Разработка способов и технологий повышения продуктивности скважин газовых и нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Райкевич, Сергей Иосифович

• Райкевич, Сергей Иосифович
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Райкевич, Сергей Иосифович

Введение 6

Особенности геологического строения нефтегазового разреза месторождений Западной Сибири. 10

1.1 .Геолого-геофизическая характеристика Заполярного и других месторождений Крайнего Севера. 12

1.2. Результаты испытаний продуктивных объектов

Заполярного НГКМ. 20

1.3 .Анализ особенностей разработки газовых, газоконденсатных залежей Ямбургского НГКМ. 24

1.4.Анализ особенностей совместной разработки нефтяных оторочек и газоконденсатных залежей Уренгойского НГКМ. 28

1.5.Анализ состояния разработки нефтяных с газовой шапкой месторождений 31

Выводы к главе 1.

Научно-методические основы исследования состояния крепления скважин на газогерметичность. 34

2.1. Практическое изучение газопроявлений в скважинах 42-51 Заполярного НГКМ.

2.2. Научное обоснование причин негерметичности обсадных 51-61 колонн, кондукторов и цементного камня газовых скважин.

2.3. Анализ факторов, влияющих на межколонные 62-67 газопроявления.

Выводы к главе 2.

Разработка технологий по обеспечению газогерметичности заколонного пространства скважин 69

3.1. Разработка способов крепления для обеспечения герметичности заколонного пространства скважин. 71

3.2. Разработка способов предупреждения дополнительной разгерметизации скважин при опрессовках обсадных колонн. 74

3.3. Разработка способов восстановления герметичности заколонного пространства в интервале покрышек залежей. 76

Выводы к главе 3.

4. Разработка способов и технологий обеспечения высокой продуктивности скважин Заполярного НГКМ. 82

4.1. Разработка технологии вторичного вскрытия высокопродуктивных пластов скважин. 84

4.2. Разработка технологии вторичного вскрытия низко 98-100 продуктивных пластов скважин.

Выводы к главе 4.

5. Разработка новых нетрадиционных способов расчета производительности нефтяных и газовых скважин. 101

Выводы к главе 5.

6. Организации эколого- гидрогеологического контроля разработки Заполярного месторождения. 111

6.1. Источники, виды техногенного воздействия и основные объекты экологического контроля 112

6.2. Оценка фонового состояния атмосферы, природных вод и пород верхней части разреза. 113

6.3 Сокращение эмиссии оксидов азота в атмосферу при обустройстве и эксплуатации Заполярного НГКМ 116

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка способов и технологий повышения продуктивности скважин газовых и нефтяных месторождений»

Актуальность темы. В процессе разработки месторождений углеводородов многие эксплуатационные скважины характеризуются проявлением межколонных давлений (МКД) из-за невысокого качества крепления их стволов и низкой продуктивностью ввиду несовершенства вскрытия продуктивных пластов. В связи с этим коэффициенты извлечения нефти и газа из продуктивных пластов при эксплуатации скважин становятся существенно ниже их потенциально возможных значений. Поэтому совершенствование способов и технологий повышения продуктивности скважин разрабатываемых месторождений является актуальной задачей исследований.

Цель работы. Разработка способов и технологий повышения продуктивности скважин для увеличения коэффициентов извлечения нефти и газа на разрабатываемых месторождениях. Основные задачи исследований

1. Провести анализ и установить причины возникновения межколонных давлений и заколонных перетоков газа на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении, разработать способы их предупреждения и ликвидации.

2. Оценить естественную потенциальную продуктивность пластов и степень ее изменения при вторичном вскрытии. Усовершенствовать технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов.

3. Разработать эффективные способы определения дебита нефти и газа эксплуатационных скважин и методику оценки изменения их продуктивности в процессе эксплуатации.

Научная новизна. Установлены причины и развиты представления о механизме возникновения МКД. Показано, что гидростатическое давление столба твердеющего цементного раствора не обеспечивает требуемого (на 10

15%) превышения над пластовым давлением и приводит к поступлению газа из пласта в заколонное пространство.

