоизоляции в аналогичных условиях и адаптации к иным условиям.

Защищаемые положения диссертационной работы

1 Феррито-перлитная микроструктура металла колонны с элементами видманштетта способствует ускоренному изнашиванию труб эксплуатационной колонны из-за коррозии и появлению негерметичности, поэтому при строительстве новых и ремонте старых скважин рекомендуется применять обсадные трубы из стали с микроструктурой сорбитообразного перлита.

2 Методики выявления интервалов негерметичности эксплуатационных колонн и проектирования конструкций эксплуатационных колонн в новых скважинах, алгоритм прогнозирования интервалов образования негерметичности эксплуатационных колонн скважин и разработки конструкций скважин повышенной прочности.

3 Композиционный состав и технология его применения для ликвидации

негерметичности эксплуатационной колонны, ограничения водопритока и водоизоляции.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Всероссийской научно-практической конференции «Геоинформационные технологии в решении задач рационального природопользования», г. Ханты-Мансийск, 29-30 октября 2013г.; XVII научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры», г. Ханты-Мансийск с 11 по 15 ноября 2013г.; XV конференция пользователей ROXAR России и СНГ) в г. Хуа Хин - Таиланд с 20 по 27 сентября 2014 г.; международной научно-технической конференции посвященной 50-летию ТюмГНГУ, г. Тюмень 17-18 сентября 2013 г., V Региональной научно-практической конференции обучающихся ВО, аспирантов и ученых. ТюмГНГУ, г. Тюмень 2015 г., VII международной научной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса в год экологии в России», г. Уфа 28-29 ноября 2017 г., международной научно-практической конференции обучающихся, аспирантов и ученых. «Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса» ТИУ, г. Нижневартовск 20 апреля 2017 г., VIII международной молодежной научной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса», г. Уфа 10-14 декабря 2018 г., III научно-техническая международная конференция-семинар «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (в т.ч. нефтегазовые залежи)», РН-БашНИПИнефть г. Уфа 20-22 октября 2021 г., XXV окружная научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири», г. Ханты-Мансийск, 23-26 ноября 2021 г.; IX Международной (XVII Всероссийской) научно-практической конференции. Нефтепромысловая химия: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва -2022 г.

Публикации

По результатам диссертационной работы опубликовано 22 работы, в том

числе 6 статей в изданиях рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ, 2 патента РФ, 2 статьи в изданиях индексируемых в базах данных SCOPUS и WoS.

Структура и объем и работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 127 наименований. Работа изложена на 168 страницах машинописного текста, содержит 70 рисунков, 18 таблиц, 4 приложения.

1 ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ КОЛОНН

1.1 Обзор и анализ причин нарушения герметичности эксплуатационных колонн при разработке нефтяных и газовых месторождений

В работах многих авторов отмечается, что появление воды в скважине и характер изменения обводненности во время её эксплуатации определяется множеством факторов, как естественных, так и искусственных [109]. К естественным факторам относятся природные свойства, тесно связанные с пластовой системой, т.е. коллекторские и физико-химическими свойства пласта и насыщающие его жидкости и газы, а также характер распространения различных пород в объеме объекта разработки (геолого-физические факторы). Сюда же можно отнести - стратиграфическую принадлежность поступающих в скважину вод, тип коллектора, тектонические блоки и характер распространения коллекторов, наличие вертикальных и горизонтальных трещин, водонефтяные и подошвенные зоны, отношение вязкости нефти к вязкости воды, смачиваемость поверхности горных пород [10]. К искусственным факторам относятся те, которые появились в результате реализации той или иной системы разработки, начиная от бурения, заканчивания, освоения скважин и мероприятий по регулированию их работы (технико-технологические факторы). Это состояние околоскважинной зоны пласта, некачественное цементирование обсадных колонн, плотность сетки скважин, принципы расстановки добывающих и нагнетательных скважин, технологические режимы по добывающим и нагнетательным скважинам, давление нагнетания воды в скважины, темп разработки, проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ), взаимодействие скважин, плотность перфорации и её изменение.

Большой объем работ по изучению нарушения целостности металла нефтепромыслового оборудования и в скважинах выполнен А.А. Гоником.

Например, им установлено, что совместное нахождение в пластовых флюидах сероводорода и углекислого газа кратно увеличивает вероятность появления локальной коррозии [39], при этом эффективность ингибиторов коррозии сильно падает. Выявлено, что ингибиторная защита поверхности металла, соприкасающейся с водонефтегазовыми смесями при высокой их обводненности, газосодержании и больших скоростях движения может обеспечиваться только при адсорбции ингибитора на внутренней поверхности металлических труб и постоянном поддержании защитного слоя на его поверхности [39]. В условиях же скважины это затруднительно и в целом эффективность такого способа невысокая.

Ранее исследованиями ряда авторов установлено, что коррозионным повреждениям внутри скважин Западно-Сибирских месторождений подвержены внутренние поверхности НКТ и внешняя сторона УЭЦН (локальная коррозия). Отмечено, что встречается коррозия на внешней поверхности НКТ, рабочих органах ЭЦН, броне погружного кабеля и ЭК. Снаружи ПЭД и ЭЦН обнаружены результаты практически всех типов коррозии: поверхностной, язвенной, канавочной и мейза-коррозии, электрокоррозии в месте прилегания кабеля к ЭЦН с ощутимой глубиной коррозионного поражения [40]. Исследователями установлено, что местонахождение и параметры повреждений ЭК прямо зависят от пескопроявлений и количества скопившихся твердых механических частиц в конкретном интервале глубины [35].

Исследованиями было установлено [63, 67, 68, 126, 127], что температура погружного электродвигателя УЭЦН возрастает во время запуска. Когда появляется стабильный приток из пласта температура двигателя снижается на некоторую величину и устанавливается примерно на 100 °С. Если мощность двигателя велика, то при его пуске температура вырастает до 120 - 130 °С и более.

В работе [37] выявлено, что температура ГЖС при движении в УЭЦН, поднимается на 27 °С. При изучении режима работы УЭЦН и ее осмотр, после отказа из-за падения до «0» электрического сопротивления (короткое замыкание) в системе «кабель-ПЭД» через 154 суток работы установлено смещение жил в «кабельном удлинителе» (паспортная рабочая температура равна 130 °С) в

интервале 3 - 8 м от муфты [37]. Таким образом, можно заключить, что реальные температуры в интервале размещения УЭЦН в скважине превышают 130 °С.

Расчеты показывают, что если ГЖС имеет температуру на входе в насос УЭЦН приблизительно 50 °С, то поднимается общая температура насоса до величины То.нас = 192 °С. При расчете, учитывающем давление насыщения, эта величина достигает То1.нас = 202 °С [37].

Температурные колебания в скважинах при проведении технологических операций являются источником значительных напряжений в ЭК, и способствуют возникновению НЭК [93]. В целом высокая температура ускоряет коррозионные процессы, а в интервалах скважины, где есть зона повышенной температуры, т. е. в зоне влияния УЭЦН, повышается вероятность появления НЭК [89].

Увеличение дебита скважины при форсировании отбора требует применения высокопроизводительных УЭЦН, имеющих мощный ПЭД. При этом за счет значительного роста температуры, появления блуждающих токов, высокой скорости потока с механическими примесями между корпусом ПЭД и стенкой трубы эксплуатационной колонны, вибрации УЭЦН и НКТ ускоряется электрохимическая эрозионная коррозия и в целом все коррозионные процессы [39, 63]. Таким образом, среди основных факторов, сокращающих безремонтный срок работы ЭК можно назвать интенсивную коррозию.

Интенсивный коррозионный процесс влияет на надежность ЭК глубже интервала спуска насоса в добывающих скважин, т.к. здесь в смеси пластовых флюидов присутствует вода, а зачастую в этом интервале (до забоя скважины) большей частью пластовая вода [93]. А выше приема насоса, в межтрубном пространстве, находится газированная нефть и от динамического уровня до устья -газ, поэтому коррозия из-за агрессивных агентов здесь не такая значительная.

