автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Обеспечение промышленной безопасности при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья на основе идентификации межколонных проявлений

УДК 658.382.3:622.279.3

1594

На правах рукописи

КРАСИЛЫШКОВА ОЛЬГА ВЛАДИМИРОВНА

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ДОБЫЧЕ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НА ОСНОВЕ ИДЕНТИФИКАЦИИ МЕЖКОЛОННЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ (на примере Астраханского ГКМ)

Специальность 05.26.03 - Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2009

003461594

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель - кандидат технических наук

Филиппов Андрей Геннадьевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Идрисов Роберт Хабибович

- доктор технических наук, доцент Гареев Алексей Габдуллович

Ведущая организация - Центр химической механики нефти

Академии наук Республики Башкортостан

Защита диссертации состоится 27 февраля 2009 г. в 1430 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 27 января 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук ^ Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) является уникальным по объему разведанных запасов сырья и характеристикам добываемой пластовой смеси: значительное содержание газового конденсата (275 г/м3); высокая токсичность и коррозионная агрессивность сырья, обусловленная аномальным содержанием кислых компонентов (сероводорода - до 26 % мольн., к границам месторождения - до 33% мольн., диоксида углерода - до 16 % мольн.). В составе пластового газа присутствуют также широкая группа меркаптанов (2,2...3,0 г/м3), сероуглерод до 10 мг/м3, сероокись углерода (до 1 г/м3) и другие.

В непосредственной близости от АГКМ расположены населенные пункты и уникальная природная зона Российской Федерации: Волго-Ахтубинская пойма, Рамсарское водно-болотное угодье «Дельта реки Волги» и государственный биосферный заповедник «Астраханский», имеющие важнейшее международное экологическое значение.

Ввиду вышеперечисленных особенностей первостепенной задачей предприятия ООО «Газпром добыча Астрахань» является обеспечение промышленной, геодинамической и, таким образом, экологической безопасности при добыче и переработке сероводородсодержащего углеводородного сырья.

Одним из серьезнейших потенциальных факторов экологического риска на АГКМ является техническое состояние промыслового оборудования, негерметичность которого - одна из причин проявлений флюидов различного химического состава в межколонных пространствах (МКП) скважин. Они, в свою очередь, могут обусловить наиболее опасные нарушения геоэкологического статуса, способствовать растворению или переотложению цементирующих фаз естественных и искусственных флюидоупоров, оказывать коррозионное воздействие на состояние элементов подземного оборудования: металлические колонны, муфты, резьбовые соединения и т.д. Неконтролируемый выход высокотоксичного пластового флюида на «дневную» поверхность или его миграция в другие пласты способны повлечь непредсказуемые экологические осложнения.

Необходимо отметить, что радикальных технологий, гарантирующих предупреждение межколонных проявлений, не только в российской, но и в мировой практике пока не существует. Следовательно, систематический контроль за составом межколонных проявлений, идентификация источников их поступления являются актуальными научной и инженерной задачами и залогом обеспечения безопасного функционирования скважин.

Цель работы - обеспечение промышленной, геодинамической и экологической безопасности при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья по результатам физико-химического контроля технического состояния скважин.

Основные задачи исследований

1. Изучение химического состава и формирование комплекса физико-химических критериев для идентификации межколонных флюидов.

2. Разработка комплекса методов идентификации межколонных флюидов для оперативного диагностирования источников проявлений.

3. Разработка классификации межколонных проявлений, необходимой для организации и планирования работ по снижению или ликвидации межколонных давлений.

4. Совершенствование методов горно-экологического мониторинга по результатам физико-химического контроля технического состояния скважин.

5. Формирование банка результатов физико-химических контроля как обязательной основы проведения долговременного производственно-экологического мониторинга при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья.

Научная новизна

1. Экспериментально установлены отличительные особенности составов межколонных проявлений, сформирован комплекс физико-химических критериев для их идентификации.

2. Разработан комплекс методов идентификации межколонных проявлений, позволяющий оперативно диагностировать источник их поступления.

3. Разработана классификация межколонных проявлений, используемая далее при классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства и позволяющая более объективно подходить к организации и планированию ремонтных работ.

4. Разработан и защищен свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам электронный справочно-информационный комплекс показателей объектов исследований, позволяющий осуществлять оперативную интерпретацию информации и вести долговременный производственно-экологический мониторинг при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья.

Практическая ценность и внедрение результатов исследований

1. Сформирован, используется и постоянно совершенствуется комплекс методов идентификации межколонных проявлений, позволяющий диагностировать их возможные источники и причины возникновения, повысить объективность оценки технического состоянии подземного оборудования скважин АГКМ, полученную в ходе промысловых и геофизических исследований. Годовой экономический эффект от внедрения разработанного комплекса составляет 3 424 295,00 руб.

2. Разработанная классификация межколонных проявлений используется далее при классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства и позволяет более объективно подходить к организации и планированию ремонтных работ.

3. Результаты экспериментальных исследований позволяют вести коррозионный мониторинг, контролировать и прогнозировать геодинамические процессы, происходящие в разрабатываемых углеводородных залежах.

4. Разработан и защищен свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам справочно-информационный комплекс показателей объектов исследования, позволяющий осуществлять оперативную интерпретацию вновь получаемой информации.

5. Использование справочно-информационного комплекса позволяет контролировать техническое состояние промыслового оборудования, реко-

мендовать оптимальные режимы эксплуатации скважин, производить оценку текущего состояния и перспектив нефтегазоносности горизонтов, расположенных выше продуктивного, в отсутствии достаточного количества наблюдательных скважин по контролируемой площади.

Положения, выносимые на защиту:

- результаты экспериментальных исследований межколонных флюидов;

- комплекс методов идентификации межколонных проявлений, сформированный по результатам экспериментальных исследований;

- классификация межколонных проявлений, используемая при определении степени опасности межколонного пространства скважин АГКМ;

- результаты по содержанию водорода и гелия в составе межколонных проявлений и их использование в ходе горно-экологического и коррозионного мониторинга;

- электронный справочно-информационный комплекс показателей объектов исследований, защищенный свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: научно-техническом совещании по проблеме межколонных давлений на АГКМ (Астрахань, 2002 г.); конкурсе молодежных разработок «ТЭК-2003» / Диплом (2-е место) по итогам конкурса (Москва, 2003 г.); международной конференции, посвященной 100-летию с момента открытия хроматографии (Москва, 2003 г.); VII международной научной конференции «Эколо-го-биологические проблемы бассейна Каспийского моря» (Астрахань, 2004 г.); всероссийской конференции «Теория и практика хроматографии. Применение в нефтехимии» (Самара, 2005 г.); XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2006 г.); конференции молодых ученых и специалистов ООО «Астраханьгазпром» «Инновационные решения молодых в освоении Астраханского ГКМ» / Диплом призера конференции (3-е место) (Астрахань, 2006 г.); VII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России / Диплом лауреата

(2-е место) (Москва, 2007 г.); П научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли — энергию молодых ученых!», посвященной 45-летию со дня основания ОАО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, 2007 г.); V ежегодной международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2007 г.); XV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.); международной научно-практической конференции «Цитологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности» (Санкт-Петербург, 2008 г.); научно-технических советах предприятия.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 работ, в том числе получено Свидетельство № 2004620109 от 29.04.2004 г. Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам на базу данных «Состав пластового газа АГКМ».

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 188 наименований, и 4 приложений. Работа изложена на 241 странице машинописного текста, содержит 89 рисунков и 8 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определена цель, сформулированы задачи исследований и новизна полученных результатов, показана практическая значимость диссертационных исследований.

Первая глава посвящена анализу существующих проблем технического состояния фонда скважин АГКМ. Рассмотрены особенности геологического строения, характеристики добываемого пластового флюида Астраханского ГКМ, особенности конструкции скважин и причины возникновения межколонных проявлений.

Астраханское ГКМ открыто в 1976 году, с 1986 года находится в промышленной эксплуатации. Протяженность АГКМ составляет 140 км, макси-

мальная ширина в центральной части - 35...40 км. Месторождение приурочено к центральной вершинной части Астраханского свода. Продуктивными отложениями являются подсолевые карбонатные породы башкирского яруса. Разрабатываемый участок расположен в центральной части месторождения. Разработка АГКМ осложняется комплексом горно-геологических факторов: значительной глубиной залегания кровли продуктивного пласта (абсолютные отметки залегания продуктивных пород колеблются от 3845 до 4073 м); его толщиной, которая составляет около 300 м; аномально высокими пластовым давлением (62 МПа) и температурой (110 °С).

В настоящее время разработка и промышленная эксплуатация АГКМ осуществляются в соответствии с «Проектом разработки Астраханского га-зоконденсатного месторождения на период 2000-2019 г.», в основу которого положена пликативная модель, то есть массивно-пластовое строение продуктивного горизонта, характеризующегося значительной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств составляющих его пород.

По состоянию на 01.01.2009 года эксплуатационный фонд АГКМ составляет 132 скважины, из них действующий фонд - 128 скважин.

