Разработка технологических основ и совершенствование ремонтов газовых скважин в сложных климатических и геокриологических условиях Крайнего Севера

При закачивании тампонажного раствора в водопроявляющую часть пласта рекомендуется следующая технология (патент РФ № 2244115). В трубное пространство скважины, находящейся под давлением, спускается до забоя ГТ 1 (рисунок 9). Ствол скважины заполняется газовым конденсатом 2.

Готовится тампонажный раствор смешиванием цементного раствора с замедлителем схватывания и реагентом, понижающим вязкость. Через ГТ 1 закачивается буферная жидкость 3 (метанол) в объеме 0,3…0,6 от объема ГТ, а затем тампонажный раствор 4 в необходимом количестве. После подъема тампонажного раствора в скважине на заданную высоту трубное пространство перекрывается, и тампонажный раствор продавливается в водопроявляющую часть пласта последовательно закачиваемыми буферной жидкостью 3 и продавочным раствором (газовым конденсатом) 2. Затем одновременно в трубное и затрубное пространства закачива- ется газовый конденсат 2 для предотвращения подъема тампонажного раствора выше интервала водопроявляющей части пласта.

Рисунок 9 - Технологическая схемаизоляции притока пластовых вод

После этого башмак ГТ приподнимается на 1 м выше интервала водопроявляющей части пласта, и проводится вымывание излишков тампонажного раствора 4 газовым конденсатом 2, подаваемым через ГТ в трубное пространство.

В случае необходимости отсечения обводнившейся части ствола от необводнившейся рекомендуется применять следующую технологию (патент РФ№ 2235852). До забоя скважины, находящейся под давлением, спускается ГТ, и ствол скважины заполняется газовым конденсатом. Затем ГТ поднимается до интервала установки цементного моста, закачиваются метанол и тампонажный раствор в необходимых для установки цементного моста объемах. После вымывания из ГТ излишков тампонажного раствора она приподнимается на 1 м выше расчетной высоты цементного моста, и проводитсяудаление излишков тампонажного раствора закачиванием газового конденсата. После ОЗЦ ГТ спускается до верхней границы установки цементного моста, и он испытывается на прочность.

Освоение газовых скважин. Сложность освоения газовых скважин в условиях АНПД заключается в недостатке пластовой энергии для вызова притока газа из пласта.Вызов притока (патент РФ № 2235868) рекомендуется осуществлять (рисунок 10) путем подачи природного газа из соседней скважины 1 и жидкости от насосной установки 2, используя бустерную установку 3. В бустерной установке 3 газожидкостная смесь компримируется до давления, превышающего текущее пластовое давление. Затем смесь подается в газовый сепаратор 4, где происходит ее разделениена жидкую и газообразную фазы. Жидкость направляется обратно в насосную установку 2, а газ высокого давления через эжектор 5 и ГТ 6 в трубное пространство осваиваемой скважины 7,вытесняя облегченную жидкость на поверхность.



Рисунок 10 - Технологическая схема освоения газовой скважины

Затем трубное пространство скважины соединяется с факельной линией, и осуществляется подача газа в затрубное пространство с выпуском его через факельную линию до момента начала притока.

При наличии зон с АВПД вызов притока в газовых скважинах с открытым забоем, оборудованных пакером, рекомендуется выполнять по следующей технологии (патент РФ № 2215137). Сначала осуществляются спуск ГТ и замена оставшегося на забое утяжеленного раствора на облегченную жидкость с воздействием на ПЗП водными растворами хлорида кальция или неорганических поверхностно-активных веществ (ПАВ) методом переменных давлений (в течение 20циклов). Затем скважина промывается, осуществляется вызов притока газа из пласта, а после извлечения из скважины ГТ скважина отрабатывается на факел. Замена утяжеленного раствора на облегченную жидкость проводится ступенчато, снижением плотности раствора на каждой ступени на 10…20 % и промывкой скважины в течение не менее двух циклов.

Величина противодавления на пласт выбирается из условия

Р_заб ~ Р_пл = (Р_у + 10-⁵_ж Н) Р_{оп эк}, (9)

где Р_у-давление на устье скважины, МПа; _ж? плотность скважинной жидкости, кг/м³; Н ? глубина нижних перфорационных отверстий, м; Р_{оп эк}? давление опрессовки эксплуатационной колонны, МПа.

Предлагаемые технологии технически сложных ремонтов использовались при проведении более 140 скважино-операций. Продолжительность КРС сократилась в среднем на 50 % при сохранении ФЕС пласта.

В пятом разделе приводятся результаты исследований фонтано- и пожароопасных ремонтов газовых скважин, направленных на повышение экологической безопасности разработки месторождений в суровых климатических условиях Крайнего Севера и обеспечение безопасных условий работы обслуживающего персонала при ликвидации газопроявлений и открытых фонтанов. Такие ремонты следует осуществлять с помощью следующих технологий.

