автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Комплексная разработка и эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях



АЗЕИЗАЙД1АНСКЙЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ИНСТИТУТ НИТИ Й ХИМИИ им. М.АЗИЗБЕКОВА

УДК 622.276.1/4,04 (479-24)

КОМПЛЕКСНАЯ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОВДЕНИЙ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

(Специальности 05.15.06 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" и 05.15.10 "бурение скважин")

Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук а форме научного

отй

Баку- 1989 ^ £

На правах рукописи

ГАДЖИЕВ БАХМАН АБИШ.оглн

доклада

Ш>ит, « ООЭ1

Работа выполнена в производственном объединении "Каспмор-нефтегаз".

Официальные оппоненты

доктор технических наук,профессор Балакирев Ю.А., доктор технических наук,профессор Зайцев Ю.В., доктор технических наук,профессор Мовсуыов A.A.

Ведущее предприятие - Производственное объединение "Азнефть".

Защита диссертации состоится "_" 1989 г,

в "_" часов на заседании специализированного Совета

Д.054.02.G3 Азербайджанского ордена Трудового Красного Знамени

института нефти и-химия им.Ы.Азизбекова (АзШЕФТЕХШ) по

адресу: 370601, г.Баку, пр.Ленина, 20.

С диссертацией ыоано ознакомиться в библиотеке, АзИНЕФТШМ им.Ы.Азизбекова.

Научный доклад разослан "_"__1989г.

Ваши отзывы в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью, просим направлять по указанному адресу ученому секретарю.

тп'ецЕализированного Совета.

Ученый секретарь специализированного Совета,доктор технических наук,профессор

/

ОЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА. РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ

Разработке морских нефтяных месторождений, как во всем мире, так и в СССР придается большое значение.Из 120 стран,имеющих си-ход на континентальный шельф, более 100 ведут разработку шельфа на нефть и газ. Разведка и разработка новых месторождении показывают, чю в перспективе к 2000 г. около нефти будет добиваться из месторождений континентального шельфа. В настоящее время в Азербайджане на долю морской нефтедобычи приходится более 7(й. Бурение, разработка, и эксплуатация морских нефтяных месторождений отличаются сложностью, требуют больших материальных затрат, применения особой технологии и современной техники.

Развитие морской нефтегазодобычи в СССР невозможно без обобщения опыта разработки и эксплуатации крупнейшего нефтяного месторождения на море, каким являются Нефтяные Камни на Каспийском море.

Специфика организации работ в условиях огкрыюго моря при значительном удалении от материка и, следовательно, материальны;, баз, требуют объедиения достижений различных отраслей науки и техники, преодоления неблагоприятных условий при разведке, разработка и эксплуатации таких месторождений.

Все проблемы,связанные с разработкой и освоением морских нефтяных месторождений,в полной мере проявилась на месторо;дешш Нефтяные Камни.

В настоящей работе представлены основные полокения.разработанные и внедренные автором в процессе комплексной разработки и эксплуатации месторождения Нефтяные Камни, а такие других месторождений на суше в осложненных условиях.

В диссертации приведены основные результаты проведенных теоретических и экспериментальных исследований, а также данные об элективное хи выполненных разработок при их внедрении в производство.

Многолетняя работа на указанном месторождении позволяет автор? диссертации представить все ценное, что было сделано для эффективной комплексной разработки месторождений и при их эксплуатации. Дне серташш охватывает широкий круг вопросов.связанных с бурением сквг айн и их освоением, поддержанием пластового давления и обеспечение! нефтеотдачи путем воздействия на пласт,'исследованием скважин и плас тав,сбора и транспорта нефти.

Диссертация базируется на опубликоваяных научных трудах и изоС ретениях авхора, выполненных им в основном на Нефтяных Камнях при работе в должности главного инженера, а в последующем начальника нефтепромыслового Управления и затем Генерального директора производственного объединения "Азнефть". Результаты научных исследований были широко внедрены в производство, что дало экономический эффект, исчисляемый 17,6 миллионов руб. За выдающийся творческий вклад в комплексную разработку и освоение морских нефтяных месторождений группе ученых и производственников, в их числе и соискателю, присуждена Ленинская премия СССР, а за разработку и массовое внедрение технологии бурения наклонных сквакин с большим отклонением забоев от вертикали - Государственная премия Азербайджанской ССР.

Многие разработки автора диссертации защищены авторскими свидетельствами- на изобретения, прошли приемочные испытания, внедряются в нефтяной промышленности и принесли экономический эффект,исчисляемый сотнями тысяч рублей.

В начальный период разработки и эксплуатации месторождения Нефтяные Камни многие сложнейшие вопросы приходилось решать впервые

4

не имея опыта, достаточных данных о режимных параметрах скваккн и других сведений, при отсутствии необходимого энерго^-снэбжения и т.д. В .этих условиях надо было отказаться от традиционных методов, найти новые подходы, принципы' разработки.

В диссертации приведены основные результаты проведенных работ в' начальную пору разработки месюровдения Нефтяные Камни,которые в тот период позволили обеспечить освоение этого уникального месторождения.

Многие результаты были в дальнейшем использованы в других регионах страны, особенно при разработке нефтегазовых месторождений Западной Сибири.

Большой научный вклад в решение проблемы разработки и освоения морских нефтегазовых месторождений внесли академики АН Азерб. ССР, д.т.н.,проф. А.Х.Мирзаджанзаде и д.т.н., проф. В.Ф.Негреев, чл.-корр. АН Азерб.ССР, д.т.н.,проф. И.К. Севд-Рза,д.1.н. М.П.Гу-ли-заде',д.т.н. А.Б.Сулейманов.д.т.н. И.П.Кулиев, д.т.н. А.Мовсу-мов, д.т.н.С,ДОгаяов.

Вопросами разработки,' разбуривания, эксплуатации морских нефтяных месторождений и строительства сооружений занимались Э^.Алиханов.Т.А.Аллахвердиев,А.А.Биландарли, Л.А.Буряковский, Й.Б,Гасанов,Г.ГГумбатов,С.Р.]?робштеин,Д.М.Касуиа-заде,Б.М.Мамедов, М.К.Мамедов,З.И.Мелик-Тангиев,Д.К.Мзареулов,С.А.0рудЕев,Ф.Н.Саые-довД.Б.Юсуфзрде и др.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ - создание на базе теоретических и экспериментальных исследований, а. также результатов разработки и многолетней эксплуатации морского месторождения Нефтяные Камни и других в осложненных условиях, обобщенных научно-технических решений по рациональным и высокоэффективным методам комплексной разработки и

5

эксплуатации морских, нефтяных местороаденнй, а также,в области обеспечения безопасности труда на предприятиях нефтяной промышленности,

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Работа содержит решение следующих задач: разработку методологии и научно-прикладных полоаений по созданию и внедрению кустового наклонно-направленного бурения скважин с морских эстакадных сооружения и отдельных оснований;

разработку принципиально новых решений в области исследования сквакин и пластов в условиях морских нефтяных промыслов;

разработку технологических процессов для поддержания пластового давления и обоснование рациональных методов воздействия на пласт, повышения его нефтеотдачи и контроля за процессом воздействия; " '

разработку методов и новых технических решений по сбору и трансаорту нефти, а такав по доставке химических реагентов и сыпучйх'материалов;

- разработку прикладных положений по борьбе с пожарами на

«

эстакадах и обоснованиях, методов ^технических средств по борьбе , с грифонами, испытания буровых вышек в промысловых условиях, определения несущей способности талевых канатов и др.

МЫВД РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ •.

Разработанная автором методология комплекса исследований сквакш и пластов,а также результатов воздействия на пласт апробирована в реальных условиях разработки и эксплуатации морского месторождения Нефтяные Камни, месторождений Мурадханлы и др. и базировалась на математической теории эксперимента и методах обработки статистических данных по результата наблюдений.

НАУЧНАЯ'НОВИЗНА РАБОМ

1. Предложена и реализована зависимость оптимального' количества скважин на кусте от параметров скважин, глубины моря и количества одновременно работающих буровых станков.

2. Разработана и реализована на практике методология исследования пластов путем гидродинамического исследования группы скважин и распространения полученных результатов на всю залежь; разработан и внедрен метод контроля и регулирования режима залежи по ограниченным информативным параметрам.

3. Предложены, обоснованы и внедрены методы воздействия на пласт, обеспечивающие поддержание пластового давления и высокую »нефтеотдачу.

4. Установлена целесообразность раздельной разработки нефтя- ' ных горизонтов с различными геолого-физическими характеристиками; показано, что при ограниченном сроке эксплуатации гидротехнических сооружений разработку горизонтов следует вести по уплотненной сетке скважины или их расчленением на неснолысо объектов; разработана и внедрена методология создания искусственной газовой шапки.

5. Определены рациональные сроки эксплуатации обводняющихся нефтяных скважин и оптимальные сроки эксплуатации лифтовых труб.

6. Разработана и обоснована промысловыми экспериментами принципиально новая технология промывки песчаных пробок при низком . пластовом давлении.

7о Обоснована и внедрена методика глушения открытого фонтана воздействием на призабойную зону скваяин с использованием другой эксплуатационной скважины, пробуренной наклонно-направленным способом с соседнего куста.

8. Разработаны и экспериментально подтверждены ноше технологические методы освоения месторождений с трещиноватыми каверно-

7

образными коллекторами и высокими пластовыми давлениями.

9. Теоретически обоснованы, экспериментально проверены и внедрены принципиально новые технологические способы испытаний буро.-вых вышек и определения несущей способности талевых канатов.