В соответствии с проектом обустройства АГКМ, спецификой которого являлось опережающее бурение скважин, основная их часть (около 80 %) была пробурена в период с 1985 г. по 1994 г. До ввода в эксплуатацию обустроенные скважины находились во временной консервации. Таким образом, в настоящее время на АГКМ в основном эксплуатируются скважины, обустроенные на уровне знаний, материальных и технических возможностей, отвечавших середине 80-х - началу 90-х гг.

Со временем, вследствие контакта с высокоагрессивным пластовым флюидом, возникали коррозионные повреждения, и снижался ресурс элементов промыслового оборудования, восстановить который без проведения капитального ремонта скважин (КРС) невозможно. Как следствие, техническое состояние скважин в целом по месторождению характеризуется наличием различного рода негерметичностей и коррозионных поражений элементов

подземного оборудования, приводящих к появлению межколонных перетоков, и, соответственно, наличию межколонных давлений (МКД).

Проблема межколонных давлений на скважинах АГКМ не нова. Уже в начальный период разработки месторождения был выявлен ряд скважин с МКД: оно фиксировалось на разведочных скважинах, по окончании бурения, в период ожидания обустройства и т.д. По состоянию на 1991 г. на 46 % скважин действующего фонда наблюдались межколонные давления. По прошествии 16-летнего срока эксплуатации АГКМ количество скважин с МКД возросло до 65 %. Межколонные давления также отмечены и на законсервированных скважинах.

По итогам анализа научно-исследовательских работ и публикаций отмечается, что межколонные проявления представляют довольно распространенный вид осложнений и зависят не только от условий конкретного месторождения. Как правило, количество скважин с негерметичным межколонным пространством возрастает по мере увеличения срока их эксплуатации. Основные причины, определяющие возникновение межколонных давлений, можно условно классифицировать по четырем группам, в зависимости от доминирования того или иного фактора воздействия: геологического, технологического, механического или химического.

Результаты многолетних исследований показывают, что регистрируемые на скважинах Астраханского ГКМ проявления флюидов и давления в межколонном пространстве обусловлены как отдельным, так и суммарным воздействием всех вышеуказанных факторов.

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03), скважины с межколонными давлениями считаются технически неисправными, что требует принятия мер по устранению МКД, а в случае невозможности - ликвидации скважины. Но рассматривать ликвидацию скважины как единственную радикальную меру устранения экологической опасности нецелесообразно экономически, а сам процесс ликвидации представляет, по своей сути, не меньшую техническую проблему. В данной ситуации возможна только подконтрольная эксплуатация скважин в рамках

повсеместно внедряющегося в настоящее время производственно-экологического мониторинга.

Зачастую сложившаяся ситуация осложняется отсутствием средств для наблюдения за техническим состоянием элементов подземного оборудования в антикоррозионном исполнении. Как следствие, объективная информация о состоянии подземного оборудования может быть получена только при его извлечении на поверхность в процессе профилактических обследований и капитального ремонта.

В свете вышесказанного развитие методов неразрушающего контроля, позволяющих дать более объективную оценку технического состояния скважин, на АГКМ приобретает особую актуальность.

Вторая глава посвящена формированию комплекса физико-химических критериев и разработке методов идентификации межколонных проявлений скважин АГКМ. Данная работа выполнялась в рамках производственно-экологического мониторинга (ПЭМ), решающая роль в котором отведена постоянно совершенствующемуся комплексу мероприятий по оценке технического состояния приствольной зоны скважин, и включает в себя следующие виды исследований: геофизические, геохимические, газогидродинамические, физико-химические.

Сложная многоколонная конструкция скважин, низкие дебиты межколонных проявлений и их коррозионная агрессивность ограничивают возможности геофизических исследований за исключением тех скважин, на которых установлены радиоактивные репера. В этой ситуации физико-химический контроль является одним из основных методов оценки технического состояния приствольной зоны скважин.

Материалом для написания работы послужили исследования за период 1987-2008гг., выполненные в научно-исследовательской химико-аналитической лаборатории (НИХАЛ) Газопромыслового управления в соответствии с существующей нормативно-технической документацией, разработанными стандартами предприятия «Методика хроматографического определения компонентного состава природного газа эксплуатационных скважин и

газа межколонных проявлений», «Методика хроматографического определения гелия и водорода в природном газе» и с использованием специально разработанных методов предварительной подготовки проб. За указанный период в лаборатории проанализировано порядка 13 ООО проб межколонных проявлений сложного химического состава.

По результатам статистического анализа экспериментальных данных определены отличительные особенности составов межколонных проявлений, сформирован комплекс физико-химических критериев и разработан комплекс методов идентификации межколонных проявлений. В основу углубленного методического подхода положен анализ закономерностей количественного распределения углеводородов на молекулярном уровне.

Для идентификации газовых межколонных флюидов определены основные типовые различия компонентного состава газов по геологическому разрезу, применены и общие геохимические закономерности:

1. Метан из смеси углеводородов мигрирует быстрее и дальше по сравнению с гомологами. Концентрация гомологов метана увеличивается с глубиной и достигает максимума в зоне газонефтяного контакта;

2. Газы нефтяных скоплений отличаются повышенным содержанием углеводородов С2Н6, С3Н8.

Для исследования наиболее сложных и разнообразных по составу жидких органических проб из МКП скважин предложен комплекс, включающий общие методы анализа по показателям: плотность; фракционный состав; содержание сероводородной и общей серы, парафинов, асфальтенов, смол и др. и углубленные исследования.

Основой идентификации жидких органических межколонных проявлений являются результаты хроматографического анализа нефракционирован-ных проб, позволяющие получить сведения о содержании насыщенных углеводородов, имеющих широкий диапазон температур кипения. По результатам экспериментальных исследований, исходя из характеристики концентрационного распределения нормальных алканов, сформированы критерии идентификации.

Сравнительный анализ хроматограмм позволяет выявить идентичность изменений в составе отдельных индивидуальных компонентов и произвести классификацию флюидов (рисунки 1, 2). При необходимости можно использовать и метод «отпечатков пальцев» с учетом характеристик и сведений о реагентах, применяемых в различных технологических операциях при бурении и эксплуатации скважин.

Рисунок 1 - Хроматограмма нефти филипповского горизонта

■II I II С16

___

Рисунок 2 - Хроматограмма техногенной нефти

В ходе исследований отмечено, что фактический компонентный состав межколонных флюидов значительно зависит от ряда факторов. Существенные количественные изменения состава могут происходить при прохождении флюида сквозь поровое пространство среды МКП, при смешении с техническими реагентами, в процессе дегазации при отборе и хранении проб и т.д. Все это затрудняет выявление естественной составляющей флюида и, как следствие, идентификацию источника его поступления.

В работе предложены и апробированы на практике два наиболее информативных коррелятива, рассчитываемые по результатам хроматографиче-ского анализа — геохимическим коэффициентам Кь Кг- Коэффициенты представляют собой отношение суммарного содержания нормальных алканов С[2 - Си к сумме н-алканов Си - С(9 и отношение сумм более высокомолекулярных нормальных углеводородов Си - С19 и С19 - С23:

Интерпретация графиков, построенных в координатах коэффициентов К1-К2, основана на следующем принципе: примесь в нефти нарушает естественное концентрационное распределение нормальных углеводородов, и, как следствие, изменяется закономерное расположение индивидуальных точек, соответствующих геохимическим коэффициентам в координатах К[ и К2 (рисунок 3).

Рисунок 3 - График в координатах геохимических коэффициентов К]-Кг

По результатам анализа графической зависимости, построенной в координатах геохимических коэффициентов, полученные результаты корректируются, а также осуществляется контроль динамики химического состава флюидов в процессе эксплуатации скважин.

4

Таким образом, рассмотренный выше комплекс методов идентификации межколонных флюидов позволяет детализировать их компонентный со-

став, систематизировать флюиды по типам и установить возможный источник их проявления с целью последующего планирования работ по его ликвидации. Годовой экономический эффект от внедрения разработанного комплекса составляет 3 424 295,00 руб.

В третьей главе приведены результаты систематизации межколонных флюидов по результатам исследований.

В рамках работы сформирован банк результатов физико-химических исследований межколонных флюидов, содержащий также информацию об условиях отбора проб, что помогает правильно интерпретировать полученные данные. В совокупности с результатами исследований состава добываемой пластовой газожидкостной смеси, данными о технологических операциях, выполняемых на скважинах, и другими он представляет собой справочно-информационный комплекс показателей объектов исследований, используемый в настоящее время в качестве обязательной основы проводимого производственно-экологического мониторинга за техническим состоянием подземного оборудования. Хранение имеющейся и вновь получаемой информации осуществляется в электронном виде с применением современной клиент-серверной технологии.

Справочно-информационный комплекс защищен свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Свидетельство об официальной регистрации № 2004620109 от 29.04.2004 г.). Востребованность информации, содержащейся в базе данных, подтверждена «Актами об использовании базы данных» отделами и службами ООО «Астраханьгазпром».

Приступая к классификации межколонных флюидов, необходимо сразу отметить, и об этом уже сказано выше, что межколонное пространство скважин, заполненное цементным тампонажным камнем, остаточным количеством использованных ранее химических реагентов, являясь узким и сверхдлинным, практически капиллярным, объемом, способствует гравитационному расслоению компонентов флюида, их химически неоднородному распределению по вертикали. Кроме того, высокоагрессивный пластовый флюид способен взаи-

модействовать с металлом обсадных колонн скважин в присутствии воды с образованием свободного водорода.

