Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Методы повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

Диссертация: Методы повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Основные нефтяные месторождения Волго-Уральского региона и, в частности, Татарстана находятся на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, которая характеризуется низкими и медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью и массовым выходом скважин из действующего фонда. Обводненность на этой стадии разработки достигает по девонским месторождениям 86,7−90,7%. Извлечение… Читать ещё >

Содержание

  • 1. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
    • 1. 1. Краткая характеристика нефтяных месторождений Волго-Уральского региона
    • 1. 2. Состояние работ по исследованию процессов, происходящих при сжигании в скважине порохового заряда
      • 1. 2. 1. Выводы и постановка задачи
    • 1. 3. Промысловые исследования при применении зарядов АДС
      • 1. 3. 1. Влияние ТГХВ на призабойную зону пласта
      • 1. 3. 2. Определение состояния цементной крепи
      • 1. 3. 3. Термометрирование скважин
      • 1. 3. 4. Исследование влияния массы заряда на эффективность воздействия
      • 1. 3. 5. Исследование горения заряда АДС в условиях скважины
    • 1. 4. Давление в скважине при горении в ней порохового заряда
      • 1. 4. 1. Вывод теоретической зависимости
      • 1. 4. 2. Скважинные измерения давления
      • 1. 4. 3. Распределение давления по стволу скважины
      • 1. 4. 4. Исследование колебания давления в скважине при горении в ней порохового заряда
      • 1. 4. 5. Обсуждение результатов исследований
    • 1. 5. Исследование на модели воздействия пороховых газов на пласт
      • 1. 5. 1. Методика исследований
      • 1. 5. 2. Подобие процессов
      • 1. 5. 3. Обработка результатов исследований
      • 1. 5. 4. Обсуждение результатов исследований
    • 1. 6. Совершенствование методов воздействия на пласт пороховыми газами
      • 1. 6. 1. Оптимизация технологии ТГХВ
      • 1. 6. 2. Технология ОПЗ пороховыми газами с изоляцией зоны горения
      • 1. 6. 3. Технология разрыва пласта пороховыми газами с применением пакерующего устройства
      • 1. 6. 4. Способ пороховыми газами с предварительным подогревом забоя
    • 1. 7. Исследование и совершенствование технологии направленной кислотной обработки карбонатных коллекторов
      • 1. 7. 1. Выбор направлений исследований
      • 1. 7. 2. Лабораторные исследования
      • 1. 7. 3. Промысловые исследования и испытания технологии
    • 1. 8. Имплозионная очистка призабойной зоны пласта
      • 1. 8. 1. Постановка задачи
      • 1. 8. 2. Технология очистки пласта
      • 1. 8. 3. Исследование технологии очистки пласта
      • 1. 8. 4. Технология и устройство для имплозион. воздействия на пласт
    • 1. 9. Разработка и исследование технологии сохранения призабойной зоны пласта при ремонте скважин с помощью клапанов-отсекателей
      • 1. 9. 1. Автономный клапан-отсекатель
      • 1. 9. 2. Методика расчёта давления в пневмокамере
      • 1. 9. 3. Лабораторные исследования автономного клапана-отсекателя
      • 1. 9. 4. Промысловые испытания автономного клапана-отсекателя
      • 1. 9. 5. Управляемый клапан-отсекатель
    • 1. 10. Исследование и разработка методов борьбы с выносом песка
      • 1. 10. 1. Исследование прочности ПЗП
      • 1. 10. 2. Разработка методов борьбы с выносом песка
  • 2. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ЗАЩИТЫ И ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ
    • 2. 1. Анализ методов защиты и восстановления герметичности эксплуатационной колонны
      • 2. 1. 1. Анализ методов защиты эксплуатационной колонны от высокого давления и формирование требований к пакерующим устройствам
      • 2. 1. 2. Анализ методов восстановления работоспособности эксплуатационной колонны
    • 2. 2. Теоретические исследования холодной деформации металлического патрубка
      • 2. 2. 1. Выбор схемы расширения патрубка
      • 2. 2. 2. Оценка усилий раздачи металлических патрубков
    • 2. 3. Лабораторные исследования холодной деформации патрубков
      • 2. 3. 1. Постановка задачи исследований
      • 2. 3. 2. Методика исследований
      • 2. 3. 3. Результаты исследований
    • 2. 4. Подбор эмпирических зависимостей
      • 2. 4. 1. Дополнительное расширение
      • 2. 4. 2. Усилие расширения
      • 2. 4. 3. Обоснование толщины стенки патрубка и угла конуса пуансона
    • 2. 5. Разработка технологий и устройств для защиты и герметизации эксплуатационной колонны
      • 2. 5. 1. Разработка пакера для защиты эксплуатационной колонны
      • 2. 5. 2. Разработка технологии герметизации эксплуатационной колонны
    • 2. 6. Исследование эластичного уплотнителя
      • 2. 6. 1. Расчет основных параметров эластичного уплотнителя
      • 2. 6. 2. Расчет устойчивости уплотнителя
      • 2. 6. 3. Расчет фиксирующих возможностей уплотнителя
      • 2. 6. 4. Расчет уплотнителя на прочность
      • 2. 6. 5. Обоснование выбора материала для уплотнителя
    • 2. 7. Лабораторные исследования работы уплотнителя
      • 2. 7. 1. Цель исследований
      • 2. 7. 2. Методика исследований
      • 2. 7. 3. Результаты исследований
      • 2. 7. 4. Исследование упругих свойств резины
      • 2. 7. 5. Исследование прочности закрепления пакера в эксплуатационной колонне
      • 2. 7. 6. Исследования на герметичность
      • 2. 7. 7. Длительные испытания
    • 2. 8. Исследование прочности извлекаемой летучки
    • 2. 9. Промысловые испытания технологии отключения пластов и герметизации эксплуатационной колонны извлекаемой летучкой
    • 2. 10. Промысловые испытания технологии защиты эксплуатационной колонны пакером-гильзой
    • 2. 11. Технология извлечения пакера-гильзы и летучки
    • 2. 12. Герметизация протяженных участков эксплуатационной колонны
    • 2. 13. Гидравлический скребок
    • 2. 14. Технология и устройство для отворота эксплуатационной колонны. 239 2.14.1. Обоснование основных размеров устройства
  • 3. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ УСТРАНЕНИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРТОКОВ
    • 3. 1. Разбуриваемый пакер-гильза
      • 3. 1. 1. Лабораторные исследования разбуриваемого пакера
      • 3. 1. 2. Промысловые испытания разбуриваемого пакера
    • 3. 2. Разработка технологии изоляции заколонных перетоков
      • 3. 2. 1. Теоретические исследования устройства
      • 3. 2. 2. Лабораторные исследования технологии
      • 3. 2. 3. Промысловые исследования
  • 4. ВНЕДРЕНИЕ ОСНОВНЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ
    • 4. 1. Технология защиты эксплуатационной колонны пакером-гильзой
    • 4. 2. Технология отключения пластов и герметизации эксплуатационной колонны извлекаемой летучкой
    • 4. 3. Оборудование для извлечения пакера-гильзы и извлекаемой летучки
    • 4. 4. Технология и устройство для отворота эксплуатационной колонны
    • 4. 5. Технология направленной кислотной обработки карбонатных коллекторов
    • 4. 6. Технология очистки призабойной зоны пласта
    • 4. 7. Технология и устройство для имплозионной очистки пласта
    • 4. 8. Управляемый клапан-отсекатель
    • 4. 9. Технология вскрытия слабосцементированного неоднородного пласта
    • 4. 10. Гидравлический скребок «Кыргыч»
    • 4. 11. Автономный клапан-отсекатель
    • 4. 12. Технология герметизации протяженных участков эксплуатационной колонны
    • 4. 13. Совершенствование технологии воздейстия на пласт пороховыми газами

Методы повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Одним из основных капитальных сооружений и статей капитальных затрат в разработке нефтяных месторождений является скважина. Для того, чтобы эти затраты не только окупились, но и принесли максимальную прибыль необходимо, чтобы скважина эксплуатировалась с максимальной эффективностью.

Эффективность эксплуатации скважин зависит от состояния: призабойной зоны пласта, а также долговечности, надёжности и работоспособности основных элементы крепления скважины — эксплуатационной колонны и цементного каменя.

Основные нефтяные месторождения Волго-Уральского региона и, в частности, Татарстана находятся на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, которая характеризуется низкими и медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью и массовым выходом скважин из действующего фонда. Обводненность на этой стадии разработки достигает по девонским месторождениям 86,7−90,7%. Извлечение большого количества воды, требует компенсации, поэтому растут объемы закачки воды, как за счет увеличения количества нагнетательных скважин, так и за счет увеличения объемов закачки в каждую скважину, что требует увеличения давления нагнетания.

Остаточные нефти становятся более вязкими и менее подвижными из-за извлечения легких фракций, вымывания газов водой и охлаждения пластов. В призабойной зоне пласта откладываются асфальтены, смолы, парафины, соли.

Для заводнения все в больших объемах используются коррозионно-активные сточные воды, объем закачки которых в 2000 г. достиг в ОАО «Татнефть» 80% от общего объема закачанных вод.

Возраст 75% скважин ОАО «Татнефть» превышает 20 лет, а 5% - 40 лет. Высокие давления закачки и коррозия за эти годы приводят к учащению случаев потери герметичности эксплуатационной колонны, если в 1998 г. в ОАО «Татнефть» было выполнено 140 ремонтов по герметизации эксплуатационной колонны, то в 2000 г. их количество превысило 300.

В связи со старением скважин, а также ростом перепадов давлений между пластами, растет количество случаев потерь герметичности цементного камня и появления заколонных перетоков между пластами. Нередки случаи негерметичности цементного камня новых скважин из-за некачественного цементирования.

Все это приводит к снижению эффективности эксплуатации скважин и повышению себестоимости продукции.

Призабойная зона пласта (ПЗП) — это та часть пласта, которая сообщается непосредственно со скважиной. Через нее проходит вся продукция скважины. Поэтому ее пропускная способность — проницаемость во многом определяет эффективность эксплуатации скважины. Методами повышения и восстановления ее проницаемости являются различные способы обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ).

В добывающих скважинах, пробуренных на терригенные коллекторы, ОПЗ проводится в основном при их эксплуатации, а на залежах в карбонатных коллекторах — обязательно перед их освоением и периодически в процессе эксплуатации. Основные причины, обусловливающие необходимость проведения ОПЗ на добывающих скважинах, следующие:

— сравнительно небольшая проницаемость карбонатных коллекторов и части терригенных;

— отложения асфальтеносмолистых и парафиновых веществ при эксплуатации скважин при низких забойных давлениях;

— обводнение скважин и образование стойких эмульсий.

Нагнетательные скважины подвергаются ОПЗ как при освоении их под закачку воды, так и после снижения или прекращения приемистости в процессе эксплуатации.