Перечисленные выше результаты, составляющие научную новизну работы, получены автором и внедрены в отечественной практике.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ

Внедрены: ■

X. Новая технология проводки наклонно направленных скважин при их кустовом расположении с приэстакадных площадок и отдельных морских оснований и устройства, обеспечивающие бурение наклонно направленных скважин с заданным отклонением от вертикали и по определенно^ азимуту при значительном удалении забоя от устья ( в плане ). .

2. Способы подготовки скважин к перфорации и методы освоения скважин.

3. Методология комплексного воздействия на пласт в зависимости от его характеристик для поддержания пластового давления.

4. Конструктивные схемы и технические решения для сбора и транспорта нефти в условиях морского промысла, технология прокладки трубопровода при больших глубинах моря, а также способ транспортирования химических реагентов и сыпучих материалов.

5. Технология поддержания пластового давления с использованием двигателей внутреннего сгорания в качестве привода для насосных агрегатов и применение энергопоездов,

6. Метод определения рационального размещения скважин на кустах, что дало возможность проводить на ограниченной площади все необходимые работы в период эксплуатации скважин и при их

ремонте;

7. Способ регулирования дебита сквакин при отсутствии пезультатов замеров по отдельным скважинам;

8.' Методы борьбы с грифонами в условиях морского нефтяного месторондения;

9. Способы испытаний буровых вышек и талевых канатов на буровых установках.

Результаты комплекса теоретических и экспериментальных исследований в области бурения наклонно направленных скважин с эстакад и морских оснований, разработки месторождения и эксплуатации нефтяных скважин, а такяе сбора и транспорта нефти и безопасности нефтепромысловых работ внедрены на месторождении Нефтяные Камни. Благодаря этим работам реализована программа освоения этого уникального морского нефтяного месторождения и выполнена планы добычи нефти и газа в течение многих лет с начала разработки месторождения.

Экономическая эффективность разработанных и внедренных мероприятий составляет 17,6 миллионов руб. -Кроме того,

в четырех регионах страны, более чем на 40 буровых внедрен неразрушащий способ испытаний буровых вышек, что дало экономический эффект 240 тыс.р.

ПУБЛИКАЦИЯМ Основные полояения диссертации опубликованы в 52 работах,в т.ч. монографии, изобретения, обзоры и е.татьи.

9

- .......СОДЕШНИЕ даССЕРТАЦИИ

1. Кустовое бурение наклонно направленных скважин

Разработка нефтяного морского месторождения характеризуется целым рядом специфических особенностей, важнейшим из которых является ограниченность срока службы гидротехнических сооружений из-за агрессивного коррозионного действия морской воды. Месторождение Нефтяные Камни является многопластовым, насчитывающим около 20 самостоятельных эксплуатационных объектов,расположенных на пяти тектонических полях. Рациональной принята система разработки, предусматривающая одновременное разбури-вание нескольких базисных горизонтов на основе запроектированных по ним самостоятельных.сеток разработки. Эти условия обусловили стремление к максимальному увеличению темпов бурения на месторождении Нефтяные Камни.

Стояла задача пробурить за короткий срок как можно больше скважин. При этом, если в условиях суши решение этой задачи сводилось бы, очевидно, к увеличению вышкомонтажных и буровых бригад с соответствующим обеспечением их инструментом, материалами и оборудованием, то в условиях моря'это технически сложно и экономически нецелесообразно. Строительству каждой буровой предшествует сооружение отдельных морских оснований или приэста-кадных площадок, что требует наличия и подвоза большого количества металла, строительных и других материалов.

Так, для морской скважины расход металла по сравнению с такой же скважиной на суше увеличивается кратно,в несколько раз. При. глубине скважаы до 2500 м удельный расход металла на суше составляет 70-80 кГ/м проходки, а на море-до 400 кг/м.

Если при этом учесть, что среднегодовая скорость ветра на акватории Нефтяных Камней достигает 15 и/сг а максимальное

значение - до 40 м/с и., кроме того, до 85% времени года исключается возможность работы с плавсредствами, то совершенно очевидно,какое огромное значение приобретает наиболее полное использование каждого морского гидротехнического сооружения.

Таким образом, названные соображения заставили искать выход в укрупнении кустовых оснований и приэстакадных площадок. Сначала бурили 4, а затем и 8 скважин с одной площадки. Освоение кустового метода бурения на практике подтвердило ряд ег,о серьезных преимуществ, одним из которых явилось сокращение объема строительных и вышкомонтажных работ.

Укрупнение кустовых оснований и приэстакадных площадок для бурения 12, 16 и 24 скважин одновременно двумя или тремя станками потребовало решить сложнейшую задачу успешной борьбы с грифонообразованияыи и усовершенствовать технику и технологию наклонно направленного кустового бурения скважин. . С целью -предупреждения грифонообразования были приняты следующие меры:

в проектах скважин на! участках с зафиксированными ранее случаями грифонообразования следует предусматривать перекрытие промежуточной колонш "пласта .обуславливающего грифон";

тампонаж скважин должен осуществляться с соблюдением условий, обеспечивающих его высокое качество;

йри использовании утяжеленных растворов особое внимание должно быть уделено обеспечению минимального статического напряжения сдвига при. поддержании неизменными остальных параметров раствора;

ствол тщательно .прорабатывать,, чтобы обеспечить плотное'и прочное сцепление цемента с породой в затрубном пространстве, исключающее проникновение газа и нефти по затрубному простран-

ству от "пласта обсулавливающего грифон"»

не допускать,чтобы давление на устье превышало давление "пласта, обуславливающего грифон",для чего в процессе бурения или после заливки обсадной колонны систематически снижать давление на устье.

Было принято решение бурение эксплуатационных скважин вести от контура к периферии и последний рад эксплуатационных скважин пробурить на поздней стадии, разработки или,не производя их бурения, вытеснить нефти с помощью искусственно созданной газовой шапки.

Применение на практике этих рекомендаций привело к тому,что удалось предупредить образование грифонов, что позволило укрупнить основания и площадки для бурения с каждой из них по 16-20 скважин. Это дало возможность.например,вместо запроектированных первоначально 3-х отдельных оснований для бурения 19 скважин, стоимостью 9 88|7 тыс.р., построить одно крупноблочное основание стоимостью 495,5 тыс.р. Таким образом, только в данном случае получена экономия в 493,2 тыс.р., а площадок и оснований было сооружено более 100. Помимо очевидной экономии материалов и средств, применение крупноблочного Ьснования позволило улучшить ■ организацию буровых работ за счет сосредоточения на кусте большого количества материаловнеобходимых для одновременной проводки 3-х скважин.

Освоение кустового бурения потребовало совершенствования технологии и техники наклонно направленного бурения.

Концентрация на одной площадке большого числа скважин означала увеличение радиуса нефтеносной площади,, охватываемой скваг ютами куста, и зависела от возможностей наклонного бурения с точки зрения набора больших отклонений в заданных азимутах.

В связи с этим технология бурения наклонно направленных скважин на месторождении Нефтяные Камни была изменена. Например: в начальный период разработки в качестве отклонителей при-

3

меняли кривые трубы диаметром б /8" с толщиной стенок 11-12 мм и углами изгиба 3-5°. Однако опыт работы показал, что в результате остаточных деформаций под воздействием нескольких долблений кривая труба выпрямлялась и,следовательно, не могла быть использована как отклонитель. Кроме того, при кривизне ствола скважины в 20° и выше не представлялось возможным изменять кривизну ствола и его направление с помощью кривой трубы. Поэтому были применены другие способы, в числе которых использование в качестве отклонителей кривых переводников с установленными над ними утяжеленными бурильными трубами ( УБТ ). Угол искривления кривых переводников был доведен до 3°. Для увеличения возможности изменения направления ствола скважины стали применять укороченные турбобуры.

Укороченные турбобуры способствовали интенсивному набору кривизны' и более интенсивному изменению азимута. В дальнейшем создали эксцентричный отклонитель,способный изменять свой поперечный размер при прохождении суженной части ствола, что исключало заклинивание инструмента. При необходимости получения максимальной интенсивности изменения параметров наклонного

ствола эксцентричный отклонитель использовали в сочетании с

»

укороченным турбобуром.

Развитие кустового наклонно направленного морского бурения на месторождении Нефтяные Камни потребовало решить проблем выбора рационального профиля наклонных скважин и конструкции.

Этот профиль должен был отвечать условиям набора значительных отклонений забоя от устья скважин ( до 600 м ) при неболь-

13

ших глубинах скважин ( 1400-1700 м ). При этом следует учесть, что проводка скважин осуществлялась в сложных геологических ' условиях, с применением утяжеленных буровых растворов, при пластах,имеющих угол падения 40°, что вызывало изменение кривизны и направления скважины на участках работы без отклоните-ля. Был принят следующий профиль,наиболее полно отвечающий условиям месторождения Нефтяные Каши:

первый участок - вертикальный; второй - плавный набор кривизны от нуля до требуемой величины; третий - прямолинейный, наклонный.

Для обеспечения стабилизации кривизны и азимута ствола на участках работы без отклонителя было создано специальное приспособление. Изменяя место установки приспособления добивались необходимого изменения кривизны ствола скважины при неизменном азимуте. При большом числе скважин на кусте приходилось предусматривать различные глубины первых спусков отклоняющих приспособлений, особенно в скважинах,проектные азимуты которых близки между собой. В ряде случаев, уже при бурении под техническую колонну, возникала необходимость набора кривизны до 28°. Поэтому пришлось провести работы по упрощению и облегчению конструкций скважин, что позволило обеспечить хорошую проходимость обсадных колонн при их спуске на искривленных участках ствола.