Сформулированы требования и разработаны технологии вторичного вскрытия объектов эксплуатации, обеспечивающие повышение продуктивности скважин. Теоретически обоснованы способы повышения эффективности вторичного вскрытия пласта в два этапа: при депрессии на пласт и на равновесии давлений в системе «скважина-пласт». Разработаны технологии забуривания вторых стволов малого диаметра за зону кольматации для увеличения степени дренирования продуктивных пластов.

Усовершенствован метод определения продуктивности скважин, в котором по замерам забойного давления и начальному участку кривой восстановления давления (КВД) определяется дебит нефти и газа. Основные защищаемые научные положения.

1. Обоснование повышения надежности эксплуатационных скважин с использованием технологии оперативной оценки и предупреждения перетоков флюидов за колонной с образованием МКД в результате падения гидростатического давления столба тампонажного раствора и уменьшения объема цементного камня в процессе ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ);

2. Способы испытания обсадных колонн эксплуатационных скважин на герметичность;

3. Обоснование повышения эффективности освоения и эксплуатации скважин на основе технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов в два этапа: при депрессии и на равновесии давлений;

4. Технология вскрытия пласта через вырезанное окно в обсадной колонне бурением наклоннонаправленных стволов за зону кольматации для повышения продуктивности скважин;

5. Методика расчета дебита скважин и его изменения в процессе разработки месторождения по замерам забойного давления (Рзаб) и начальному участку (КВД).

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Разработаны и запатентованы способы:

- повышения эффективности вторичного вскрытия пластов при депрессии и на равновесии давлений и забуриванием вторых стволов малого диаметра за зону кольматации (патенты РФ № 2087671 и 2235195);

- испытания обсадных колонн скважин на герметичность в процессе строительства и эксплуатации скважин (патент РФ № 2151261);

- оценки дебита скважин и изменения характера их работы в процессе эксплуатации (патенты РФ № 2001260 и 2087704).

Расширен и обоснован диапазон требований к оценке герметичности заколонного пространства скважин.

Результаты работы реализованы при испытании на герметичность обсадных колонн 400 скважин и освоении 300 скважин Заполярного месторождения. Разработаны три нормативно-технических документа, в т.ч. «Рекомендации по применению вязкоупругих тампонажных композиций для повышения надежности конструкции скважин в условиях ММП» (ВРД 39-1,18079-2003).

Внедрение полученных результатов на Уренгойском и Заполярном месторождениях позволило повысить надежность эксплуатации и продуктивность скважин.

Апробация работы. Основные вопросы, изложенные в работе, докладывались и обсуждались в течение 1990-2004 годов на совещаниях в ООО «Ямбурггаздобыча», ООО «Уренгойгазпром», ООО «Астраханьгазпром», на НТС ОАО «Газпром», на научных и научно-технических конференциях РГУ им. И.М.Губкина, международных симпозиумах.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 работ. Диссертантом получено 6 патентов России на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, выводов, списка использованной литературы (107

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Райкевич, Сергей Иосифович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

На основании данных, полученных при строительстве и эксплуатации скважин Заполярного ГНКМ и давно известного материала по другим месторождениям нефти и газа, проводится обобщение причин и источников межколонных газопроявлений, заколонных движений флюидов и причин разгерметизации покрышки газовой залежи за обсадными колоннами скважин. Это позволило сделать выводы о том, что основными источниками и причинами поступления газа в МКП скважин являются:

1. Негерметичное, или разгерметизированное в процессе работ после ОЗЦ, цементное кольцо за обсадными колоннами скважин, начиная от газоносного пласта и покрышки залежи.

2. Негерметичность цементного кольца кондуктора и вскрытых бурением пяти и более метров горных пород ниже башмака кондуктора, и всего разреза до покрышки залежи, которые не выдерживают давления испытания.

3. Негерметичность цементного кольца длиной 550 метров между обсадной колонной и кондуктором на всех скважинах Заполярного ГНКМ.

4. Негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн скважин, особенно в интервалах набора кривизны и ММП.

Показано, что миграция газа из пласта начинается еще во время ОЗЦ за обсадной колонны, когда газ начинает проникать в еще не полностью схватившийся цементный раствор при потере им способности создавать гидростатическое давление, превышающее давление в газоносном пласте. Газ создает в несхватившемся растворе пути миграции еще до образования камня. Цементный камень после его формирования не создает гидростатического давления за обсадной колонной и оказывается зависшим в заколонном пространстве скважины на муфтовых соединениях обсадной колонны в неровно пробуренном стволе скважины.