Значительный объем работ по ОПЗ применяется в процессе эксплуатации нагнетательных скважин. Снижение или прекращение приемистости нагнетательных скважин в процессе их эксплуатации объясняется следующими факторами:

— загрязнением поровых каналов ПЗП продуктами коррозии металла и взвешенными частицами, вносимыми в пласт закачиваемой водой;

— снижением проницаемости призабойной зоны пласта в результате физико-химических процессов, происходящих при контакте закачиваемой воды с породами и пластовой водой.

В ОАО «Татнефть» применяются около 40 различных видов ОПЗ. До 80-х годов ОПЗ преимущественно использовали (80−90%) для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин.

Но с начала 80-х годов ОАО «Татнефть» приступило к разбуриванию залежей в карбонатных коллекторах, в основном, низкопроницаемых, а также неоднородных с низкой продуктивностью, залежей высоковязкой нефти терригенных пластов. При этом возникла необходимость усиления работ по повышению производительности добывающих скважин. Поэтому доля работ по добывающим скважинам возросла.

При выборе метода ОПЗ для конкретной скважины обычно нет достоверных сведений о причинах снижения дебитов, поэтому предпочтительны способы обработки, совмещающие в себе несколько механизмов воздействия. Кроме того, поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется снижением производительности добывающих скважин по нефти и увеличением содержания воды в их продукции, что приводит, в конечном счёте, к повышению себестоимости нефти. Поэтому важными факторами, определяющими предпочтительность выбора способа ОПЗ являются его эффективность, простота осуществления и низкая стоимость. Одним из таких методов стало термогазохимическое воздействие на пласт (ТГХВ) пороховыми газами с использованием зарядов АДС и ПГД БК, который стал активно применяться с середины 70-х годов. Способ был разработан.

Мальцевым H.A., Чазовым Г. А .и др. [77] в ПермНИПИнефти и, несмотря на широкое применение, был малоисследован механизм воздействия, не были отработаны оптимальные величины зарядов.

Начало ввода в разработку месторождений с карбонатными коллекторами, вызвало рост применения солянокислотных ОПЗ. Наибольшее применение тогда нашла технология создания каверн-накопителей Аширова К. Б., заключавшаяся в том, что закачкой нескольких порций кислоты в призабойную зону пласта, за обсадной колонной создавались каверны. Естественно, это приводило к увеличению поверхности фильтрации и, соответственно, дебита скважины. Но способ не вводил в эксплуатацию малопроницаемые интервалы пласта, а из-за длительного контакта с кислотой интенсивно корродировали цементный камень и эксплуатационная колонна.

Гораздо более перспективное направление — это направленные кислотные обработки с блокировкой на время обработки проницаемых участков пласта каким-либо инертным материалом [62]. И хотя такое направление существовало, не были отработаны технологии, материалы, не исследована эффективность.

В нагнетательные скважины вместе с водой закачиваются огромные количества твердых частиц, что со временем приводит к потере проницаемости их призабойной зоны, требуются депрессионные методы, позволяющие очищать призабойную зону нагнетательных скважин.

Другой стороной вопроса повышения эффективности эксплуатации скважин является сохранение проницаемости призабойной зоны пласта при проведении ремонтов скважины. Жидкости глушения, представляющие собой водные растворы солей, наносят огромный вред призабойной зоне пласта. Скважины подолгу выходят на доремонтный режим и не всегда его достигают. Одним из путей борьбы с этим явлением является применение жидкостей глушения на углеводородной основе [99], другим — использование клапанов-отсекателей. Созданием клапанов-отсекателей занимались многие конструкторы и исследователи — Доброскок Б. Е., Габдуллин Р. Г., Асфандияров.

Х.А., Зайцев Ю. В., Попов А. А, Сафин В. А. и др. [47,92,104,175,206] и некоторые из них успешно применялись, но изменившиеся условия на поздней стадии разработки нефтяных месторождений требуют разработки соответствующих им технологий и конструкций.

Кроме проницаемости, на эффективность эксплуатации скважин влияет прочность пород, слагающих продуктивный пласт. Если они слабосцемен-тированы, ПЗП разрушается под действием депрессии и потока жидкости, и в скважину выносится песок, приводящий к интенсивному износу скважинного оборудования и образованию пробок. Ввод в эксплуатацию таких месторождений, как Архангельское, выдвинуло проблему их эксплуатации и борьбы с выносом песка.

Поздняя стадия разработки основных нефтяных месторождений Татарстана обуславливает и возраст скважин, который достигает 30−40 лет. Поэтому нарастают проблемы, связанные с герметичностью эксплуатационной колонны. По данным Загирова М. М. скорость коррозии в сероводо-родосодержащих средах достигает 0,6−1,2 мм/год. Средние сроки службы эксплуатационных колонн до первого ремонта на Ромашкинском месторождении для добывающих скважин составляют 29,2 года, а для нагнетательных — 17,5 лет [45]. Количество же отказов и ремонтов, связанных с восстановлением работоспособности эксплуатационной колонны, подчиняются,.

П 1. по данным Юсупова И. Г., экспоненциальной зависимости Ы=9е ' Т для Татнефти, где Т — время в годах. Аналогичные зависимости только лишь с иным коэффициентом справедливы и для других нефтедобывающих компаний. Более 80% нарушений эксплуатационной колонны приходится на интервалы, в которых за колонной отсутствует цементный камень [165].

В ОАО Татнефть количество ремонтов по восстановлению работоспособности эксплуатационной колонны в 2000 году превысило 300. А общее количество капитальных ремонтов с 1999 по 2000 г. выросло на 25% - с 6 тысяч до 7,5 тысяч.

Существующие же методы восстановления герметичности эксплуатационной колонны: цементные заливки, цементируемые летучки трудоемки и малоуспешны — не более 60%.

Технология герметизации продольно-гофрированными трубами, разработанная во ВНИИКРнефти под руководством М. Л. Кисельмана [55], не допускает больших депрессий, а технология с использованием профильных перекрывателей, разработанная в ТатНИПИнефть Г. А. Абдрахмановым [1], довольно таки трудоемка.

Технологии отворота верхней части эксплуатационной колонны также трудоемки и не обеспечивают отворота в заданном муфтовом соединении.

Положение с эксплуатационными колоннами в нагнетательных скважинах осложняет и повышение давлений закачки с 6−9 МПа в конце 80-х годов до 1520 МПа в настоящее время. Резко возросли объемы закачки сточных вод и о достигли в 2000 г. 110 млн. м, что составляет 80% всего объема закачки воды. В то же время существующие пакера быстро теряют герметичность [91] и не защищают эксплуатационную колонну.

За 2000 г. в ОАО «Татнефть» выполнено около 50 ремонтов по восстановлению работоспособности, т. е. герметизации цементного камня. Основной причиной потери герметичности цементного камня, по данным Юсупова И. Г., является коагуляция глинистой корки в результате действия поливалентных катионов пластовых вод [165].

Количество проведенных ремонтов не полностью отражает актуальность проблемы — многие скважины ожидают ремонта. Технология герметизации цементного камня сложна, требуются разбуриваемые пакера с возможностью закачки под большими давлениями (до 25 МПа) тампонажного раствора.

Из всего сказанного вытекают основные задачи, которые предстоит решить в работе: исследование механизма и эффективности воздействия на ПЗП пороховыми газами, оптимизация существующих и разработка новых способовисследование и совершенствование технологии направленной кислотной обработки карбонатных коллекторовразработка и исследование методов очистки ПЗП нагнетательных скважинразработка и исследование методов защиты ПЗП при ремонте скважинисследование и разработка технологии эксплуатации слабосцементированных пластовисследование и разработка технологий и техники для зашиты и восстановления эксплуатационной колонныразработка и исследование методов устранения заколонных перетоков.

Решение этих задач позволит повысить эффективность эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Автор выражает свою признательность доктору технических наук Валовскому В. М., кандидатам технических наук Доброскоку Б. Е. Газимову М.Г. инженерам Кадырову А. Х., Рахманову И. Н. Глуходеду A.B., Фаррахову Э. З. Работникам ОАО «Татнефть» ЖеребцовуЕ.П., Федотову Г. А. ФархутдиновуР.Г., ПоповичуЮ.Д., Правдюку А. Н., Кандауровой Г. Ф., Маркелову А. Л. МаннановуФ.Н. и многим другим, оказавшим содействие при проведении исследований внедрении и написании работы.

264 Выводы:

1. Анализ состояния работ по герметизации цементной крепи показал, что в этой области работы ведутся старыми методами, создаются в основном новые составы тампонирующих материалов. Промышленностью не выпускаются надежные, простые разбуриваемые пакера для проведения изоляционных работ.

2. Предложен и испытан в промысловых условиях новый разбуриваемый пакер для изоляционных работ.

3. Разработана, защищена патентом, теоретически обоснована и испытана на 7 скважинах технология изоляции заколонных перетоков расширением эксплуатационной колонны.

4. ВНЕДРЕНИЕ ОСНОВНЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ.

Большинство разработанных при выполнении работы методов повышения эффективности эксплуатации скважин были признаны изобретениями, сданы приемочным комиссиям ОАО «Татнефть» и внедрены в производство. В этой главе изложены результаты их внедрения.

В разделах, посвященных той или иной разработке приведены объемы внедрения и экономические эффекты по годам внедрения, причем экономический эффект приведен как в масштабе цен соответствующего года внедрения, так и в переводе на масштаб цен 2000 г.

Перевод осуществлялся с использованием коэффициентов инфляции по уровням потребительских цен в соответствии с законом РСФСР № 1799−1 от 24.10.91 г., а также деноминации 1997 г.

4.1. ТЕХНОЛОГИЯ ЗАЩИТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ.

ПАКЕРОМ-ГИЛЬЗОЙ.

Пакер-гильза (патенты РФ № 1 726 730, № 2 160 859) был сдан приемочной комиссии в конце 1991 года. А с 1992 года началось его внедрение. В табл. 4.1 приведены результаты внедрения пакера-гильзы.

Из табл.4.1 видно, что пакер-гильза широко внедряется в ОАО «Татнефть». На 1 января 2001 года объем внедрения составил 1182 скважины, а экономический эффект в масштабе цен 2000 года — 288,8 млн руб. Большой объем внедрения выявил и некоторые недостатки: пакер-гильза не всегда достаточно прочно садится в скважине, но, видимо, в сильно корродированных эксплуатационных колоннах внутренний диаметр превышает допустимый для пакера-гильзыпри проверках на герметичность, в среднем, в 50% скважин в межтрубном пространстве оказывается давление, это.

Результаты внедрения пакера-гильзы.

НГДУ 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 итог.

Альметьевнефть 1 7 8 6 И 4 9 13 46 105.

Азнакаевскнефь 1 7 14 30 11 18 15 2 6 104.

Актюбанефть 1 7 22 10 15 — - - - 55.