Технологии предотвращения и ликвидации газопроявлений должны обеспечивать:

- замену задвижек ФА под давлением (патент РФ № 38821);

- замену элементов задвижек ФА под струей газа (патент РФ № 51088);

- замену пакерующих узлов колонных головок под струей газа (патент РФ № 2254440).

Технологии ликвидации открытых газовых фонтанов при горящем пламени на устье. Технологии индивидуальны для каждого конкретного случая или объекта и имеют свои специфические особенности в сложных климатических условиях Крайнего Севера.Общим для них является то, что на первом этапе проводятся растаскивание сгоревшего оборудования, вышки, металлоконструкций, снятие вышедшей из строя запорной арматуры и установка новой. При этом проводятся охлаждение водой устьевого оборудования, металлоконструкций вокруг скважины и прилегающей территории, орошение струи фонтана с целью снижения интенсивности теплового излучения, тушения очагов горения газового конденсата вокруг устья скважины. На втором этапе проводится непосредственное тушение фонтана, после чего осуществляется глушение скважины.

Указанная технология недостаточно надежна при ликвидации открытых газовых фонтанов, осложненных пожаром. Она не учитывает тот факт, что после первоначального тушения пламени пожара зачастую происходит повторное возгорание разлитых на территории возле устья легких фракций жидких углеводородов. Это может привести к осложнениям в процессе аварийно-восстановительных работ, к увеличению их продолжительности, а также к разрушению оборудования и потенциальному воздействию на обслуживающий персонал. Кроме того, технология применима только в летних условиях. В зимних условиях постоянное орошение кустовой площадки приводит к возникновению паровой завесы (тумана), потере видимости и невозможности проведения дальнейших работ.

Для устранения этого недостатка разработан (совместно с Чабаевым Л.У., Бакеевым Р.А. и др.) новый метод ликвидации открытого фонтана при горящей струе на устье фонтанирующей скважины (патент РФ № 2231627).

При его реализации проводятся растаскивание сгоревшего оборудования и наведение противовыбросового оборудования (ПВО) на горящее устье скважины с помощью специальных натаскивателей: канатных, гидравлических или шарнирных. При этом проводится охлаждение водой устьевого оборудования и натаскивателя в наиболее взрыво- и пожароопасных местах. После наведения ПВО скважина глушится.

В процессе экспериментальных исследований установлено, что радиус видимости объекта (R, м) при орошении устья скважины в процессе тушения пожара является функцией трех основных (переменных) параметров: температуры окружающего воздуха (T,^оС), объема подаваемой жидкости (V, м³/с) и скорости ветра (U, м/с):

R =F(T,V,U).(10)

Аппроксимация данных эксперимента методом нелинейного регрессионного анализа позволила получить зависимость в виде произведения двух функций F₁ и F₂:

R = F(T, V, U) = F₁(T, V, U = const) · F₂(V, U).(11)

При фиксированных значениях(U= const) первая из указанных функций является квадратичной (по параметрам Tи V) и имеет вид

F₁(T,V,U=const)= а₀ + а₁T - а₂V- а₃TV + а₄T²+ а₅V²,(12)

гдеа₀ ,…,а₅- коэффициенты уравнения регрессии.

Вторая функция F₂(V,U) является уточняющей, так как с ее помощью корректируются результаты расчета, выполняемые по формуле (12), при условии вариаций объема подаваемой через мониторы (лафетные стволы)жидкости и скорости ветра.

Результаты аналитических исследований и промысловых испытаний на полигоне показали, что в окончательном виде функция (10), с учетом уравнений (11) и (12), описывается уравнением

R = (260,0 + 4,564T - 5,547V - 0,023TV + 0,043T²+ 0,036V²)·

·{[(1,195+0,0035V)/81]·U²+0,805-0,0035·V}.(13)

Таким образом, с учетом данного уравнения можно рассчитать параметры процесса тушения в сложных климатических условиях (до минус 50 С).

Технология ликвидации горящих газовых фонтанов с отрывом пламени от устья. Для повышения пожаробезопасности аварийно-восстановительных работ разработана (совместно с Чабаевым Л.У. и Сизовым О.В.) новая технология ликвидации открытых фонтанов газа после отрыва пламени с помощью мониторовот устья и подъема его на безопасную высоту (патент РФ № 2261982).

Были проведены экспериментальные промысловые испытания предлагаемой технологии на учебном полигоне Уренгойского месторождения. Вокруг устья скважины с горящим газовым факелом размещалось расчетное количество мониторов, через которые подавалась технологическая жидкость. Мониторы размещались с наветренной стороны сектором, размер которого и количество в нем мониторов определялись аналитическим путем и проверялись экспериментально на стадии поисковых экспериментов. В безопасной зоне монтировался натаскиватель с ПВО. Охлаждающая жидкость с помощью мониторов направлялась на устье скважины и орошала его в течение 10…20 минут. Затем струи охлаждающей жидкости из мониторов направлялись на границу горящего пламени. Постепенно перемещая фронт струи вверх, отрывали пламя от устья скважины, создавая вокруг него безопасную рабочую зону.