При разбуривании куста скважин на месторождении Нефтяные Камни с использованием одной вышки и одного подвышечного блока бурились последовательно 2 скважины. Последовательное двуствольное бурение предусматривало размещение устьев скважин на расстоянии 1,2 - 1,5 м друг от друга. Бурение осуществлялось при наклоненной на 1° вышке с помощью поДкладок высотой 146мм,

подставляемых под передние ноги вышки. По окончании бурения первого ствола и опрессовки эксплуатационной колонны переходили к бурению второго ствола, для чего вышку наклоняли на 1° в обратную сторону, с помощью тех же подкладок,подставленных под задние ноги. При бурении второго ствола все оборудование и под-вышечные сооружения остаются без изменения, за исключением выходов желобной системы и щурфа, которые перемещают на 0,6-0,75м.

Следующую пару скважин бурили с подвышечного основания, построенного так, что оси скважин располагались на расстоянии 2,6 м от предыдущей пары. Вышку перетаскивали на это расстояние совместно с силовым блоком, лебедкой и ротором. При этом была ^пересмотрена конструкция подвышечного основания и свайных опор. Описанный вариант позволял осуществить работы, связанные с любым подземным ремонтом, без остановки соседних скважин. Кроме того, расчетами было установлено, что незначительная реконст-. рукция подвышечного основания обеспечивает прочность конструкции, благодаря чему отпадает необходимость в забивке дополнительных свай, что является наиболее дорогостоящей операцией в процессе сооружения площадки.

• При глубине скважин,достигающей 2000 м,и недостаточной грузоподъемности применяемых для ремонта скважин агрегатов "Бакинец", текущий ремонт мог производиться при использовании вышки, передвигаемой по рельсовоцу пути. Применение передвижной вышки дало значительный экономический эффект и облегчило условия ремонта.

Размеры площадок были рассчитаны соответственно на 8;12;16; 20;24 скважин. С увеличением числа скважин удельная площадь ( площадь,приходящаяся на I скв. ) уменьшается. На одну скважину выигрыш площади составляет более 80 Учитывая сложность

к высокую стоимость строительства индивидуальных площадок,переход на предлагаемый способ дал болыцую экономию средств, в том числе ввиду ускорения ввода скважин в эксплуатацию. При обосновании размеров кустовых оснований была учтена, возможность бурения всех скважин без демонтака насосного оборудования, что дало дополнительный экономический эффект.

Наклонно направленное бурение скважин в условиях моря обладает тем преимуществом, что с помощью таких скважин можно воздействовать на другие площади. Были разработаны меры воздействия для ликвидации открытых фонтанов, что не требовало строительства отдельных сооружений,буровой, монтажа вышки и проведения других затяжных и дорогостоящих работ. Внедрение наклонно направленного бурения с большим отклонением забоя скважин от вертикали позволило увеличить количество скважин на кусте и обеспечить точное попадание в координаты сетки ( диаметр цели 15 м ), что имеет огромное значение при разработке многопластовых месторождений и сохранении сетки скважин по горизонтам. Данный метод способствовал освоению месторождений в Западной Сибири, когда бурение наклонно направленных скважин в заболоченной местности ведется с отдельных островков, и в других регионах страны.

Существенные усовершенствования были проведены под руководством автора диссертации.в области доставки химических реагентов и сыпучих материалов. В начальный период эксплуатации месторождения утяжелители для буровых растворов и другие химические реагенты и сыпучие материалы доставлялись на сухогрузных баржах, которые при причаливании часто деформировали эстакаду. Их разгрузка проводилась в основном вручную с помощью лопат,

ковшей и кранов. Увеличение объема буровых работ потребовало в корне изменить снабжение буровых сыпучими материалами. Для этого были проведены дноуглубительные работы, реконструированы причальные сооружения, применены специальные крановые суда и контейнеры для сыпучих материалов объемом Ют. Все эти меры позволили существенно улучшить доставку на буровые необходимых материалов, сократить простои, ликвидировать ручной труд при выгрузке сыпучих материалов и улучшить технико-экономические показатели при бурении. Шло высвобождено до Ю сухогрузных барж.

В результате была исключена деформация сооружений от ударов барж, при их. причаливании и выгрузке сыпучих материалов, и выход «з строя гидротехнических сооружений.

На Нефтяных Камнях впервые в практике борьбы с открытыми фонтанами был применен метод с использованием скважины, находящейся в эксплуатации и пробуренной с соседнего куста наклонно направленным способом. Обычно в подобных экстремальных ситуациях на суше рядом с фонтанирующей сквалиной бурят другую скважину, с помощью которой воздействуют На фонтанирующую скважину..

В данном случае такой способ оказался неприемлемым, так как потребовалось бы соорудить отдельное основание, достазить и установить буровое оборудование, пробурить скважину. Все это заняло бы продолжительное время, за которое весь куст в 18 скважин, в который входила горящая фонтанирующая скваотна № 522, был бы уничтожен.

В такой ситуации соискателем были проанализированы пара -

метры наклонно направленных скважин, пробуренных с соседней площадки № 619, расположенной на расстоянии 800 м. Анализ показал, что забой скважины № 720 находится на расстоянии 30 и от забоя скважины № 522. Было предложено осуществить гидроразрыв пласта при давлении 25 МПа, используя в качестве нагнетательной скважину № 720.

В результате проведенной технологической операции в течение суток удалось ликвидировать открытый фонтан и пожар на кусте и спасти 17 эксплуатационных скважин и само сооружение.

Таким образом, проведенный анализ, соответствующие расчеты и внедренный метод позволили рекомендовать в дальнейшем вести проводку наклонно направленных скважин таким образом, чтобы с одного куста воздействовать на скважины другого, соседнего куста и тем самым при необходимости ликвидировать открытые фонтаны и пожары в кратчайшие сроки при минимальных материальных затратах.

Под руководством автора диссертации проведены теоретические и экспериментальные исследования, которые завершились разработкой принципиально новых методов испытания буровых вышек и установления несущей способности талевых канатов.

Метод испытаний буровых вышек основан на определении частоты собственных колебаний вышки без внешней нагрузки и при нагру-жении усилием не менее 10% номинальной грузоподъемности.

По формуле

р , КРп Рн

где - фактическая грузоподъемность вышки; - паспортная грузоподъемность вышки;

Рв - нагрузка на крюке;

критическая нагрузка для вышки данной конструкции; круговая частота собственных колебаний вышки без нагрузки и под нагрузкой;

К=£54- коэффициент, учитывающий конструктивные особенности вышки,определяющий фактическую грузоподъемность вышки.

Данный способ принят ведомственной комиссией Миннефтепрома по результатам приемочных испытаний в ПО "Азнефть" и ПО "Бело-русьнефть" при которых вышки были доведены до разрушения и фактическая нагрузка, при которой произошло разрушение вышки была сравнена с расчетной. Сходимость составила 98^.

Способ прост в применении, не требует затрат материальных и 1 людских ресурсов, высокоэкономичен.

В настоящее время разработан прибор на базе микро-ЭВМ, позволящий автоматизировать процесс испытаний. Результаты испытаний отражаются на дисплее и фиксируются на регистрационной ленте.

Данный неразрушающий способ внедрен более чем на 40 буровых в четырех регионах страны, с фактическим экономическим эффектом более 240 тыс.р.

На сопоставлении частот колебаний ветвей талевого каната, находящегося под нагрузкой и без нагрузки,основан разработанный принципиально новый метод оценки несущей способности талевого каната. Предложенный метод позволяет автоматизировать процесс й определить фактическую величину допустимого усилия, исходя из состояния каната, его изношенности.

2. Разработка и освоение месторождения Нефтяные Камни

Промышленная разработка месторождения Нефтяные Камни была начата одновременно со строительством эстакад и с составлением проекта разработки. В связи с этим на первой стадии разработки скважины закладывались не на основе гидродинамических расчетов, а по равномерной сетке скважин согласно схеме 200 х 200, 200 х 400. м.

В процессе начальной эксплуатации выявилось, что происходят быстрое снижение пластовых давлений по горизонтам и уменьшение текущего отбора нефти по скважинам. Таким образом, дальнейшая эксплуатация без проведения процесса поддержания пластового давления с большими отборами привела бы к прекращению фонтанирования. Были выявлены предпосылки для успешного проведения процесса отбора нефти с поддержанием пластового давления: наличие упругого водонапорного режима по горизонтали свит Ш и КаС, высокая проницаемость, низкая вязкость нефти в пластовых условиях, однофазная жидкость в пласте. Крутые углы падения пластов явились основой для осуществления приконтурного и законтурного заводнения горизонтов.

Поскольку количество добываемой пластовой воды оказалось недостаточным для закачки в пласт, то в районе Нефтяных Камней использовалась наиболее доступная морская вода для нагнетания в пласт. При возникновении депрессионной зоны отбор ограничивался или же скважины в этой зоне закрывались до выравнивания линий изобар.

Осуществление законтурного заводнения для свиты ПК привело к тому, что горизонт ПК в короткий срок стал реагировать на проводимый процесс.