Бавлынефть 2 5 17 28 21 16 11 И 9 120.

Джалильнефть 2 4 24 33 12 8 37 13 13 146.

Елховнефть 1 4 2 1 2 — 11 17 18 56.

Заинскнефть 1 4 8 7 3 13 4 11 7 58.

Иркеннефть — 6 2 15 1 — - 2 9 35.

Лениногорск-нефть 1 6 20 38 18 52 15 20 21 191.

Нурлатнефть 1 3 4 12 17 4 6 14 13 74.

Прикамнефть 2 9 3 10 14 4 8 2 8 60.

Сулеевнефть — 2 9 28 23 39 — - - 101.

Ямашнефть 1 1 4 6 6 12 18 17 12 77.

ОАО «Татнефть» 14 65 137 224 154 170 134 122 162 1182.

Экономический эффект в масштабе цен года внедрения по ОАО «Татнефть», млн.руб. 11,83 706 3436 16 248 14 400 18 333 10,6 22,6 20,1.

Экономический эффект в масштабе цен 2000 г. по ОАО «Татнефть», млн.руб. 3,27 20,78 32 65,73 47,7 54,8 17,17 27,16 20,1 288,8 объясняется чаще всего негерметичностью резьб [94], а также коррозией труб, износом уплотнений ниппеля, сползанием пакера, неправильной стыковкой ниппеля. Большинство недостатков устранимо либо совершенствованием пакера-гильзы, либо более тщательным исследованием скважины.

4.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОТКЛЮЧЕНИЯ ПЛАСТОВ И ГЕРМЕТИЗАЦИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ИЗВЛЕКАЕМОЙ ЛЕТУЧКОЙ.

Извлекаемая летучка (патенты РФ № 1 086 118, № 1 627 663, № 1 153 037) была сдана приемочной комиссии ОАО «Татнефть» в конце 1988 года. Внедрение началось с 1988 года с первых 7 скважин. В табл. 4.2 приведены объемы внедрения за эти годы, включая 1988 год.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

:

Результатом работы явилось разработка и научное обоснование комплекса новых методов повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений — это технологии воздействия на пласт: направленное кислотное, имплозионное и пороховыми газамиметоды сохранения проницаемости призабойной зоны пласта во время ремонтов скважинтехнологии защиты и герметизации эксплуатационной колонны, а также устранения заколонных перетоков, основанные на холодной деформации труборигинальный малозатратный метод предотвращения выноса песка из пласта.

На основании проведённых исследований получены следующие выводы и результаты:

1. Для метода повышения продуктивности скважин термогазохимическим воздействием на пласт впервые получено дифференциальное уравнение, устанавливающее зависимость давления пороховых газов от параметров пласта и размеров скважины. Исследованиями на модели пласта определено, что глубина прогрева пласта достигает 15 см, повышенное давление распространяется глубже 1 м по пласту. Промысловыми исследованиями получены зависимости давления пороховых газов от гидропроводности призабойной зоны пласта и массы заряда, а также распределение давления по стволу скважины. Получена зависимость частоты колебания давления в скважине от величины заряда и глубины скважины. Методами математической статистики для нефтяных месторождений Татарстана определены оптимальные массы — 60−80кг для нагнетательных и 80−100 кг для добывающих скважин.

2. Разработана и научно обоснована новая технология направленной кислотной обработки неоднородных карбонатных коллекторов вскрытых перфо-рацией в обсаженной скважине, предусматривающая закачку в скважину сначала кислоторастворимого, а затем инертного материала, перед закачкой кислоты.

3. Предложен и научно обоснован и внедрен способ эксплуатации неоднородных по прочности пескопроявляющих пластов, основанный на селективном вскрытии перфорацией только прочных его интервалов.

4. Найдены и научно обоснованы новые технические решения по защите и герметизации эксплуатационной колонны и отключению пластов на основе пластической деформации элементов пакерующих устройств, обеспечивающие последующий доступ к пласту и забою скважин, а также сохранение коллекторских свойств отключаемого пласта и возможность возврата его в эксплуатацию. Получены зависимости усилия и величины расширения от параметров деформируемого и расширяющего элементов. Аналитическими и экспериментальными исследованиями герметичности, прочности и устойчивости тонкостенного эластичного уплотнителя пакерующих устройств установлена возможность использования его одновременно в качестве фиксирующего элемента. Разработаны новые технические средства — пакер-гильза и извлекаемая летучка, а также технологии их применения для защиты и восстановления герметичности эксплуатационной колонны.

5. Разработаны и внедрены новые, не имеющее аналогов в нефтепромысловой практике, технология и устройство для отворота эксплуатационной колонны, позволяющие без применения ротора и бурильных труб разъеденить эксплуатационную колонну точно в заданном стыке. Проведенные стендовые, теоретические и промысловые исследования доказали их эффективность. Разработка удостоена золотой медали на IV Международном салоне промышленной собственности «Архимед"(2001г.).

6. Предложены и научно обоснованы технология очистки ПЗП с применением газообразных агентов и устройство для имплозионной очистки ПЗП нагнетательных скважин, оборудованных пакером-гильзой.

7. Анализом эффективности освоения скважин после ремонтов обоснована необходимость защиты призабойной зоны пласта на время ремонта. Предложены технологии и новые клапаны-отсекатели автономный и управляемый для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

278 во время ремонта скважины. Причём управляемый клапан обеспечивает возможность спуска через него лифтовых труб и приборов.

8. Проанализированы основные причины появления заколонных перетоков и способы их устранения. Предложен и научно обоснован принципиально новый способ восстановления герметичности цементного камняпластическим расширением участка эксплуатационной колонны в интервале заколонных перетоков.