ЭК в процессе эксплуатации подвергается значительным механическим нагрузкам во время СПО, в том числе с оборудованием и инструментом имеющим габариты ощутимо больше диаметра НКТ (УЭЦН, пакера, якори, скребки, долота и т.д.) и выполнении работ с различным инструментом [93].

Достижение проектного срока службы скважин, том числе их эксплуатационных колонн зависит от многих факторов. Нефтегазодобывающие компании, в связи с этим, должны разрабатывать комплексную программу и план организационно-технических и технологических мероприятий для обеспечения прочности ЭК и безремонтной работы фонда скважин и, соответственно, его реализовывать. Так как требование стандартов о высокой механической прочности труб, составляющих ЭК, не разрешают применение композитных материалов и внутренних покрытий, то следует рассмотреть вопрос повышения прочности обсадных труб, хотя бы в интервалах ствола скважины с вероятным повышенным износом.

В данной работе проведены исследования причин нарушения герметичности ЭК по 467 скважинам Самотлорского месторождения [9, 87], изучен механизм причин, приведших к нарушениям, и с помощью многофакторного анализа выделены основные группы этих факторов. Следует сразу отметить, что для различных месторождений эти причины-факторы могут отличатся.

Так для территории Самарского Поволжья [54] большой объем НЭК ассоциируют с геолого-гидрогеологическими условиями месторождений: разрывами дизъюнктивного типа, интенсивных углов падения парод пластов, литологическим составом горных пород и пластовых вод и содержанием сероводорода. Также установлено [55], что области разломов или повышенной трещиноватости, могут служить каналами поступления коррозионно-активных пластовых вод к скважинному стволу, это в дальнейшем ведет к разрушению цементного кольца, и провоцирует перетоки по заколонному пространству, отдельно выделяются скважины обводнившиеся из-за некачественного цементирования ЭК. В целом факторы, приводящие к повреждению обсадных колонн, имеют свою особенность для разных нефтеносных регионов, по месторождениям Среднего Поволжья авторы [22, 56] сгруппировали три источника водопритока:

1 Группа зависит от характеристик геологического строения.

2 Группа сопряжена с процессом разработки месторождения: движением контурных, подошвенных и закачиваемых вод (ВНК, ГВК), это ведет к движению-перераспределению градиента давлений пластовой системы, и может приводить к межпластовым и заколонным перетокам.

3 Группа сопряжена с качеством состояния скважин: дефектами цементного кольца, негерметичностями стенок ЭК или резьбовых соединений. Самыми характерными нарушениями цементного заколонного камня отмечается: недостаточность контакта цемента со стенкой скважины или колонны наличие трещин.

Многолетний опыт разработки Среднего Поволжья [56] выявил основные причины, провоцирующие нарушения крепи скважин:

- глинистая рыхлая корка, покрывающая породы стенок скважин;

- нарушение или отсутствие сцепления цементного камня с ЭК или стенками скважин;

- возникшая при цементировании колонны частичная замена-замещение бурового раствора цементом;

- растрескивание цементного кольца после перфорационных работ;

- появление каналов и трещин в цементном камне и/или в горных породах вокруг скважины при структурообразовании и гидратации цементов;

- коррозия цементных составов.

В то же время негерметичности ЭК проявляются в процессе эксплуатации скважин. В нескольких нефтегазовых районах нарушение целостности крепежа при строительстве составляет до 20%. При ремонтных работах или сервисном обслуживании, например, на Арланском [5], Уренгойском [21] месторождениях, авторы отмечали некачественное цементирование, разрушения цементного кольца при заканчивании и, в последующем, при эксплуатации скважин, ослабления резьбовых соединений, внешнее и внутреннее коррозийное разрушение и др.

Некачественное цементирование скважины при заканчивании в значительной степени обусловлено некачественным бурением [21] по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям из общего фонда скважин. По данным АКЦ, невысокое

качество цементирования было отмечено соответственно в 237 и 62 скважинах, или 30.9 и 25.0%. Другими авторами [32, 44] приводятся результаты анализа состояния ремонтов крепи нефтяных и газовых скважин. Некачественные ремонты [43] также служат причиной плохой изоляцией каналов возможных перетоков нефти, воды или газа, благодаря этому в скважине возникают газонефтеводопроявление, а на поверхности грифоны.

Практический опыт авторов [122] позволил охарактеризовать проблематику технологий ремонтно-изоляционных работ (РИР), как неэффективность выполненных герметизацией ввиду недостатков изоляционных характеристик тампонажных составов. Авторы [120] сделали вывод, что «уменьшение количества и сложности ремонтов, связанных с РИР, должны закладываться еще на этапе строительства скважин».

Причинами проявления НЭК во процессе эксплуатации вполне вероятно могут быть активные изменения термобарических условий направленные на поддержание производительности скважин. В работе [119] представлена, разработанная авторами методология исследования геолого-технического состояния скважин, технологии ремонтно-изоляционных (РИР), ремонтно-восстановительных работ при различных эксплуатационных условиях.

При длительной эксплуатации скважин значительное негативное воздействие на металл стенок колонн скважин оказывает пластовая-попутно добываемая вода. Характер процесса обводнения [85] продукции скважин в первую очередь определяется типом вод. Поэтому выбор соответствующего метода и технологии борьбы с водопритоками существенно зависит от типа поступающей в скважину воды. Повреждение цементного кольца возможно от воздействия флюидов, обладающих коррозионно-активными свойствами, ударными нагрузками при перфорационных работах, или спускоподъемных работах при смене оборудования. НЭК иногда проявляется при повышении депрессия на пласт. Помимо этого, плохая адгезия между цементом и ЭК, либо отслоение от пород стенок скважины также являются причиной заколонных перетоков.

В работе [57] рассмотрены проблемы, связанные с образованием заколонных перетоков, коррозией резьбовых соединений и труб, возникновением межколонных давлений газа. Плохая герметичность ЭК вызвана коррозионными повреждениями, трещинами стенок колонн или истиранием, при контакте инструментов и обсадной колонны при избыточное давлении, НЭК резьбовых сочленений, неправильной перфорацией. Основными причинами формирования негерметичностей, авторы отмечают: плохие эксплуатационные параметры цементных составов, не высокий процент вытеснения из заколонного пространства бурового раствора, консолидация на начальных этапах твердения, высокотемпературное разложение, возникающие в цементном кольце при значительных давлениях и температуре, а также незащищенность заколонного камня от кислых компонентов, содержащихся в пластовых флюидах.

Не исключается и влияние использования центраторов на герметичность ЭК [20]. При этом фактором, способствующим нарушению герметичности, является эффект «саморазвинчивания» обсадных труб ЭК с центраторами при спуске в ствол скважины. При перемещении вместе с обсадной колонной в скважину, центратор касается стенок скважины, которые имеют винтообразную поверхность, и, также, движется по винтообразному направлению, что способствует возникновению момента развинчивания резьбового соединения (Рисунок 1.1).

Действующий момент развинчивания, возникающий при спуске колонны, может привести к потере ее герметичности уже на этапе строительства скважины. Поэтому сотрудниками ТатНИПИнефти, к примеру, предложено крепить центраторы на теле трубы с возможностью их свободного вращения, а на резьбовые соединения обсадных труб наносить самополимеризующуюся твердеющую смазку - анаэробный герметик.

Таким образом, к основным причинам НЭК следует отнести: 1 Геолого-гидрогеологические условия месторождений: разрывы дизъюнктивного типа, интенсивные углы падения пород пластов, литологический состав горных пород, пластовых вод и содержание сероводорода.

Рисунок 1.1 - Крутящий момент, способствующий развинчиванию резьбового

соединения

2 Некачественное цементирование скважины или разрушения при строительстве цементного кольца, за счет плохой адгезией между цементом и ЭК, либо отслоением от пород стенок скважины, не высокий процент вытеснения из заколонного пространства бурового раствора при цементировании.