Вследствие вышесказанного, отсутствие сероводорода в пробах из межколонных и затрубных пространств не может трактоваться однозначно. По литературным данным сероводород способен образовывать с ингибитором коррозии коррозионно-агрессивный комплекс. На практике действительно наблюдается занижение концентрации ингибитора коррозии в присутствии сероводорода. Таким образом, даже при наличии миграции кислой пластовой смеси в межколонное и затрубное пространство скважины сероводород в пробах длительное время может быть не зафиксирован. Тем не менее, в отдельных случаях относительное постоянство состава проб может указывать на существование длительно истекающего постоянного устьевого перетока.

По результатам статистического анализа накопленного фактического материала, исходя из характера и природы межколонных флюидов, разработана следующая их условная классификация:

1. Водно-органические флюиды;

2. Органические жидкие флюиды4

3. Газовые проявления.

В процессе исследований установлено, что каждый из обозначенных химических типов флюидов, в свою очередь, может иметь несколько подтипов, идентифицированных по индивидуальному компонентному составу.

I тип - водно-органические флюиды сложного состава - наиболее распространенный тип межколонных проявлений (~ 68 %) и, в свою очередь, представлен двумя основными подтипами, различающимися по плотности и концентрации ионов водорода:

I подтип - высокоминерализованные воды, характеризующиеся относительной плотностью выше 1,1 и значениями рН в диапазоне 11... 14 единиц, высокими значениями щелочности, значительным содержанием ионов калия и сульфат-ионов, что, возможно, является следствием влияния на их

состав отложений кунгурской соленосной толщи, расположенной выше по разрезу.

II подтип - слабоминерализованные воды с плотностью ниже 1,1 и значениями рН в диапазоне 8... 11 единиц, схожие по составу с пробами, отобранными из эксплуатационных скважин (пластовыми водами или их смесями с конденсационными и техногенными).

II тип — органические жидкие флюиды (~ 22 %) наиболее разнообразны по своему происхождению и компонентному составу. Использование разработанного методического подхода позволяет классифицировать их следующим образом:

1. Первая группа - нефти филипповского горизонта. При наличии характерных признаков в молекулярном составе могут различаться по физико-химическим характеристикам.

2. Вторая группа - техногенные нефти, использованные на различных стадиях строительства и эксплуатации скважин, в том числе, при бурении.

3. Третья группа - высокопарафинистые нефти вскрытой толщи. По данным газожидкостной хроматографии (ГЖХ) на хроматограммах этих проб наблюдается большой нафтеновый «горб».

4. Четвертая группа — флюиды, идентифицированные как раствор ингибитора коррозии в дизельном топливе (или метаноле) по принципу сравнения хроматограмм реальных проб, модельных растворов ингибитора коррозии и чистого дизельного топлива.

Количество подгрупп, определенных в каждой из представленных выше групп, и их характерные особенности по данным ГЖХ представлены в таблице 1.

Использование геохимических коэффициентов-коррелятивов подтверждает представленную выше классификацию жидких органических флюидов по данным физико-химических анализов и ГЖХ. График в координатах К1-К2 для проб нефтей филипповского горизонта представляет собой так называемый «коридор» из точек, распределенных по нему в зависимости от плотности и

компонентного состава нефти (рисунок 3). В начале «коридора» сконцентрированы точки, соответствующие более тяжелым нефтям 2 и 3 подгрупп; точки, соответствующие нефтям 1 подгруппы, смещены в пределах «коридора».

Таблица 1 - Критерии идентификации жидких органических

межколонных флюидов по данным газожидкостной _хроматографии___

I группа II группа III группа IV группа

Нефти филипповского горизонта Техногенные нефти Парафинисгые нефти Раствор ингибитора корро-

Количество подгрупп и характерные особенности

1 2 3 1 2 1 2

шах тах тах тах тах резкий спад зии в дизель-

н-С„, н-С,5 н-С„ н-С13, тах н-Сп, концентраций ном топливе

н-С,2 н-С,5, н-С„ н-С15, углеводородов (метаноле)

н-С21 н-Сц н-С„, начиная с

н-С21 н-СгзН<8

На графике в координатах К1-К2 точки, соответствующие техногенным нефтям, представлены двумя отдельными группами, каждая из которых состоит из рядом расположенных точек (рисунок 4). Координаты точек отдельных групп существенно отличаются только значениями ординат (У).

< „ 1 • 7 • •

К*

Рисунок 4 - График расположения техногенных нефтей в координатах К ¡-Кг

Точки, соответствующие 1 подгруппе парафинистых нефтей, имеют близкие значения с координатами точек нефтей филипповского горизонта и находятся в пределах «коридора» природных нефтей.

В диссертационной работе приведены результаты физико-химических, хроматографических исследований, а также графики, построенные в координатах геохимических коэффициентов-коррелятивов К1-К2.

Ш тип - газовые проявления составляют около 10 % от всех видов проб и фиксируются в МКП скважин на протяжении всего срока эксплуатации АГКМ. Как правило, они являются частью сложного многокомпонентного межколонного флюида, перераспределенного по вертикальному миграционному каналу.

По результатам исследований выделяются три основных подтипа газовых флюидов, отличающихся, прежде всего, процентным содержанием метана.

I подтип - флюиды, содержащие 60...80 % мольн. метана, близкие по составу к обессеренному или сероводородсодержащему пластовому флюиду.

II подтип - флюиды, основным компонентом которых является метан в количестве 90...94 % мольн., соответствуют газу глубоко расположенного напорного источника, более «очищенному» пористой средой МКП. Их можно идентифицировать как газ, захваченный в виде пачек при бурении и обустройстве скважин.

III подтип - флюиды с содержанием метана ниже 60 % мольн., характеризуются повышенной концентрацией более тяжелых фракций С5-С9, диоксида углерода и азота по сравнению с первыми двумя подтипами. Появление тяжелых фракций в составе флюидов может означать длительную миграцию газа от забоя, сопровождающуюся сорбцией легких компонентов в по-ровом пространстве МКП, или его испарение из нефти вскрытого напорного источника, например филипповского горизонта.

Однако, как показывает практика, наиболее часто в межколонном пространстве проявляется «смешанный» химический тип флюида с превалированием той или иной его составляющей, например: водно-органические флюиды с преобладанием водной или органической фазы, растворы технических реагентов, эмульсии сложного агрегатного состояния, одним из компонентов которой может являться газ и т.д.

Одновременное проявление нескольких химических типов флюидов («смешанный» тип) подтверждает наличие нескольких источников проявлений в МКП или то, что флюид основного источника вытесняет остаточные

компоненты техногенного характера, заполняющие поровое пространство среды МКП.

Разработанная классификация межколонных флюидов используется далее при классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства и для организации и планирования ремонтных работ.

Четвертая глава посвящена практическому применению результатов диссертационной работы в ходе реализации производственно-экологического мониторинга на АГКМ.

Анализ результатов физико-химического контроля за составом межколонных флюидов показал, что в МКП более 52 скважин в разные периоды их эксплуатации эпизодически регистрировалось наличие сероводорода. Данное обстоятельство потребовало разработки технологии нейтрализации серово-дородсодержащих флюидов по окончании ремонтных работ.

Для оценки эффективности различных химических реагентов-нейтрализаторов были проведены экспериментальные исследования. При их выборе учитывались конструкция скважин, коррозионная активность планируемых к использованию реагентов, продуктов их реакции с сероводородом и диоксидом углерода, а также доступность сырьевой базы. Рекомендации исследований были использованы при разработке технологии нейтрализации и впоследствии подтверждены промысловыми испытаниями.

При проведении испытаний объемы для закачки нейтрализующих составов подбирались конкретно для каждой скважины в зависимости от типа межколонного флюида, концентрации сероводорода в нем и применяемого химического реагента. Наибольшая эффективность нейтрализации кислых компонентов пластового газа зарегистрирована при использовании растворов moho-, ди-и триэтаноламина в метаноле. В настоящее время эти реагенты используются на практике для нейтрализации сероводорода в МКП скважин АГКМ.

Применение разработанной технологии нейтрализации остаточного сероводорода позволяет не только вывести скважину из первого класса опасности и увеличить срок ее дальнейшей эксплуатации, но и устранить потенциальную угрозу экологической безопасности окружающей среды.

В процессе идентификации межколонных флюидов на отдельных скважинах было выявлено повышенное содержание гелия и водорода. С учетом многокомпонентного состава добываемой пластовой смеси решалась задача выяснения причин их повышенных концентраций.

Работы по изучению взаимосвязи наличия водорода и эффективности электрохимзащиты промыслового оборудования подтвердили факт протекающих коррозионных процессов на фоне значительного содержания сероводорода. В этом случае появляется дополнительный показатель эффективности ингибиторной защиты, являющейся одним из определяющих факторов безопасной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Анализ опубликованных работ показал, что во всех смежных Астраханскому ГКМ регионах выявлена весьма высокая современная активность разломов. Из этого следует, что данный фактор геодинамического риска для систем и объектов АГКМ достаточно вероятен, особенно учитывая свойственное территории блоковое строение геологической среды, аномально высокое пластовое давление, техногенную нагрузку на среду, которая будет постепенно нарастать во времени по мере извлечения сырья из недр и т.д.