9. Предложен ряд новых технологических и технических решений, 26 из которых признаны изобретениями. Прошли приёмочные испытания и рекомендованы к промышленному применению 11 технологий и технических средств. Разработаны и утверждены 8 РД. Объектами внедрения результатов работы явилось более 3,5 тыс. скважин. Общий экономический эффект от внедрения предложенных методов составил 429,5 млн руб.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Г. С. Технологические основы локального крепления стенок скважины экспандируемыми обсадными трубами: Дисс.. док. тех. наук: 05.15.06/УНИ:-Уфа. 1989.-422с.
  2. Г. С., Ибатуллин Р. Х., Каримов В. Х. Исследование и изоляция поглощающих пластов с помощью пакера конструкции ТатНИПИнефть // РНТС. Сер. бурение. ВНИИОЭНГ. — 1975. — № 10. — С. 25−28.
  3. Г. С., Мелинг К. В., Юсупов И. Г. Восстановление герметичности обсадных колонн и отключение пластов с помощью двухканальных профильных перекрывателей // РНТС. Сер. бурение. -ВНИИОЭНГ. 1982. — № 5 — С. 26−28.
  4. М.А. Пакеры. Баку: Азер. гос. Изд., 1963. — 128 с.
  5. И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. // Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1980. — 56 с.
  6. A.A. Потокометрия скважин. М.: Недра, 1978. — 254с.
  7. Ю.А., Аверкиев А. Ю. Теория холодной штамповки. М.: Машиностроение, 1989. — 304с.
  8. Авторский надзор за внедрением термогазохимического воздействия на предприятиях Миннефтепрома: Отчет о НИР / ПермНИПИнефть. Рук. Чазов Г. А. По теме 2−79. — Пермь, 1979. — 116с.
  9. Л.Е. Тяговые усилия при холодном волочении труб. -М.: Металлургиздат, 1952. 144с.
  10. Ю.Аркулис Г. Э., Дорогобид В. Г. Теория пластичности. М.: Металлургия, 1987.-352с.
  11. П.Бабаков И. М. Теория колебаний. М.: Наука, 1969. — 520с.
  12. Г. И., Перегуда JI.E. Характеристика трения скольжения со смазкой и без смазки // Тр. / НИИРП. М., Госхимиздат, 1955 — Сб. 2 — 201с.
  13. Г. М., Лепетов В. А., Новиков В. И. О механизме потери герметичности и расчетах устойчивости резиновых прокладок при уплотнении жидких сред // Тр. / НИИРП. М., Госхимиздат, 1957. — Вып. 4 -312с.
  14. Л.М., Позин М. Е. Математические методы в химической технике. Ленинград: Химия, 1971. — 823с.
  15. Э. Измерение сил электрическими методами. М.: Мир, 1978.-430с.
  16. А.Ф. Исследование, разработка и применение пакерных устройств в бурении. М.: Недра, 1976. — 160с.
  17. .М. Разрыв пласта давлением пороховых газов. ТНТО. М.: ВНИИОЭНГ, 1967,-64с.
  18. Б. М. Желтов Ю.П., Ловля С. А. Применение порохового генератора давления для увеличения производительности // В сб. Про стрел очно-взрывные работы в глубоких и разведочных скважинах М.: ВНИИгеофизики, 1977. — С. 47−53.
  19. В.А. О расслоении пород пласта при гидравлическом разрыве и закачке воды в нагнетательные скважины Туймазинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1960. — № 5 — С. 15−17.
  20. В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В. Г. Ремонтно изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981.-233 с.
  21. В.Н. Детали машин. М.: Высшая школа, 19 — 672с.
  22. С.И., Стрижак В. И. Величина внутреннего диаметра труб после раздачи в зависимости от внеконтактной и упругой деформации // Сборник статей по теории и практике трубного производства. М., 1961. -Вып. 5. — С.35−42.
  23. А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1983. 256с.
  24. Г. Г., Кузнецов O.A., Симкин Э. М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. -М: Недра, 1978. 216с.
  25. Временная инструкция по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин, / Гостоптехиздат, 1963. 72с.
  26. Временная инструкция по охране труда и технологии термогазохимического воздействия на призабойную зону пласта / М. Г. Газимов, К. М. Гарифов, Л. А. Петрова и др. // Бугульма, 1975, — 16с.
  27. Высокое качество ремонтных работ основное направление стабилизации добычи нефти / И. Г. Юсупов, Ш. Ф. Тахаутдинов, К. М. Гарифов и др. // Нефть Татарстана. -1998. -№ 1. -С.29−45.
  28. K.M. Исследование на модели глубины прогрева пласта и температуры пороховых газов // Тр./ ТатНИПИнефть. -1983. -Вып.53. С.41−48.
  29. K.M. Расчет величины давления при термогазохимическом воздействии на призабойную зону пласта // Тр./ ТатНИПИнефть. -1977. -Вып.25. С.152−155.
  30. K.M. Способы герметизации заколонных перетоков // Нефть Татарстана. 2000. — № 2. — С. 24−26.
  31. K.M. Теоретические и экспериментальные исследования воздействия на нефтяные пласты пороховыми газами. Казань: ТУП ПИК «Идель — Пресс», 2001. — 88с.
  32. K.M., Калякина Л. А. Применение термогазохимического воздействия на пласт на месторождениях Татарии // Отраслевая конференция молодых специалистов Министерства нефтяной промышленности, ВНИИОЭНГ, М., — 1975: -С.92−99.
  33. K.M., Максутов P.A. Исследование колебания давления в скважине при горении в ней порохового заряда. М., — Деп. во ВНИИОЭНГ, — 1980, -№ 661.
  34. K.M., Максутов P.A. Определение давления в скважине при термогазохимическом воздействии на пласт // Нефт. хоз-во. -1980. -№ 6. -С.38−40.
  35. Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971.-310с.
  36. H.A. Курс номографии. М.: Высшая школа, 1961. — 402с.
  37. Горбу нов М. Н. Штамповка деталей из трубчатых заготовок. Л.: Госгортехиздат, 1960. — 199с.
  38. Г. С. Колебания и волны. М.:, 1959. — 572с.
  39. Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья./ Монография М.: КУбК-а, 1997. — 352с.
  40. Ден-Гартог Дж. П. Механические колебания. М.: Физматгиз, 1960. -580с.
  41. Э.В., Исаева Л. Б., Николаев С. И. Разрыв пласта пороховыми газами. // Нефтяное хоз-во. 1974. — № 10, — С. 67 -72.
  42. Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966. — 198с.
  43. Ю.П. Механики нефтегазоносного пласта. — М.: Недра, 1976. -216с.45.3агиров М. М. Увелечение долговечности нефтяных скважин: Дисс.. док. тех. наук: 05.15.06 / УНИ: Уфа. 1986. — 451с.
  44. Ю.В. Пакеры и технологические схемы их установок. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.- 100с.
  45. Ю.В., Максутов P.A., Асфандияров Х. А. Оборудование для предотвращения открытых фонтанов нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973.-224с.48.3ахарчук З.И., Масич В. И., Пакеры и якори. М.: Гостептехиздат, 1961.-80 с.
  46. Измерение величины давления при термогазо-химическом воздействии на призабойную зону пласта. / К. М. Гарифов, М. Г. Газимов, Р. А. Максутов и др. // РНТС. Нефтепромысловое дело. 1975. — № 12 — С. 2325.
  47. Инструкция по применению бескорпусных генераторов давления ПГД БК. / Под ред, Б. М. Беляева. М., 1979. — 34с.
  48. В. А. Замеры температуры при тепловых методах воздействия на пласт. // РНТС. Нефтегазовая геология и геофизика М., ВНИИОЭНГ, 1977. — Вып.4 — С. 28−29.
  49. В.А. Термометрические исследования при воздействии на пласт продуктами горения порохов. // РНТС Нефтегазовая геология и геофизика М.: ВНИИОЭНГ, 1979. — Вып. 2 — С. 18−21.
  50. Г. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология: Пер. с англ. /Пер. Г. П. Шульженко. М.: Недра, 1990 — 96с.
  51. .И., Сержантов A.A. Возможности исследований в период ликвидации заколонных перетоков // Нефтяное хоз-во.-1983. № 5. -С. 24−26.
  52. М.Л. Оценка качества ремонта обсадных колонн металическими пластырями // Нефтяное хозяйство. 1979. — № 2. — С. 61−66.
  53. М.Л. Основы технологии ремонта обсадных колонн металлическими пластырями // Нефтяное хозяйство. 1985. — № 8. — С.36−42.
  54. Клапаны-отсекатели для ремонта скважин без глушения / К. М. Гарифов, Е. П. Жеребцов, А. Х. Кадыров и др. // Нефт. хоз-во. -2000. -№ 12. -С.97−99.
  55. A.B., Поняковский В. И., Титаренко А. И. Применение ледяных пакеров в нефтяных и газовых скважинах // Нефтяная и газовая промышленность. 1965. — № 3. — С. 37−40.
  56. Г. М. Регулярный тепловой режим. М.: Гостоптехиздат, 1954.-340с.
  57. Г. М. Тепловые измерения. М.: Машгиз, 1957. — 530с.
  58. Краткий справочник по про стрел очно-взрывным работам в скважинах. М.: Недра, 1970. — 248с.
  59. И.В., Макеев Г. А. Способы повышения производительности нефтяных и нагнетательных скважин // ТНТО. М.: ВНИИОЭНГ, 1973.-74с.
  60. С.А., Полихат З. С. Обработка призабойных зон скважин методом имплозии // Нефтяное хоз-во. 1965. — № 2. — С. 41−45.
  61. В.И., Клеев A.M. Расчет величины радиуса проникновения газообразных продуктов взрыва при торпедировании // В сб. Осложнения при бурении и цементировании скважин. Краснодар: Книгоиздат, 1973. — С. 148 -151.
  62. Д. А., Паршин Ю. А. Влияние термогазохимического воздействия на перфорированных скважинах на прочность цементного камня. // Нефтяное хоз-во. -1980. № 6. — С. 38−40.
  63. В. И. Сухенко Н.И. Исследования и изоляция зон поглощений с помощью пакеров. -М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1963. 80с.
  64. С.С. Основы теории теплообмена. Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1970. — 658с.
  65. П.С., Репин С. С., Хамзин К. Г. Испытание разведочных скважин пластоиспытателями КИИ ГрозУфНИИ. — Уфа: Башкнигоиздат, 1964.-88с.
  66. Е.А., Ловля С. А., Мирзоян Л. Э. Изоляция пластовых вод с помощью взрывных пакеров // Нефтяное хозяйство. 1971. — № 11. — С. 5861.
  67. Д.А. Разделительный тампонаж в скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1963.-61с.
  68. В.Д. Термогазохимическое воздействие на пласт с помощью АДС. // РНТС. Сер. бурение. М.: ВНИИОЭНГ. — 1978. — № 7. — С. 17−19.