После отрыва пламени натаскиватель подавался к устью скважины, и с его помощью за расчетный период времени монтировалось на устье ПВО. В результате струя газа из скважины направлялась по отводному патрубку, установленному на ПВО,то естьобеспечивалась безопасная работа обслуживающего персонала в рабочей зоне у устья. После наведения ПВО на устье охлаждающая жидкость направлялась на натаскиватель и смонтированное на устье скважины ПВО, а затем осуществлялось глушение скважины подачей через лифтовую колонну жидкости глушения по известным технологиям.

Предлагаемые технологии фонтаноопасных сложных ремонтов были применены при ликвидации газопроявлений и открытых газовых фонтанов на месторождениях Крайнего Севера.

Шестой раздел посвящен разработке новых технических средств исоставов растворов для успешной реализации сложных ремонтов газовых скважин.

Газовые скважины месторождений Крайнего Севера оснащаются комплексами подземного оборудования, основными элементами которых являются эксплуатационные пакеры, циркуляционные клапаны и забойные клапаны-отсекатели. Анализ работоспособности такого оборудования показывает, что первые признаки недостаточной надежности эксплуатационных пакеров начали проявляться в период установки их в наклонно направленных скважинах. Практически все установленные в наклонно направленных скважинах Ямбургского месторождения пакеры ПСС 219/168-140 не обеспечивали достаточную герметизацию затрубного пространства газовых скважин. Уже на пятый год эксплуатации приходилось проводить ремонты скважин по замене пакера и по восстановлению его герметичности. Промысловые исследования их надежности и работоспособности показали, что основными причинами этого являются недостаточная высота зубцов фиксирующих шлипсов пакера; механические повреждения уплотнительных элементов; односторонняя герметизация затрубного пространства в наклонно направленном стволе; размещение срезного седла пакера в посадочном ниппеле корпуса пакера.Результаты исследований легли в основу как модернизации применяемых пакеров (ПСС 219/168-14М), так и создания новых конструкций пакеров ПСС 219А и ПССГ 219/168-21 (патент РФ № 1724853).

По мере «старения» фонда газовых скважин, нарушения межремонтного и ресурсного периодов эксплуатации пакеров объективно возникла проблема их извлечения из скважин. Основной причиной отказов при извлечении пакеров

ПСС 219/168-14, ПСС 219А и ПСС 219/168-14М является просроченный межремонтный период, в результате чего резиновые уплотнительные элементы и шлипсы невозможно было отсоединить от эксплуатационной колонны. Стандартные инструменты ИИП 219-140 и ИИП-2, предназначенные для извлечения этих пакеров, не обеспечивали необходимого усилия для отрыва пакера от эксплуатационной колонны. Были разработаны новые инструменты повышенной грузоподъемности И 219-14/500 и ИИЦ 219А, развивающие усилие отрыва до 500 кН,в 2,5 раза превышающее расчетные значения (патенты РФ № 2105127 и№ 2167264).

Основной причиной отказов при извлечении пакеров ПССГ 219/168-21 является конструкторская недоработка узла расфиксации пакера. Проведенные исследования позволили разработать наиболее оптимальную технологию извлечения пакера, базирующуюся на поэтапном фрезеровании пакера и подъеме его из скважины по частям (патент РФ № 2239046).

Для повышения герметизирующей способности пакеров были проведены исследования по разработке новой конструкции пакера ПССГИ, совмещающей в себе как основную(герметизация затрубного пространства), так и дополнительные функции (функции циркуляционного и ингибирующего клапанов) (патенты РФ № 2105863 и № 2112862). В процессе разработки конструкции были проведены исследования по уточнению места расположения входного и выходного отверстийперепускающего устройства пакера. Наиболее оптимальным оказалось размещение этого устройства непосредственно возле верхних радиальных отверстий (патент РФ № 2209295).

Были проведены исследования,направленные на повышениенадежности и безотказности работы забойного клапана-отсекателя за счет изменения его конструкции (патент РФ № 1348503). Межремонтный период удалось увеличить в шесть раз, что позволило использовать разработанный клапан в качестве герметизирующего устройства для надежной консервации газовых скважин на период до трех лет.

Для механизации спуско-подъемных операций и снижения продолжительности ремонтных работ были разработаны новые технические средства: малогабаритные превенторы с индивидуальными и синхронным приводами (патенты РФ № 2111336 и № 31147), облегченный элеватор (патент РФ № 2194840), спайдер повышенной грузоподъемности (патент РФ № 70680, заявка РФ № 2007130103), ключи трубные ручные (заявки РФ № 2007137169, № 2007137366, № 2007142643* и № 2007144742). Это оборудование при оптимальных габаритных размерах имеет улучшенные технические характеристики, чем ранее применяемое для этих целей.