В ходе исследований подтверждено, что зафиксированные повышенные значения концентрации гелия (свыше 0,1 % мольн.) в составе проб являются индикатором тектонических нарушений, активизация которых отмечается импульсными выбросами гелия и, следовательно, изменением геомеханических характеристик массива вмещающих горных пород.

В совокупности с другими методами, результаты анализов по определению содержания гелия использованы при контроле геодинамических процессов в ходе производственно-экологического мониторинга. По результатам выполненных работ, опасных деформаций земной поверхности, способных повлиять на промышленную безопасность технических объектов, на данном этапе разработки месторождения не выявлено.

Выполненные и описанные выше исследования показали актуальность систематического физико-химического контроля в рамках производственно-экологического мониторинга. Использование разработанного и защищенного

свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам справочно-информационного комплекса позволяет контролировать техническое состояние промыслового оборудования, рекомендовать оптимальные режимы эксплуатации скважин, производить оценку текущего состояния и перспектив нефтегазоносности горизонтов, расположенных выше продуктивного, в отсутствии достаточного количества наблюдательных скважин по контролируемой площади. При обосновании технических решений на вновь проектируемых скважинах АГКМ и месторождениях, аналогичных Астраханскому, целесообразно учитывать весь комплекс полученных в диссертации результатов.

Основные выводы

1. Изучен химический состав межколонных проявлений, усовершенствованы методы предварительной подготовки проб, обоснован выбор комплекса физико-химических критериев идентификации флюидов.

2. Внедрен комплекс методов идентификации межколонных флюидов для оперативного диагностирования источников проявлений и определения основных причин их возникновения с последующим планированием работ по снижению или ликвидации межколонных давлений.

3. Предложена классификация межколонных флюидов по результатам выполненных физико-химических исследований. Разработанная классификация межколонных флюидов используется далее при классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства и для организации и планирования ремонтных работ.

4. Показана дополнительная возможность оценки эффективности ин-гибиторной защиты по изменению содержания водорода в газовых пробах скважин АГКМ.

5. Обоснованы рекомендации по использованию результатов содержания гелия в составе межколонных флюидов в ходе реализации горноэкологического мониторинга.

6. Сформирован банк результатов физико-химических показателей объектов исследования как обязательной основы проведения долговременного производственно-экологического мониторинга за техническим состоянием промыслового оборудования.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Поляков И.Г., Мерчева B.C., Богачкова JI.B., Красилышкова О.В. Идентификация проб межколонных проявлений в ходе реализации производственного экологического мониторинга // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. -№ 1.-С. 7-15.

2. Антонов В.Г., Митина АЛ., Митин А.С., Мерчева B.C., Красильни-кова О.В. Экспресс-метод оценки концентрации ингибитора коррозии «Доди-ген 4482-1» по краевому углу смачивания. // Газовая промышленность. - М., 2004.-№3.-с. 45-46.

3. Рылов Е.Н., Андреев А.Е., Мерчева B.C., Богачкова Л.В., Разувае-ва Г.П., Красилышкова О.В. Свидетельство об официальной регистрации базы данных Российского агентства по патентам и товарным знакам №2004620109. Состав пластового газа АГКМ / (RU). - Заявка 2004620056; дата поступления 12.03.2004; зарегистрировано 29.04.2004.

4. Андреев А.Е., Мерчева B.C., Богачкова Л.В., Красилышкова О.В. Классификация межколонных проявлений скважин АГКМ и методы их химического анализа // Матер, научн.-техн. совещания по проблеме межколонных давлений на АПСМ. - Астрахань, 2002. - С. 18-19.

5. Красилышкова О.В. Проблемы совершенствования методики хро-матографического определения компонентного состава природного газа // Сб. тез. по итогам конкурса молодежных разработок «ТЭК-2003». - М., 2003. -С. 235-237.

6. Филиппов А.Г., Мерчева B.C., Богачкова Л.В., Красилышкова О.В. Проблемы обеспечения качества и повышения уровня химико-аналитических работ при определении состава пластового газа АГКМ // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Сб. научн. тр. / Сев-КавНИПИГаз. - Ставрополь, 2004. - С. 463-465.

7. Васильев В.Г., Мерчева B.C., Богачкова JI.B., Красильникова О.В. Использование методов хроматографии в процессе контроля за добычей, переработкой и транспортировкой углеводородного сырья // Теория и практика хроматографии. Применение в нефтехимии. Сб. тез. Всеросс. конф. 3-8 июля 2005 г. - Самара, 2005. - С. 102-104.

8. Рылов E.H., Мерчева B.C., Богачкова JI.B., Красильникова О.В. Современное состояние проблемы изучения и идентификации органических проб межколонных проявлений скважин Астраханского ГКМ // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири. Сб. тез. XIV научн.-практ. конф. молодых ученых и специалистов. - Тюмень, 2006. - С. 70-72.

9. Красильникова О.В. Состояние проблемы изучения и идентификации органических проб межколонных флюидов скважин АГКМ // Инновационные решения молодых в освоении Астраханского ГКМ. Сб. тез. конф. молодых ученых и специалистов ООО «Астраханьгазпром». - Астрахань, 2006. -С. 54-56.

10. Красильникова О.В., Разуваева A.B. Повышение эффективности диагностических исследований скважин с межколонными проявлениями на АГКМ // VII Всеросс. конф. молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России в РГУ им. И.М. Губкина. - М., 2007. - С. 62-64.

11. Красильникова О.В. Внедрение новых методов физико-химического контроля за составом межколонных флюидов при проведении производственно-экологического мониторинга на Астраханском ГКМ // Газовой отрасли - энергию молодых ученых! Сб. научн. тр. II научн.-практ. конф. молодых ученых и специалистов', посвященной 45-летию со дня основания ОАО «СевКавНИПИгаз». - Ставрополь, 2007. - С. 44-46.

12. Красильникова О.В., Разуваева A.B. Применение методов физико-химического контроля для идентификации источников межколонных проявлений скважин Астраханского ГКМ // Сб. научн. тр. «Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов». - М.: «ИРЦ Газпром», 2007. - С. 220-226.

13. Красильникова О.В., Мерчева B.C., Богачкова JI.B. Методические и технические проблемы по определению показателей качества углеводородного сырья скважин Астраханского ГКМ // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти. Сб. научн. тр. V ежегодн. междунар. научн.-практ. конф. -Кисловодск, 2007. - С. 77-79.

14. Красильникова О.В., Разуваева A.B. Диагностика источников межколонных проявлений скважин АГКМ методами физико-химического контроля // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти. Сб. научн. тр. V еже-годн. междунар. научн.-практ. конф. - Кисловодск, 2007. - С. 96-98.

15. Красильникова О.В., Мерчева B.C., Богачкова Л.В., Разуваева A.B. Анализ изменения состава стабильного конденсата Астраханского газокон-денсатного месторождения // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири. Сб. научн. тр. XV научн.-практ. кон. молодых ученых и специалистов. - Тюмень, 2008. - С. 41-43.

16. Петренко В.И., Остроухов С.Б., Мерчева B.C., Кунавин В.В., Красильникова О.В. О геолого-физической и геохимической роли газоэвапориген-ной влаги (водяного пара) природных парогазовых смесей // Цитологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. Сб. матер. Междунар. научн.-практ. конф. 30 июня- 4 июля 2008 г. - СПб., 2008. - С. 235-237.

17. Мерчева B.C., Красильникова О.В., Разуваева A.B., Несвит С.Ю. Результаты исследования техногенного воздействия на состав попутно-добываемых вод АГКМ // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти. Тез. докл. VI Междунар. научн.-практ. конф. 22 - 27 сентября 2008 г. - Ставрополь, 2008.-С. 126-128.

18. Красильникова О.В., Разуваева A.B. Критерии оценки процессов осадкообразования в условиях эксплуатации скважин АГКМ // Сб. матер. Междунар. научн.-практ. конф., посвященной 60-летию ООО «ВНИИГАЗ». - М., 2008.-С. 128-130.

19. Красильникова О.В., Разуваева A.B. Информационно-аналитический комплекс производственного мониторинга - эффективный инструментарий для решения проблем, возникающих при освоении Астраханского ГКМ // Инновационные решения молодых в освоении Астраханского газоконден-сатного месторождения. Сб. тез. II Конф. молодых специалистов и работников ООО «Газпром добыча Астрахань». - Астрахань, 2008. - С. 49-54.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 23.01.2009 г. Бумага писчая. Заказ № 43. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Основные принципы обеспечения безопасной эксплуатации газоконденсатных месторождений.

1.1 Аналитический обзор и выбор направления исследовании

1.2 Краткая характеристика строения Астраханского газоконденсатного месторождения.

1.3 Характеристика технического состояния фонда скважин АГКМ.

1.4 Анализ причин возникновения проявлений флюидов в межколонных пространствах скважин АГКМ.