Установлено, что цементное кольцо разрушается при проведении работ на скважине, связанных с опрессовками обсадных колонн избыточным давлением на герметичность технической водой, которая создает дополнительное гидростатическое давление на забое скважины более 13 МПа в сеноманских скважинах. Это приводит к образованию вертикальных микротрещин сформированного цементного кольца от забоя до устья скважины, особенно опасных в кровле продуктивных пластов. Предложено опрессовку обсадных колонн скважин избыточным давлением производить в момент ОЗЦ, сразу после получения давления Рстоп- Таким способом на месторождении испытано более 400 скважин.

Для скважин, обсадные колонны которых испытываются на герметичность после ОЗЦ, предложен «Способ испытания обсадных колонн нефтяных и газовых скважин на газогерметичность» столбом газообразного агента.

Для предупреждения появления давления в МКП скважин и заколонных перетоков флюидов по цементному кольцу из продуктивных пластов предложено заколонное пространство скважины выше покрышки залежи заполнять составом, обеспечивающим гидростатическое давление за колонной выше давления в газоносном пласте и во всех проницаемых пластах разреза скважины. Такой состав можно приготовить в условиях буровой на основании отработанного глинистого раствора с выбуренным шламом, создающим гидростатическое давление выше пластового. Шлам, после фильтрования из него жидкой фракции в пласт, создаст непроницаемый экран между столбом раствора и любым проницаемым пластом разреза скважины, включая голову цементного кольца.

Для устранения заколонных перетоков флюидов из продуктивных пластов по негерметичному цементному кольцу за обсадной колонной, выявленных в процессе эксплуатации скважины предложено полностью удалять часть обсадной колонны вместе с цементным кольцом и наработанными в нем путями миграции флюидов в интервале покрышки залежи. Герметизация интервала удаленного участка обсадной колонны скважины производится, например, установкой цементного моста под давлением.

Предложено и запатентован способ вторичного вскрытия продуктивных пластов путем бурения наклонных стволов скважины малого диаметра за зону кольматации и заколонных перетоков флюидов из вырезанного окна в обсадной колонне.

Предложено вскрытие пластов сеноманских скважин производить в два этапа при депрессии и равновесии давления на пласт для удаления жидкости вторичного вскрытия из части перфорации и получения высоко продуктивных скважин. Это предложение уже реализовано более чем на 300 скважинах Заполярного НГКМ. Следует отметить что, депрессия на пласт уменьшилась более чем в 2 раза и составила в среднем от 0,2 до 0,8 МПа при дебите скважины 900 тыс.м3/сут газа. По сравнению со скважинами вскрытие пластов в которых произведено по проекту, скважины освоенные этим способом, значительно быстрее выходят на оптимальный режим работы и в несколько раз быстрее очищаются от техногенных жидкостей.

Автором предложены, разработаны и запатентованы нетрадиционные способы определения производительности скважин на нефтегазовых месторождениях. По скорости прироста давления по начальному участку кривой восстановления давления в скважине определяют дебит газа и жидкости поступившей из пласта. Газовый фактор определяют по градиенту давления флюида в стволе скважины. На основании выявленных закономерностей разработаны программы расчета дебита и газового фактора скважин. Полученные результаты показали высокую сходимость с прямыми замерами дебита скважин на промыслах. По результатам 1174 глубинных замеров определена производительность нефтяных скважин, и ее изменение во времени на Уренгойском НГКМ. Также определены дебиты газа нескольких газоконденсатных скважина на Уренгойском, Ямбургском и Заполярном месторождениях, по результатам более чем 40 регистраций КВД на устье скважин после ее закрытия.

Экономический эффект от внедрения авторских разработок диссертанта уже превысил 100 млн. рублей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Райкевич, Сергей Иосифович, 2004 год

1. Андреев О.П. Ямбурггаздобыча: проблемы и перспективы // Газовая промышленность. - 2002, №12, с.29-30.

2. Ангелопуло O.K. и др. Новая концепция повышения качества цементирования скважин // Информ. сборник «Газовая промышленность». М.: 1990, Вып. 10, с.11-15.

3. Антипов В.И., Нагаев В.Б., Седых А.Д. Физические процессы нефтегазового производства. М.: Недра, 1998, 370 с.