Для извлечения оборванных труб были разработаны односекционные и многосекционные внутренние освобождающие труболовки. Наличие в конструкции труболовки нескольких секций позволяет извлекать трубы любой массы. Плашки каждой секции (патент РФ № 2266386) смещены относительно друг друга на угол, определяемый условием: = 120/n(где ? угол смещения, град; n? количество секций, шт.).

Для захвата и извлечения оборванных небольших секций труб было разработано специальное устройство, конструкция которого исключает повторный(аварийный) срыв труб (патенты РФ № 2301878 и № 52901, совместно с Немковым А.В.).

С целью обеспечения фонтанной безопасности ремонта газовых скважин были разработаны специальные устройства для замены задвижек под давлением (патент РФ № 38821, совместно с Бакеевым Р.А.) и элементов задвижек под струей газа (патент РФ № 51088, совместно с Яковенко А.А.), колонная головка для замены уплотнительных элементов под струей газа фонтанирующей скважины (патент РФ № 2254440, совместно с Чабаевым Л.У.).

Для реализации разработанных технологий созданы следующие новые составы технологических растворов и композиций:

- жидкость глушения на основе газового конденсата (патент РФ

№ 2136717, совместно с Клещенко И.И.);

- жидкость глушения на основе отработанных моторных масел(ОММ) (патент РФ № 2167275);

- жидкость глушения на основе полимера Praestol (патент РФ № 2187529);

- эмульсионный раствор для глушения скважин и блокирования ПЗП (патент РФ № 2213762);

- блокирующий раствор наводной основе из хлорида магния (MgCl₂), гидроокиси натрия (NaOH), карбоксиметилцеллюлозы и АСМ (патент РФ

№ 2309177, совместно с Обидновым В.Б.);

- жидкость растепления скважины на основе ПАВ и дисолвана(заявка РФ № 2006115275*);

- водоизолирующая композиция на основе поливинилового спирта (патент РФ № 2211306).

Предлагаемые технические средства и технологические растворы внедрены на Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском, Вынгапуровском и других месторождениях и Пунгинском ПХГ.

В седьмом разделе приведена промыслово-экономическая оценка эффективности разработанных новых технологий и технических средств, которые прошли промысловые испытания и внедрены в суровых климатических условиях Крайнего Севера на газовых и газоконденсатных месторождениях, эксплуатируемых добывающими предприятиями «Надымгазпром», «Уренгойгазпром», «Ямбурггаздобыча», «Ноябрьскгаздобыча», предприятиями по транспортировке газа «Тюментрансгаз», «Баштрансгаз», а также разбуриваемых буровым предприятием «Тюменбургаз» и ремонтируемых ООО «Газпром северподземремонт», филиалом «Северная военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых фонтанов» Общества с ограниченной ответственностью «Газобезопасность».В настоящее время началось внедрение разработок на месторождениях, расположенных на полуострове Ямал (Бованенковское, Харасавэйское), и месторождениях Восточной Сибири (ОАО «РУСИА Петролеум», ОАО «Таймыргаз»).

Внедрение новых технологий реализуется через руководящие документы: технологические регламенты, инструкции, технические правила, отраслевые стандарты, стандарты организаций, а также посредством проектов разработки месторождений, проектов на строительство скважин и проектов на капитальный ремонт, реконструкцию, консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин.

Помимо этого результаты работ широко используются в учебном процессе Тюменского нефтегазового университета по специальности «Капитальный ремонт скважин».

Объем внедрения разработок только за 2003-2007 гг. составил 845 скважино-операций, а экономический эффект от применения технологий и технических средств ? около 330 млн руб., то есть экономическая эффективность одной скважино-операции оценивается в 390 тыс. руб. Количество скважино-операций уменьшилось на 30…40 % при сокращении продолжительности ремонтных работ на 25…50 %, за счет чего получен дополнительный объем добычи газа. Стоимость одного ремонта снижена в среднем на 30 % и составляет 9880 тыс.руб.

В результате выполненного промыслово-экономического обоснования разработанных новых технологий, технологических растворов, блокирующих композиций и технических средств в определенной мере решена проблема повышения надежности и эффективности эксплуатации газовых скважин месторождений Крайнего Севера, получены достаточно высокие показатели эффективности, доказывающие необходимость их более широкого применения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе научного обобщения и анализа результатов ремонтных работ установлена закономерность динамики ремонтов скважин, определены зависимости, позволяющие прогнозировать количество и виды ремонтов скважин как на действующих месторождениях севера Западной Сибири, так и на вновь осваиваемых.

2. Предложен новый комплексный подход к классификации сложных ремонтов газовых скважин в условиях Крайнего Севера, обеспечивающий современную нормативную базу проведения КРС за счет следующих регламентирующих документов и рекомендаций:

- Классификатора ремонтных работ в скважинах месторождений Крайнего Севера (действует с 1999 г.);

- Базы данных КРС Газпрома (действует с 2002 г.);

- Технических правил ведения ремонтных работ для газодобывающих предприятий севера Западной Сибири индивидуально (действуют с периодической переработкой с 1991 г.).