3 Негерметичности резьбовых соединений или механическое разрушение колонны, состояние металлов и самих резьбовых соединений ЭК наиболее выраженные примеры в районах глубин значительного набора кривизны, а также нарушение цементного кольца при перфорационных воздействиях, иногда ошибочных.

4 Внешняя и внутренняя коррозия при воздействии вод ППД, попутно добываемая вода, химически активных растворов для ГТМ, а также превышении давлений нагнетания.

5 Возраст скважин, превышении давлений глушения и опрессовки, и воздействие на ЭК водоносные горизонты в местах контакта.

1.2 Практический опыт и методы выявления негерметичностей

эксплуатационных колонн

К категории нарушений колонн принадлежат: изменение диаметра и размера стенки обсадной трубы, присутствие вмятин, раздутий, отверстий, трещин, разрывов. Перечисленные нарушения проявляются в скважинах при коррозии, механических напряжениях, перфорационных работах.

С целью выявления и определения интервала НЭК в нефтепромысловых условиях применяются поинтервальные опрессовки с использованием пакеров, а также геофизические методы, которых в настоящие время достаточно много.

Технология поинтервальной опрессовки пакером позволяет находить размеры нарушения колонн с точностью ±1 м.

Этот метод диагностирования герметичности включает следующие элементы оборудования: пакер, гидравлический якорь, манометры. Цементировочным агрегатом на устье увеличивают давление, тем самым производя поинтервальную опрессовку, в зависимости от глубины скважины и положения эксплуатационных объектов, могут применять различные технологические подходы, снизу вверх или сверху вниз. Перед началом работ необходимо убедится в герметичности устья, лубрикатора и опрессовочной головки цементировочного агрегата. Контроль повышения или изменения давлений фиксируется с помощью манометров устьевых и скважинных. ЭК считается герметичной, если в течение 30 минут нет снижения давления или за это время изменилось не более 0,3-0,5 МПа [27].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мухаметшин Вадим Габдуллович, 2026 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 Абакумов А.А. Магнитные интроскопы и технология диагностирования коммунальных трубопроводов / А.А. Абакумов, А.А. Абакумов (мл.) / Энергосбережение. - 2004. - №1. - С. 50-53.

2 Абакумов А.А. Технология магнитной интроскопии для дефектоскопии эксплуатационных колонн скважин: опыт применения и перспективы совершенствования / А.А. Абакумов, А.А. Абакумов (мл.), В.В. Баженов [и др.]. // Каротажник. - 2013. - №232. - С. 294-308.

3 Абакумов А.А. Технология магнитной интроскопии для дефектоскопического обследования эксплуатационных колонн скважин / А.А. Абакумов, А.А. Абакумов (мл.), В.В. Баженов [и др.]. // Нефть и Капитал. - 2008. - № 4. - С. 12-17.

4 Аверьянов А.П. Превентивные меры по предотвращению нарушений герметичности эксплуатационных колонн при бурении скважин на Самотлорском месторождении / А.П. Аверьянов, Г.С. Дубинский, В.Г. Мухаметшин // В сборнике. Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения Сборник научных трудов. - Уфа. - 2016. - С. 141-147.

5 Алмаев Р.Х. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения / Р.Х. Алмаев Р.Х., В.С. Асмоловский, А.Г. Габдрахманов, [и др.]. // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 9. - С. 22-26.

6 Аминев М.Х. Опытно-промышленные испытания пакерной компоновки с технологией отвода газа / Аминев М.Х., Афанасьев А.В., Шамилов Ф.Т., [и др.]. // Нефть. Газ. Новации. - 2011. - №9.

7 Аминев М.Х. Технологии изоляции мест негерметичности ЭК пакерными компоновками, методы установки пакеров при недостаточной нагрузке / М.Х. Аминев, А.А. Змеу // Нефть. Газ. Новации. - 2015. - № 1. - С. 73-76.

8 Андреев В.Е. Технология ограничения водопритоков на основе алюмосиликата и математическое моделирование ее применения в продуктивных пластах / В.Е. Андреев, С.А. Блинов, Ю.А. Котенев [и др.]. // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4. - С. 60-63.

9 Апасов Г.Т. Комплексные исследования и мероприятия по решению проблем негерметичности эксплуатационных колонн Самотлорского месторождения / Г.Т. Апасов, Т.К. Апасов, В.Г. Мухаметшин [и др.]. // Успехи современного естествознания. - 2016. - № 7-0. - С. 106-110.

10 Апасов Г.Т. Практическое применение ремонтно-изоляционных работ с комбинированными составами / Нефтепромысловое дело. - 2013. - №2 12. - С. 18-24.

11 Апасов Г.Т. Тампонажный состав на основе карбамидоформальдегидной смолы / Г.Т. Апасов, Т.К. Апасов, В.Г. Н.Н. Абдрахимов, С.И. Грачев, Ф.Я. Канзафаров, В.Г. Мухаметшин // Материалы международной научно-технической конференции посвященной 50-летию Тюменского индустриального института. -Тюмень. - 2013. - С.45-49.

12 Апасов Г.Т. Технология и составы для проведения в скважинах водоизоляционных работ на основе карбамидоформальдегидной смолы / Г.Т. Апасов, Т.К. Апасов, А.В. Саранча // Нефтегазовое дело. - 2014. - №2 6. - С. 277291.

13 Апасов Т.К. Исследования причин нарушения герметичности эксплуатационных колонн c применением модуля IRAP RMS (ROXAR) ПО Самотлорскому месторождению / Т.К. Апасов, Г.Т. Апасов, В.Г. Мухаметшин, [и др.]. // Современные проблемы науки и образования. - 2015. - № 2-2. - С. 64.

14 Апасов Т.К. Опытно-промышленные испытания бурения и эксплуатации скважины с боковым стволом на Южно-Охтеурском месторождении / Т.К. Апасов, М.М. Максютов, В.Г. Мухаметшин [и др.]. // Успехи современного естествознания.

- 2016. - №8. - С.150-155.

15 Апасов Т.К. Практическое применение композиционной системы ПГКС на нефтяных месторождениях Нижневартовского района / Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Д.М. Сахипов [и др.]. // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна. Материалы VIII Всероссийской научно-технической конференции (посвященной 100-летию Муравленко Виктора Ивановича). - Тюмень. ТюмГНГУ.

- 2012. - С. 45-55.

16 Апасов Т.К. Проблемы негерметичности эксплуатационных колонн скважин и предложения по их решению / Т.К. Апасов, Апасов Г.Т., В.Г. Мухаметшин, М.М. Новоселов, // Успехи современного естествознания. - 2017. - № 1. - С. 45-51.

17 Апасов Т.К. Тампонажный состав на основе карбамидоформальдегидной смолы / Т.К. Апасов, С.И. Грачев, В.Г. Мухаметшин [и др.]. // Материалы международной научно-технической конференции посвященной 50-летию Тюменского индустриального института - Тюмень: - 2013. - С.45-49.

18 Асланян А.М. Выявление негерметичности муфтовых соединений насосно-компрессорных труб, обсадных и технических колонн для скважин подземного хранилища газа в соляных кавернах методом спектральной шумометрии / А.М. Асланян, А.А. Арбузов, М.В. Волков [и др.]. // Георесурсы. - 2016. Т. 18. № 3-1. -С. 186-190.

19 Афанасьев А. УЭЦН с пакером: опыт ТНК-ВР / А. Афанасьев // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - №11. - С. 70-73.

20 Ахмадишин Ф.Ф. О влиянии способа крепления центратора на обсадной трубе на герметичность ЭК / Ф.Ф. Ахмадишин, О.С. Беловская // Сб. науч. тр. ТатНИПИнефть, ПАО «ТАТНЕФТЬ». - М.: - 2015. - С. 189-191.

21 Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении / А.А. Ахметов // - Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2000. - С. 217-219.

22 Аширов К.Б. О характере трещиноватости карбонатных пород палеозоя на месторождениях Куйбышевской области / К.Б. Аширов, Е.К. Фролова // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1974. - №4.- С. 17-19.