4. Арт Бонетт (Англия), Демос Пафитис (США) Миграция Газа взгляд вглубь проблемы // Нефтегазовое обозрение. - 1998, весна, с. 18-33.

5. Базив В.Ф. Самотлор и его проблемы. // По материалам центр, комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, 1993, с. 12-14.

6. Балуев A.A. Перспективы бурения многоствольных скважин на месторождениях Сургутского района // Нефтяное хозяйство. 2001, №9, с. 33-34.

7. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромехамика. -М.: 2003,479 с.

8. Басниев К.С. Природные газогидраты: ресурсы, проблемы, перспективы. -М.: 2003, 22с.

9. Боб Мо и Питер Эрпельдинг Рост давления в кольцевом пространстве: причины и последствия // Нефтегазовые технологии. 2000, № 6, с. 66-68.

10. Вялов В.В., Леонов Е.Г., РайкевичС.И. Испытания на герметичность обратных клапанов и эксплуатационных колонн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2003, № 4, с.9-14.

11. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. -М.: Недра, 1998, 478 с.

12. Газовые ресурсы России в XXI веке. / Сб. научных трудов. М.: 2003, 567 с.

13. Гайворонский И.Н, Леоненко Г.Н, Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000, 364 с.

14. ГацолаевА.С, Кирсанов С.А. Состояние разработки Ямбургского месторождения и анализ эффективности проектных решений // Нефть и газ. 1998, №6, с. 40-46.

15. Геологическое представление о внутреннем строении Ачимовской толщи на 2-ом опытном участке Уренгойского месторождения. / Крикунов А.И., Браташ Б.В., Шевченко О.В., Канунникова Н.Ю. // В сб. «Газовые ресурсы России». М.: 2003, с. 293-303.

16. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Об увеличении веса обсадной колонны в период ОЗЦ / Реферативный сборник «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ВНИИЭгазпром, 1969, № 9, с. 31-35.

17. Григорян A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины ближайшее будущее нефтяной промышленности. // Нефтяное хозяйство. - 1998, №11, с. 16-20.

18. Григорян Н.Г, Гайворонский И.Н. Влияние условий в скважине на эффективность перфорации НТС // Нефтепромысловое дело. М.:, ВНИИОЭНГ, 1971, №7, с. 20-24.

19. Групповой рабочий проект № 134 на строительство скважин на сеноманские отложения Заполярного ГКМ. Тюмень: 1995, 89 с.

20. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985, 222 с.

21. Детков В.П., Хисматуллин А.Р. Применение аэрированных суспензий при цементировании скважин // Бурение скважин. 2003, №9, с. 36-40.

22. Детков В.П., Хисматуллин А.Р. Физико-химическая механика основа для разработки технологии цементирования скважин в условиях крайнего севера // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003, № 4, с. 31-36.

23. Деформация обсадных колонн эксплуатационных скважин месторождений северного Кавказа. / Обзорная информация. М.: МГП СССР, 1989, 43 с.

24. Джафаров И.С. и др. Самотлорское месторождение: современные подходы к решению задач разработки // Нефтяное хозяйство. 2002, № 6, с. 16-20.

25. Добренков А.Н. Разработка и исследование способов повышения герметичности резьбовых соединений обсадных труб в газовых скважинах: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. -М.: 2003, 19 с.

26. Ермолкин О., Гавшин М., Андреев Е. Система оперативного контроля производительности нефтегазовых скважин // Нефтегазовая промышленность. 2001, № 2, с. 44-48.

27. Жиденко Г.Г. Техногенные изменения продуктивных пластов в процессе их разработки // Газовая промышленность. 1999, № 1, с. 14-17.

28. Заворыкин А.Г. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных оторочек Уренгойского месторождения. // В сб. «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». М.: Недра, 1998, с. 218-222.

29. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна, 1998, 626 с.

30. Заключение по результатам петрофизических исследования образцов цементного камня, приготовленного с применением облегчающих добавок. Пермь: ООО «Геомен», 2001, 10 с.

31. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. М: 1999,36 с.

32. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980, 302 с.

33. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. // РД 39-00147001767-2000.