3. Разработаны высокоэффективные технологии технологически сложных ремонтов газовых скважин, повышающие успешность ремонтных работ на 10…15 % и сокращающие их продолжительность на 25 %.

4. Предложен новый методологический подход, учитывающий технически сложные ремонты газовых скважин, который позволяет за счет применения колтюбинговых установок сократить продолжительность ремонтных работ на 50 % и обеспечить сохранение ФЕС пласта.

5. На основе экспериментальных исследований и опыта тушения открытых газовых фонтанов разработаны высокоэффективные технологии сложных (фонтаноопасных) ремонтов газовых скважин, повышающие пожарную и экологическую безопасность за счет применения новых эффективных устройств и механизмов.

6. Разработаны новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций, обеспечивающие сохранение продуктивности газовых скважин и снижение загрязнения ПЗП на 10 %.

7. Разработаны и внедрены в производство на газодобывающих предприятиях севера Западной Сибири новые технические средства и оборудование, обеспечивающие увеличение межремонтного периода работы скважин на

10…20 %, повышающие надежность и противофонтанную безопасность объектов газодобычи.

Разработаны и применены новые конструкции пакеров ПССМ, ПССГ, ПССГИ,обеспечивающие межремонтный период работы газовых скважин до 20 лет.

8. Доказана и обоснована технологическая целесообразность применения предложенных технологий ремонта газовых скважин для условий их эксплуатации на севере Западной Сибири. Внедрение данных технологий позволило за счет снижения количества скважино-операций на 30…40 % и сокращения их продолжительности на 25…50 % получить дополнительные объемы добытого природного газа. Экономический эффект от применения разработанных технологий и технических средств составил около 330 млн рублей.

Основные результаты работы опубликованы в 68 научных трудах, из которых 19 включены в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации, в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ

1. Кустышев А.В. и др. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири / А.В. Кустышев, И.И. Клещенко, А.П. Телков. ? Тюмень: Вектор Бук, 1999. ? 204 с.

2. Кустышев А.В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири. ? Тюмень: Вектор Бук, 2002. ? 168 с.

3. Кустышев А.В. и др. Ремонт скважин на многопластовых месторождениях / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, Н.В. Рахимов. ? Тюмень: Вектор Бук, 2006. ? 288 с.

4. Кустышев А.В., Кустышев И.А. Консервация и ликвидация скважин на месторождениях Западной Сибири. ? Тюмень: Вектор Бук, 2007. ? 166 с.

5. Предупреждение и ликвидация газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера / Л.У. Чабаев, А.В. Кустышев, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман. ? М.: ИРЦ Газпром, 2007. ? 230 с.

6. Кустышев А.В., Клещенко И.И., Чижова Т.И., Кузнецов В.В. Состояние и пути повышения эффективности капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях севера Тюменской области // Обзорная информация. Серия«Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ?М.: ИРЦ Газпром, 1999. ? 60 с.

7. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Михайлов Н.В. Поверхностно-активные вещества для удаления жидкости с забоев газовых и газоконденсатных скважин // Обзорная информация. Серия«Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ? М.: ИРЦ Газпром, 1999. ? 36 с.

8. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Гейхман М.Г., Афанасьев А.В. Эксплуатация Пунгинского подземного хранилища газа // Обзорная информация. Серия«Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ? М.: ИРЦ Газпром, 2000. ? 39 с.

9. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кононов В.И., Дмитрук В.В. Анализ состояния и эффективности применяемых на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин // Обзорная информация. Серия«Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ? М.: ИРЦ Газпром, 2002. ? 28 с.

10. Бакеев Р.А., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Кустышев И.А., Уросов С.А., Чабаев Л.У., Чижова Т.И. Предотвращение аварийного фонтанирования газовых скважин и восстановление их продуктивности // Обзорная информация. Серия«Бурение газовых и газоконденсатных скважин». ? М.: ИРЦ Газпром, 2003. ? 55 с.

11. Кустышев А.В., Кононов А.В., Чижова Т.И., Дубровский Н.Д., КряквинД.А. Техническое состояние и капитальный ремонт газовых скважин месторождений ООО «Ноябрьскгаздобыча» // Обзорная информация. Серия«Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». ? М.: ИРЦ Газпром, 2004. ? 53 с.

12. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Клещенко И.И., ОбидновВ.Б., Сизов О.В., Чабаев Л.У., Бакеев Р.А. Расконсервация и восстановление газовых скважин с обеспечением их фонтанной и пожарной безопасности на месторождениях Крайнего Севера // Обзорная информация. Серия«Разработка газовых и газоконденсатных месторождений». ? М.: ИРЦ Газпром, 2005. ? 99 с.