23 Басаргин Ю.М. Материалы и реагенты для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Ю.М. Басаргин, А.И. Булатов, В.И. Дадыка // М.: ООО «Недра-Бинесцентр». - 2004. - 349 с.

24 Басарыгин Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин // М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 543 с.

25 Блажевич В.А. Геолого-физические и технологические особенности совершенствования РИР в скважинах методами тампонирования / В.А. Блажевич // Тр.БашНИПИнефть. - 1983. вып.64. - С.140-146.

26 Блажевич В.А. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений / В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, Е.Н. Умрихина // М.: Недра. - 1981. - 232 с.

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

28 Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина // М.: Недра. - 1974. - 212 с.

29 Бондаренко М.Т. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин / М.Т. Бондаренко, Ю.А. Гулин, В.Ф Козяр [и др.]. // М.: Недра. - 1981. -376 с.

30 Боревский Б.В. Региональная оценка запасов апт-сеноманских подземных вод в ХМАО для обеспечения систем ППД и возможности утилизации излишков подтоварных вод / Б.В. Боревский, С.С. Палкин, А.В. Фортыгин [и др.]. // М.: ГИДЭК. - 2003. - 246 с.

31 Брадучан Ю.В. Условия формирования мезозойских отложений Нижневартовского района/ Ю.В. Брадучан, Г.С. Ясович [и др.]. // Геология и нефтегазоносность Нижневартовского района. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ вып. 83. -1979. - 248 с.

32 Будников В.Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах / В.Ф. Будников, П.П. Макаренко, В.А. Юрьев // М.: Недра. - 1997. - С. 226-227.

33 Вендельштейн Б.Ю. Геофизические методы определения параметров нефтегазоносных коллекторов / Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов // М.: Недра. -1978. - С. 216-219.

34 Гамолин О.Е. Влияние солеотложения на процесс коррозии эксплуатационных колонн добывающих скважин / О.Е. Гамолин, В.В. Завьялов, Ф.Я. Канзафаров, В.Г. Мухаметшин // Вестник ЦКР Роснедра. - 2013г. - № 1. - С. 12-17.

35 Гамолин О.Е. Оценка влияния коррозионных и эрозионных процессов на целостность эксплуатационных колонн скважин Ванкорского месторождения / О.

Е. Гамолин, К. В. Литвиненко, Т. Э. Нигматуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. -2023. - № 7. - С. 70-75. - 001 10.24887/0028-2448-2023-7-70-75. - БЭК ОНШЯ8.

36 Ганберов Т.Э. Ремонтно-изоляционные работы путем устранения негерметичности обсадной колонны методом тампонирования / Т.Э. Ганберов, Л.М. Кочетков // Новые технологии топливно-энергетического комплекса: сб. науч. тр. - Сургут: Сургутский институт нефти и газа (филиал) ТюмГНГУ. — 2015. - С. 21-27.

37 Гареев, А. А. Исследование теплового состояния электроцентробежного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева : специальность 01.04.14 "Теплофизика и теоретическая теплотехника" : автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Гареев Адиб Ахметнабиевич. - Уфа, 2011. - 23 с. - БЭК РНЬ71Н.

38 Геологическая модель и оценка запасов нефти и газа с постановкой на Госбаланс по залежам покурской свиты Самотлорского месторождения Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, по состоянию на 01.01.2001г. - Тюмень: ЗапСибГеоНАЦ. - 2003. - 312 с.

39 Гоник А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения [Текст] / А.А. Гоник. — 2-е изд., доп. и перераб. — Москва : Недра, 1976. — 192 с.

40 Горшков, А. А. Анализ эксплуатации скважин в коррозионно-агрессивной среде Приобского месторождения / А. А. Горшков // Энигма. - 2021. - № 29-2. -С. 109-124. - БЭК ЯОК7СН.

41 ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции. М.: 1989. - 14 с.

42 ГОСТ Р 51232-98. Вода питьевая. Общие требования к организации и методам контроля качества. Принят и введен в действие Постановлением Госстандарта России от 17.12.1998г. №449. Госстандарт России. М.: - 1998. - 21 с.

43 Григулецкий В.Г. Повышение эффективности цементирования обсадных колонн газовых скважин песцовой площади Уренгойского месторождения (часть

1) / В.Г. Григулецкий В.И. Петреску // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - №1. - С. 40-50.

44 Давлетов Р.Ш. Анализ влияния промысловых и технологических факторов на техническое состояние крепи. Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов / Р.Ш. Давлетов, В.А. Колодкин, В.Н. Поляков // Проблемы и решения. Выпуск 3. Уфа: Изд-во «Реактив». - 2001. - С. 147-148.

45 Деньгаев А.В. Проблемы насосной добычи нефти из скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / А.В. Деньгаев, А.Н. Дроздов, [и др.]. / Территория Нефтегаз. - 2007. - № 3. - С. 5458.

46 Дмитрук В.В., Сингуров А.А., Кононов А.В. Способы ликвидации негерметичности ЭК "сеноманских" газовых скважин в интервале продуктивного пласта / В.В. Дмитрук, А.В. Кононов, А.А. Сингуров // Нефтепромысловое дело. -2013. - № 4. - С. 30-33.

47 Дополнение к технологической схеме разработки Кетовского нефтяного месторождения. Отчет НИР / ответственный исполнитель В.Г. Мухаметшин // Нижневартовск: ОАО «НижневартовскНИПИнефть». - 2018. - 821 с.

48 Дополнение к технологическому проекту разработки Узунского нефтяного месторождения, ХМАО-Югра Тюменской области. Отчет НИР / ответственный исполнитель М.М. Галиуллин, В.Г. Мухаметшин // Тюмень, Нижневартовск: ООО «ТННЦ», ОАО «НижневартовскНИПИнефть». - 2018. - 785 с.

49 Дополнения к технологическому проекту разработки Узунского нефтяного месторождения. Отчет НИР / ответственный исполнитель В.Г. Мухаметшин // Нижневартовск: ОАО «НижневартовскНИПИнефть». - 2017. 414 с.

50 Дубинский Г.С. Моделирование напряженно-деформируемого состояния при проведении спуско-подъемных операциях / Г.С. Дубинский, В.Г. Мухаметшин // Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса в год экологии в России: сб. науч. тр. Материалы VII Международной молодежной конференции - Уфа: РИЦ БашГУ. - 2017. - C. 35-36.

51 Дубинский Г.С. О моделировании напряженного состояния колонны труб при спуско-подъемных операциях / Г.С. Дубинский, В.Г. Мухаметшин // Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса в год экологии в России: сб. науч. тр. Материалы VIII Международной молодежной конференции. Ответственный редактор К.Ш. Ямалетдинова - Уфа: РИЦ БашГУ. - 2018. - C. 216220.

52 Дубинский Г.С. Технологии водоизоляционных работ в терригенных коллекторах / Г.С. Дубинский, Х.И. Акчурин, В.Е. Андреев [и др.]. // СПб.: Недра. - 2011. - 178 с.

53 Дьяконов Д.И. Общий курс геофизических исследований скважин. / Д.И. Дьяконов, Е.И. Леонтьев, Г.С. Кузнецов // Уч. для вузов. М.: Недра, 1984. - 432 с.

54 Ермолаева Л.В. Исследование причин нарушений эксплуатационных колонн в зонах осложнений / Л.В. Ермолаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - №11. - С. 46-48.

55 Ермолаева Л.В. О Связи тектонических нарушений с возникновением негерметичности эксплуатационных колонн / Л.В. Ермолаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2015. - № 3. - С. 14-15.

56 Ермолаева, Л.В. Исследование распределения нарушений обсадной колонны по стратиграфическому разрезу / Л.В. Ермолаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - №2. - С. 14-16.

57 Ефимов М.Н. Материалы и технологии для ликвидации межколонных давлений, негерметичности эксплуатационной колонны, резьбовых соединений и водопритоков/ М.Н. Ефимов, Н.Н. Ефимов, С.В. Мазыкин [и др.]. // Нефть. Газ. Новации. - 2015. - №9. - С.70-72.