. Своевременно были приняты меры по прекращению эксплуатации скважин после обводнения до 50%, так как извлечение большого количества пластовой воды могло привести к прорыву в водонеф-тяней контакт закачиваемой морской вода,и тогда эффект оторочки из пластовой воды был бы уничтожен. В результате проведенных исследований было установлено, что прекращение эксплуатации скважин с 50$ не приведет к уменьшению суммарного отбора нефти из пласта, а наоборот, отбор увеличится. Дальнейшая эксплуатация подтвердила этот вывод.

Скважины,обводнившиеся до 50$, после соответствующих изоляционных работ были возвращены на вышележащие горизонты.

За счет качественного процесса законтурного заводнения с целью поддержания пластового давления 98$ всего фонда скважин горизонта свиты ПК эксплуатировались в течение многих лет на наиболее экономичном фонтанном режиме, с небольшой депрессией.

Что касается свиты ПК^,то в результате проведенных исследований было выявлено, что она делится на 2 горизонта глинистым разделом, который, несмотря на незначительную мощность, является хорошим изолятором. Было установлено, что скважины, в которых наблюдается рост пластового давления, относятся к верхней части горизонта, а скважины, в которых пластовое давление падает, относятся к нижней части. Нагнетательные скважины, проведенные на горизонт ПК^по проекту должны были охватывать фильтрами всю его толщину. В процессе эксплуатации, после разделения эксплуатационных и нагнетательных скважин по горизонтам ПКзд ( верхний ) и ПКзд С нижний ), отмечались прекращение падения пластового давления, которое наблюдалось в начальный период, его стабилизация и в последующем - рост.

Проведенный анализ возможных методов воздействия на«пласт, исходя из конкретных условий и опыта разработки горизонтов месторождения Нефтяные Камни,позволил установить следующее:

наиболее приемлемым методом воздействия на горизонт KaCg с целы

увеличения нефтеотдачи следует считать внутриконтурную закачку вода;

нет необходимости бурить нагнетательные скважины в головной части горизонта, так как имеются законсервированные скважины, перешедшие на чистый газ;

форму контакта нагнетаемой воды можно регулировать путем периодического прекращения нагнетания воды в горизонт на время, необходимое для того, чтобы газ из головной шапки достиг забоя нагнетательных скважин. После этого вновь следует возобновить закачку воды. Тем самым газовая оторочка, находясь между двумя фронтами вода, будет смешиваться с водой, благодаря чему образуется двухфазная жидкость с меньшей проницаемостью, что необходимо для устранения прорыва воды или газа в эксплуатационные скважины. Данный метод поддержания пластового давления осуществлялся на объектах юго-западного и северо-восточного крыла и дал положительный результат. Установлена эффективность раздельной разработки нефтяных горизон- ' тов по юго-западному крылу месторождения Нефтяные Камни, и результат опыта перенесен на северо-восточное крыло месторождения, где вместо проектных двух сеток по ПК свите в свое время начата разработка тремя сетками. Существенное значение имеет раздельная разработка технологически разобщенных и гидродинамически не связанных полей одной и той же нефтяной залежи.

В качестве мероприятий, улучшающих состояние разработки, было предложено следующее:

перемещение фронта нагнетания по мере продвижения водонефтяного контакта, для чего использовать обводненные нефтяные скважины;

разрезание залежи. КаС для интенсификации закачки и увеличения коэффициента нефтеотдачи;

увеличение объема закачки по горизонтам периклинальной части складки.

При разработке месторождения Нефтяные Каши на основе полученного опыта были установлены основы контроля и регулирования отдельных пластов, а также проведения комплексных исследований.

При исследовании скважин было установлено влияние снижения забойного давления -ГЪаб, которое ниже величины давления насыщения -Рнас, на продуктивность пласта и условия фонтанирования.

Построение зависимости буферного давления Рбуф от (Рнас-Кзаб) и (Рзаб-Рбуф) от (Рнас-Рзаб) по скважинам показало, что снижение забойных давлений ниже давления насыщения.до определенного предела приводит к росту буферных давлений, что объясняется резким снижением веса столба жидкости в этом интервале изменения забойного давления. При дальнейшем снижении забойного дав-ле'Ния наблюдается относительное постоянство буферного давления, которое объясняется увеличением влияния роста гидравлических потерь в стволе скважины. При больших значениях(Рнас-Рзаб)буферное давление падает. Поскольку глубины скважин рассматриваемых горизонтов, диаметры эксплуатационных колонн и применяемые эксплуатационные лифты примерно одинаковы, а удельный вес и коэффициент растворимости, полученные по отдельным скважинам залежи, почти не отличаются, найденные количественные характеристики могут быть распространены на все скважины, находящиеся в условиях, идентичных с условиями исследованных скважин.

Поэтому для всех таких скважин было принято, что буферные давления являются максимальными в интервале значений (Рнас-Рзаб)= = (0,7 + 0,8) Ша. По отдельным исследованным сквржинам были построены зависимости продуктивности от величины (Рнас-Рзаб), и данные.полученные по ним,распространены на все скважины ПК свиты.

При разработке крутопадающих пластов необходимо было сохранить движение по пласту однофазной жидкости. Для этого необходимо,чтобы Рпл было значительно больше Рнас. Однако,если это условие обеспечивается в приконтурной части залежи,то в прис-водовой части Рпл близко к Рнас. Поэтому.при разработке крупнопадающих пластов должны быть установлены такие дебиты, чтобы не нарушался режим пласта, что и было обеспечено при разработке месторождения Нефтяные Камни.

В задачу автора входило на примере залежей юго-западного крыла складки Нефтяные Камни решить некоторые вопросы вытеснения нефти водой и обводнения эксплуатационных скважин,поскольку существующая практика возврата скважин лишь после 90-95%-ного обводнения их пластовой водой требовала уточнения. .

Удлинение сроков эксплуатации йбводненных скважин с обяза- • тельным обводнением на 90-95% извлекаемой жидкости ухудшает процесс разработки. Это ухудшение выражаетоя в следующем:

большое количество извлекаемой пластовой воды уменьшает толщину щелочной оторочки,что создает возможность прорыва нагнетаемой воды и ухудшение нефтевымываэдцих ее свойств; учащается пробкообразование;

увеличиваются дополнительные затраты в результате извлечения воды вместе с нефтью,а также из-за прекращения фонтанирования и расходов на вытесняющий агент (воздух) и др.

Было установлено,что при обводнении скважин наступающей контурной водой эксплуатацию следует прекратить, Причем,чем ниже по структуре располагается ряд скважин,тем при более низком проценте воды целесообразно прекратить эксплуатацию, Начиная с обводненности 40$ в ближайших к контуру скважинах,следует постепенно увеличивать сроки эксплуатации вплоть до наступления предела экономической рентабельности эксплуатации.

Прекращение эксплуатации обводняющихся скважин на более ран нем уровне обводненности позволяет сократить объемы буровых работ за счет возврата на вышележащие объекты. В.условиях многопластового месторождения такая система разработки позволила (Уменьшить количество базисных горизонтов,сохранив сроки разработки.

На нефтяных месторождениях с наклонными пластами,в которых нефть подпирается контурными водами, наиболее предпочтительным методом поддержания пластового давления.является законтурное заводнение. Вытеснение нефти, происходит со стороны контура,и при этом в конце разработки месторождения возникает положение, при котором между самым последним рядом эксплуатационных сква-жт и тектоническим нарушением остается полоса залежи шириной до 100-200м в зависимости от выбранной сетки разработки. Нефть из этой полосы остается неиэвлеченной. Из различных способов Еытеснить эту. нефть к забоям эксплуатационных скважин последнего ряда на месторождении Нефтяные Камни автором рекомендовано применение сжатого газа.

Освоение скважин. Ввиду высоких коллекторных свойств пластов и малоизученности районов для исключения аварийных ситуаций на месторождении Нефтяные Камни применялся глинистый раствор высокой плотности■-.. При вскрытии продуктивного горизонта

такой раствор,проникая в поры призабойной зоны,делал ее почти непроницаемой. При освоении скважин не всегда удавалось обеспечить хорошую гидродинамическую сообщаемость между пластом и забоем скважин. Несмотря на создание депрессии в 200-300 м.вод.стол-ба,часто притока не наблюдалось. Приходилось повторно создавать давление на пласт,разрядкой очищать призабойную зону, после чего осваивать скважины. Практика показала,что если колонна спущена не до конца фильтра, то работает только 10% мощности фильтра, а остальная часть забита. Поэтому было предложено спускать колонну до низа фильтра, что обеспечивало его работу на полную мощность.Это особенно эффективно в нагнетательных скважинах.

Одним из сложнейших технологических процессов является процесс очистки призабойнойзоны от песка. Ввиду низких пластовых давлений применяемые различные способы очистки не налит широкого применения. ......

При больших интервалах перфорации с охватом всей мощности пласта существующие методы очистки, кроме желоночного, не позволяют довести процесс до конца. Достаточно вскрыть верхнюю зону, как промывочная жидкость из-за высокой дренированности.поглощается пластом, не давая возможности вскрыть его полностью.

Скважина остается гидродинамически несовершенной,так как при вызове притока работает только верхняя часть фильтра. В связи с интенсивной работой верхней части фильтра выносятся песок и в результате работа скважины прекращается.

. . Автором предложен метод промывки песчаных пробок с применением установки,принцип действия которой основан на применении двух электропогружных центробежных насосов, расположенных соосно с валом электромотора.

Нижний насос размывает песчаную пробку, а верхний осуществляет вынос песка. В результате обеспечивается гидронамически совершенное вскрытие пласта, призабойная зона не подвергается многократному воздействию депрессий и разрушениям, обеспечивается равномерная работа пласта по всей мощности.