  69. С.А. Взрывные работы в водозаборных скважинах. М.: Недра, 1971.- 182с.
  70. В.Н. Электрические измерения механических величин. -М.: Энергия, 1970.-80с.
  71. .Г., Малышев Л. Г., Гарифуллин Ш. С. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966. — 62с.
  72. P.A., Доброскок Б. Е., Зайцев Ю. В. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. М.: Недра, 1974.-231с.
  73. P.A., Доброскок Б. Е., Валиуллин A.B. Разобщение пластов резиновыми уплотнительными элементами и пути повышения их работоспособности.//Тр./ТатНИПИнефть. 1971. — Вып. 17.-С. 168−185.
  74. H.A. Исследование и разработка методов повышения эффективности воздействия на призабойную зону пласта: Дисс.. канд. техн. наук: 05.15.06 / УНИ: Уфа. 1973. — 181 с.
  75. H.A. Разработка и испытание методов ТГХВ в комплексе с закачкой кислоты. // Тр./ ПермНИПИнефть. 1973. -Вып.9. — С. 90−95.
  76. H.A. Совершенствование технологических схем термогазо-химического воздействия на призабойную зону скважин // Тр./ ПермНИПИнефть. 1973. Вып. 9. — С. 103−110.
  77. H.A. Термогазохимическое воздействие на пласт // В сб. Прострелочно-взрывные работы в глубоких скважинах. М.: ВНИИгеофизика, 1975. — С. 54 -59.
  78. H.A., Путилов М. Ф., Чазов Г. А. О методах воздействия на призабойную зону скважины // Тр./ ПермНИПИнефть, Вып.7. 1972. — С. 7 -14.
  79. H.A., Путилов М. Ф., Чазов Г. А. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону пласта // В сб. Тепловые методы добычи нефти. М.: Наука, 1975, — С. 47 -54.
  80. H.A., Чазов Г. А. Опыт внедрения термогазохимического воздействия на призабойную зону скважин. // Тр./ ПермНИПИнефть, Вып.7. -1972.-С. 14−23.
  81. H.A., Чазов Г. А., Шапкин В. Ф. О конструктивных особенностях пакерующих устройств для термогазохимического воздействия. // Тр./ ПермНИПИнефть. 1973. -Вып.9. С. 95−103.
  82. Э.Л., Вольнов А. И. Интенсификация добычи нефти. -М.: Недра, 1975. 263с.
  83. Э.Д., Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. М., Недра, 1972. — 397с.
  84. А.Х., Степанова Г. С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. — 226с.
  85. М.А. Основы теплоотдачи. Гостоптехиздат, 1956. — 322с.
  86. Я.А., Филончев А. И. Термогазохимический способ интенсифи-кации добычи нефти на месторождениях Башкирии // РНТС. Нефтепромысловое дело. 1977. — № 2 — С. 18−19.
  87. Новые методы защиты и герметизации экаплуатационной колонны /К.М.Гарифов, А. Х. Кадыров, И. Н. Рахманов и др. Казань: ГУП ПИК «Идель -Пресс», 2001.-96с.
  88. Обобщение исследований по оценке технологического состояния обсадных колонн и разработка комплексной схемы защиты нагнетательных скважин от коррозии: Отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Рук. Загиров М. М. Даутов Ф.И. Внеплановый — Бугульма, 19 887. — 87с.
  89. Оборудование для ремонта без глушения механизированных скважин: Отчет о НИР / ТатНИПИнефть. Рук. Доброскок Б. Е. Заказ-наряд 83 2035. — Бугульма, 1983. — 80с.
  90. Обработка ПЗП депрессией в импульсном режиме / Ю. В. Зуев,
  91. Определение деформации, оптимальных размеров и геометрической формы резиновых уплотнительных элементов / А. М. Кизима, Б. М. Сучков, Б. Е. Доброскок и др. // НТС. Машины и нефтяное оборудование. 1970. — № 1. — С.21−24.
  92. Г. А., Кендиз М. Ш., Глушенко В. Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобычи. М.: Недра, 1991 — 224с.
  93. Пакер-гильза и решаемые технологические задачи / К. М. Гарифов, А. Х. Кадыров, Э. З. Фаррахов и др. // Техника и технология добычи нефти на современном этапе: Сб.докл.научн.-практ.конф. 14−15 мая 1998 г. -Альметьевск, 1998. -С.175−176.
  94. Ю.А. Анализ работы резиновых уплотнительных элементов пакеров // Нефтяное хозяйство. 1969. — № 6. — С.53−56.
  95. Ю.А. Деформация и напряжение резиновых уплотнительных элементов пакеров // Тр. / ВНИИнефть. М., 1969. — Вып. 5. -С. 156−163.
  96. Повышение продуктивности нефтяных скважин в карбонатных коллекторах / Г. А. Орлов, К. М. Гарифов, Ю. В. Волков и др.// Нефт. хоз-во. -1984. -№ 7. -С.61−64.
  97. A.A. Имплозия в процессах нефтедобычи. М.: Недра, 1996.-186с.
  98. Е.А. Основы теории листовой штамповки. Изд., 2-ое, перераб. и доп. — М.: Машиностроение, 1977. — 280с.
  99. А.И. Особенности крепления и ремонта газовых скважин на северных площадях Краснодарского края // ННТ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ЦНИИИТЭИнефтегаз, — 1962. — № 10. — С. 2331.
  100. Применение термогазохимического воздействия на призабойную зону скважины месторождений Азербайджана / М. К. Багиров, М.А.Алекпер-заде, Н.З. Н. З. Рагимова и др.// РНТС. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1978. — Вып. 5 — С. 3−4.
  101. Применение термогазохимического метода воздействия на призабойную зону скважин / Р. Т. Булгаков, М. Г. Газимов, К. М. Гарифов, и др. // Нефтяное хоз-во. 1975. — № 12. — С. 27 -29.
  102. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР / Под ред. академика П.Я.Полубаринова-Кочина. М.: Наука, 1969, — 370с.
  103. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений/ И. М. Муравьев, Р. С. Андриасов, Ш. К. Гиматудинов и др.- М.: Недра, 1970. -446с.
  104. Ракетные топлива / По материалам зарубежной печати / Под ред. академика АН БССР Я. М. Паушкина, д-ра техн. наук А. З. Чулкова. М.: Мир, 1975.-188с.
  105. РД 39 — 01 63 — 78 Инструкция по технологии отключения пластов с высоким давлением с применением разбуриваемых пакеров -отсекателей конструкции ТатНИПИнефть. — Бугульма, 1978. — 24с.
  106. РД 39−1-906−83. Инструкция по технологии направленной кислотной обработки карбонатных коллекторов с использованием обратных эмульсий / Г. А. Орлов, К. М. Гарифов // Бугульма. -1983. -16с.
  107. РД 39−147 585−004−86. Инструкция по технологии вскрытия слабосцементированного неоднородного пласта, предотвращающая пескопроявление / К. М. Гарифов, Ю. А. Имамаликов, А. Х. Кадыров и др.// Бугульма. -1986. 6с.
  108. РД 39−02−147 585−024−88. Инструкция по технологии отключения обводнившихся пластов извлекаемыми летучками / К. М. Гарифов, А. Х. Кадыров, И. Н. Рахманов // Бугульма. 188. -13с.
  109. РД 39−147 585−128−96. Инструкция по технологии очистки пласта / К. М. Гарифов, С. К. Чепик, А. Х. Кадыров и др. // Бугульма. -1995. 8с.
  110. РД 39−147 585−138−96. Инструкция по эксплуатации пакер-гильзы / К. М. Гарифов, А. Х. Кадыров, Э. З. Фаррахов и др. // Бугульма. -1996. -19с.
  111. РД-08−200−98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности / Утверждено Постановлением Госгортехнодзора России № 24 от 9 апреля 1998. Москва, 1998. — 161с.
  112. РД 39−147 585−196−99. Инструкция по технологии отключения обводнившихся пластов извлекаемыми летучками. Издание 2-ое (исправленное) / К. М. Гарифов, А. Х. Кадыров, И. Н. Рахманов и др. // Бугульма. -1999.-Юс.
  113. РД 39−147 585−226−01. Инструкция по технологии герметизации протяженных участков обсадной колонны / К. М. Гарифов, А. Х. Кадыров, И. Н. Рахманов. // Бугульма. -2001. 8с.
  114. РД Положение о закачке нефтепромысловых сточных вод в нагнетательные скважины системы ППД АО «Татнефть». -Альметьевск: ТатНИПИнефть, 1998. -29с.
  115. Результаты внедрения термогазохимического воздействия на пласт на месторождениях Татарии / К. М. Гарифов, Р. Г. Абдулхаирова, Л. А. Петрова и др. // Нефт. хоз-во. 1980. -№ 9. -С.34−36.
  116. Результаты обработок скважин пороховыми газами на Заподно-Тэбукском месторождении / В. Ю. Розов, Д. В. Коновалов, Б. М. Беляев и др.// РНТС. Нефтепромысловое дело. 1977. — № 2 — С. 9−11.
  117. Реклама технологии отключения пластов / Тарифов K.M., Кадыров А. Х., Рахманов И. Н. и др. // Нефт. хоз-во. -1990. -№ 5. -С.2 обложки.
  118. Ремонт обсадных колонн стальными пластырями в Главтюменефтегазе / М. Л. Кисельман, Н. П. Захарченко, Л. И. Шенцвит и др. // Нефтяное хоз-во. 1984. -№ 11. — С. 46−49.
  119. Рид Р., Шервуд Г. Свойства, газов и жидкостей. Ленинградское отделение: Химия, 1971. — 702 с.
  120. Г. М., Сароян А. Е., Бурмистров А. Г. Прочность крепления стенок нефтяных скважин. М.: Недра, 1998. — 144с.
  121. В.А. Классификация пакеров // Нефтяное хозяйство. -1971.-№ 12.-С. 24−28.
  122. В.И., Шульман Е. Р., Шаповалов М. Т. Исследование параметров процесса воздействия пороховыми зарядами // Нефтяное хозяйство. 1978. -№ 8 — С. 39−41.
  123. И.А., Сидоров H.A., Кошелев А. Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988.-263с.
  124. И.А. Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.// ТНТО. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1972.-96с.
  125. В. А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. — 256с.
  126. Э.М. и др. Нестационарное распределение температуры, давления и насыщенности при нагнетании пара в скважину.// Тр. Всесоюзной конференции по термическим методам / ВНИИОЭНГ, 1971. — с. 161 -172.
  127. P.A., Котлярова C.B. Справочное пособие по герметизирующим материалам на основе каучуков. М.: Химия, 1976. — 72с.
  128. Создание и изготовление опытной партии высокопрочной нефтестойкой и термостойкой резины для изготовления пакеров: Отчет о НИР (промежут.) / ТатНИПИнефть- Руковод. работы Г. С. Абдрахманов. -№ 99.1420. Бугульма, 1999. — 17с. — Исполн. Тимиров A.C.
  129. Способ предотвращения выноса песка из скважины / К. М. Гарифов, Ю. А. Имамаликов, Е. Ю. Мочалов и др.// Нефт. хоз-во. -1989. -№ 2. -С.55−57.