58 Жигалов А.М. Новая жизнь проблемных скважин, компоновка СК-ЭИЗН-ОГ / А.М. Жигалов // Бурение и нефть. - 2017. - № 4. - С. 64-65.

59 Завьялов В.В. Влияние коррозионного фактора на эксплуатационную надежность подземного оборудования скважин / В.В. Завьялов, В.П Ситников, С.Б. Якимов // Вестник ЦКР Роснедра. - 2013. - №1. - С. 7-11.

60 Завьялов В.В. Исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин Самотлорского месторождения / В.В. Завьялов, Ф.Я. Канзафаров, В.Р. Компанченко, А.В. Козлов, В.Г. Мухаметшин // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 1. - С. 22-27.

61 Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений / В.В. Завьялов // - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2005. - С. 14-20.

62 Залятов М.Ш. Технология капитального ремонта нефтяных и газовых скважин/ М.Ш. Залятов, А.Ф. Сливченко, Ш.Ф. Тахаутдинов // Альметьевск: АГНИ. - 2014. - 344 с.

63 Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Особенности эксплуатации установок ЭЦН в скважинах с форсированным отбором. - Вестник Удмуртского университета. -2002, №9, С. 169-176. БОК УБУБЯР

64 Земляной А.А. Новый тампонажный состав для ликвидации негерметичности ЭК в условиях низких пластовых давлений / А.А. Земляной, Е.В. Поникаровский, Д.С. Леонтьев, [и др.]. // Новые технологии топливно-энергетического комплекса: сб. науч. тр. - Сургут: Сургутский институт нефти и газа (филиал) ТюмГНГУ. -2015. - С. 105-110.

65 Зозуля Г.П. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, И.И. Клещенко [и др.]. // Учеб. пособ. Тюмень. ТюмГНГУ.- 2002. - 138 с.

66 Зундэ Д.А. Разработка методики дифференциации континентальных отложений с использованием сиквенс-стратиграфической модели на примере пластов Покурской свиты месторождений Западной Сибири: Дис. ... к.г.м.н. 25.00.12 / Зундэ Дмитрий Алексеевич - Тюмень: - 2016. - 153 с.

67 Ибрагимов Г.З. и др. Опыт эксплуатации скважин с повышенным содержанием газа в нефти. (Обзор, информ./ВНИИОЭНГ, Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений»; Вып. 3).

68 Ибрагимов Г.З. Хисамутдинов Н.И. Условия, определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса. Нефтепромысловое дело. -1971, -№4, С. 21-24.

69 Испытания жидких клеевых материалов: Методические указания к лабораторной работе «Испытание карбамидоформальдегидной смолы» по курсу «Технология клееных материалов» для студентов всех форм обучения специальности 260200 «Технология деревообработки» / Бегунков О.И. // Хабаровск: Изд-во Хабар. гос. техн. ун-та, 2002. - 28 с

70 Ишмурзин А.А. Происходит ли срез вершин витков резьбы насосно-компрессорных труб от страгивающей нагрузки / А.А. Ишмурзин, А.И. Ханнанов // Нефтегазовое дело. - 2015. - №4. - С. 103-108.

71 Кадыров Р.Р. Новые технологии крепления скважин и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн с использованием синтетических смол / Р.Р. Кадыров, И.Г. Фаттахов, [и др.]. // Сб. науч. тр. / ТатНИПИнефть. - Казань, 2013. - С. 343-353.

72 Кадыров Р.Р. Технология ремонтно-изоляционных работ в низкопроницаемых пластах / Р.Р. Кадыров, А.К. Сахапова, Р.А. Табашников, [и др.]. // сб. науч. тр. -ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». М.: - 2016. - С. 155-158.

73 Киреев А.М. Пакерно-якорное оборудование и технологии для строительства, освоения, эксплуатации и ремонта скважин / А.М. Киреев А.М. // Нефть. Газ. Новации. - 2012. - №12. - С.54-59.

74 Ковяткина Л. А. Теоретические основы нефтегазовой гидрогеологии / Л. А. Ковяткина, В. М. Матусевич // Нефтегазовая гидрогеология. в 2 ч. ч. I. - Тюмень.: ТюмГНГУ. - 2010. - 116 с.

75 Козыряцкий Н.Г. Состояние системы метрологического обеспечения дефектоскопии обсадных колонн и предложения по ее развитию / Н.Г. Козыряцкий // Каротажник. - 2013. - №226. - С. 126-138.

76 Косков В.Н. Геофизические исследования скважин (ГИС). Учеб. Пособие. / В.Н. Косков // Пермь: Пермский государственный технический университет. -2004. - 122 с.

77 Костюченко С.А. Опыт ремонтно-изоляционных работ в сложных геологических условиях ООО «РН-Пурнетегаз» / С.А. Костюченко, А.В. Сахань, Р.А. Ягутин // Нефть. Газ. Новации. - 2012. - № 12. - С. 64-67.

78 Кошляк В.А. Изучение геофизическими методами нефтяных месторождений на поздней стадии разработки/ В.А. Кошляк, В.Ф. Козяр, А.И. Фионов [и др.]. // М.: Недра. - 1983. - 133 с.

79 Кубрак М.Г. Сокращение бездействующего фонда скважин. Нефтегазовое дело. - 2012. - №1. С. 137 - 149 [Электронный ресурс] // URL: http://www.ogbus.ru.

80 Кубрак М.Г. Анализ причин нарушения целостности эксплуатационных колонн при кустовом бурении / М.Г. Кубрак , А.Х. Мусин // Повышение эффективности разработки нефтяных. Под ред. Фомкина A.B., Жданова С.А.: сб. науч. тр. - М.: АО «ВНИИнефть».- 2017. - 126 с.

81 Кузнецов Г.С. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений / Г.С. Кузнецов, Е.И. Леонтьев, Р.А Резванов // учеб. для вузов. М.: Недра. - 1991. - 223 с.

82 Кулиев Т.О. Разработка способа ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонных перетоков в нефтяных и газовых скважинах / Т.О. Кулиев // Новые технологии - нефтегазовому региону: сб. науч. тр. Материалы Всероссийской с международным участием научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых - Тюмень: ТИУ. - 2015. - С. 289-291.

83 Лабораторные исследования синтетической смолы для проведения изоляционных работ в скважинах. / Апасов Г.Т. // Нефтепромысловое дело, ежемесячный научно-технический журнал, № 12, декабрь, 2013 г. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - С.

84 Лаптев В.В. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин / В.В. Лаптев, А.А. Молчанов, В.Н. Моисеев [и др.]. // Справочник. М.: Недра. - 1987. - 263 с.

85 Мельников П.Р. Удаление жидкости с забоя газовых скважин на стадии добычи низконапорного газа / П.Р. Мельников, И.В. Сэротэтто // Современные тенденции развития науки и технологий. - 2017. - № 2-2. - С. 95-101.

86 Моисеенко В.М. Развитие и поддержка технологии выполнения сводных крупномасштабных структурных построений (М 1:100000, 1:50000, 1:25000) по целевым отражающим горизонтам в юрско-меловом интервале разреза по

территории лицензионной деятельности ОАО «Самотлорнефтегаз» / Моисеенко В.М. // Новосибирск: ОАО «СИБНЕФТЕГЕОФИЗИКА». - 2001. - 143 с.

87 Мухаметшин В.Г. Исследования причин нарушения герметичности эксплуатационных колонн c применением модуля IRP RMS (ROXAR) по Самотлорскому месторождению / Г.Т. Апасов, В.Г. Мухаметшин, А.В. Саранча // Современные проблемы науки и образования. - 2015. - № 2-2. - С. 64-70.

88 Мухаметшин В.Г. Методическое руководство по определению причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колон на объектах ООО «Южно-Охтеурское» / В.Г. Мухаметшин // Нижневартовск. - 2015. - 18 с.