34. Исаев В.И, Леонов Е.Г, Райкевич С.И. Гидростатические давление двухфазных сред при бурении и эксплуатации скважин. НТЖ // Строительство нефтяных и газовых скважин. М.: 2002, № 1, с.21-22.

35. ИсхаковИ.А. Перспективы добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов на истощенных рифовых месторождениях в Предуральском прогибе Башкирии. // МТС «Интенсификация добычи нефти и газа» 26-28 марта 2003 г.

36. Карогодин Ю.Н., Казаненков В.А., Ерошов C.B., Рыльков С.А., Плесовских И.А., Проблема индексации и номенклатуры продуктивных горизонтов юры инеокома Западной Сибири и пути ее решения. // Геология нефти и газа. 2003, № 2, с. 40-46.

37. Кен Ньюман и др. Пульсация цементного раствора улучшает процесс цементирования газовой скважины // Нефтегазовые технологии. 2002, № 4, с. 50-55.

38. Клюсов A.A., Ангелопуло O.K., Рябоконь A.A. Влияние состава тампонажных композиций на гидростатическое давление столба цементного раствора в период ОЗЦ // Нефтяное хозяйство. 2002, № 9, с. 57-58.

39. Короткое Б.С. Состояние и перспективы изучения глубокозалегающих отложений в основных газодобывающих регионах Западной Сибири. // Газовая геология России. Вчера, сегодня, завтра. М.: 2000, с. 126-134.

40. Курбанов Я.М., Ангелопуло O.K. Гель-технология тампонажных растворов. // Обзорная информация М.: 2000, 79 с.

41. Ланчаков Г.А. и др. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: Недра, 1998,463 с.

42. Левайн Д.К. и др. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины // Нефть, газ и нефтехимия. 1980, №10, с. 8-17.

43. Леворосен А. Геология нефти и газа. М.: Мир, 1970, 450 с.

44. Леонов Е.Г. и др. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ. // Инф. сб. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» М.: 1970, №7, с. 9-17.

45. Леонов Е.Г. Исследование некоторых осложнений при бурении скважин и разработка методов борьбы с ними: Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: 1975, 217 с.

46. Леонов Е.Г., Райкевич С.И., Балицкий В.П. О совершенствовании конструкции эксплуатационных сеноманских скважин с целью повышения их надежности на Заполярном НГКМ // 3-й международный семинар «Горизонтальные скважины» (29-30 ноября 2000 г.) М.: 2000.

47. Леонов Е.Г. Формула для расчета глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны перед вскрытием газовой залежи // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2003, с. 33-35.

48. Литолого-фациальные критерии прогноза коллекторов Ачимовских отложений восточно-уренгойской зоны / Брехунцов A.M., Танинская Н.В., Шиманский В.В., Хафизов С.Ф. // Геология нефти и газа. 2003, № 9, с.2-10.

49. Лурье М.В. и др. Крупномасштабные потери газа в ПХГ как следствие ошибок проектирования // Газовая промышленность. 2003, № 9, с. 66-67.

50. Медведев Н.Я Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. М.: 1997, 335 с.

51. Медведев Н.Я и др. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2001, № , с. 58-62.

52. Методика контроля технического состояния эксплуатационных скважин. РАО «Газпром». М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2000, 69 с.

53. НуряевА.С. Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2002, № 8, с. 13-19.

54. Овчинников Н.Т. и др. Исследование и управление состоянием незацементированной части обсадной колонны, с.324-345.

55. Основы технологии добычи газа. / Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. М.: Недра, 2003, 879 с.

56. Плотников A.A. Дифференциация запасов газа в неоднородных коллекторах. -М.: 2003, 290 с.

57. Плотников A.A., Клапчук О.П. Нетрадиционные источники УВ сырья газы глубин более 5 км и прогноз новых объектов поиска в палеозое ЯНАО. / Газовые ресурсы России в XXI веке. - М.: 2003, с. 403-414.

58. Поляков В.Н., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. -М.: Недра, 2003, 205 с.

59. Пономарев В.А., Пятницкий Ю.И., Старосельский В.И. История развития и современное состояние сырьевой базы. // Газовая промышленность. 2003, № 52, с. 33-36.

60. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. / РД 08-20098 М.: НПО ОБТ, 1999, 229 с.

61. Правила разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: 1994, 66 с.