1.5 Выводы по первой главе.

ГЛАВА 2. Формирование комплекса физико-химических показателей для контроля технического состояния подземного оборудования скважин Астраханского ГКМ

2.1 Методы контроля технического состояния подземногооборудования скважин на АГКМ.

2.2 Формирование комплекса физико-химических показателей для контроля составов межколонных проявлений скважин АГКМ.

2.2.1 Методы контроля компонентного состава газовых флюидов.

2.2.2 Методы физико-химического контроля составов жидких органических межколонных проявлений.

2.3 Использование результатов физико-химического контроля для классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства.

2.4 Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. Разработка критериев идентификации и классификация межколонных флюидов скважин Астраханского ГКМ.

3.1 Разработка классификации межколонных проявлений.

3.2 Разработка критериев идентификации газовых межколонных флюидов по результатам исследований.

3.3 Разработка критериев идентификации жидких органических межколонных флюидов по результатам исследований.

3.4 Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. Использование результатов физико-химического контроля за составом межколонных флюидов скважин в ходе реализации производственного экологического мониторинга.

4.1 Оценка эффективности ингибиторной защиты по результатам анализа компонентного состава проб газовых межколонных флюидов.

4.2. Разработка технологии нейтрализации.

4.2.1. Обзор существующих технологий нейтрализации и используемых реагентов.

4.2.2. Оценка нейтрализующей эффективности реагентов по результатам лабораторных исследований. 8 \

4.3. Оценка возможности использования результатов анализа проб межколонных флюидов при проведении горноэкологического мониторинга.^q

4.4 Выводы по четвертой главе.^

Актуальность проблемы

Современные технологии освоения нефтяных и газовых месторождений неизбежно связаны с мощным воздействием практически на все компоненты природной среды. Извлечение значительных объемов добываемых пластовых флюидов сопровождается снижением естественных давлений в коллекторах, способствуя активизации деформационных процессов и повышению геодинамической активности недр. Вследствие этого ни одно длительно разрабатываемое месторождение углеводородов не застраховано от техногенно обусловленных геодинамических проявлений, чреватых значительными социальными, экологическими и материальными потерями.

В свете вышесказанного осознанной необходимостью является тот факт, что проблема обеспечения экологической и промышленной безопасности производственных объектов приобрела приоритетное значение в сфере жизнедеятельности населения и является одним из ведущих факторов, определяющих социальную значимость и экономическую эффективность объектов топливно-энергетического комплекса.

Особенно актуальной, данная проблема становится в связи с увеличением доли разрабатываемых месторождений, пластовый флюид которых содержит высокотоксичные и агрессивные неуглеводородные компоненты. Согласно консервативным оценкам различных исследователей наличие сероводорода в пластовых флюидах приводит к повышению степени риска возникновения крупных аварий в 2-3 раза, а увеличение интегрального ущерба от них - до 10 раз. В тоже время, как свидетельствуют многочисленные факты, наиболее существенный вред окружающей среде с точки зрения кратковременных и долгосрочных последствий наносят не регулярные контролируемые выбросы тех или иных компонентов (NOx, СОх, СН4 и т.д.), а именно аварийные ситуации и катастрофы [73, 97, 98, 99].

В условиях Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ), уникальный пластовый флюид которого характеризуется аномальным содержанием высокотоксичных соединений (до 50 % мольн. сероводорода и диоксида углерода), особая опасность возможных техногенных загрязнений обусловлена еще и тем, что в непосредственной близости от него расположены населенные пункты и уникальная природная зона Российской Федерации с богатой и своеобразной фауной и флорой: Волго-Ахтубинская пойма, Рам-сарское водно-болотное угодье «Дельта реки Волги» и государственный биосферный заповедник «Астраханский», имеющие важнейшее международное экологическое значение.

Вышеуказанные обстоятельства обусловили необходимость создания на АГКМ эффективной системы промышленной и экологической безопасности, одним из важнейших инструментов которой является производственный экологический мониторинг (ПЭМ).

В рамках настоящей работы рассмотрена реализация мероприятий производственного экологического мониторинга посредством разработки и совершенствования косвенных методов контроля за техническим состоянием подземного оборудования скважин АГКМ.

Работа выполнялась в соответствии с тематическими планами работ научно-исследовательских и производственных служб ООО «Астраханьгаз-пром».

Цель работы - обеспечение промышленной, геодииамической и экологической безопасности при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья по результатам физико-химического контроля технического состояния скважнн.

Основные задачи исследований

1. Изучение химического состава и формирование комплекса физико-химических критериев для идентификации межколонных флюидов.

2. Разработка комплекса методов идентификации межколонных флюидов для оперативного диагностирования источников проявлений.

3. Разработка классификации межколонных проявлений, необходимой для организации и планирования работ по снижению или ликвидации межколонных давлений.

4. Совершенствование методов горно-экологического мониторинга по результатам физико-химического контроля технического состояния скважин.

5. Формирование банка результатов физико-химических контроля как обязательной основы проведения долговременного производственно-экологического мониторинга при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья.

Основная идея работы состоит в совершенствовании существующей нормативно-технической базы, используемой при проведении производственно-экологического контроля за разработкой и эксплуатацией газоконден-сатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и диоксида углерода.

Объект исследований. Пробы жидких органических и газовых проявлений - межколонные флюиды скважин АГКМ.

Методы исследований. Поставленные в работе задачи решались путем аналитического обобщения результатов научных и натурных исследований с использованием существующей нормативно-технических документации, а также усовершенствованных методик выполнения измерений, статистической обработки экспериментально полученного массива химических показателей с применением программ ПЭВМ.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована применением классических положений теоретического анализа, необходимым объемом экспериментов, подтверждена удовлетворяющей сходимостью полученных результатов экспериментальных исследований, выполненных в натурных условиях, с результатами других авторов.

Научная новизна

1. Экспериментально установлены отличительные особенности составов межколонных проявлений, сформирован комплекс физико-химических критериев для их идентификации.

2. Разработан комплекс методов идентификации межколонных проявлений, позволяющий оперативно диагностировать источник их поступления.

3. Разработана классификация межколонных проявлений, используемая далее при классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства и позволяющая более объективно подходить к организации и планированию ремонтных работ.

4. Разработан и защищен свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам электронный справочно-информационный комплекс показателей объектов исследований, позволяющий осуществлять оперативную интерпретацию информации и вести долговременный производственно-экологический мониторинг при добыче сероводородсодержащего углеводородного сырья.

Практическая ценность и внедрение результатов исследований

1. Сформирован, используется и постоянно совершенствуется комплекс методов идентификации межколонных проявлений, позволяющий диагностировать их возможные источники и причины возникновения, повысить объективность оценки технического состоянии подземного оборудования скважин АГКМ, полученную в ходе промысловых и геофизических исследований. Годовой экономический эффект от внедрения разработанного комплекса составляет 3 424 295,00 руб.

2. Разработанная классификация межколонных проявлений используется далее при классификации скважин АГКМ по степени опасности межколонного пространства и позволяет более объективно подходить к организации и планированию ремонтных работ.

3. Результаты экспериментальных исследований позволяют вести коррозионный мониторинг, контролировать и прогнозировать геодинамические процессы, происходящие в разрабатываемых углеводородных залежах.

4. Разработан и защищен свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам справочно-информационный комплекс показателей объектов исследования, позволяющий осуществлять оперативную интерпретацию вновь получаемой информации.

5. Использование справочно-информационного комплекса позволяет контролировать техническое состояние промыслового оборудования, рекомендовать оптимальные режимы эксплуатации скважин, производить оценку текущего состояния и перспектив нефтегазоносности горизонтов, расположенных выше продуктивного, в отсутствии достаточного количества наблюдательных скважин по контролируемой площади.

Положения, выносимые на защиту: результаты экспериментальных исследований межколонных флюидов; комплекс методов идентификации межколонных проявлений, сформированный по результатам экспериментальных исследований; классификация межколонных проявлений, используемая при определении степени опасности межколонного пространства скважин АГКМ; результаты по содержанию водорода и гелия в составе межколонных проявлений и их использование в ходе горно-экологического и коррозионного мониторинга; электронный справочно-информационный комплекс показателей объектов исследований, защищенный свидетельством Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: научно-техническом совещании по проблеме межколонных давлений на АГКМ (Астрахань, 2002г.), конкурсе молодежных разработок «ТЭК- 2003» (Москва, 2003г.), международной конференции, посвященной 100-летию с момента открытия хроматографии (Москва, 2003г.), VII международной научной конференции «Эколого-биологические проблемы бассейна Каспийского моря» (Астрахань, 2004г.), всероссийской конференции «Теория и практика хроматографии. Применение в нефтехимии» (Самара, 2005г.), XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири (Тюмень, 2006г.), конференции молодых ученых и специалистов ООО «АГП» «Инновационные решения молодых в освоении Астраханского ГКМ» (Астрахань, 2006г.), VII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (Москва, 2007 г.), II научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!», посвященной 45-летию со дня основания ОАО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, 2007г.), V ежегодной международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2007г.), заседаниях ученого совета ИТЦ, научно-технических советах предприятия.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 работ, в том числе получено Свидетельство № 2004620109 от 29.04.2004г. Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам на базу данных «Состав пластового газа АГКМ».