89 Мухаметшин В.Г. О причинах нарушений герметичности эксплуатационных колонн и мероприятиях по их предотвращению / В.Г. Мухаметшин, Г.С. Дубинский, А.П. Аверьянов. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Изд. УГНТУ. №3, 2016 - С. 19-24.

90 Мухаметшин В.Г. Определение причин и характер нарушения эксплуатационных колонн Самотлорского месторождения для применения превентивных мер / В.Г. Мухаметшин, Ф.Я. Канзафаров, В.П. Ситников В.Р. Компанченко, А.В. Козлов. // Вестник ЦКР РОСНЕДРА. - № 1. - 2013. - С. 18-24.

91 Мухаметшин В.Г. Определение причин и характера нарушений герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин Самотлорского месторождения для применения превентивных мер / В.Г. Мухаметшин // Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса. Материалы V Региональной научно-практической конференции обучающихся ВО, аспирантов и ученых. - Тюмень: ТюмГНГУ. - 2015г. - С. 165-176.

92 Мухарлямова Н.В. Разработка месторождений нефти и газа Ханты-Мансийского автономного округа - Югры / Н.В. Мухарлямова, А.В. Оренбуркин, Т.Н. Печерин [и др.]. // Том 2 - Тюмень: АУ «НАЦ РН ИМ.В.И. Шпильмана. - 2020. - С. 176-181.

93 Насыров А.М., Епифанов Ю.Г. Негативные факторы, влияющие на целостность эксплуатационных колонн скважин, и методы предупреждения

нарушения герметичности // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 2. С. 33-36. 001: 10.24412/2076-6785-2021 -2-33-36

94 Недропользование в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре в 2019 г / АУ «НАЦ РН им. Шпильмана» - Тюмень-Ханты Мансийск, 2020 - С. 38-39, 155158.

95 Обустройство кустов скважин под бурение мобильной установкой №№1373Б, 92Б, 1314 на Самотлорском месторождении. Рабочий проект. Том 5 Охрана окружающей среды. - Нижневартовск: ООО СибНИПИРП. - 2008. - 136 с.

96 Обустройство Самотлорского месторождения ОАО "Самотлорнефтегаз". Кустовые площадки №№ 4287, 672 и линейные сооружения. Рабочий проект. Том 5 Охрана окружающей природной среды. - Тюмень: ЗАО Тюменьнефтегазпроект. - 2008. - 115 с.

97 Отчет по разработке и созданию каталога физико-химических свойств и состава попутно-добываемой воды с объектов ОАО «РН-Нижневартовск». -Нижневартовск: 2018. - 203 с.

98 Ошибков А.В. Влияние технических характеристик клина-отклонителя и обсадных труб на надежность соединения стволов многоствольных скважин / Д.Л. Бакиров, Д.Д. Водорезов, А.В. Ошибков [и др.]. // Нефтяное хозяйство. - 2015. -№ 11. - С. 121-123.

99 Ошибков А.В., Оценка напряженно-деформированного состояния конструкции соединения стволов многоствольных скважин / / Д.Л. Бакиров, Д.Д. Водорезов, А.В. Ошибков [и др.]. // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 6. - С. 83-85.

100 Пат. 139424 Российская Федерация на полезную модель, МПК Е21 43/25. Волновой гидромонитор / Ананьев В.А., Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Шкуров О.В., Мухаметшин В.Г.; № 2013136236/03; заявлено 01.08.2013; опубл. 20.04.2014, Бюл. № 11.

101 Пат. 2439119 С2 Российская Федерация, МПК С09К8/44. Быстросхватывающая тампонажная смесь (БТТС) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах / Абдурахимов Н.А., Апасов

Т.К., Юсулбеков А.Х., Апасов Г.Т.; № 2013109861/03; заявлено 05.03.2013; опубл. 20.09.14, Бюл. № 26.

102 Пат. 2528805 Российская Федерация, МПК Е21 В 43/22. Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах / Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Мухаметшин В.Г., Сахипов Д.М., Апасов Р.Т.; № 2013109861/03; заявлено 05.03.2013; опубл. 20.09.14, Бюл. № 26.

103 Патент 2235857 РФ Е21В33/138. Полимерный тампонажный состав / Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Емалетдинова Л.Д., Прокшина Н.В., Стрижнев К.В., Камалетдинова Р.М., Стрижнев В.А., НазметдиновР.М., МерзляковВ.Ф., Волочков Н.С. - №2000121311/03; Заявлено 08.08.2000; Опубл. 20.05.2001.

104 Первушин В.В. Методические и технические средства повышения эффективности метрологического обеспечения аппаратуры гамма - гамма каротажа для нефтяных и газовых скважин: Дис. ... к.т.н. 25.00.10 / Первушин Владимир Владимирович - М.: - 2017. - 120 с.

105 Пересчет запасов нефти и газа Самотлорского месторождения в пределах лицензионных участков ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК Нижневартовск» по состоянию на 01.01.2000 г. - М.: Минэнерго РФ, ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» - 2001. - 834 с.

106 Пермяков И.Г. Нефтегазопромысловая геология и геофизика/ И.Г. Пермяков, Н.Ш. Хайретдинов, Е.Н. Шевкунов // учеб. пособие для вузов. М.: Недра. - 1986.269 с.

107 Проект пробной эксплуатации Восточно-Охтеурского нефтяного месторождения. Отчет НИР / ответственный исполнитель В.Г. Мухаметшин // Нижневартовск: ОАО «НижневартовскНИПИнефть». - 2016. - 306 с.

108 Проект пробной эксплуатации пластов Ю11 и Ю13-4 Горстового нефтяного месторождения. Отчет НИР / ответственный исполнитель В.Г. Мухаметшин // Нижневартовск: ОАО «НижневартовскНИПИнефть». - 2017. - 318 с.

109 Савельев А.А. Причины водопритоков в скважину и методы их изоляции /

A.А. Савельев // Академический журнал Западной Сибири. - 2016. Т. 12. № 2. - С. 23.

110 Савельев А.А. Технические средства для проведения ремонтно-изоляционных работ / А.А. Савельев // Академический журнал Западной Сибири. - 2016. - Т. 12. № 2. - С. 24-25.

111 Самотлорское месторождение. Реконструкция. Входные гребенки. Проектная документация. Раздел 8. Перечень мероприятий по охране окружающей среды. 56/11-Р8-ООС. - Тюмень: ЗАО "ТюменьНИПИнефть". - 2011. - 109 с.

112 Светашов В.Н. Технические средства для ремонтно-изоляционных работ /

B.Н. Светашов // Инженерная практика. - 2010. - №5.

113 Синтетические смолы в деревообработке / Доронин Ю.Г., Мирошниченко

C.Н., Свиткина М.М. // М.: Лесн. пром-сть, 1987. - 224 с.

114 Смолы карбамидоформальдегидные. ГОСТ 14231-88. ИПК - М.: Издательство стандартов. 2003. - 15 с. (ГОСТ 14231-88. Смолы карбамидоформальдегидные. Технические условия. - М.: Издательство стандартов, 1988. - 22 с.)

115 Технологическая схема разработки Южно-Охтеурского месторождения. ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» / ответственный исполнитель М.Г. Ардалин // Томск - 2001. - 218 с.

116 Технологический проект разработки Мыхпайского нефтяного месторождения. Отчет НИР / ответственный исполнитель В.Г. Мухаметшин // Нижневартовск: ОАО «НижневартовскНИПИнефть». - 2015. - 674 с.

117 Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. / М.А. Токарев // М.: Недра, - 1990. -255 с.

118 Трифонов В.В. Альтернативные способы вывода скважин из бездействия / В.В. Трифонов // Инженерная практика. - 2011. - №1. - С. 14-18.

119 Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / Н.С. Волочков, В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков // Уфа.: РИЦ АНК «Башнефть». -2000.

- 424 с.

120 Уметбаев В.Г. Проблемы в области технологий РИР, направления и некоторые результаты их исследования/ В.Г. Уметбаев, В.А. Стрижнев, В.Н. Павлычев // Нефтяное хозяйство. - 2001.- №11. - С. 32-34.