Применение установки на предприятиях ПО "Азнефть" позволяет перевести значительное.количество скважин на эксплуатацию диафратаенными насосами, что в несколько раз увеличит межремонтный период и, следовательно» резко уменьшит число ремонтов. Кроме того, предлагаемый способ позволяет обеспечить работу диафрагменных насосов, для которых-динамический уровень должен 0ыть не менее 20 м.

Созданная при участии автора и залщщеннал авторским свидетельством на изобретение скважинная насосная установка предназначена для эксплуатации скважин,на забое которых осавдаются песчаные, пробки,а также для текущего и капитального ремонтов скваяин при очистке песчаной, пробки.

Данная установка показала высокую эффективность.

С открытием нефтеносной площади Мурадханлы нефтяники республики впервые столкнулись с наличием в пластах,, трещиноватых, кавернообразньгх коллекторов с высокой продуктивностью. В этих условиях проблемой стал выбор рациональной конструкции скважины., На месторождении Мурадханлы имелись отложения с большой мощностью пласта и аномально высоким Рпл, а в связи с вулка -

ническим образованием залежи и "запутанным пластованием" определить переход от высокого Рпл к нормальному не представлялось возможным по каротажу и другим геофизическим измерениям. Поэтому выбор конструкции скважины позволял решить вопрос перехода от высокого РПл к Рср. Кроме того, по полученным от геофизиков параметрам разреза на представлялось возможным точно определить расположение кровли,и в этих условиях приходилось производить большой объем геофизических измерений. Во многих случаях имело место выделение газа из-под башмака колонны, что приводило к снижению плотности раствора на 0,3-0,4 Г/см, а это,в свою очередь, создавало дополнительную депрессию. В этих условиях приходилось осуществлять повторную заливку и применять методы борьбы с осложнениями с тем, чтобы обеспечить нормальное вскрытие горизонта при плотности 1,5-1,6 Т/си . Применяли утяжеленный раствор, обеспечивали герметичность технической колонны при снижении плотности раствора с 2,1-1,9 до 1,6-1,5 г/см^, по -интервальио проводили геофизические работы по спуску пластоиспы-тателя с целью уточнения мощности продуктивной толщи. Эти операции проводились до получения притока нефти, после чего подготавливали скважину к завершающецу этапу спуска эксплуатационной колонны.

Такие условия требовали недопустить загрязнения трещиноватых кавернообразных коллекторов глинистым раствором. Опыт эксплуатации показал, что отсутствие облегченного горячего там-понажного цемента приводило к поглощению в продуктивный горизонт и вывод его из строя. Было однозначно установлено, что в данных условиях традиционные методы спуска колонны, проведения заливки с последующей перфорацией нельзя применять.

На основе проведенных исследований автором были разработаны, рекомендованы и приняты к применению следующие конструкции скважин для успешного вскрытия продуктивного горизонта:

1. В фильтровую зону скважины спускали заранее подготовленный щелевой фильтр. На него устанавливали патрубок высотой

I м с цементным мостом. Над патрубком устанавливали специальный щелевой фильтр в металлическом кожухе и опору пробки. После проведения заливочных работ на устье скважины устанавливали превентер и с помощью пикообразного долота разбуривали пробку, цементный стакан и цементный мост в патрубке. Производили про-швку, а затем заменяли бурильную колонну на эксплуатационную.

2. В случаях, когда не удавалось полностью изолировать техническую колонну от затрубных проявлений из-за создаваемой депрессии, приходилось спускать эксплуатационную колонну и проводить изоляционные работы,не вскрывая нижние отделы продуктивной толщи.

После снижения плотности раствора до его нижнего предела 3"

1,5-1,6 Г/см и надежной герметизации башмака эксплуатационной колонны осуществляли бурение через эксплуатационную колонну меньшим диаметром, вскрывали продуктивный горизонт, испытывали его на приток и после проведения геофизических измерений определяли необходимую мощность фильтра. Спускали готовые фильтры, соответствующие мощности фильтрущей зоны, устанавливали специальный пакер, соединенный с наюсно-компрессорными трубавд СНКТ) и продолжали спуск НКТ до забоя. При посадке на забой НКТ срезались заблаговременно установленные шпильки. Приподнимали 12? и проводили испытание скважины.

3. С целью исключения необходимости в дополнительном подъеме НКТ был предложен следующий вариант конструкции скважины:

после установки щелевого фильтра производили спуск труб меньшего диаметра,соединенных с НКТ. При посадке колонны на забой срезались шпильки. Приподнимая НКТ, восстанавливали циркуляцию с гарантией, что фильтр открыт полностью.

Все эти конструкции были испытаны, широко внедрены на различных месторождениях и полностью себя оправдали.

Доразработка месторождения Нефтяные Камни. Юго-западное крыло месторождения Нефтяные Камни разрабатывалось четырьмя радами эксплуатационных скважин. Для увеличения эффективности бурения и уменьшения количества безрезультатных ("сухих1') скважин последний ряд был пробурен на некотором расстоянии от линии тектонического нарушения.

Вследствие сказанного возник вопрос доразработки участков залежи, расположенных между последним рядом скважин и тектоническим нарушением. Остаточная нефть могла быть получена либо без бурения дополнительных скважин с эксплуатацией горизонтов до' перехода на гравитационный режим, что потребовало бы много времени и при наличии активных контурных вод было бы малоэффективным, либо бурением дополнительных скважин, что потребовало бы строительства еще одной линии эстакады с площадками, вследствие незначительных глубин залегания горизонтов и невозможности набора отклонения с существующих площадок.

Учитывая опыт бурения в присводовой части залежи, где отмечается активное грифонообразование и где было невозможно, в конечном итоге полностью охватить скважинами всю залежь нефти; автор остановился на варианте доразработки нефтяного месторождения с использованием энергии сжатого газа.

Для обеспечения выбранного варианта автор исходил из со-

ображений, которые обеспечивают ряд преимуществ:

1. Наличие газовой шапки в горизонте KaCg,давление газа в которой превышает почти вдвое давление гидростатического столба воды, а также наличие жидкости с растворенным газом в вышележащих горизонтах свидетельствуют о непроницаемом экране в присводовой части.

2. Большие углы падения пластов (37-42°), высокие коллак-торские свойства (проницаемость превышает 150 миллидарси) при вязкости нефти до 3 спз создают благоприятные условия для образования искусственной газовой шапки и для вытеснения нефти при газонапорном режиме. .

3. Двустороннее воздействие на залежь способствует увеличению дебитов скважин и,следовательно,сокращает сроки разработки.

- 4. Создание искусственной газовой шапки выгодно тем„ что неиспользуемый в настоящее, время попутный гаа может быть сохранен в подземном хранилище. . ... ..

Было, предложено перевести воздушные компрессоры на газлифт-ную эксплуатацию, и увеличить производительность компрессорной станции для осуществления закачки газа в головную часть залежи. Используя добываемый газ,направить его через нагнетательные скважины в пласт и создать двухстороннее воздействие на залежь: с помощью законтурного заводнения, и присводовой газовой валки, ускорить повышение Рпл и переход газлифтных скважин на режим фонтанирования.

С помощью данного метода обеспечиваются заполнение газом присводовой части залежи и вытеснение оставшейся Нефти. При этом газ остается в пласте, хранится и в дальнейшем может быть

использован для различных нувд.

Для нагнетания газа в присводовую часть залежи могут быть использованы 1-2 эксплуатационные скважины, закрытие во избежание дегазации. Создание газового напора в присводовой- части структуры дает возможность более полно извлечь нефть из залежей. При этом присводовые скважины заканчиваются эксплуатироваться раньше(и они могут быть возвращены на вышележащие горизонты.

Применение газовой головной репрессии позволяет дополнительно извлечь иэ недр до I млн.т. нефти.

•3«, Исследование скважин и пластов

Большой объем бурения и освоения скважин в различных тектонических блоках, на различных горизонтах, требовал иметь исходные данные характеризующих параметры .скважин и пластов для обоснования проекта разработки. Отсутствие индивидуальных замеров в скважинах, механизированного способа подъема-спуска глубинных приборов, надежного регулирования процесса работы фонтанирующих скважин, невозможность контролировать дебит скважин,' отсутствие мачт ., промывочных агрегатов, недостаточное количество штуцеров, осложнили проведение исследовательских работ. Все эти факторы ограничивали возможность проведения необходимых исследований екваалн и получения требуемых параметров. Стояла задача путем оптимизации найти способ обоснования параметроз пр.; ограниченных данных,полученных при исследовании отдельных скважин,и.распространить эти данные на всю залежь для ее характеристики. Без получения таких данных невозможно было достичь желаемых результатов по определению предельных дебитов и депрессий, Рпл, Рзаб, обеспечению сохранности межпластовых перегородок.

Автором настоящей работы были проведены специальные исследования по определению предельно допустимой депрессии. Шло установлено, что во всех случаях интенсивное пробкообразование начинается при депрессии не менее 0,2 №а. Построены карты равных запасов давления. Выявлена связь между степенью разъедания штуцера и наступлением критических условий пробкообразования. Определено,что со временем увеличивается давление насыщения. Построены карты распределения параметров Кс,П необходимые для расчета дебита по формуле: (^вКс,Др1г-

где ЛР - величина депрессии. .........

В начальный период разработки месторождения отсутствовали .. условия для определения необходимых параметров по каждой скважине, Для того,чтобы регулировать воздействие на всю залежь и обеспечить оптимальный режим эксплуатации скважин.