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.т.н. Филиппову Андрею Геннадьевичу, а также своим учителям и наставникам - к.т.н. Мерчевой Валентине Сергеевне и Богачковой Ларисе Владимировне за оказанную научную и техническую помощь, веру, поддержку и постоянное внимание к работе. Автор глубоко признателен специалистам ООО «Газпром добыча Астрахань» начальнику ГПУ Д.В. Пономаренко, главному инженеру ГПУ к.т.н. И.Г. Полякову, главному геологу В.В.Кунавипу, начальнику ЦНИПР В.Г. Васильеву, заместителю начальника УПБиТН Е.Н. Рылову, а также начальнику СКГТЦ А.Е.Андрееву за помощь в решении специализированных вопросов и всему коллективу научно-исследовательской химико-аналитической лаборатории ЦНИПР за самоотверженный труд.

4.4 Выводы по четвертой главе

1. Определяющим фактором безопасной эксплуатации газовых и газокон-денсатных месторождений с высоким содержанием агрессивных кислых компонентов является постоянный контроль коррозии и эффективности ингибнторной защиты.

2. Показана эффективность использования информации по компонентному составу проб газовых межколонных флюидов для контроля коррозионных процессов в условиях высокоагрессивных сероводородсодержащих сред АГКМ.

3. Разработана и опробована технология нейтрализации сероводородсодержащих флюидов в затрубных и межколонных пространствах после проведения специальных ремонтно-изоляционных работ по устранению межколонных перетоков.

4. Разработка и использование специальных составов и технологий позволяет решать конкретные технические задачи в плане экологической безопасности и надежности эксплуатации промыслового оборудования, особенно для скважин с высоким содержанием агрессивных компонентов в пластовой смеси, а также сократить время ремонтно-изоляционных работ по ликвидации межколонных проявлений на добывающих скважинах.

5. Анализ данных показывает, что во всех смежных Астраханскому ГКМ регионах выявлена весьма высокая современная активность разломов, из чего следует что данный фактор геодинамического риска для систем и объектов АГКМ достаточно вероятен.

6. Доказана необходимость реализации эффективного контроля геодинамических процессов на АГКМ, то есть горно-экологического мониторинга как составной части производственно-экологического мониторинга.

7. Показана возможность использования результатов по определению содержания компонентов гелия и водорода в составе межколонных флюидов в ходе реализации горно-экологического мониторинга с целью обеспечения промышленной, геодинамической и экологической безопасности функционирования объектов АГКМ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Доказана необходимость проведения систематического физико-химического контроля за составом межколонных проявлений с целью идентификации их источников и обеспечения эколого-безопасных условий эксплуатации скважин АГКМ.

2. Определены критерии идентификации и сформирован комплекс физико-химических показателей для контроля составов межколонных проявлений скважин в условиях АГКМ. Сформированный комплекс физико-химических показателей опробован и рекомендован к дальнейшему использованию.

3. Сформирован банк данных результатов физико-химических исследований межколонных флюидов, содержащий подробную информацию об условиях отбора проб, о технологических операциях выполняемых на скважинах за весь период эксплуатации месторождения, что помогает оперативно интерпретировать полученную информацию.

4. Получено свидетельство Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам об официальной регистрации базы данных «Состав пластового газа АГКМ». Справочно-информационный комплекс востребован и используется в ООО «АГП» в качестве обязательной основы проведения долговременного производственно-экологического мониторинга за техническим состоянием подземного оборудования.

5. Выполнена классификация межколонных флюидов. Подробно представлена характеристика всех характерных типов газовых и жидких органических межколонных проявлений скважин АГКМ.

6. Приведены сравнительные результаты работ по идентификации проб жидких органических межколонных флюидов выполненные лабораториями двух независимых организаций.

7. Показана эффективность использования информации по компонентному составу проб газовых межколонных флюидов для контроля коррозионных процессов в условиях высокоагрессивных сероводородсодер-жащих сред АГКМ.

8. Результатом выполняемого контроля является классификация скважин с МКД по степени опасности состояния межколонного пространства на основании результатов анализа промысловых, геофизических исследований и результатов физико-химического контроля, которая, в свою очередь позволяет осуществлять конкретные мероприятия в соответствии с определенным классом опасности.

9. Разработана и опробована технология нейтрализации сероводородсо-держащих флюидов в затрубных и межколонных пространствах после проведения специальных ремонтно-изоляционных работ, позволяющая решать технические задачи в плане экологической безопасности и надежности эксплуатации промыслового оборудования, а также сократить время ремонтно-изоляционных работ по ликвидации межколонных проявлений на добывающих скважинах.

10. Показана возможность использования результатов по определению содержания компонентов гелия и водорода в составе межколонных флюидов в ходе реализации горно-экологического мониторинга с целью обеспечения промышленной, геодинамической и экологической безопасности функционирования объектов АГКМ.

11. Разработанный комплекс физико-химических показателей и методов контроля составов межколонных проявлений при эксплуатации скважин является составной частью технологического процесса, обеспечивающего экономическую эффективность, экологическую и промышленную безопасность и продление срока функционирования промышленных объектов.

1. Агишев А.П. Межпластовые перетоки при разработке газовых месторождений. М.: Недра, 1966. - 204 с.

2. Андрианов В.А. Геоэкологические аспекты деятельности Астраханского газового комплекса — Астрахань: АГМА, 2002. — 245 с.

3. Анисимов А.Л. Геология, разведка и разработка залежей сернистых газов.- М.: Недра, 1983. 200 с.

4. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Изд-во МГУ, 2000. - 381 с.

5. Белов П.С. , Голубева И.А., Низова С.А. Экология производства химических продуктов из углеводородов нефти и газа. М.: Химия, 1991. 253 с.

6. Бражников В.В. Детекторы для хроматографии. М.: Машиностроение, 1992.-320 с.

7. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1983. - 204 с.

8. Булатов А.И., Сидоров Н.А. Осложнения при креплении глубоких скважин и борьба с ними. М.: Недра,1966. - 204 с.

9. Булатов А.И., Дулаев В.Х.М., Ильясов Е.П. и др. Влияние геолого-технических факторов на качество цементирования скважин. Бурение: ОИ ВНИИОЭНГ. - М., 1982.

10. Булатов А.И., Макаренко П.П., Шеметов В.Ю. Справочник инженера-эколога нефтегазодобывающей промышленности по методам анализа загрязнителей окружающей среды. М.: Недра, 1999. - 4.1. — 732 с.

11. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра, 1990.-е. 131-149.

12. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод- М.: Недра, 1975.-216 с.

13. Вагнер Г.Р. Формирование структур в силикатных дисперсиях. Киев: Наукова думка, 1989. - 184 с.

14. Вернадский В.И. Очерки геохимии. М: Наука, 1983.

15. Воскресенский П.И. Техника лабораторных работ. М.: Химия, 1967.

16. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. JL: Техническая книга, 1980. - 367 с.

17. Гафаров Н. А. и др. Коррозия и защита оборудования сероводород-содержащих нефтегазовых месторождений. -М.: Недра, 1998, с.10-11.

18. Гафаров Н.А., Кушнаренко В.М., Бугай Д.Е. Ингибиторы коррозии. Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслово-го оборудования. Т.2. -М.: Химия, 2002. 367 с.

19. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие -М.: Недра, 1988, -575с.

20. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины. / Под ред. Фомкина К.В. М.: Недра, 1985.

21. Гольберт К.А., Вигдергауз М.С. Введение в газовую хроматографию. М.: Химия, 1990. - 352 с.

22. Гордадзе Г.Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоиско-вой геохимии. М.: ИГиРГИ, 2002. - 336 с.

23. Гордадзе Г.Н., Петров Ал.А. Инструкция по определению ароматических углеводородов состава С8 в нефтях и конденсатах методом газожидкостной хроматографии. РД-39-11-1205-84 М.: ИГиРГИ, 1985. - 336 с.

24. Гороновский И.Т., Назаренко Ю.Н., Некряч Е.Ф. Краткий справочник по химии. Киев: Наукова думка, 1974.

25. Гриценко А.И., Алиев О.М., Ермилов О.М. Ремизов В.В. и др. Руководство по исследованию скважин. — М.: Наука, 1995. 523 с.

26. Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем. М.: Недра, 1995 - 432 с.

27. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983.

28. Гриценко А.И., Галанин И.А., Зиновьева JI.M. и др. Очистка газов от сернистых соединений при эксплуатации газовых месторождений. — М.: Недра, 1985-270 с.

29. Джонстон Р. Руководство по масс-спектрометрии для химиков-органиков : Пер. с англ. М.: Мир, 1975. - 236 с.

30. Другов Ю.С., Конопелько JI.A. Газохроматографический анализ газов. М.: МОИМПЕКС, 1995. - 464 с.

31. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1976.- с.343-345.

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

33. Исаев JI.K. Контроль химических и биологических параметров окружающей среды. С.-П., Крисмас+. - 1998. - 896 с.

34. Карасек Ф., Клемент Р. Введение в хромато-масс-спектрометрию: Пер. с англ. -М.: Мир, 1993. 237с.