121 Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения / Гавура А.В. // М.: Компания «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед». - 2005. - 582 с.

122 Хузина Л.Б. Применение технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн на примере скважин НГДУ ПАО «ТАТНЕФТЬ» / С.И. Голубь, Ф.З. Исмагилов, Л.Б. Хузина [и др.]. // Нефтяное хозяйство. - 2015. - №2 12.

- С. 121-123.

123 Чертенков М.В. Опыт применения расширяющихся систем для ликвидации интервалов негерметичности эксплуатационных колонн в ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь» / В.В. Бессель, Н.А Веремко, М.В.Чертенков [и др.]. // Бурение и нефть. - 2015. - № 10. - С. 40-44.

124 Чучалин Д.А. Определение технического состояния скважин Лянторского нефтегазового месторождения профилемером MIT-005 фирмы Sondex (Англия) // В сборнике: Геология в развивающемся мире. Материалы VIII научно -практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием. Пермский государственный национальный исследовательский университет - Пермь. - 2015. - С. 340-343.

125 Шайдаков В.В. Отвод газа в компоновке «УЭЦН с пакером» / Р.Д. Джафаров, А.Л. Сухоносов, В.В. Шайдаков [и др.]. // Экспозиция Нефть Газ. - 2015. - №2 2 (41).

- С. 24-27.

126 Язьков A.B. Исследование влияния изменения технологических параметров на охлаждение погружного электродвигателя. «Н.Х.» №11.2007. С. 123-125.

127 Язьков A.B. Особенности теплообмена погружного электродвигателя с жидкостным потоком в условиях выноса механических примесей. «Нефтяное хозяйство», №12. 2008. С. 84-88.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

Абс.отм. - абсолютные отметки

АКЦ - акустический каротаж

АНПД - аномально низкое пластовое давление

АПСМ - аддуктом полиэтиленимина и сернокислой меди

АУ НАЦ РН - автономное учреждение научно-аналитическое центр

рационального недропользования

БТТС - быстротвердеющий тампонажный состав

ВДМ - волновой диэлектрический метод

ВИНК - вертикально-интегрированных нефтяных компаний

ГГК - гамма-гамма каротаж

ГИС - геофизические исследования скважин

ГЖС - газожидкостная смесь

ГК - гамма каротаж

ГП - глинистый порошок

ГРП - гидравлический разрыв пласта

ГТМ - геолого-технические мероприятия

ДИМ - диэлектрический индукционный метод

ДСИ - дефектомер скважинный индукционный

ЗВУЭЦН - зона влияния установки электроцентробежного насоса

ИДК - индукционный дефектомер колонны

ИНГМ - импульсный нейтронный гамма-метод

ИННМ - импульсный нейтрон-нейтронный метод

КП - кварцевый песок

КРС - капитальный ремонт скважин

КСПП - конструкция скважины повышенной прочности

КФС - карбамидоформальдегидной смолы

ЛНЭК - ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн МКД - межколонное давление

НИПИ - научно-исследовательский и проектный институт

НКТ - насосно-компрессорные трубы

НТФ - нитрилтриметилоросфоновая кислота

НЭК - негерметичность эксплуатационных колонн

ОК - обсадная колонна

ОПИ - опытно-промышленные испытания

ПГКС - полимер-глинисто-кварцевая система

ПК - покурская свита

ПРС - подземный ремонт скважин

ПЭД - погружной электродвигатель

РИР - ремонтно-изоляционные работы

РФ - Российская Федерация

САТ - скважинный акустический телевизор

СГДТ - скважинный гамма дефектоскоп-толщиномер

СМИ - сканирующий магнитный интроскоп

СПО - спускоподъемные операции

ТГНГУ - Тюменский государственный нефтегазовый университет ТМ - толщинометрия

УЭЦН - установка электроцентробежного насоса

ХМАО - Ханты-мансийский автономный округ

ШГН - штанговый глубинный насос

ЭДС - электродвижущая сила

ЭК - эксплуатационная колонна

ЭМДС - электромагнитная дефектоскопия

ЭЦН - электроцентробежный насос

roxar

MAXIMUM RESERVOIR PERFORMANCE

115054, г. Москва,

ул. Дубининская, дом 53, строение 5 Roxar Services AS

Тел.: [phone] Факс: [phone] E-mail: [e-mail]

г.Москва, «02» октября 2017 г. «УТВЕРЖДАЮ»

Директор департамента технической поддержки КОО «Роксар Технолоджис»

А. В. Рыбников

АКТ ВНЕДРЕ1

результатов диссертационной работы Мухаметшина Вадима Габдулловича на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о том, что в процессе работы над диссертацией, при непосредственном участии и авторском надзоре соискателя ученой степени кандидата технических наук Мухаметшина В.Г. была разработана и реализована на практике, с использованием программного комплекса RMS компании Roxar, методика по выявлению причин возникновения негерметичностей эксплуатационных колонн путем визуально-статистического анализа и типизации конструкций скважин и интервалов негерметичности.

В программном комплексе RMS Мухаметшиным В.Г., была отработана процедура загрузки и хранения различной, необходимой для проведения анализа информации. С применением технологии Workflow реализован алгоритм автоматизированного статистического анализа данных, поиска зависимостей между геологическими характеристиками пластов, параметрами траектории скважин и интервалами спуска ГНО. Отработаны варианты наглядной визуализации потенциально опасных интервалов контакта спускаемого оборудования и эксплуатационных колонн. Разработана процедура оценки вероятности возникновения негерметичности эксплуатационных колонн в зависимости от различных факторов. Также, для упрощения отдельных процедур подготовки и загрузки необходимой для проведения анализа информации, Мухаметшиным В.Г., с использованием среды разработки Roxar API, был написан специализированный плагин к программному комплексу RMS, реализующий требуемую функциональность.

Все, полученные в рамках проведенной работы результаты могут быть напрямую использованы для решения задач оптимизации траекторий стволов и конструкций скважин с целью снижения вероятности возникновения негермегичности эксплуатационных колонн и

увеличения временного интервала между КРС (РИР). Использование, разработанных при непосредственном участии соискателя ученой степени кандидата технических наук Мухаметшина В.Г., методики и инструментария (плагина) для решения задач оптимизации траектории ствола и конструкции скважин, позволит в будущем значительно снизить затраты на эксплуатацию скважин.

1. Проведенными работами доказана возможность применения разработанной методики и дополнительного инструментария в программном комплексе RMS для повышения наглядности визуального анализа траекторий эксплуатационных скважин нефтегазовых месторождений.

2. Разработанная методика и инструментарий рекомендованы для использования:

2.1. при планировании конструкций новых скважин;

2.2. для поиска зон контактов эксплуатационных колонн и спускаемого оборудования в существующих скважинах и при дальнейшем контроле и мониторинге негерметичностей эксплуатационных колонн,

Экспертная [ руина КОО «Роксар Технолоджис» в лице Рыбникова A.B.. Саркисова Г.Г, Волк Е.Ю. изучила разработанную Мухаметшиным В.Г. методику и инструментарий (плагин) и рекомендовала их использование совместно с программным комплексом RMS.

Выводы

Менеджер по развитию бизнеса

Начальник отдела геологии ДТП

«Утверждаю» I енеральный директор Осу о. Южир-Охтсурское» -^/Чочиев ФЛ. января 2023 г.

г. Стрежевой

АКТ ВН1ДРКН11

результатов диссертационной работы Г. на

соискание ученой степени кандидат тс^^^^иаук но специальности 2.8.4. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по теме «Разработка и исследование технологии и материалов для выявления, ликвидации и предотвращения нарушений герметичности эксплуатационных колонн (на примере Самотлорского месторождения)»

Настоящий акт составлен о том. что в период с 10.01.2012 по 10.01.2023 в проектной документации и на объектах ООО «Южно-Охтсурское» при непосредственном участии, под технологическим руководством и авторским надзором соискателя ученой степени кандидат технических наук Мухамегшина Вадима Габдулловича выполнены следующие работы.