13. Кустышев А.В., Лапердин А.Н., Афанасьев А.В., Чижова Т.И., ГацолаевА.С., Кочетов С.Г. Проблемы реконструкции газовых скважин на примере Березовского и Деминского месторождений // Обзорная информация. Серия«Разработка газовых и газоконденсатных месторождений». ? М.: ИРЦ Газпром, 2006. ? 81 с.

14. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Листак М.В. Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли // Обзорная информация. Серия«Разработка газовых и газоконденсатных месторождений». ? М.: ИРЦ Газпром, 2007. ? 81 с.

15. Сизов О.В., Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Сызранцев В.Н., Чабаев Л.У., Чижова Т.И., Яковенко Д.Н., Лахно Е.Ю. Управление фонтанами при ремонте газовых скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера // Обзорная информация. Серия«Разработка газовых и газоконденсатных месторождений». ? М.: ИРЦ Газпром, 2007. ? 195 с.

16. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Безносиков А.Ф. Особенность оснащения скважин полуострова Ямал наземным и подземным оборудованием // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 1997. ? № 6. ? С. 108.

17. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Минаков В.В. Технологический раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 1997. ? № 6. ? С. 109.

18. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Шестакова Н.А., Безносиков А.Ф. Разработка технических средств для эксплуатации и ремонта скважин на поздней стадии разработки месторождений СРТО // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 1998. ? № 1. ? С. 39-44.

19. Кустышев А.В., Чижова Т.И., МинаковВ.В. Эксплуатация и ремонт скважин // Газовая промышленность. ? 1999. ? № 3. ? С. 42-44.

20. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Минаков В.В., Лексуков Ю.А. Технические средства для капитального ремонта скважин // Газовая промышленность. ? 2000. ? № 10. ? С. 60-61.

21. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кустышев И.А., Чабаев Л.У., ШенбергерВ.М. Ликвидация скважин в условиях Крайнего Севера // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2001. ? № 6. ? С. 59-64.

22. Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Кустышев А.В., Чижова Т.И., Романов В.К., Бурдин К.В. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2001. ? № 6. ? С. 55-59.

23. Штоль В.Ф., Сехниашвили В.А., Кустышев А.В., Ребякин А.Н. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин зарезкой и бурением вторых стволов // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2002. ? № 1. ? С. 25-30.

24. Кустышев А.В., Безносиков А.Ф., Штоль В.Ф., Симонов В.Ф. Некоторые решения по освоению газоконденсатных месторождений на континентальном шельфе Тюменского Севера // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2004. ? № 1. ? С. 42-47.

25. Кустышев А.В., Зозуля Г.П., Симонов В.Ф., Потехин Ф.С., Сизов О.В., Обиднов В.Б. Перспективы применения боковых стволов при расконсервации и выводе газовых скважин из бездействующего фонда // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2005. ? № 3. ? С. 17-22.

26. Кустышев А.В., Обиднов В.Б., Чижова Т.И., Кряквин Д.А., Сизов О.В. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2005. ? № 5. ? С. 29-38.

27. Кустышев А.В. Восстановление продуктивности газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера, длительное время находящихся в бездействующем фонде // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Сб. докл. научн.-практ. конф. 25 мая 2005 г. в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России. ? Уфа: Изд-во «Монография», 2005. ? С. 291-294.

28. Кустышев А.В., Чижова Т.И., Кряквин Д.А., Немков А.В., ШестаковаН.А. Компоновки подземного и устьевого оборудования скважин месторождений полуострова Ямал // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2006. ? № 3. ? С. 22-25.

29. Кустышев А.В., Афанасьев А.В., Зозуля Г.П. Оценка эффективности капитального ремонта скважин Пунгинского подземного хранилища газа // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2006. ? № 4. ? С. 11-17.

30. Кустышев А.В., Кряквин Д.А., Баранов А.В., Иванов Д.А. Разработка технического проекта капитального ремонта скважин с помощью колтюбинговых установок // Время колтюбинга. ? 2006. ? № 3. ? С. 42-46.

31. Кустышев А.В. Стратегия и тактика сложных капитальных ремонтов скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера // Методы компьютерного проектирования и расчета нефтяного и газового оборудования. Матер.III Российской межвузовской научн.-практ. конф. с междунар. участием, посвященной

50-летию образования ТюмГНГУ и 35-летию кафедры МОП, 25-26 февраля 2006г. ? Тюмень, 2006. ? С. 193-196.

32. Кустышев А.В. Методология сложных ремонтов скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2007. ?№ 2. ? С. 4-9.

33. Кустышев А.В. Некоторые закономерности капитальных ремонтов газовых скважин на месторождениях Западной Сибири // Изв. вузов. Нефть и газ. ? 2007. ? № 3. ? С. 12-17.

34. Кустышев А.В., Кряквин Д.А., Баранов А.В., Гилемханов В.А. Опыт разработки технического проекта КРС // Наука и техника в газовой промышленности. ? М.: ИРЦ Газпром, 2007. ? Вып. 2. ? С. 105-108.