35. Кузин Ф.А. Кандидатская диссертация. Методика написания, правила оформления и порядок защиты. М.: Ось-89, 2003. - 224 с.

36. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1991. -364 с.

37. Кузьмин О.Ю. Современная геодинамика и оценка геодинамического риска при недропользовании. — М.: Агентство Экономических Новостей, 1999.-220 с.

38. Ломако П.М., Имра Т.Ф. Борьба с коррозией на месторождениях с сероводородсодержащей продукцией. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 52 с.

39. Лурье А.А. Хроматографические материалы (справочник). М.: Химия, 1978. - 440 с.

40. Мазлова Е.А., Шагарова Л.Б. Экологические решения в нефтегазовом комплексе. М.: Техника, 2001. - 110 с.

41. Малеванский В.Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. — М.:Недра, 1964. 64 с.

42. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И., Леонтьев И.А. и др. Разработка месторождений со сложным составом газа. М.: Недра, 1988.-264 с.

43. Мирзаджанзаде А.Х., Мищевич В.И., Титков Н.И. и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975. -232 с.

44. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 2003. - 880 с.

45. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М.: Недра, 1990. - 364 с.

46. Нефтегазопромысловая геология: Терминологический справочник / Под ред. Ивановой М.М. М.: АО «ТВАНТ», 1994. - 280 с.

47. Николаев П.Н. Методика тектонодинамического анализа. М.: Недра, 1992.-295 с.

48. Отбор проб и анализ природных газов нефтегазоносных бассейнов. — Под ред. Старобинца И.С., Калинко М.К. М.: Недра, 1985. - 239 с.

49. Перепеличенко В.Ф., Билалов Ф.Р. и др. Разработка нефтегазокон-денсатпых месторождений Прикаспийской впадины.- М.: Недра, 1993. -364с.

50. Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей.- М.: Недра, 1990. 272 с.

51. Петренко В.И., Петренко Н.В., Хадыкин В.Г., Щугорев В.Д. Взаимосвязь природных газов и воды. М.: Недра, 1995. - 279 с.

52. Петренко В.И., Зиновьев В.В., Зленко В.Я., Остроухов С.Б. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ. М.: Недра, 2003.-512 с.

53. Петров Ал.А. Химия нафтенов. М.: Наука, 1971. 262 с.

54. Петров Ал.А. Химия алканов. М.: Наука, 1974. 262 с.

55. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. — 262 с.

56. Попов В.Г., Егоров Н.Н. Гелиевые исследования в гидрогеологии. -М.: Наука, 1990.-160 с.

57. Прасолов Э.М. Изотопная геохимия и происхождение природных газов. Л.: Недра, 1990 - 284 с.

58. Рабинович В.А., Хавин З.Я. Краткий химический справочник: Справ, изд./ Под ред. Потехина А.А., Ефимова А.И. СПб.: Химия, 1994. - 432 с.

59. Райзберг Б.А. Диссертация и ученая степень. М.:ИНФРА-М, 2002. -402 с.

60. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А., Петренко В.И. и др. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979. -272 с.

61. Рахманкулов Д.Л., Бугай Д.Е., Габитов А.И., Голубев М.В. и др. Ингибиторы коррозии. Основы теории и практики применения. Т. 1. — Уфа: Гос. изд-во науч.-техн. литер. «Реактив», 1997. — 294 с.

62. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. М.: Недра, 1986.

63. Сидоров В.А., Багдасарова М.В. и др. Современная геодинамика и нефтегазоносность. М.: Наука, 1989. - 100 с.

64. Сидоров В.А., Кузьмин Ю.О. Современные движения земной коры осадочных бассейнов. М.: Наука, 1989. - 183 с.

65. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. JL: Недра, 1974. - 151с.

66. Степанова Г.С., Зайцев И.Ю., Бурмистров А.Г. Разработка сероводородсодержащих месторождений углеводородов. -М.: Недра, 1986. 151с.

67. Столяров Б.В., Савинов И.М., Виттенберг А.Г. и др. Практическая газовая и жидкостная хроматография. СПб.: Изд-во С.-Петербург, ун-та, 1998.-612 с.

68. Тихомиров В.И., Остроухов С.Б. Геохимические особенности конденсатов и закономерности изменения их состава при разработке месторождений. с.111-116 в Сб. науч. трудов. Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа. М.: ИГиРГИ, 1991.

69. Физико-химическая характеристика и индивидуальный углеводородный состав нефтей и конденсатов Советского Союза. / М-во геол. СССР; Всесоюз. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т. Под ред. Максимова С.П., Ильинской В.В. М.: Недра, 1989. - 295 с.

70. Хайвер К., Ньютон Б., Сандра П. И др. Высокоэффективная газовая хроматография: Пер. с англ. -М.: Мир, 1993.-288 с.

71. Цхай В.А. // Технический справочник по Астраханскому газовому комплексу. Астрахань, 2000. 131 с.

72. Экология и промышленная безопасность. Под ред. Бухгалтера Э.Б.

73. Сб. науч. трудов ООО «ВНИИГаз». М., 2003. - 505 с.

74. Акимова А.А., Ботвинкин В.Н. Реализация производственного экологического мониторинга в нефтедобывающем регионе Волгоградского правобережья // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе 2001. №1. С. 22-24

75. Бродский А .Я., Миталев И. А. Глубинное строение Астраханского свода // Нефтегазовая геология и геофизика. 1980. № 7. С. 16-20

76. Вагнер Г.Р. Процедура выявления экологоопасных природно-техногенных геодинамических процессов // Безопасность труда в промышленности. 1997. №12. С. 3-6

77. Гордадзе Г.Н., Матвеева И.А. Сравнительная информативность геохимических показателей по аренам состава С8 и высокомолекулярным биомаркерам. // Геология нефти и газа. 1995. №1.

78. Зингер А.С., Грушевой В.Г. и др. Перспективы нефтеносности под-солевых отложений Астраханского свода. // Геология нефти и газа. 1979. № 5. С.31-35.

79. Крылов Д.А., Путинцева В.Е. Сравнительная оценка выбросов загрязняющих веществ в природную среду предприятиями ТЭК Российской Федерации // Бюллетень по атомной энергии. 2000. № 3-4.

80. Крылов Д.А., Путинцева В.Е. ТЭК и окружающая среда на фоне ста-титстики // Энергия: экономика, техника, экология. 2000. № 6 с. 19-25.

81. Крылов Д.А., Путинцева В.Е. Оценка выбросов в атмосферу S02,N0x и твердых частиц в топливных циклах производства электроэнергии при использовании природного газа и углей // Бюллетень по атомной энергии. 2002. №9 с 59-61.

82. Кузьмин О.Ю. Параметрические деформации земной коры: Тез. докл. 7-го Международного симпозиума по современным движениям земной коры. Таллин: АН ЭССРД986.- С.69

83. Крейтер А.И. О состоянии бурения скважин на газоконденсатных месторождениях западного и южного Узбекистана // Бурение скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях: Сб. трудов. — М.:Гостоптехиздат, 1962.-е. 101 103.

84. Куксов А.К., Черненко А.В. Заколонные проявления при строительстве скважин // Техника и технология бурения скважин: ОИ ВНИИОЭНГ.-М., 1988.-№ 9. 68с.

85. Мавлютов М.Р., Кравцов Ю.С., Овчинников В.П., Агзамов Ф.А. и др. Анализ причин заколонных газопроявлений и пути повышения качествацементирования скважин в условиях сероводородной агрессии // Бурение: ОИ ВНИИОЭНГ.- М., 1984.-№ 4. 52 с.

86. Маганов Р.У., Александров А.И., Черноплеков А.Н. Основные пути совершенствования управления промышленной безопасностью, охраной окружающей среды и труда // Нефть России. 2000. № 1.

87. Манукьян В.А. Субвертикальная фильтрация рассолов в соляных куполах // Газовая промышленность. №11. - 2004г.

88. Манукьян В.А. Оценка интенсивности неотектонических движений и субвертикальной фильтрации природных вод в районе АГКМ // Материалы 1-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы разработки АГКМ» г. Астрахань, апрель 2006г. Астрахань, 2006г.

89. Мерчева B.C., Вагнер Г.Р., Круглов Ю.И., Цхай В.А., Тихонов В.Г.

90. Мерчева B.C., Филиппов А.Г., Андреев А.Е. и др. Твердые нормальные алканы конденсата Астраханского газоконденсатного месторождения // Наука и технология углеводородов. Москва, 2001. - №4 (17). - С. 170-171.

91. Мерчева B.C., Горбачева О.А. Геохимические характеристики межколонных флюидов и диагностика межколонных перетоков. Научно-техническое совещание по проблеме межколонных давлений на АГКМ.- Астрахань, 2002. С. 16 - 17

92. Мерчева B.C. Технология оценки ингибиторной защиты промыслового оборудования по показателям химического контроля // ЮжноРоссийский вестник геологии, географии и глобальной энергии Астрахань, 2004, № 1 (6-7). - С. 42-44

93. Миталев И.А., Макарова A.M., Воронин Н.И. и др. Строение башкирского резервуара Астраханского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа.- 1987.- № 7.-С.40-43.