Автору на основе анализа результатов исследований по отдельным скважинам и их оптимизации удалось охарактеризовать процесс разработки залежи по полученной ограниченной информации.

Результаты, полученные при обработке данных по 9 и по 24 скважинам, отличались на 8-10$, что не имело практического значения для принимаемых решений.

В результате проведенных исследований были выявлены резервы нефтедобычи,оцениваемые 2-3 тыс.т/сутки. .

Теоретически обоснована и экспериментальным путем получена зависимость между дебитом и перепадом давления на штуцере

<3 = Сл/дР

По этой формуле определялся дебит совместно работающих скважин :с учетом полученных автором работы значений коэффициента - С.

Исследование влияния отложений солей и продуктов коррозии в лифтовых трубах нагнетательных скважин на их приемистость. При осуществлении воздействия на залежь было установлено, что происходят большие потери давления на преодоление.гидравлических сопротивлений в трубах нагнетательных скважин, в то же время оставались неизвестными гидравлические потери в скважинах в зависимости от условий эксплуатации.

Вали проведены экспериментальные промысловые исследования, при которых на различных режимах во времени измерялись потери давления. Полученные данные свидетельствовали, что до 70$ давления нагнетания расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений, вызванных коррозией труб,. Пит установлены зависимости толщины отложений проектов коррозии на стенках труб от режимов работы скважины (рис.1), на основании которых проводитесь профилактическая обработка лифтовых труб. Это позволило свести непроизводительные расходы энергии на преодоление дополнительных, гидравлических сопротивлений к.минимуму. .

В результате проведенных исследований было, рекомендовано нагнетательные скважины эксплуат:фовать с помощью однорядного лифта со спуском лифтовых труб на полную мощность фильтра,а для тредупреждения прихватов применять разработанный гидравлически,. вибратор» .. ........ - - .............................

.Определение параметров пласта при нелинейной йильтоашр жидкостей. Постановка данного вопроса вызвана наличием на месторождении Нефтяные Камни ряда гидродинамически совершенных нагнетательных скважин, по которым получены криволинейные индикаторные диаграммы, что объясняется нелинейным режимом фильтрации.

-г

2оо

2 МЛ!

г ¿00

¡00

суп

Рис. I. Зависимость гидравлических потерь й р от дебита 0 и толщины коррозионного слоя Л

Частный случай гидродинамически совершенной скважины допускает решение задачи притока жидкости. В этом случае

- коэффициент продуктивности прямолинейного участка индикаторной диаграммы;

Он- расход жидкости,'при котором начинается искривление индикаторной диаграмма;

В - параметр уравнения притока.

Обработка индикаторных диаграмм с учетом полученных зависимостей позволила определять проницаемость пластов. Помимо проницаемости, исходя из значений^(^находят параметры нелинейного двухчленного уравнения.

Определение пластовых давлений при сокращенной остановке скважин. В целях сокращения остановки скважин для замера пластовых давлений была разработана методика подсчета пластовых давлений путем экстраполяции прямолинейного участка на графиках восстановления давления.

В результате проведенных исследований было определено время восстановления и установлено необходимое минимальное время останови, обеспечивающее заданную точность определения пластового давления. Внедрение указанной методики в практику позволило сократить время остановки скважин более чем в 2 раза ( с 4-5 ч до 1-2 ч. ).

Исследование скважин методом пробных откачек ( закачек на неустановившихся режимах ). В целях ускорения процесса не-

где

следования в добывающих и нагнетательных скважинах пробные откачки производились при неустановившихся режимах. При каждом режиме снимались кривые восстановления давления ( начальные участки ) Рзаб = Рзаб ( 1 ) и дебита О = С}^) -

Прямолинейные участки обеих кривых, полученные при одном и том же режиме, продолжались до взаимного пересечения. Точка пересечения определяла установившееся давление.

Сокращение времени восстановления давления, является одним из элементов оптимизации процесса получения необходимых исходных данных. Одновременно это мероприятие способствует проведению исследовательских работ без риска, так как не способствует пробкообразова-нию в призабойной зоне, и,следовательно, исключает вероятность полной остановки скважин и осложнений.

4. Установление предельных дебитов фонтанных скважин

Для того чтобы найти предельно допустимые дебиты были проведены специальные исследования на установившихся режимах путем увеличения отборов из этих скважин. Предельные дебиты устанавливали, исходя из трех основных условий:

1. Возможности эксплуатации скважин без интенсивного пробко-образования, препятствующего их нормальной работе.

2. Недопущения сообщаемости между отдельными пластами.

3. Однофазного состояния жидкости вне призабойной зоны скважин;

Интенсивный вынос песка и пробкообразование отмечаются,начиная

с какой-то определенной величины перепада давления..

Для скважин рассматриваемой залежи ПК свиты характерно то, что из 28 случаев исследования ни разу не было отмечено никаких ненор-мальностей, связанных с увеличением выноса песка при перепадах

давления, меньших 0,3 МЛа. Поэтому для скважин, в которых перепад давления не превышает 0,3 МПа, данная величина принята за предельную.

Для установления предельного перепада давления из условий сохранения водонапорного режима в залежи построена карта распределения запасов давления, т.е. величин разности между пластовым давлением и давлением насыщения.

Помимо этого, составлена карта смещения одноименных изобар за период исследования. Анализ этой карты показывает, что полутора-кратное увеличение добычи из скважин вызывает снижение давления не более чем на 0,2+0,3 МПа. Следовательно, на участках пласта, где запас давления близок к этой цифре, т.е. не превышает 0,5 МПа, изменять режим давления не pqкoмeндyeтcя. То же соображение остается в силе для участков пласта,работающих на смешанном режиме. Из найденных значений предельных перепадов выбирается наименьшее, которое и является основой для нахождения предельно допустимого дебита скважин. Величины предельных дебитов определены по известным предельным перепадам давления' путем постановки последних в уравнение притока. Ввиду наличия смешанного режима уравнение притока принято в виде степенной функции. На 'основании полученных данных исследования скважин построены карты распределения по площади залежи значений параметров П и Кс . Зная значения предельных ги-юпадов и параметров уравнения притока, определяли предельные дебитЫо

Рациональная эксплуатация скважин с предельными дебитами и применение передовой технологии дали возможность повысить нефтеотдачу пластов на месторождении Нефтяные Камни до 85$.

Достигнутый коэффициент нефтеотдачи является одним из самых высоких по стране.

Для установления режима в скважинах, еще не вступивших в эксплуатацию по данной отлежи, на основании данных по рассмотренным скважинам составлена карта распределения величин предельных перепадов по площади залежи.

Установление предельных дебитов из условия сохранения межпластовых литологических перегородок вызвано многопластовой структурой месторождения при сравнительно малой мощности глинистых разделов между продуктивными пропласткада. На практике имели место случаи сообщаемости пластов при увеличении перепадов в том пласте, где приведенное пластовое давление меньше.

В качестве критерия несообщаемости пластов в первом приближении принята величина

/-¿Е.

где дР - перепад давления между пластами, разделяемыми перегородкой с мощностью К.

Критическое значение величины Л получено практически на основании имевших место случаев сообщения пластов. Величина перепада давления д? представляет собой разность между пластовым давлением в пласте, где оно выше, и забойным давлением в пласте, где оно ниже. Оба давления приведены к одной и той же глубине. Для скважин с меньшим давлением межпластовый перепад давления представляет собой сумму перепада между пластовыми давлениями и депрессией скважины. Исходя из этого, для каждой точки залежи с меньшим пластовым давлением может быть дана величина допустимого перепада давления. Карта распределения этих величин построена методом наложения по данным двух указанных выше карт.

Установлено, что интенсивность разъедания устьевого обору-

дования тесно связана с начинающимся разрушением скелета пласта и служит предупреждением о приближении указанного момента.

Доведение дебитов скважин до установленных: предельных значений позволило увеличить общую нефтедобычу пластов на 25$ и-обеспечить .коэффициент нефтеотдачи 0,85.

Проведенный анализ выработки остаточных запасов нефти по месторождениям ПО"Азнефть" показал, что 2/3 их относится к нижним отделам продуктивной толщи, а действующий фонд скважин распределяется таким образом, что только 1/3 скважин приходится на нише отделы. Это обстоятельство явилось основой для составления под руководством соискателя проекта доразработки всех нефтяных месторождений ПОиАзнефть". Проведенная работа привела к тому, что был утвержден проект, охватывающий более тыс.точек для бурения и позволяющий активизировать отбор остаточных запасов нефти из нижнего отдела продуктивной толщи.

5«, Сбор, транспорт и хранение нефти При освоении глубин моря 20-25 м и разбуривании месторождения кустовым способом действующая система сбора и транспорта нефти с подводными индивидуальными трубопроводами оказалась громоздкой и ие^пригодной к эксплуатации. В среднем цо месторождению каждая вторая скважина не имела индивидуального замера,и на. куст из 15-к. скважин приходилось лишь-по 2-3 выкидных линий. Такая система не соответствовала условиям разработки месторождения с поддержанием пластового давления, так как при этом требовался повседневный контроль за работой каждой скважины в отдельности. Кроме того, пропускная способность трубопроводов не соответствовала производительности большой группы скважин , что привело к недопустимо^ повышению заштуцерного давления и снижению деби -та скважин. Большое число трубопроводов,проложенных по дну моря, создавало значительные сложности при их обслуживании и ремонте

Все сказанное требовало, больших экономических затрат и приводило к значительным экономическим потерям,исчисляемы' в сотнях тысяч рублей. Значительное число подводных трубопроводов, условия их эксплуатации и ремонта заметно отражались на повышений себестоимости нефти.