  130. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: В 2 т. Т. Добыча нефти / под ред. Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. — 456с.
  131. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных скважин/ К. Д. Амиров, К. А. Карапетов, Д. Ф. Лемберанский и др -М.: Недра, 1979, — 146с.
  132. В.П. О фильтрации жидкости, вызванной импульсом давления // Теория и практика добычи нефти, ежегодник ВНИИ. М., Недра, 1966.-С. 101−108.
  133. М.М., Попов Е. А. Теория обработки металлов давлением.- М.: Машгиз, 1957. 254с.
  134. Сургучев M. J1. и др. Гидродинамические, акустическое, тепловое циклические воздействия на нефтяные пласты. М.: Недра, 1975. — 184с.
  135. .М. Повышение производительности малодебитных скважин. Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 1999. — 550с.
  136. JI.M. Волновые процессы в трубопроводах гидромеханизмов. М.: Машгиз, 1963. — 122с.
  137. Термостойкие взрывчатые вещества и их действия в глубоких скважинах / Ф. А. Баум, А. С. Державеч, Н. С. Санасапян и др. М.: Наука, 1969.- 522с.
  138. Технология отключения пластов / К. М. Гарифов, А. Х. Кадыров, И. Н. Рахманов и др. // Нефт. хоз-во. -1990. -№ 5. С. 13—16.
  139. В. И. Демко Т.Т., Муллаев Б. С. Применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин. ТНТО. М.: ВНИИОЭНГ, 1974.-40с.
  140. Трубы нефтяного сортамента: Справочник / Под общей ред. А. Е. Сарояна. 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1987. — 488с.
  141. Туричин AJI. Электрические измерения неэлектрических величин. М., JL: Гос. энергиздат., 1959. — 684с.
  142. Д.Л., Махлис Ф. А. Технические и технологические свойства резин. М.: Химия, 1985. — 237с.
  143. Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах. М.: Недра, 1975. — 186с.
  144. A.A. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа. -М.: Недра, 1965.-360с.
  145. Н.П., Кравцов. Органосиликатные материалы в теплофизических исследованиях. Ленинград: Наука, 1975. — 204с.
  146. Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965,-234с.
  147. Дж. В., Бисон K.M. Техника добычи нефти. М.: Недра, 1973.-248с.
  148. Г. А., Мальцев H.A., Коновалов В. М. Расчет процессов, происходящих при осуществлении термогазохимического способа воздействия на призабойную зону скважин // РНТС. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1972, — Выл. 5 — С. 30−35.
  149. H.H., Изюмова A.M., Кулаков П. П. Итоги промышленных испытаний песочного пакера-якоря конструкции ГрозНИИ // Тр. /ГрозНИИ. -М, 1963.-Вып. 16-С. 259−265.
  150. А.Г., Абраменко Т. Н. Теплопроводность газовых смесей. -М.: Энергия, 1970. -288с.
  151. А.Б., Малофеев Г. Е., Сергеев А. И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.: Недра, 1969. — 256с.
  152. М.С. Топлива и рабочие тела ракетных двигателей. М.: Машиностроение, 1976.-302с.
  153. Эмульсии: Пер. с анг. / Под ред. A.A. Абрамзона. Ленинград: Химия, 1972. С. 19−20.
  154. Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. -Ленинград: Гостоптехиздат, 1963, -352с.
  155. Юдаев Б. Н, Теплопередача. М.: Высшая школа. 1973. — 359с.
  156. И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными композиционными материалами: Дисс.. док. тех. наук: 05.15.06 / УНИ: Уфа. 1984. — 406с.
  157. C.B., Горбунова Т. П. Совершенствование воздействия на призабойную зону медленно горящими порохами. // В сб. Тезисы докладов V научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. С. 103 104.
  158. A.M., Яковлев А. И. Испытание скважин. М.: Недра, 1973.-263с.
  159. H.A. Теоретические основы измерения нестационарных температур. Ленинград: Энергия, 1967. — 300с.
  160. A.c. 156 127 СССР, МКИ Е 21 В 43/18. Сосуд для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии. / С. И. Севостьянов, П. А. Радкевич, И. М. Павленков. // Бюл. Изобретения. 1963. — № 15.
  161. A.c. 184 208 СССР, МКИ Е 21 В 43/ 00. Устройство для импульсной закачки жидкости в скважину / В. Н. Моисеев, Б. П. Кузнецов, М. А. Фардеев // Бюл. Изобретения. 1966. — № 15.
  162. A.c. 281 327 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/ 00. Устройство для очистки призабойной зоны скважин методом имплозии. / А. У. Бикбулатов, Р. Г. Габдулин.// Бюл. Изобретения. 1970. -№ 29.
  163. A.c. 420 759 СССР МКИ Е 21 В 43/116. Скважинный генератор давления / В. Д. Крощенко, А. М. Дуванов, Ю. П. Нагибин и др. // Бюл. изобретений 1974. — № 11.
  164. A.c. 439 593 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/ 00. Скважинный пульсатор. /
  165. A.В.Валиулин, Р. А. Максутов, Б. Е. Доброскок и др. // Бюл. Изобретения.1974.-№ 30.
  166. A.c. 563 485 СССР, МКИ Е 21 В 43/117. Импульсный гидравлический перфоратор для вскрытия продуктивного пласта / Е. А. Левин,
  167. B.А.Соловьев, А. С. Шульзингер. // Бюл. изобретений 1977. — № 24.
  168. A.c. 570 698 СССР МКИ Е 21 В 43/00. Устройство для перекрытия скважин / В. А. Сафин, К. С. Фазлутдинов, В. Я. Напалков и др. // Бюл. изобретений 1977. — № 32.
  169. A.c. 579 408 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Способ временной изоляции призабойной зоны пласта. / К. М. Гарифов, Р. А. Максутов, М. Г. Газимов и др.// Бюл.Изобретения.-1977.-№ 41.
  170. A.c. 599 041 СССР, МКИ3 Е 21 В 21/ 00. Устройство для очистки призабойной зоны скважины. / Р. Х. Амирханов, Н. Ф. Ивановский, В. Г. Юрьев.// Бюл. Изобретения. 1978. -№ 11.
  171. A.c. 599 577 СССР, МКИ Е 21 В 43/26. Способ обработки пласта. / K.M. Тарифов, P.A. Максутов, И. Ф. Садыков и др. // не публ.
  172. A.c. 695 508 СССР, МКИ Е 21 В 33/12. Пакер. / K.M. Тарифов, В. И. Михалкин. // не публ.
  173. A.c. 717 297 СССР, МКИ Е 21 В 43/26. Способы обработки призабойной зоны пласта / И. Н. Флюнт, Л. Б. Склярская, И. И. Писоцкий. // Бюл. изобретений 1980. — № 7.
  174. A.c. 810 936 СССР, МКИ3 Е21 В 29/02 Устройство для ремонта обсадной колонны буровой скважины. / В. И. Фоменко, В. В. Трофимов // Бюл. Изобретения. 1981. — № 9.
  175. A.c. 810 946 СССР, МКИ3 Е21 В 33/12 Пакер. / Н. Н. Кудряшов, М. М. Загиров, А. Г. Корженевский // Бюл. Изобретения. 1981. — № 9.
  176. A.c. 829 868 СССР, МКИ Е 21 В 33/12. Пакер / К. М. Гарифов, Р. А. Максутов, М. Г. Газимов и др. // Бюл. Изобретения. -1981. -№ 18.
  177. А. с. 832 118 МКИ F 04 В 47/02.Скважинный штанговый насос / Г. А. Айрапетов, Г. Г. Джабаров, Л. М. Пирведян и др. // Бюл. изобретений 1979. -№ 19.
  178. A.c. 840 308 СССР, МКИ Е 21 В 43/26. Устройство для разрыва пласта давлением пороховых газов. / K.M. Тарифов, Р. Н. Рахманов, P.A. Максутов. // Бюл. Изобретения. 1981. — № 23.
  179. A.c. 840 309 СССР, МКИ Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки нефтегазонососного пласта / Г. Ф. Ефремов, М. Л. Шерстяной, В. А. Ногин и др. // Бюл. изобретений 1981. — № 23.
  180. A.c. 866 140 СССР, МКИ Е 21 В 43/27. Нефтекислотная эмульсия / Ю. М. Куклев, Л. П. Айрбабамянц // Бюл. изобретений 1981. — № 35.
  181. A.c. 870 681 СССР, МКИ Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки пласта (его варианты) / В. В. Пустов. // Бюл. изобретений 1981. -№ 37.
  182. A.c. 947 397 СССР, МКИ Е 21 В 43/ 00. Устройство для создания депрессии на пласт. / Р. С. Яремейчук, Б. Г. Тарасов, А.М.-Г.Абдуладзе и др. // Бюл. Изобретения 1982. -№ 28.
  183. A.c. 973 805 СССР, МКИ Е 21 В 43/ 26. Способ воздействия на пласт. / Р. С. Яремейчук, А.М.-Г.Абдуладзе.// Бюл. Изобретения. 1982. — № 42.
  184. A.c. 1 010 255 СССР, МКИ Е 21 В 34/08. Устройство для перекрытия скважины /К.М.Гарифов, Б. Е. Доброскок, Х. А. Асфандияров и др. // Бюл. Изобретения. -1983. № 13.
  185. A.c. 1 017 793 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/ 18. Устройство для очистки призабойной зоны скважины. / П. К. Кривошеев, В. А. Хроликов, М. Н. Ромашев. // Бюл. изобретения. 1983. -№ 18.
  186. A.c. 1 104 222 СССР, МКИ Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / К. М. Гарифов, Г. А. Орлов, Б. Е. Доброскок и др. // Бюл. Изобретения. -1984. № 27.
  187. A.c. 1 249 996 СССР, МКИ Е 21 В37/02. Устройство для очистки внутренней поверхности обсадных колонн. / О. Д. Ледяшов, С. П. Горяйнов, М. Л. Кисельман, А. М. Лаптев, В. И. Мишин // не публ.
  188. A.c. 1 633 871 СССР, МКИ Е 21 В 43/08. Способ создания фильтра в интервале продуктивного пласта / В. Г. Иванов, И. Ф. Садыков, К. М. Гарифов и др. // не публ.
  189. Пат. 973 791 РФ, МКИ Е 21 В 23/00. Гидравлический якорь / К. М. Гарифов. // Бюл. Изобретения. -1982. -№ 42.
  190. Пат. 1 051 221 РФ, МКИ Е 21 В 29/02. Устройство для ремонта обсадной колонны. / К. М. Гарифов, Р. Н. Рахманов и И. Ф. Садыков. // Бюл. Изобретения. -1983. -№ 40.
  191. Пат. 1 086 118 РФ, МКИ Е 21 В 29/00. Устройство для ремонта обсадной колонны. / К. М. Гарифов. // Бюл. Изобретения. 1984. — № 14.
  192. Пат. 1 153 037 РФ, МКИ Е 21 В 29/00. Устройство для ремонта обсадной колонны / К. М. Гарифов, Б. Е. Доброскок, И. И. Андреев и др. // Бюл. Изобретения. 1985. -№ 16.
  193. Пат. 1 167 308 РФ, МКИ Е 21 В 43/00. Способ эксплуатации рыхлого продуктивного пласта / К. М. Гарифов, Е. Ю. Мочалов и .Н.Чернышев. // Бюл. Изобретения. 1985. — № 26.
  194. Пат. 1 208 196 РФ, МКИ Е 21 В 43/04. Способ установки противопесчоного фильтра / К. М. Гарифов, Е. Ю. Мочалов, И. Н. Чернышев и др.// Бюл. Изобретения. -1986. -№ 4.