94. Охрана труда и промышленная безопасность // Газовая промышленность. 2001. №10. с. 8-12.

95. Постнов А.В., Вагнер Г.Р., Круглов Ю.И. Геоэкологические проблемы разработки газоконденсатных месторождений на примере АГКМ // Сб. тезисов докладов конференции «Развитие идей И.М. Губкина в теории и на практике нефтегазового дела». — М., 1996. с. 149.

96. Постнов А.В., Вагнер Г.Р., Захарова В.В. опробование природно-технической системы недр АГКМ // Вестник АГТУ. Сер. Экология. Астрахань, 1996. - №6. - с. 154-162.

97. Постнов'А.В., Рамеева Д.Р., Ширягин О.А. Линеаментная тектоника левобережной части Астраханского свода (геодинамический аспект) // Наука и технология углеводородов.- 2001.-№ 4.- С. 32-35.

98. Серебряков О.И Режим разработки Астраханского ГКМ //Газовая промышленность. 1997. № 11. С.30-31

99. Сидоров В.Д., Кузьмин Ю.О., Багдасарова М.В., Болдырева В.А.,

100. Атанасян С.В., Бурова Е.Г. Ге о динамические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. // Газовая промышленность. 1994. № 6.

101. Синяков В.Н. О роли соляной тектоники в формировании инженерно-геологических условий крупных солянокупольных бассейнов // Инженерная геология. 1984. - № 2. - С. 61-72

102. Синяков В.Н., Бражников О.Г. Современные движения земной коры в солянокупольных областях и их влияние на условия захоронения жидких отходов // Поволжский экологический вестник.- Волгоград: Волгоградский комитет по печати.- 1996.-Вып.З.- с.106-113

103. Синяков В.Н., Кузнецова С.В. Влияние активной соляной тектоники на окружающую среду. // Приволжский экологический вестник.- Волгоград.- 1997.-№ 4. С. 11 - 13

104. Суслов В.А., Сухарева В.В., Ширягин О.А. Исследование новых природоохранных объектов АГКМ: Сб. нуч. тр. /Геология, добыча, переработка и экология нефтяных и газовых месторождений/ Астрахань: ИПЦ ООО «Астраханьгазпром». - 2001,- с. 215-218

105. Уткин В. И. Газовое дыхание земли // Соросовский образовательныйжурнал. 1997. № 1. стр.57-64

106. Фаттахов З.М. Разработка методов контроля и предупреждения межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ. // Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Материалы Второго Международного симпозиума. Уфа, 2000.

107. Фаттахов З.М., Тихонов В.Г., Авилов А.Х. Эффективность технико-технологических мероприятий при цементировании скважин на Астраханском ГКМ // «Нефть и газ».- выпуск III Сб. научных трудов СевероКавказского технического университета. - Ставрополь, 2000.

108. Филиппов А.Г., Токунов В.И., Рылов Е.Н. и др. Консервация газовых скважин. // Газовая промышленность, 1997. №2. — с. 36-37.

109. Филиппов А.Г., Поляков И.Г., Кунавин В.В., Елфимов В.В. Промысловый опыт контроля и управления затрубными давлениями на АГКМ. //

110. Материалы иауч.-техн. совещания по проблемам межколонных давлений на АГКМ. Астрахань, 26-28 ноября 2002г. Астрахань: ИПЦ Факел, 2002.-. с.52-55.

111. Анализ фактических геолого-геофизических материалов с целью прогнозирования участков АВПД в кунгурской соленосной толще для оптимизации разведочных работ на АГКМ. / Отчет о НИР ПГО «Нижневолж-скгеология» Астрахань, 1984.- 140 с.

112. Детальное изучение геологического строения нефтепродуктивного комплекса отложений АГКМ. / Отчет о НИР / «Нижневолжскгеология» -Астрахань, 1989. 277 с.

113. Исследование физико-химических процессов, фильтрационной способности каналов перетока и объемных изменений в изоляционном комплексе скважин. / Отчет о НИР / АстраханьНИПИгаз. Астрахань, 1992. -168 с.

114. Методические рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденные Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике от 21.06.1999г. №ВК477,

115. Временные методические указания по определению экономической эффективности новой техники в ОАО «Газпром», введенные в действие с 1.10.2001г.

116. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ. Филиппов А.Г., Рылов

117. Е.Н., Поляков И.Г., Мерчева B.C. Тихонов В.Г., Вагнер Г.Р., Фаттахов З.М., Басенко В.В. и др. Астрахань: ИПЦ Факел, 2001.- с. 44.

118. СТП 05780913.6.8-2005 Методические рекомендации по расчету экономической эффективности инновационных мероприятий, введенный в действие приказом ООО «Астраханьгазпром» № 669 от 16.05.2005года.

119. Разработка технологии контроля за возникновением и развитием межколонных проявлений в скважинах АГКМ методом изотопной индикации / Отчет о НИР / АстраханьНИПИгаз. Астрахань, 1990.

120. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ. Астрахань: РАО «Газпром», 2003 г.

121. Водный закон Российской Федерации, утвержден Президентом РФ 16.11.95.

122. ГОСТ Р 8.563 -96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений.

123. ГОСТ Р 8.568-97 Аттестация испытательного оборудования. Основные положения.164. ГОСТ РИСО 14000

124. Закон Российской Федерации «О недрах» утвержден Президентом РФ 03.03.95.

125. Закон Российской Федерации «Об охране окружающей среды» принят Государственной Думой РФ 20.12.2001.

126. Закон Российской Федерации «Об экологической экспертизе» утвержден Президентом РФ 23.11.95.

127. Закон Российской Федерации «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 п 116-фз (ред. От 18.12.2006) (принят ГД ФС РФ 20.06.1997)

128. ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

129. ППБ-01-93Правила пожарной безопасности в Российской Федерации

130. Постановление Правления ОАО «Газпром» «О природоохранной деятельности ОАО «ГАЗПРОМ»« в 1999г. и об основных направлениях деятельности в 2000-2005г.г. от 20.04.2000г.

131. Политика ООО «Газпром добыча Астрахань» в области охраны окружающей среды, утвержденная приказом ООО «Газпром добыча Астрахань» № 118 от 21.03.2008.

132. Инструкция по проведению исследования скважин с межколонными флюидопроявлениями на месторождениях и ПХГ М., РАО «ГАЗПРОМ» 25.03.97.

133. Леонтьев И.А. Проект опытно-промышленной эксплуатации Астраханского газоконденсатного месторождения. — М., ВНИИГаз 1985.

134. Технологический регламент «Добыча, сбор и транспорт газа на АГПЗ УППГ-1,2,3 А,4,6,9», 2005г.176. «Проект разработки АГКМ 2000-2020г.» прил.5 М., ООО «ВНИИ-ГАЗ» 2000г.

135. СТП 05780913.20.4-2006 «Контроль за разработкой Астраханского газоконденсатного месторождения»

136. СТП 05780913.9.1-2005 «Защита от коррозии технологического оборудования и контроль коррозионных процессов».

137. СТП 51-5780916-39-93. Инструкция по исследованию причин, определению источников межколонных давлений и классификации по степени их опасности. Астрахань, 1993.- 120 с.

138. СТП 51-5780916-39-93. Инструкция по ведению изоляционных и изоляционно-ликвидационных работ на скважинах, расположенных на территории деятельности предприятия «Астраханьгазпром».- Астрахань, 1993.

139. Разработка и внедрение технико-технологических мероприятий по повышению качества строительства скважин на АГКМ / Отчет о НИР / Аст-раханьНИПИгаз. Астрахань, 1995.

140. Оценка коррозионного технического состояния фонтанной и запорной арматур, отработавших нормативный срок./Технический отчет ВНИИНЕФ-ТЕМАШ М.,2001.

141. Разработка и внедрение новых составов и комплекса технологий по повышению эффективности работы эксплуатационного фонда скважин. / Отчет о НИР / АстраханьНИПИгаз. — Астрахань, 2001.

142. Гусейнов Ф.А., Ивакин Р.А., Гаджибеков Г.М., Григулецкий В.Г. (НПЦ «Нефтемаш Наука») Водоизоляция и ликвидация межколонных перетоков в скважинах Оренбургского месторождения // Нефтяное хозяйство. -2005. - №6.-с. 120-121.

143. Anissimov L. Sulfur in organic matter, oils and gases: distribution, origin, prediction // The arabian journal for science and engineering. 1990. - V. 19. -№. 28.-P. 309.

144. Behar F., Kressmann S., Rudkiewiez J.L. and Vandenbroucke M. Experimental simulation in a confined system and kinetic modeling of kerogen and oil cracing // In Advances of Organic Geochemistry. 1991. - №.12 - P. 173 - 189.

145. Hunt Y., Whelan Y., Eginton L., Cathles L. Gas Generation a major cause of deep Gulf Coast overpressures // Oil and Gas Journal. - 1994. - V. 92 -№ 29.-P. 59-63.

146. Krouse R. and others. Chemical and Isotopic Evidence of Thermo chemical Sulphate Reduction by Light Hydrocarbon Gases in Deep Carbonate Reservoirs // Nature, 333 (6172). 1988. - P. 415.120