Разработаны «Программа мониторинга иегерметичностей эксплуатационных колонн для предупреждения их преждевременного выхода иj строя» и «Методическое руководство но определению причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн на объектах ООО «Южно-Охтеурское» и использованы в проектных документах.

При участии Мухаметшнна ВТ. разработан плагин (дополнительная программа) учитывающий методику по выявлению интервалов нарушении эксплуатационных колонн, который может работать и составе программного комплекса RMS компании «ROXAR». Компанией «ROXAR» признано целесообразным применение упомянутого плагина, которого не было в пакете ранее, и согласовано его применение в составе I IK RMS.

Разработана и внедрена, методика выработки рекомендаций по проектированию конструкций Ж в новых скважинах, в том числе составных эксплуатационных колонн, которая внедрена в период бурения 2014-2015 годов на месторождении при креплении четырех новых скважин №Л»25,26,48, 60. и в 2016 году пяти боковых стволов №№ 3-2. 5-2, 21-2, 102-2 103-2, что обеспечило создание более надежных конструкций.

При составлении проектной документации «Дополнение к технологической схеме разработки Южно-Охтеу рекою нефтяною месторождения» и «Проекта пробной эксплуатации Горстовою нефтяного

месторождения» в раздел №9 (Конструкция скважин, производство буровых работ, методы вскрытия пластов н освоения скважин было использовано «Методическое руководство по определению причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн на объектах ООО <«Южно-Охтеурское», разработанное автором диссертации Мухамстшиным В.Г.

Реализация методического руководства позволит исключать негативные воздействия, способствует увеличению срока службы эксплуатационных скважин, имеет практическую ценность, оценочно ожидаемый экономический эффект составит более 25 миллионов рублей для девяти скважин Южно-Охтеурского месторождения.

Разработан и апробирован в промысловых условиях инновационный композиционный состав БТТС и технология его применения в PHP с направленностью по водоиэоляции, восстановлению герметичности ЭК. ограничению водоиритоков, предназначенный для работы r более широком температурном диапазоне по сравнению с аналогами (+20 + +10<) Ч-). Применение технологии и состава в скважине J&419P Южно-Охтеурского месторождения позволило получить дополнительно 5600 тонн нефти и экономический эффект 4 800 тыс. рублей.

Применение технологии ВИР с новой композицией в 8 скважинах Самоморского месторождения позволило получить средний прирост дебита по нефти на обработайную скважину до 9,1 т'еу т, суммарный прирост составил 71.3 т/сут. Обводненность продукции скважин в среднем снизилась с 98.9 % до 67,6 %. (таблица I)

Таблица 1 - Режимы работы скважин, обработанных по технологии ВИР с применением нового состава БТТС

№ п'п Гкплжнм* Пласт Режим дооброСннки Режим после обработки, пласт ABi.j

Ож т'су 1 Ом ti'cvt % Нд vi Ож т.'елт Qu т/ечт % Ha m

1 Аот ABi? 45 0 99 350 45 3 92 815

2 16550 А В i.i 300 Схнхаснна ППД 43 13 65 $12

3 16474 А В,.? 0 Нигэометр 65 4 93 1058

4 61361 Г,В, 57 0.8 98 15111) 36 13 58 975

5 25750 АВм <.1 0.9 99 780 50 5 94 468

6 26714 1>13| 100 Л 99 1500 18 to 32 AHB

7 29771 АН,., 480 С кнажняа МИД 42 Kl 72 900

8 21140 AB, j 180 Скнажю!» ППД 36 15 35 1200

Итоги 1525 1.7 335 73

Среднее 1<>0,6 0.2 98.9 чй г-п 41.9 9,1 67,6 $89.7

Произошел рост продолжительности -эффекта от НИР. Увеличилась средняя продолжительность работы скважин, в сравнении с аналогами для

подобных геолого-физических условий, на 66,7 %, при пониженной обводненности продукции (с 6 месяцев до 10 месяцев). Средний прирост дебита в течение 10 месяцев составил 4,6 т/сут. Таким обратом, получены технологический и экономический эффекты.

Разработанные в диссертационной работе методики, аналитические и практические рекомендации, инструменты, реагент и технология имеют большое практическое значение.

Рекомендуется распространение с адаптацией к местным условиям «Программы мониторинга негерме шчноет ей эксплуатационных колонн для предупреждения их преждевременного выхода из строя» и «Методического руководства по определению причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн»

Технология ВИР с новым композиционным составом БТТС рекомендуется для применения при ликвидации негсрмстичности 'ЭК, подоиэоляиии н ограничения водоирнтока в условиях аналогичных с объектами внедрения, а после адаптации и в иных условиях.

Рекомендуется тиражирование плагина, учитывающего методику по выявлению интервалов нарушений эксплуатационных колонн, в составе ПК RMS «ROXAR» и соответственно прогнозирование необходимости применения составных колонн.

Главный геоло!

Выводы и заключение

Ф.Л. Коваленко

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ЮЖНО-ОХТЕУРСКОЕ"

127273, г. Москва, Алтуфьевское ш., д. 2а ИНН 5406254213 КПП 771501001 р/с 40702810764080104561 в Отделении № 8616 Сбербанка России г. Томск

ВИ К 046902606

к/с 30101810800000000606 в Томском ОСБ №8616 ОГРН1035402488373 код ОКПО14775851

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС:

636785 Томская область, г. Стрежевой, ул. Транспортная, 9 приемная: e-mail: [e-mail] Исх. №

от 23. 08. 2021 г.

УТВЕРЖДАЮ:

Генеральный директор ООО #10Лно-0>£г6урское» ).3. Чочиев 2021 г.

СПРАВКА ВНЕДРЕНИЯ СПОСОБА ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ С ВИБРОВОЛНОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЗП

Способ повышении нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых низко-и высокотемпературных продуктивных пластах (патент № 2528805 РФ) с проведением водоизоляций заколонных перетоков, ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн проводился в скважинах Южно-Охтеурского месторождения с 2013 года по 2015 год. Последовательность работ по ликвидации заколонных перетоков начиналась с закачки полимер-глинисто-кварцевого состава (ПГКС) в водонасыщенную часть пласта через перфорационные отверстия колонны ниже ВНК с созданием экрана не менее 20 м по радиусу от ствола скважины и в последующем закреплением быстросхватывающей тампонажной смесью (БСТС) (патент № 2439119 РФ). Далее закачивали БСТС через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м по радиусу от ствола скважины. После вскрывали реперфорацией нефтенасыщенный интервал пласта и осуществляли комплексный виброволновой способ воздействия (патент № 139424 РФ) с СКО. Все работы заканчивались освоением до вызова притока, для виброволновой обработки применялся, волновой гидромонитор с регулятором вибраций с выбором разных частот и амплитуд упругих колебаний волны.

За этот период способ был внедрен в 5 скважинах, включая скважины №№ 36, 39 положительный эффект по которым продолжается, данные после запуска в таблице 1.

Таблица 1. Параметры эксплуатации скважин №№ 36,39 до и после РИР.

Скв. Режим до РИР Режим после РИР 11рирост, т/сут

Ож, м3/с Он, т/с % обв Ож, м3/с Он, т/с % обв

36 25 0,5 98 45 5,0 85 5

39 30 0,1 99 25 3,0 86 3

По скважинам №№ 36, 39 после РИР за год отработки дополнительная добыча составила 2100 тонн нефти. По результатам внедрения предложенный способ (патент № 2528805 РФ, патент № 139424 РФ) оценен как эффективный и рекомендован для дальнейшего применения.

Главный инженер ООО «Южно-Охтеурское» Главный геолог ООО «Южно-Охтеурское» Автор патентов Автор патентов Автор патентов

Н.Р. Хусаинов

A.M. Максютов

B.Г. Мухаметшин Г.Т. Апасов

Т.К. Апасов