Другая особенность - кустовое расположение скважин, создала благоприятные условия для подсоединения всего куста скважин к одной общей нефтепроводной линии. По предложению автора настоящей работы была создана такая система, при которой все скважины куста присоединялись к одной нефтепроводной линии. При этом неф-тепроводная линия соответствующего диаметра располагалась не -посредственно на эстакаде. Для этого были созданы конструкции эстакад с консольными элементами. По новой системе сбора газо-водонефтяная смесь от групповых замерных установок, располо -.женных на кустах, поступала на нефтесборный пункт, а оттуда после соответствующей обработки перекачивалась в резервуарные парки по трубопроводам, также проложенным по эстакадам. Система сбора через групповые замерные установки создала благоприятные условия для автоматического замера добычи нефти. Вследствие того, что такая система не подвергалась волновому воздействию, она обладала высокой работоспособностью. •

Если для скважин, расположенных на эстакаде, задача сбора нефти и замера дебита скважин была решена, то для скважин, расположенных на отдельных морских основаниях,вопрос замера дебита оставался открытым, поскольку значительная отдаленность отдельных оснований от сборных пунктов и освоение больших глубин моря.не

ад

позволяли прокладывать индивидуальные выкидные линии. Поэтому продукщш нескольких скважин приходилось транспортировать по '-одному нефтепроводу. Однако объединение нефтепроводных линий от нескольких скважин имеет отрицательные стороны, .так как все кoяe¿aния давления в общей линии, обусловленные пуском, остановкой и изменением режима отдельных скважин, вызывают изменения в перепаде давления на штуцерах, а это, в свою очередь, приводит к значительным изменениям дебитов скважин. Проведенные автором Исследования подтвердили.влияние заштуцерного давления на режим работы скважин. Это влияние приводило как к потерям нефти, так и к нежелательным изменениям в работе скважин. Кроме того, наличие общего нефтепровода делает невозможным индивидуальный замер по скважинам на нефтеспорных пунктах, и эксплуатацию скважин приходиться вести вслепую. Чтобы устранить эти недостатки, был разработан специальный метод замера и регулирования дебитов отдельных ск^джин.

Для определения дебита была разработана номограмма (рис.2), построенная на основании проведенных расчетов.

• Для характеристики процесса ^.истечения у штуцера применялась формула:

1, 2*р.г(в,-т>а Р.М+2,,.

Рис. 2. Номограмма для определения дебита, ф

где QH- дебит скважины; D - диаметр штуцера; р - давление

б

на буфере; pHQ£ - давление насыщения; Рс - атмосферное давление; К - коэффициент растворимости газа и нефти; Z - коэффициент сжимаемости газа; р - заштуцерное давление';

и

С, .Се - постоянные коэффициенты; g - ускорение силы тяжести; Л - коэффициент гидравлического сопротивления; ^ н -удельт ный вес нефти на поверхности; U - дифференциальная теплота растворения. .

Например, для ПК свиты Нефтяных Камней Cj = 2,087 и Cg=0,483. После'соответствующих расчетов и упрощений получено:

ипт,_93_ :■

В правой части номограммы по оси абсцисс откладываются значения буферного давления - , а. по оси ординат - значения

В левой части номограммы по оси абсцисс откладываются значения дебитовв а по'оси ординат - диаметр штуцера. Пользуясь номограммой, определяется дебит - QH по заданному диаметру

штуцера - "j), буферному - Рг и заитуцерному - р, давлениям

п ® з

(о ' —V а "Р11 заданных буферном и залггуцерном давлениях.можем * Рб >

подобрать диаметр штуцера, обеспечивающий требуемый дебит. Размер штуцера подбирался,исходя из необходимости получить требуемый дебит скважиныt не нарушая режима работы скважин, подающих нефть в оботю линиюs что достигалось сохранением неизменного заштуцер-ного д-зления (о-const ).

Используя номограмму и автоматизировав процесс расчета по ней искомых параметров, упростили систему сбора нефти, при которой отпадает необходимость в сооружении громоздких групповых замерных установок как в условиях моря, так и на суше.

Автором диссертации был прэдлоззн новый метод укладки подводных нефтепроводов при глубине моря болев 40м протяженностью до 7 ки. Для больших глубин разработана тзхнология с использованием поплавков, оборудованных автоматкчесЕскг.с! захватными устройства!?:!. Срабатывание автоматики происходит по програтао, задаваемой гидравлическим реле. При правильно выбранной н рассчитанной програиуэ. обеспечивается надежное затопление и исключается опасность деформации труб.

Из-за большого числа трубопроводов и их переплетения усложнялся ремонт. а при прорывах загрязнялась порская среда, что наносило большой, ущерб хозяйству. По продлоненикз автора диссертации по эстакаде был проложен один основной продуктопровод.

Были проанализированы недостатки нефтесборных пунктов, аналогичных эксплуатируемые на суше, в части улавливания я утилизации пластовых вод,содержащих значительные механические примеси.. Приходилось не менее двух раз в год очищать их от механических примесой, загрязнялось море. В результате проведенной автором работы были создает укрупненные нефтесборные пункты,в которых, в частности, были объединены в'один статический и. динамический'отстойники.

Данный отстойник занимал небольцую площадь, исключал накопление песка,и обеспечивал.максимальный .вынос механических примесей в очистные сооружения. Была обеспечена герметичность всей системы.

Вместо II нефтесборных пунктов было установлено только 3 укрупненных нефтесборных пункта, что дало большой экономический и экологический эффект.

В процессе эксплуатации многочисленных трубопроводов часто приходилось производить врезку труб меньшего диаметра в трубы большего диаметра. Этот процесс был механизирован.

Применение оригинального устройства позволило производить подсоединение трубопроводов быстро, безопасно и почти не требовало применения ручного труда.

Под руководством автора диссертации разработана принципиально новая технология обработки поверхностей резервуаров и других 'е^остей методом* дезактивации с* целью профилактики образования пирофорных отложений. Реагент,применяемый при дезактивации,и ' способ защищены тремя авторскими свидетельствами на изобретения, прошли приемочные испытания и внедряются в производство.

. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

I* Разработана и внедрена технология кустового бурения наклонно направленны^;. скважин с приэстакадных площадок и отдельных оснований при большом отклонении забоя скважин от их устья;

2. Разработан и внедрен метод последовательного бурения.двух скважин с помощью одной вышки при ее наклоне без перетаскивания вышки и неизменном положении основных подвышечных сооружений;

3. Созданы технические средства, обеспечивающие наклонно направленное бурение скважин с большим отклонением зaбqя от

устья: при точной проводке скважины в координаты сетки скважин,

I . -

установленных проектом разработки месторождения;

4. Разработана методика исследования пластов путем гидродинамического исследования группы скважин и распространения результатов исследования на всю залежь;

5. Разработаны и освоены методы воздействия на пласты,обеспечивающие поддержание пластового давления в нефтеотдачу, а также предложены,внедрены и освоены новые методы перфорации скважин и их освоения на морских нефтяных месторождениях;

6.'Установлено,что в условиях моря при ограниченном сроке службы гидротехнических сооружений разработка горизонтов с большими запасами нефти и малой подвижностью контура может быть осуществлена либо уплотнением сетки скважин, либо расчленением горизонта на несколько объектов;

7. Установлена целесообразность раздельной разработки нефтяных горизонтов с различными геолого-физическими характериспшами, даже при наличии маломощных глинистых разделов с эксплуатационными объектами большой мощности; ;

8. Установлены рациональные сроки эксплуатации обводняющихся нефтяных скважин с учетом гипсометрического положения их фильтров и пойазано.что наиболее эффективным является своевременное прекра-

. щение эксплуатации скважин при достижении определенного процента обводненности их пластовой водой. .

.Разработаны рекомендации по срокам эксплуатации и обработке лифтовых труб с целью уменьшения приемистости нагнетательных скважин и предупреждения прихватов труб; •

9. Показано,что превышение допустимого процента обводненности приводит к пробкообразованию, прекращению фонтанирования,уменьшению щелочной оторочки, увеличению коэффициента закачки и другим нежелательным последствиям.

Своевременное прекращение эксплуатации обводняющихся скважин особенно целесообразно в условиях многопластового месторождения при наличии нескольких возвратных объектов.

10. Разработана и внедрена принципиально новая для морских иесюроадений технология и проработаны технические решения для транспортирования, сбора и хранения нефти, а такае для доставки химических реагентов и сыпучих материалов.

11. Разработаны и внздреаы на месторождениях с орлон-неинныи условиями ралдаона&ьзне конструкции сквааин, обеспечивающие успешнае вскрытие продуктивной толщи и ев'эксплуатацию.

12. Разработаны п-внедрены принципиально новое устройство для промывки несчастных пробое, а также верязрушаящий способ испытания буровых вышек в промысловых условиях для определения их несущей способное®.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Гадаиев Б.А., Ханин В.А. Опыт освоения и эксплуатации место-рсадения Нефтяные Камни с применением искусственного воздействия. Баку-Объединенноб издательство - 1958.-87 с.

2. Гадаиев Б.А., Юсуфзаде Х.Б. Обоснование применения осевого внутриконтурного заводнения в объекте КаС^ месторождения Нефтяные Камни// Азербайджанское нефтяное хозяйство-1958-№ 9-С.22.

3. Гаджиев Б.А., Буряковский Л.А. О рациональных сроках эксплуатации обводняющих нефтяных скважин// Азербайджанское нефтяное хозяйство-1959. 2-С. 25.