35. Кустышев А.В. Специфика сложных капитальных ремонтов скважин // Нефтепромысловое дело. ? 2007. ? № 2. ? С. 37-40.

36. Кустышев А.В. Классификация сложных ремонтов скважин // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири. Сб. научн. тр. ИНиГ и матер. Межрегион. научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященный 50-летию ТюмГНГУ. ? Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. ? Т. 1. ? С. 24-28.

37. Елфимов В.С., Зозуля Г.П., Кустышев А.В. Освоение нефтяных скважин после гидравлического разрыва пласта с применением струйного насоса // Нефтепромысловое дело. ? 2007. ? № 3. ? С. 52-55.

38. Ваганов Ю.В., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Дмитрук В.В., РахимовН.В., Обиднов В.Б. Проблемы, перспективы и реалии сервисных технологий ремонтов скважин // Нефтегазовое дело. ? 2007. ? Т.5. ? № 2. ? С. 58-63.

39. Кустышев А.В., Кряквин Д.А., Рахимов Н.В., Зозуля Г.П. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Уренгойском месторождении // Бурение и нефть. ? 2007. ? № 4. ? С. 26-29.

40. Зозуля Г.П., Чабаев Л.У., Кустышев А.В., Сызранцев В.Н. Методика отрыва пламени от устья фонтанирующей скважины // Пожарная безопасность. ? 2007. ? № 4. ? С. 26-32.

41. А.с. 1348503 СССР, Е 21 В 34/06. Скважинный клапан-отсекатель / В.Я.Протасов, В.А. Костыгин, А.В. Кустышев (СССР).? 3906469; Заявлено 25.03.85; Опубл. 30.10.87, Бюл.40.

42. Пат. 2109934 РФ, Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / А.В. Кустышев, О.Г. Иваш, Ю.М. Грачев, В.В. Минаков (РФ). ? 96107570; Заявлено 15.04.96; Опубл. 27.04.98, Бюл.12.

43. Пат. 2111336 РФ, Е 21 В 33/06. Превентор / А.В. Кустышев, А.А. Ахметов, В.П. Овчинников, А.И. Орел (РФ). ? 96104776; Заявлено 12.03.96; Опубл. 20.05.98, Бюл. 14.

44. Пат. 2167264 РФ, Е 21 В 23/00, 33/12. Инструмент извлечения пакера / А.В. Кустышев, А.А. Ахметов, М.Г. Аксенов, Т.И. Чижова(РФ).?99123872;

Заявлено 10.11.99; Опубл. 20.05.01, Бюл. 14.

45. Пат. 2194840 РФ, Е 21 В 19/06. Элеватор для труб / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, С.Г. Кочетов, М.Г. Аксенов, В.Г. Якушев и др. (РФ). ?2001108734; Заявлено 01.03.01; Опубл. 20.12.02, Бюл. 35.

46. Пат. 2209295 РФ, Е 21 В 22/13. Пакер / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, С.Г. Кочетов, И.А. Кустышев, В.В. Кузнецов (РФ).? 2002104008; Заявлено 26.02.02; Опубл. 27.07.03, Бюл. 21.

47. Пат. 2215137 РФ, Е 21 В 43/25. Способ освоения скважины / Г.В. Крылов, А.В. Кустышев, Ю.В. Сухачев, А.Д. Тодорив, Т.И. Чижова и др. (РФ). ?2002108986; Заявлено 08.04.02; Опубл. 27.10.03, Бюл. 30.

48. Пат. 2222687 РФ, Е 21 В 43/13. Способ ликвидации скважин / И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, А.С. Зотов, М.Г. Гейхман, Т.И. Чижова и др. (РФ). ?2002118485; Заявлено 09.07.02; Опубл. 27.01.04, Бюл3.

49. Пат. 2231627 РФ, Е 21 В 35/00. Способ ликвидации открытых фонтанов на нефтегазовых скважинах /Л.У. Чабаев, А.В. Кустышев, Н.И. Иллюк (РФ). ?2002130666; Заявлено 22.11.02; Опубл. 27.06.04, Бюл. 18.

50. Пат. 2231630 РФ, Е 21 В 43/00, 43/32. Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин /И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Т.И. Чижова (РФ). ? 2002130668; Заявлено 22.11.02; Опубл. 27.06.04, Бюл. 18.

51. Пат. 2235852 РФ, Е 21 В 33/13. Способ установки цементного моста в скважине / И.А. Кустышев, Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев (РФ). ? 2003117290; Заявлено 09.06.03; Опубл. 10.09.04, Бюл. 25.

52. Пат. 2235868 РФ, Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, Н.Д. Дубровский, А.В. Кононов (РФ). ?2003116867; Заявлено 05.06.05; Опубл. 10.09.04, Бюл. 25.