62. Предпосылка формирования крупных и уникальных месторождений газа на Арктическом шельфе Западной Сибири / Салманов Ф.К., Немченко-Ровенская A.C., Кулахметов Н.Х., Рыльков A.B. // Геология нефти и газа. 2003, № 6, с 2-11.

63. Прогнозирование повреждения пласта на основе отрицательного влияния буровых растворов на его проницаемость / Харламов К.Н. и др. // Нефтяное хозяйство. 2003, № 11, с. 36-37.

64. Разработка системы контроля качества строительства скважин на Заполярном ГНКМ с целью предотвращения межколонных газопроявлений. / Леонов Е.Г. и др./ Отчет по теме № 202-95. М.: 1996, 89 с.

65. Райкевич С.И., Кучеровский В.М. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин. // Патент РФ № 2087671.

66. Райкевич С.И., Леонов Е.Г., Весельский В.В. Способ испытания обсадных колонн нефтяных и газовых скважин на газогерметичность. // Патент РФ № 2155261.

67. Райкевич С.И. Межколонные давления и заколонные движения флюидов в скважинах. Пути решения проблемы. // Труды международного технологического симпозиума «Интенсификация добычи нефти» (26-28 марта 2003г.) 2003, с. 579-587.

68. Райкевич С.И. Нетрадиционные способы определения производительности скважин, на нефтегазовых месторождениях. // Труды международноготехнологического симпозиума «Интенсификация добычи нефти» (26-28 марта 2003г.) -2003, с. 588-589.

69. Райкевич С.И., Андреев О.П., Райкевич А.И., Минигулов P.M. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин. // Патент РФ № 2235195,

70. Райкевич С.И. Причины повышения межколонного давления в газовых скважинах Заполярного ГНКМ, пути решения этой проблемы. // Материалы НТС по проблеме межколонных газопроявлений на АГКМ. Астрахань: 2002, с. 66-70.

71. Райкевич С.И. Способ определения дебита действующей газовой скважины. // Патент РФ N 2087704.

72. Райкевич С.И. Способ определения дебита и газового фактора действующей нефтяной скважины. // Патент РФ N 2001260.

73. Райкевич С.И. Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений на их устье. // Патент РФ N 2235858.

74. Регламент по монтажу оборудования устьевой объвязки и испытанию на герметичность эксплуатационных колонн, колонных головок и фонтанных арматур на сеноманских скважинах Заполярного ГНКМ при бурении и капитальном ремонте скважин. Ямбург: 2001.

75. Рекомендации по исследованию скважин Ямбургского месторождения / Басниев К.С., Алиев З.С., Райкевич С.И., Стрельченко В.В., Хабибуллин P.A. // Газовая промышленность. 1999, №1, с.45-47.

76. Рекомендации по приготовлению и применению вязкоупругих тампонажных композиций для повышения надежности конструкций скважин в условиях многолетнемерзлых пород. // ВРД 29-1.18-079-2003. М.: 2003.

77. Ресурсы нетрадиционных источников газа в России и перспектива их освоения в XXI веке. / Тер-Саркисов P.M., Истомин В.А., Крылов H.A. и др. // Газовые ресурсы России в XXI веке. М.: 2003, с. 23-42.

78. Руководство по исследованию скважин. / Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. М.: Наука, 1995, 523 с.

79. Рябоконь С.А. Влияние опрессовки обсадных колонн на качество крепления скважин. // Бурение скважин. 2003, № 9, с. 41-43.

80. Салихов З.С. Обоснование методов разработки и эксплуатации газовых месторождений полуострова Ямал: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: 2000, 29 с.

81. Самотлорское месторождение. Основные элементы концепции восстановления добычи нефти. / Шарифуллин Ф.А. и др. // Нефтяное хозяйство. -1997, № 10, с. 16-20.

82. Семенякин B.C. Осложнения и борьба с ними при бурении нефтяных и газовых скважин. Астрахань: 2002, 140 с.

83. Сеноманский комплекс. / Гриценко А.И., Ермаков В.И., Зотов Г.А., Скоробогатов В.А. М.: 2000, с. 18-36.

84. Снижение техногенной нагрузки на недра и окружающую среду при освоении месторождений / Дмитриевский А.И., Басниев К.С., Седых А.Д., Жиденко Г.Г., Сидоров В.А. // Газовая промышленность. 2000, № 4, с. 45-48.

85. Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине. / Поп Г.С. и др. // Патент РФ № 1771507.

86. Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине. / Дудов А.Н. и др. // Патент РФ № 2144130.

87. Способ предотвращения газонефтеводопроявлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины. / Шипица В.Ф. и др. // Патент РФ № 2061169.

88. Способ предотвращения межколонных проявлений. / Окснер В.А. и др. // Патент РФ №2011795.

89. Теория и практика заканчивания скважин. / Под редакцией доктора технических наук, профессора А.И. Булатова М.: Недра, 1998, том 5.

90. Тер-Саркисов P.M. Перспективы развития газовых технологий и их реализация на объектах Газпрома // Газовая промышленность 2002, № 12, с. 24-26.

91. Технологический регламент по беспакерной эксплуатации скважин Заполярного месторождения. Тюмень: 2000.

92. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча» // РД 04803457-186-96. Тюмень: 1996.

93. Технология и составы для устранения межколонных газопроявлений / Тагиров K.M. и др. // Газовая промышленность. 1991, № 11, с. 24-25.

94. ТрояновА.К. Выделение газоносных пластов по данным трехкомпонентного геоакустического каротажа // Каротажник. № 65, с. 114-122.

95. ФаттаховЗ.М. Причины возникновения межколонных давлений на скважинах Астраханского ГКМ. // Обзорная информация. М.: 2003,44 с.

96. Ю2.Фатгахов З.М. Проблема МКД и обзор международного опыта по диагностике и ликвидации МКД. // Материалы НТС по проблеме межколонных газопроявлений на АГКМ. Астрахань: 2002, с. 66-70.

97. ЮЗ.Фомичев В.А., БоеваИ.В., Зайчиков Г.М. Условия формирования берриас-ранневаланжинских отложений на Севере Западной Сибири. // В сб. «Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса». М.: Недра, 1998, с. 173-186.

98. Шахновский И.М. Формирование залежей нефти и газа в нетрадиционных резервуарах // Геология нефти и газа. 1997, №9, с. 38-41.

99. Элланский М.М. Инженерия нефтегазовой залежи. Нефтегазовая залежь и ее изучение по скважинным данным. М.: 2001, 287 с.

100. Эффективность вскрытия пластов перфорацией в зависимости от типа бурового раствора / Григорян Н.Г, Ахметшин М.А, Гайворонский И.Н, Нургельдыев Х.К. // Нефтяное хозяйство. 1973, № 11, с. 15-19.

101. Фокина JI.M. Концепция эколого-гидрогеологического мониторинга на объектах ОАО «Газпром». М.: Газовая промышленность, №2, 2004.

102. Фокина JI.M., Райкевич С.И. К вопросу о техногенной миграции t углеводородов в гидролитосфере на нефтегазоносных территориях, /^цм^у'чгсчать. Газовая промышленность, № , 2004. ' (/

103. Гидрогеоэкологический контроль на полигонах закачки промышленных сточных вод. (Методическое руководство) РД 51-31323949-48-2000. М.: ИРЦ Газпром, 2000.

104. Ш.Ильченко В.П., Левшенко Т.В., Петухова Н.М. и др. Гидрохимические нефтегазовые технологии. М.: Недра, 2001.

105. Дружин Л.И. Эффективное использование природного газа в промышленных условиях. Справочник. Ь.: Энергоатомиздат, 1992.

106. НШ S.C., Smoot L.D. Modeling of nitrogen oxides formation and destruction in combustion systems. //Prog. Energ. Comb. Sci. 2000. v.26. P. 417.

107. Beer J.M. Combustion technology developments in power generanion in response to envitonmental challenges. Prog. Energ. Comb. Sci. 2000. v.26. P. 301.

108. Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны: ГН 2.2.5.1313-03. Ориентировочные безопасные уровни (ОБУВ) вредных веществ в воздухе рабочей зоны: ГН 2.2.5.1314-03. М.: Минздрав России, 2003.

109. Крейнин Е.В., Михалина Е.С. Подавление оксидов азота в газогорелочной технике. Газовая промышленность, №3,2004.

110. Краткий справочник химика. М.,Л.: Химия, 1964.