4. Гадаиев Б.А., Мамедов Б.М. Характер песчаных пробок обра-зушцихся в скважинах месторождения Нефтяные Камни// Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1959.-ДО 6.-С. 25.

5. Гадаиев Б.А. Влияние гидравлических потерь на приемистость нагнетательных скважин// Азербайджанское нефтяное хозяйство.--1960.-ДО 5-C.2I.

6. Абасов Г.А., Гаджиев Б.А. Кустовое наклонно направленное . бурение в открытом море// Сб.Опыт работы предприятия коммунистического труда НПУ "ГЪргяннефть" / ГосИШМ.М.,1961-С.32.

7. Асцатуров А.Г., Варданян A.M., Гадаиев Б.А. Бурение четырех стволов наклонно-направленных скважин с использованием одной вышки// Сб.Опыт работы предприятия коммунистического труда НПУ "Поргяннефть"/ ГосИНТИ.-М.I96I-C. 79.

8. Буряковский Л.А., Гадаиев Б.И. Исследование скважин и пластов на месторождении Нефтяные Камни// Сб.Опыт работы предприятия коммунистического труда НПУ"Поргяшефть"/ ГосИНТИ,-M..I96I-C.46. '

9. Буряковский Л. А., Гадаиев Б.А. Проект подземного хранения газа. Использование его для воздействия на разрабатываемые неф- . тяные объекты// Сб.Опыт работы предприятия комь^унистического труда ЯЛУ "Гюргяннефть"/ГосИНТИ.-М.,1961-С.65. . • ■

Ю. Буряковский ЛД., Гадаиев Б.А. Разработка месторождения Нефтяные Камни // Сб.Опыт работы предприятия коммунистического труда НПУ"1Ъргяннефть'7ГосШТИ,М.19б1-С.П.

11. Гадаиев Б.А. Вопросы разработки и эксплуатации морских нефтяных месторождений.Баку-Азернешр,-1961.-220 с.

12. Гадаиев Б.А. -Вопросы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ( на примере месторождения Нефтяные Камни ).Дис, канд.техн.наук-Баку,1961-15 с.

13. Гадаиев Б.А., Лукин , Ыамедов Б.М. Технико-экономн-

.г

ческие показатели добычи нефти в НПУТЪргяннефть"// Сб.Опыт работы предприятия коммунистического труда НПУ м1Ъргяннефтьп/ГосИИШт М;,1961-С.53. , .

14. Гадаиев Б.А., Мамедов Б.М., Ханин В.А. Сбор и транспорт нефти на морских месторождениях// Сб. Опыт работе предприятия коммунистического труда НПК 'ЧЪргяннефть'* /ГосЖГИ,-М, 1961-С. 40.

15. Гадаиев Б.А., Хрнин В.А, Роль научно-технического общества в решении актуальных задач производства// Сб. Опыт работы предприятия коммунистического труда НПУ"Гюргяннефть"/ГосЖ1И,-М., 1961-С.115.

16. Ьгцкиев Б.А.,Шелевой Н.Ш, Построение зависимостей по данным гидродинамических исследований скважин// Азербайдаанское нефтяное хозяйство.-1963,-№7,-С„34.

17. Гадаиев Б.А., Буряковский Л.А. О предельных дебитах и сроках эксплуатации малодебитных морских скважин// Азербайдаанское нефтяное хозяйство--1964,-№ 2-С.21.

18. Гадаиев Б.А. Состояние и перспективы разработки месторождения Нефтяные Камни// Азербайджанское нефтяное хозяйство--I964.-eS-C.21.

19. Буряковский Л.А., Гадаиев Б.А. О подземном (шахтном) и подводном методе.разработки морских нефтяных месторождений. Баку-Азернешр-1965.-37 с.

20. Гадаиев Б.А., Султанов А., Ишханов В.Г. Определение конфигурации ВНК распределительным способом // Азербайджанское' нефтяное хозяйство.-1965.-ДО Ю;С.Ю.

21. Гадаиев Б.А., Кулиев И.П., Билайдарди A.A. Морская нефть-Азербайджана// Азербайджанское нефтяное хозяйство.-I967.-№ II—С.29.

■ 22. Гадаиев Б.А., Медведский И.Р., Ишханов В.Г. Использование конфигурации ВНК для разрезания нефтяных залежей при их доразработке// Азербайджанское нефтяное хозяйство,-I967.-№ 2.-С.24.

23. Гадаиев Б.А., Медведский Р.И., Ишханов В.Г. Определение перемещения ВПК методом оптимального программирования ( при жестком вытеснении нефти водой )// Азербайджанское нефтяное' хозяйство-1968,-ДО 3.-С.20.

24. Гадаиев Б.А., Гурбанов P.C., Гамзаев Ф.А. Определение пластового давления фонтанных скважин,-продуцирующих неньютоновским нефтями// Азербайджанское нефтяное хозяЙство-1969-№ X,—0.17".

25. Гадаиев Б.А. и др. Развитие морской нефтедобычи в Азер-байдаане // Нефтяное хозяйство,-1970.-№ 3.-С.24.

26. Гадаиев Б,А." Анализ состояния бурения и разработки мероприятий по сокращению цикла строительства скважин на площади Мура^анлы.Баку.-АзИНТИ.-1979, - .27с.

27. Гадаиев Б.А., Абасов К.А. Нефтегазодобывающая промышленность Азербайджана за 60 лет Советской власти// Азербайджанское нефтяное хозяйство.-I980.№ 3-С.4,

28. Гадаиев Б. А. Первоочередные задачи увеличения нефтеотда-' . чи пласта ( по материалам мирового нефтяного конгресса в Г.Бухаресте )// Азербайджанское нефтяное хозяйство.-1980.I-C.29.

29. Гадаиев Б.А. Нефтяники Азнефти - 60-летию образования СССР// Нефтяное хозяйство.-1982.-/i I2-C.15-16.

30. Гадаиев Б.А., Хасаев P.M. Теоретические исследования нестационарного конвективного масеообмена в многофазной среде с учетом химической' реакции между фазами// Известия АН Азерб.ССР.-

1987.-№ 2-С.85-90.

31. Гадаиев Б.А. Скважинная насосная установка для промывки песчаных пробок// Тез.докл.Всесошн. семинара по современным проблемам нефтегазопромысловой механики-Баку,-1988-С.45-46.

32. Гадаиев Б.А., Хасаев P.M., Вечхайзер Й.И. Эксперименталь-' ные исследования по определению грузоподъемности буровых вышек неразрушающим способом // Азербайджанское нефтяное хозяйство-

1988,-A3 9-С.44-48.

33. Гадаиев Б.А., Куцын П.В., Бадалов О.Н. Механизация работ при строительстве нефтяных и газовых скважин-Ii.,Недра, 1989- 264с.

34. ОСТ 39-198-86. Указание мер безопасности в эксплуатационных и ремонтных документах на нефтяное оборудование.-М.:Миннеф-тепром,1986-9с.

Ц5. A.C. J," I3I7093 СССР. Предохранительное устройство/В.А.Гад-жиев, Т.К.Зейналов, Р.М.Хасаев и др.-J!» 4009956/22-03; Заявлено .• 21.01.86; Опубл. 15.06.87. Бя.» 22-2с.

36. A.c. № I3I5655 СССР.- Скважинная штанговая насосная установка / Б.А.Гадаиев, Б.ПДтадаанян, А.А.Сафаров - !? 4011944/25-06; Заявлено 21.01.86; Опубл.07.06.87 Бюл. № 21-2с.

37. A.c. № 1333839 СССР. Скважинная насосная установка

/ Б.А.Гадаиев, Б.П.АТадаанян- № 4055860/25-06; Заявлено 14.04.86; Опубл.30.08.87. Бюл. № 32-2с.

38. A.c. № 1359490 СССР. Сквалсинная насосная установка

/ Б.А.Гадаиев,В.А.Рафиев, М.Я.Гинзбург и др.-№ 4051772/25-06; Заявлено 07.04.86; Опубл. 15.12.87. Бюл. № 46-2с.

39. A.c. № 1442699 СССР. Сквалсинная штанговая насосная установ/ ка. /Б. А.Гадаиев, Б.П.Атадаанян-.№ 4239547; Заявлено 29.04.87; Опубл.07.12.88. Бюл.№ 45-2с.

40. A.c. №'1404462 СССР. Способ дезактивации пирофорных сульфидов железа./Б.А.Гадаиев, Т.М.Кулиев, М.А.Мехрабов и др. -

№ 4144935/23/26; Заявлено Ю.II.86, 0публ.23.06.88,Бюл.№ 23-2с.

41. A.c. № 1404463 СССР. Способ дезактивации пирофорных сульфидов железа /Б.А.Гадаиев, Т.М.Кулиев, М.А.Мехрабов и др. -'14

№ 4144935/23^26; Заявлено 10.П.86; Опубл.23.06.88.Бюл.$ 23-2с.

, 42. A.c. № I449138 СССР, Способ предотвращения самовозгорания пирофорных отложений сульфида железа /Б.А.Гадаиев, А.С.Агаев, Т.М.Кулиев и др.-№ 4132679/40-26; Заявлено-08.10.86; Опубл. 07.01.89.Бюл.№ 1-2с.

Соискатель «-f^. ^^^^Б.А.Гадаиев

22:06.S9r. ФГ 11189 Зак.101 Тир.100 П.л. 3 АЗНИПИНЕФТЬ