53. Пат. 2239046 РФ, Е 21 В 23/06. Способ извлечения пакера из наклонно направленной скважины / Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев, И.А. Кустышев, Т.И. Чижова, Е.А. Попов (РФ). ? 2003116865; Заявлено 05.06.03; Опубл. 27.10.04, Бюл. 30.

54. Пат. 2244115 РФ, Е 21 В 43/32, 33/13. Способ изоляции притока пластовых вод / Я.И. Годзюр, А.В. Кустышев, И.А. Кустышев, М.Г. Гейхман, А.В.Афанасьев (РФ). ? 2003117291; Заявлено 09.06.03; Опубл. 10.01.05, Бюл 1.

55. Пат. 2250978 РФ, Е 21 В 19/00, 31/00, 33/03.Способ извлечения лифтовых труб из скважины / А.В. Кустышев,Я.И. Годзюр, Т.И. Чижова, Д.А. Кряквин (РФ). ? 2003130454; Заявлено 15.10.03; Опубл. 27.04.05, Бюл. 12.

56. Пат. 2254440 РФ, Е 21 В 33/04. Колонная головка для герметизации устья скважины / Л.У. Чабаев, А.В. Кустышев, Р.А. Бакеев, Н.И. Иллюк (РФ). ? 2003133369; Заявлено 17.11.03; Опубл. 20.06.05, Бюл. 17.

57. Пат. 2261982 РФ, Е 21 В 35/00. Способ ликвидации открытого нефтегазового фонтана / Р.А. Бакеев, А.В. Кустышев, О.В. Сизов, Л.У. Чабаев (РФ). ?2004117694; Заявлено 10.06.04; Опубл. 10.10.05, Бюл. 28.

58. Пат. 2266386 РФ, Е 21 В 31/33. Устройство для ремонта эксплуатационных скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев (РФ).?2003107379; Заявлено 25.02.03; Опубл. 20.12.05, Бюл. 35.

59. Пат. 2301879 РФ, Е 21 В 31/20. Способ извлечения из скважины оборванных труб / А.В. Кустышев, В.Б. Обиднов, Е.А. Попов, А.В. Немков, Д.А. Кряквин, Р.В. Ткаченко. ? 2005134479; Заявлено 07.11.05; Опубл. 27.06.07, Бюл. 18.

60. Пат. 2301880 РФ, Е 21 В 33/13. Способ консервации газовой скважины / А.В. Кустышев, Г.П. Зозуля, И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, В.Б. Обиднов, Д.А.Кустышев (РФ). ? 2005123451; Заявлено 22.07.05; Опубл. 27.06.07, Бюл. 18.

61. Пат. 2303048 РФ, С 09 К 8/473. Облегченный тампонажный раствор / И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, А.В. Кустышев, В.П. Овчинников, В.М. Зиновьев, Д.А. Кустышев, И.В. Чижов. ? 2005130899; Заявлено 05.10.05; Опубл. 20.07.07, Бюл.20.

62. Пат. 2305754 РФ, Е 21 В 33/13, Е 21 В 43/12, С 09 К 8/467, С 09 К 8/473. Способ ликвидации газовой скважины с межколонными газопроявлениями / А.В.Кустышев, Г.П. Зозуля, И.А. Кустышев, Н.Е. Щербич, В.Б. Обиднов, Е.В.Лахно, Д.А. Кустышев. ? 2005135364; Заявлено 14.11.05; Опубл. 10.09.07, Бюл.25.

63. Пат. 2309177 РФ, Е 21В 43/12. Состав для блокирования призабойной зоны пласта высокой проницаемости или трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта и закрепленных проппантом, и глушения газовых скважин / В.Б. Обиднов, А.В. Кустышев, Р.В. Ткаченко, С.В. Мазанов, Р.И. Фабин, Е.К. Зозуля. ? 2006116076; Заявлено 10.05.06; Опубл. 27.10.07, Бюл. 30.

64. Пат. 2309462 РФ, Е 21 В 43/26. Способ эксплуатации глубоких газовых и газоконденсатных скважин на многопластовых месторождениях / А.В. Кустышев, Д.А. Кустышев, И.В. Чижов, В.Б. Обиднов (РФ). ? 2006116076; Заявлено 13.03.06; Опубл. 27.10.07, Бюл. 30.

65. Ремонт нефтяных и газовых скважин: Справочник: В 2 ч. / М.Г. Гейхман, Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев и др.;под ред. Ю.А. Нифонтова и И.И. Клещенко. ? СПб.: АНО НПО «Профессионал», 2005.Ч. 1. ? 914 с.; Ч. 2. ? 548 с.

66. Кустышев А.В. Особенности эксплуатации шельфовых месторождений: Курс лекций. ? Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. ? 118 с.

67. Кустышев А.В. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин: Курс лекций. ? Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. ? 116 с.

68. Техника и технологии строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: Учебноепособие / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, И.С. Матиешин, А.В. Кустышев. ? Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007. ? 127 с.

Размещено на Allbest.ru