  195. Пат. 1 314 021 РФ, МКИ Е 21 В 43/08. Способ изготовления противопесочного фильтра / К. М. Гарифов, Ю. А. Имамаликов, Р. У. Маганов и др. // Бюл. Изобретения. -1989. -№ 10.
  196. Пат. 1 548 413 РФ, МКИ Е 21 В 43/11, 43/08. Способ вскрытия продуктивного пласта. / K.M. Тарифов, Р. Х. Муслимов, Б. Е. Доброскок и др. // не публ.
  197. Пат. 1 578 319 РФ МКИ Е 21 В 43/08. Скважиный фильтр / Р. Г. Габдуллин, В. Б. Оснос. // Бюл. изобретений 1999. — № 26.
  198. Пат. 1 627 663 РФ, МКИ Е 21 В 29/10. Устройство для ремонта обсадной колонны / К. М. Гарифов, А. Х. Кадыров, И. Н. Рахманов и др. // Бюл. Изобретения. 1991. -№ 6.
  199. Пат. 1 726 730 РФ, МКИ Е 21 В 33/12. Пакер / К. М. Гарифов, Б. Е. Доброскок, А. Х. Кадыров и др. // Бюл. Изобретения. 1992. — № 14.
  200. Пат. 1 813 873 РФ, МКИ Е 21 В 33/13. Способ устранения заколонных перетоков / К. М. Гарифов, Р. Х. Муслимов, А. Х. Кадыров и др. // Бюл. Изобретения. -1993. -№ 17.
  201. Пат. 2 042 792 РФ, МКИ Е 21 В 37/02. Устройство для очистки внутренней поверхности обсадной колонны. / К. М. Гарифов //Бюл. Изобретения. 1995. — № 24.
  202. Пат. 2 074 306 РФ, МКИ Е 21 В 33/12. Устройство для изоляции пластов в скважине / А. А. Цыбин, В. О. Палий, В. Н. Антипов и др. // Бюл. Изобретений 1997. — № 6.
  203. Пат. 2 094 593 РФ, МКИ Е 21 В 34/06, F 16 К 1/20. Клапан-отсекатель / К. М. Гарифов, А. Х. Кадыров, Е. П. Жеребцов. // Бюл. Изобретения. -1997. -№ 30.
  204. Пат. 2 114 989 РФ, МКИ Е 21 В 43/25. Устройство для имплозионного воздействия на пласт / Ш. Ф. Тахаутдинов, К. М. Гарифов, Е. П. Жеребцов. //Бюл. Изобретения. -1998. -№ 19.
  205. Пат. 2 139 407 РФ, МКИ Е 21 В. Устройство для отворачивания труб в скважине. / Ш. Т. Тахаутдинов, К. М. Гарифов, Р. Г. Фархутдинов и др. // Бюл. Изобретения. 1999. — № 28.
  206. Пат. 2 160 859 РФ, МКИ F 16 J 15/16. Уплотнительный узел / Ш. Ф. Тахаутдинов, К. М. Гарифов, Е. П. Жеребцов и др. // Бюл. Изобретения. -2000.-№ 35.
  207. Bowen tools, inc. 1992 1993 General Catalog.
  208. Bakin J.L. Miller J.S. Explives research to improvement flow through lowpermeability rock., «J. Petrol Techol», 1967. Vol. 19. -№ 11. -p 1431−1436.
  209. Elder Oil tools Weatherfood Oil Tool Gmbh.
  210. HOMCO International, Inc. Catalog.
  211. Huff R.V., Heath L.J. Use of monopropellants to alter petroleum rock properties. «Producers Monthiys», 1967. Vol. 31. -№ 6. -p 12, 14−15.
  212. Pat. 3 175 618 US, Apparatus for placing a liner in a vessel. / H.M.Lang, D.Silverman. // 1965. March 30
  213. Pat. 3 179 168 US, Method casing liner. / Vincent R.P. // 1965. Apr. 20.
  214. Pat. 3 191 677 US, Method and apparatus for setting liners in tubing. / M.M.Kinley // 1965. June 29.
  215. Pat. 3 747 679 Method of fracturing a formation using a liquid explosive. / Roberts Leonard N. // Бюл. изобретений в СССР и зарубежом -1973.-№ 13.
  216. Pat. 3 797 575 US CI 166/185. Well packer // Бюл. изобретений в СССР и зарубежом 1974 — № 6.
  217. Pat. 4 081 031 166/299 US, Oil well stimulation method. / Mohaupt H. H. // Бюл. изобретений в СССР и зарубежом 1978. -.№ 10.
  218. Pat. 4 215 001 US CI 166/302 Well Treating compotions / B.L.Swanson, L.E.Roper. // Бюл. изобретений в СССР и зарубежом -1981-№ 3.
  219. Pat. 4 237 974 US CI 166/54.5 Well bore apparatus adapted for being releasably coupled to suspension cables /C.P.Lanmon, J.J.Frieendswood // Бюл. изобретений в СССР и зарубежом 1981 — № 8.
  220. Pat. 44 064 935 166/63 US, Oil well stimulation method. / Mohaupt Henry H.// Бюл. изобретений в СССР и за рубежом 1978. — № 10.1. И.Н.ЧЕРНЫШЕВ 1988приемки технологии отключения обводнявшихся пластов извлекаемыми летучками
  221. Ведомственная приемочная комиссия в составе: председателя МУСЛИГОВА Р.Х. главного геолога объединения Татнефть и членов комиссии: I. НАФИКОВА А.З. — замначальника отдела разработки объединения Татнефть-
  222. АКОПДЖАНОВА Э.А.-начальника технического отдела объединения Татнефть-
  223. ПОПОВИЧА Ю.Д. зам. начальника отдела добычиобъединения Татнефть-
  224. ШМНА Т.Н. начальника планово-экономического отдела объединения Татнефть-
  225. ТАХАУТДИНОВА А. М.-главного геолога Альметьевского УТШП и КРС-
  226. КАРИМЗВА Г. С. главного геолога Азнакаевского УПНП и КРС-
  227. ЖДАНОВА А.А. главного инженера Лениногорского УПНП и КРС-
  228. ГИЛЬФАНОВА Н.Х.- главного инженера Альметьевского УПНП и КРС-
  229. ДОБРОСКОКА Б. Е, — зав. отделом эксплуатации иремонта скважин ТатНШШнефти-
  230. ГАРИФОВА К.М. зав. лабораторией ТатНШШнефти-
  231. КАЛИМУЛЛИНА А. С.-главного геолога НГДУ «Елховнефть" —
  232. Рекомендовать технологию к внедрению в производстве начиная о 1.01.89 г., считать инструкцию по осуществлению технологии согласованной.
  233. Председатель комиссии: Члены комиссии: кьЫ*: а.М.
  234. Р. Х. ЭДуслимов А. З. Нафиков |Э. А, АкопдаановУ1. Ю. Д. Попович Яузин1. Тахаутдинов Г. С. Каримов
  235. Жданов Н.Х.йльфанов Б. Е. Доброскок К. м. Тарифов А. С. Кашщллш А. Т. Панарин
  236. УТВЕРЖДАЮ Главный инженер производственного объединенияприемки технологии вскрытия слабосцементи-рованного неоднородного пласта, предотвращающей пескопроявление
  237. Ведомственная приемочная комиссия в составе: председателя Муслимова Р. Х. главного геолога объединения"Татнефть» и членов комиссии 1. Липерта А. И. — начальника отдела добычиобъединения «Татнефть»
  238. Мочалова Е.Ю. главного геолога ИЩУ «Ямашнефть»
  239. Гилязова Ш. Я. главного геолога НЩУ «Нурлатнефть»
  240. .Е. зав.отделом ТатНИПИнефтиб. Дадыки В. И. зав.сектором ВНИИКРнефти
  241. K.M. -зав.сектором ТатНИПИнефти
  242. Повдякова А.М. —главного-технического--------------инспектора труда ЦК профсоюза работников нефтяной и газовой промышленности при Татарском обкоме профсоюза
  243. Ведомственная приемочная комиссия в составе: председателя ТАХАУТДИНОВА <1Щ?. главного инженера объединения Татнефть и чденов комиссии:
  244. ВШ1ЕНСК0Г0 М.В. начальника отдела ПЦД ПО Татнефть
  245. АБРАЖЕЕВА Г. П. начальника технического отделаобъединения
  246. ПОПОВИЧА Ю.Д. замначальника отдела добычиобъединения
  247. ХУЗИНА Т.Н. начальника планово-экономическогоотдела объединения
  248. КАНДАУРОВОИ Г"Ф.- главного геолога НГДУ Лениногорскнефть
  249. МАННАНОВА §-.Н. главного инженера Азнакаевского • УПНП и КРО
  250. ПРАВДЮКА А.Н. главного инженера Лениногорского1. УПНП и КРС
  251. ГИЛЬФАНОВА H. X" главного инженера Альметьевского1. УПНП и КРС
  252. Д0ЕР0СК0КА Б.Е. завотделом эксплуатации и ремонтаскважин ТатНИПИнефти
  253. ГАРИФОВА K.M. зав. лабораторией ТатНИПИнефти
  254. ИВАНОВА А.И. главного геолога Н1ДУ Бавлынефть
  255. ПАНАРИНА А.Т. главного геолога НГДУ Альметьевнефть
  256. ИБРАГИМОВА Н.Б. главного инженера НГДУ Альметьевнефтьсчитает предъявленное техническое средство выдержавшим испитания. h, а в, а и в
  257. Рекомендовать пакер-паьау аГЯ-ГРИ-122−35 в проя$водотво я внедрение начиная о I ¦ января 1992 года" «обменах, ивобхода-мых добывает организациям.
  258. Председатель хомиоояи ' ^^ ??иФ.Тахаутдянов Члены ко „wo ей я „^Цг^-^г^^Выя >ии й
  259. Г"П.Абра*еев 1^'llii“ Попович '
  260. Н.ХуЗЯЯ 'Л&Ш^цгрова ?.Н.Маннаяов1. Правд“»
  261. Н.Х, Гиль$лноа Г^"3"Добросю>к1. УТВЕРЖДАЮ ,
  262. Генеральный директор ПО Татнефтьл .'. Г ¦ Га ле е в1. ЖЗШ—Ъ91 г. К
  263. Рекомендовать оборудование для облегчения извлечения пакера-гильзы из скважины к производству в комплекте к пакеру-гильзе.
  264. Председатель комиссии Члены комиссии
  265. М-Тахаутдинов Вышенский Г. Л. Абражеев1. А П Ш. Хузинг.#.Кандаурова Ф. Н. Маннанов .1. А. Н, Правдвк Н.Х.Гильфанов- !<�¦ и"?.Ж1. ТУ/
  266. В. До броско к :-К.М. Тарифовд"*/^ А. И. Иванов А.Т. Панарин ^ н. б. Ибрагкжэжприемки забойного отсекателя для нагнетательных скважин
  267. Ведомственная приемочная комиссия в составе: председателя ЗШРЕБфВА Е.П. начальника отдела 1Щ АО Татнефть и членов комиссии:
  268. МИНКАЕВА Т.А. зам. начальника отдела ППД АО Татнефтьзам. председателя)
  269. ФАРХУТДИНОВА Р.Г. начальника отдела ремонтов АО Татнефть
  270. АБРАЖЁЕВА Г. П. начальника технического отдела АО Татнефть
  271. ИВАНОВА А.И. главного геолога .НГДУ Бавлыне<|ггь
  272. Л^АРДАНОВА М.Б. начальника ЩPC НГДУ Бавлшефть
  273. ФЕДОТОВА Г. А. начальника отдела ППД НГДУ Лениногорскнефть
  274. ПРАВДША А.Н. главного инженера Лениногорского УПНП и КРС
  275. ДОБРОСКОКА Б.Е. зав. отделом эксплуатации и ремонта скважин1. ТатНИПИнефти
  276. ГАРИФОВА K.M. завлабораторией? освоения и эксплуатации. осложненных скважин ТатНИПИнефтисчитает предъявленное техническое средство выдержавшим испытания. г л ш, а п и а
  277. Рекомендовать забойный отоекатель для нагнетательных скважин производству и внедрению о I января 1995 года.
  278. Председатель комиооии: Члены хомиосии:
  279. Е.ПДеребцо! Т.А.Минкае" Р.Г.Фар^тдинов 'Г.П.Абражееж А. И. Иванов М.Б.Лайгарданов Г. А.Федотов1. A.Н.Правдюк1. B.Е.Доброскок К. М. Гарифо!
  280. УТВЕРЖДАЮ Первый/зам. генерального атнефтъсаутдинов
  281. АКТ приемки устройства для имплозионной очистки пласта
  282. Приемочная комиссия в составе: председателя комиссии ЖЕРЕБЦОВА Е.П.-начальника отдела ППД АО Татнефть и членов ¦комиссии:1.ФАВХУТДИНОВА Р.Г.2.АБРАЖЕЕВА Г. П.3.ИВАНОВА А.И.4.КАНДАУРОВОЙ Г. Ф.5.КАШАПОВА Х.З.6.ГИЛЬФАНОВА Н.Х.7.СКВОРЦОВА А.П.8.ДОБРОСКОКА Б.Е.
  283. Рекомендовать устройство для имплозионной очистки пласта к производству и внедрению с 1 января 1998 г.•у
  284. Председатель комиссии: Члены комиссии:
  285. Е.П.Жеребцов Р. Г. Фархутдинов Г. П.Абражеев А. И. Иванов Г. Ф.Кандаурова
  286. Кашапов Н. Х. Гильфанов тП. Скворцов —Б. Е. Доброскок К.М.Гарифов .П.Кузнецов
  287. У 1ЬЫЖДА*и Первый: директору1. Ж.9яШаутдинов1. АКТприемки устройства для отворота обсадной колонны
  288. Приемочная Фархутдинова Р.Г.-членов комиссии:1. Абражеев Г. П.2.Латыпов Р.Р.3.Скворцов А.П.4.Доброскок Б.Е.5.Тарифов К.М.6.Шайгарданов М.Б.7.Гильфанова Н.Х.8.Правдюк А.Н.
  289. Рекомендовать устройство для отворота обсадной колонны к производству и внедрению с 1999 г.
  290. Председатель комиссии: Члены комиссии:
  291. Р.Г.Фархутдинов Г. П. Абражеев ^Дгь-^ Р. РЛатьшов АЛ.Скворцов Б. Е. Доброскок К.М.Гарифов М.Б.Шайгарданов1. А.Н.Правдюк
  292. ГОСУДАРСТВ: -. !'.:¦ НАДЗОРУ Г. Г-«30ЛЖ ГО С Г О Р ! ^ XI. л д ЕЙ 11. ФЛ. Маннанов В.П.Кузнецов
  293. ШАЙГАРДАНОВА М.Б. начальника ЦЕРС НГДУ Бавлынефть
  294. Рекомендовать технолгию онистки пласта к внедрению с I января 1996 года.
  295. Председатель комиссии: Члены комиссии:1. Е.П.Жеребцов
  296. Т.А.Ыинкаев Р. Г. Фархутдинов Г. П.Абражеев А.И.Иванов
  297. Б.Шайгарданов Ф. Н. Маннанов ¿-^¿-¡-г? И. Ф. Шарапов Б.Е.Доброскок К.М.Гарифов1. АКТприемки клапана-отсекателя для добывающих скважинN
  298. Приемочная комиссия в составе: председателя комиссии ФАРХУТДИНОВА Р.Г. начальника отдела ремонтов АО Татнефть и членов комиссии:1. ПОПОВИЧА Ю.Д.2. АБРАЖЕЕВА Г. П.3. ИВАНОВА А.И.
  299. Рекомендовать клапан-отсекатель для добывающих скважин производству и внедрению с 1 января 1997 года.
  300. Председатель комиссии: Члены комиссии:
  301. Р.Г.Фархутдинов ЮСД. Попович А. И. Иванованнанов. У1. Н. Х. Гильфанов Н. Правдюк1. И-Д1. А.П.1ИЯ1. IIII. бдуЛлин Скворцов .Е.Доброскок К. М. Гарифов М.Б.Шайгарданов Г. П.Абражеев1. АКТенер ПО Татнефть ^ШЛ'-Ф.ТАХАУТДИНОВ1. ШШЩ. 1992 г./ Уу
  302. Приемочная комиссия в составе: председателя МУСЯИМОВА Р. X. главного геолога ПО Татнефть и членов комиссии:
  303. ЛГАРДАНОВА М.Б. начальника Бавлинского ЦКРС8. Д0БР0СК0КА Б.Е.9. ГАРИФОВА К.М.зав.отделом эксплуатации и ремонта скважин ТатНИПИнефть
  304. Завлабораторией ТатНИПИнефтьсчитает предъявленное техническое средство выдержавлим испытания.1. РЕШЕНИЕ
  305. Рекомендовать скребок „Кыргыч“ в производство и внедрение с I января 1993 года в объемах, необходимых ремонтным и добывавшим организациям.
  306. Председатель комиссии Члены комиссии:
  307. Р.Х.МУСШ0 В Р.Г.ФАРХУТДИНОВ Г. П.АЕРШБВ „СДЛЮЛОВИЧ А.Н.ПРАВДВК
  308. Л. X. ШЬМНОВ —> Ф.Н.МАННАНОВ1. М. Б. 1А ЛГАРДАНОВ1. Д06Р ОСКОК1. К. М. ТАРИФОВ1. УТВЕРЖДАЮнефть“ гимов 2000 г.1. АКТприемки технологии герметизацииучастков обсадной колонны
  309. Приемочная комиссия в составе:1. Фархутдинов Р. Г. 1. Латыпов Р.Р.
  310. Рекомендовать технологию герметизации протяженных участков обсадной колонны к внедрению с 1 января 2001 г.
  311. Председатель комиссии Члены комиссии:
  312. ГОСУДАРСТВЕННЫ) НАДЗОР, ГОСГ
  313. Р.Г.Фархутдинов Р. Р. Латыпов Р. Н. Ахметвал и е в Ф. Н. Маннанов А.Н.Правдюк
  314. X, Гильфанов Г. Ф. Кандаурова Ф.Ф.Халиуллин-5ЛМ.Валовский1. Тарифовой» Кузнецов
  315. Д. Шашин исемевдзге ?! ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
  316. ТАТНЕФТЬ"АЧЫК •юШбЬшт* ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ»
  317. ИОНЕРЛЫК ЖЭМГЫЯТЕ УЩ^Ш^У имени вд Щашина0, Татарстан Республикасы, 423 450, Республика Татарстан, мат шаИзре, Ленин урм 75 г. Альметьевск, ул. Ленина, 75 .
  318. Телеграф: Альметьевск Татарстан, «Татнефть" — телетайп: 724 149 „Радуга“. ."Е^^З^Й*6.'Телекс: 412 558 №. факс (85−53) 25−68−65. Е-ша»: [email protected]
  319. Устройство для отворота обсадной колонны внедряется в ОАО «Татнефть» с 1999 года, результаты внедрения приведены в таблице1. Годы 1999 2000
  320. Количество операций, шт. 4 7
  321. Экономичес кий эффект, млн.руб. 0,011 0,116
  322. Экономический эффект приведен в масштабе цен года внедрения.1. Начальник техничес
  323. Д. Шашин исемендзге ?1 ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
  324. ТАТНЕФТЬ"АЧЫК ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ»
  325. ИОНЕРЛЫК ЖЭМГЫЯТЕ Ц/^^ШгиГ имени В Д. Шашина0, Татарстан Республикасы, 423 450, Республика Татарстан, иэтшэЬэре, Ленин ур., 75 г. Альметьевск, ул. Ленина, 75
  326. СПРАВКА о результатах внедрения оборудования для облегчения извлечения пакера-гильзы
  327. Оборудование для облегчения извлечения пакера-гильзы внедряется в ОАО «Татнефть» с 1999 года, результаты внедрения приведены в таблице1. Годы 1999 20 001. Объем внедрения 86 43
  328. Экономический эффект, млн.руб. 11,6 8,785
  329. Экономический эффект приведен в масштабе цен года внедрения.
  330. Начальник технического отдела ч^А.1. Р.Н.Ахметвалиев
  331. Шашин исемендзге Jff ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
  332. ТАТНЕФТЬ «АЧЫК ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ"10НЕРЛЫК Ж. ЭМГЫЯТЕ ЪЯЩьШгЧ имени В, А Шашина
  333. О, Татарстан Республикасы, 423 450, Республика Татарстан, от шэЬэре, Ленин урм 75 г. Альметьевск, ул. Ленина, 75
  334. СПРАВКА о результатах внедрения устройства для имплозионнойочистки пласта (патент РФ № 2 114 989)
  335. Устройство для имплозионной очистки пласта внедряется в ОАО «Татнефть» с 1998 года, результаты внедрения приведены в таблице1. Годы 1998 1999 2000
  336. Объем внедрения, скважин 5 Л 19
  337. Экономический эффект, млн.руб. 0,0227 3,38 8,997
  338. Экономический эффект приведен в масштабе цен года внедрения.1. Начальник техничесфотдела 'Ъ
  339. Д. Шашинисемевдзге ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
  340. ТАТНЕФТЬ"АЧЫК •ТЯПШМ&ЯЕЗ» ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ»
  341. ИОНЕРЛЫК Ж9МГЫЯТЕ ^ЩРЁ^Г имени В Д. Шашина50, Татарстан Республикасы, 423 450, Республика Татарстан, мэт шэЬэре, Ленин ур., 75 г. Альметьевск, ул. Ленина, 75
  342. Технология очистки пласта внедрялась в ОАО «Татнефть» с 1996 по 1998 гг., результаты внедрения приведены в таблице1. Годы 1996 1997 1998
  343. Объем внедрения, скв/опер. 19 28 17
  344. Экономический эффект, млн.руб. 1556 1554 1,546
  345. Экономический эффект приведен в масштабе цен года внедрения.
  346. Начальник технического^ к"качцмпяг.л-«'-:-.*.т.отдела1. Р.Н.Ахметвалиев
  347. Д. Шашин исемендэге «ТАТНЕФТЬ «АЧЫК •ЮНЕРЛЫК ЖЭМГЫЯТЕ
  348. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ» имени В Д. Шашина0, Татарстан Республикасы, 423 450, Республика Татарстан, иэтшэЬэре, Ленин ур., 75 г. Альметьевск, ул. Ленина, 75
  349. СПРАВКА о результатах внедрения забойного клапана-отсекателя (патент РФ № 2 094 593)
  350. Забойный клапан-отсекатель внедряется в ОАО «Татнефть» с 1995 года, результаты внедрения приведены в таблице
  351. Годы 1995 1996 1997 1998 1999 2000
  352. Объем внедрения, скважин 6 23 3 7 6 9
  353. Экономический эффект, млн.руб. Не подсчитывали 485 62 0.131 0,089 0,6394
  354. Экономический эффект приведен в масштабе цен года внедрения.
  355. Начальник технического: Щ{ / ^ ' -
  356. Д Шашин исемендзге ИТАТНЕФТЬ"АЧЫК UHOHEPJlblK ЖЭМГЫЯТЕ150, Татарстан Республикасы, лмэт шэЬэре, Ленин ур., 75
  357. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ» имени В Д. Шашина423 450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 75
  358. СПРАВКА о результатах внедрения пакера-гильзы (патент России № 1 726 730, № 2 160 859)
  359. Пакер-гильза внедряется в ОАО «Татнефть» с 1992 года, результаты внедрения приведены в таблице
  360. Годы 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
  361. Объем внедрения, скважин 14 65 137 224 154 170 134 122 162
  362. Экономический эффект, млн.руб. 11,827 706 3436 16 248 14 400 18 333 10,6 22,6 20,15
  363. Экономический эффект приведен в масштабе цен года внедрения.1. Начальник технического'
  364. ОНЕРЛЫКЖЭМГЫЯТЕ. имени ВЛШашина50, Татарстан Республикасы, 423 450, Республика Татарстан, мэт шэЬэре, Ленин ур., 75 г. Альметьевск, ул. Ленина, 75
  365. Технология вскрытия слабосцементированного неоднородного пласта, предотвращающая пескопроявление внедряется в ОАО «Татнефть» с 1987 г. В таблице приведены результаты внедрения за 1987- 1989 г., далее внедрение продолжалось без учета.1. Годы 1987 1988 1989
  366. Объем внедрения, СКВ. 15 21 17.
  367. Экономический эффект, млн.руб. 0,257 0,347 0,2421. Экономический•эффект пр^дйенЩ^сштабе цен года внедрения.1. Начальник технического1. I V *
  368. Д. Шашин исемеадэге Я ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
  369. ТАТНЕФТЬ"АЧЫК ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ»
  370. ИОНЕРЛЫКЖЭМГЫЯТЕ ШР^ имени В Д. Шашина50, Татарстан Республикасы, 423 450, Республика Татарстан, мэтшэЬэре, Ленин ур, 75 г. Альметьевск, ул. Ленина, 75 .
  371. М «О В 2001 г. № у/-///?г1. СПРАВКАо результатах внедрения технологии направленной кислотной обработки карбонатных коллекторов с использованием обратных эмульсий (а.с. № 1 104 244)
  372. Технология направленной кислотной обработки с использованием обратных эмульрий начала внедряться в ОАО «Татнефть» с 1984 года. В таблице приведены результаты внедрения за 1984−1987гг., далее внедрение продолжалось без учета.1. Годы 1984 1985 1986 1987
  373. Объем внедрения, скважин 55 105 177 143
  374. Экономический эффект, млн.руб. 0,436 0,882 2,546 2,057
  375. Экономический эффект пш^Шрв^асштабе цен года внедрения.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?