Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально-низких пластовых давлений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Киряков, Георгий Александрович

• Киряков, Георгий Александрович
• кандидат технических наук
• 2001

Оглавление диссертации кандидат технических наук Киряков, Георгий Александрович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ГЛУШЕНИЯ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1. Проблемы вскрытия пластов и причины снижения производительности эксплуатационных скважин на месторождениях Западной Сибири.

1.2. Состав и фильтрационные свойства коллекторов продуктивных отложений Западной Сибири.

1.3. Анализ и особенности горно-геологических условий эксплуатации скважин на .поздней стадии разработки Уренгойского ГНКМ.

1.4. Состояние затрат времени и материальных ресурсов при глушении газовых скважин и тенденция их изменения.

1.5. Основные причины низкой эффективности методов глушения скважин и рациональные пути их совершенствования.

1.6. Существующие методы глушения скважин блокирующими растворами и технические средства их реализации.

1.7. Выводы.

1.8. Постановка цели и задач исследований.

Глава 2. МЕТОДЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН.

2.1. Обоснование выбора методов экспериментального исследования составов блокирующих растворов.

2.2. Методика лабораторных испытаний эффективности блокировки и восстановления проницаемости кернов и насыпных моделей.

2.3. Методика изучения состояния призабойной зоны пласта с целью выбора технологии глушения скважин с применением соответствующих блокирующих растворов.

2.4. Выводы.

Глава 3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ СОСТАВОВ БЛОКИРУЮЩИХ РАСТВОРОВ ДЛЯ

ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО-НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ.

3.1. Теоретические предпосылки разработки новых рецептур блокирующих растворов.

3.2 Требования к блокирующим растворам и жидкостям для глушения скважин при проведении разных видов капитального ремонта.

3.3. Изучение взаимодействия растворов, жидкостей глушения и их фильтратов с пластовыми флюидами и породами продуктивных коллекторов.

3.4. Экспериментальные исследования опытных рецептур блокирующих растворов и жидкостей глушения для блокировки ПЗП при капитальном ремонте скважин.

3.5. Результаты экспериментального изучения блокировки ПЗП различными рецептурами блокирующих растворов.

3.6. Выводы.

Глава 4. РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА С ПРИМЕНЕНИЕМ БЛОКИРУЮЩИХ СИСТЕМ.| ()

4.1. Технология приготовления блокирующих растворов и жидкостей глушения на углеводородной основе.

4.2. Разработка технологии глушения газовых скважин для проведения капитального ремонта.

4.3. Проектирование рецептур блокирующих растворов для глушения скважин с разной степенью дренированности пласта. 126 4.4. Обоснование различных технологических схем глушения скважин с применением опытных рецептур блокирующих растворов.

4.4.1 Технология глушения газовых скважин сеноманских залежей с аномально-низкими пластовыми давлениями.

4.4.2. Глушение газоконденсатных скважин неокомских залежей.

4.4. Выводы.

Глава 5 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ НОВЫХ МЕТОДОВ ГЛУШЕНИЯ НА ОСНОВЕ БЛОКИРУЮЩИХ РАСТВОРОВ. ^

5.1. Методика промысловых испытаний опытных рецептур блокирующих растворов при подготовке скважин к капитальному ремонту.

5.2. Промысловые испытания новых методов глушения скважин с 145 применением блокирующих растворов.

5.3. Экономическая эффективность внедрения новых методов 154 глушения с применением блокирующих растворов.

5.4. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально-низких пластовых давлений»

Ведущее место по запасам газа в России занимает Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) с разведанными запасами 35 трлн.мЗ, что составляет почти 97% запасов Западной Сибири (37,1 трлн.мЗ). В настоящее время в пределах ЯНАО из сеноманских газовых и неокомских газоконденсатных отложений ежегодно извлекается более 85% добываемого в России газа. Наибольшие уровни добычи газа в 1999г. достигнуты на крупнейших сеноманских залежах Уренгойского (182 млрд.мЗ) и Ямбургского (165 млрд.мЗ) месторождений. Эти месторождения в дальнейшем будут длительное время оставаться основными сырьевыми источниками по добыче углеводородов, даже несмотря на начало периода падающей добычи [1].

Промышленная эксплуатация сеноманской залежи Уренгойского месторождения начата в апреле 1978 года. Проектный уровень отборов 250 млрд.мЗ газа был достигнут в 1985 году. Разработка осуществляется на основании "Проекта разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения", выполненного ВНИИГазом и утвержденного ГГК "Газпром" [2].

В структурном плане сеноманская залежь Уренгойского месторождения подразделяется на Уренгойскую, Ен-Яхинскую и Песцовую структуры, объединенные общим контуром газоносности.

Основными проектными решениями предусматривалось пробурить на Уренгойском месторождении 1037 эксплуатационных скважин, из них на: Уренгойской площади - 777 ед.; Ен-Яхинской площади - 260 ед.

Общий фонд скважин составляет 1237 единиц, в том числе: эксплуатационные - 1032, из них: действующие - 983; бездействующие - 49.

- в консервации - 1

- наблюдательные - 130

- пьезометрические - 40

- поглощающие - 33

- ожидающих ликвидации - 1

Однако Уренгойское месторождение вступило в позднию стадию разработки и уже наблюдается резкое снижение добычи при существующей системе разработки и технологии эксплуатации скважин.

С начала разработки из залежи отобрано 52.8 % углеводорода от уточненных запасов.

Чтобы удержать достигнутый уровень добычи газа в условиях неуклонного снижения пластового давления, необходимо проводить качественный ремонт неработающих скважин и усовершенствовать технологию вновь бурящихся скважин.

Существенным резервом повышения технико-экономических показателей в капитальном ремонте скважин является снижение затрат материально-технических ресурсов и времени на глушение скважин в поздней стадии разработки, и борьба с различного рода осложнениями, связанными, в первую очередь, с поглощениями составов глушения и промывочных жидкостей.

Предупреждение, ликвидация поглощений жидкостей как в бурении, так и при капитальном ремонте скважин (КРС), относится к числу актуальных проблем в комплексе работ по борьбе с осложнениями. Статистические данные по КРС за 1995-1996гг. показали, что на борьбу с поглощениями затрачивается до 12% общего календарного времени, а по отдельным скважинам затраты достигают до 30-35%. Это свидетельствует о недостаточно высоком уровне технологической подготовки работ по подбору эффективных рецептур жидкостей глушения в КРС и отсутствии приемлемых технологий глушения.

Несмотря на то, что в деле совершенствования рецептур и технологий при глушении скважин на других месторождениях накоплен положительный опыт и имеются определенные достижения, в целом большинство из них не нашло широкого применения в условиях Уренгойского месторождения.

Залежи УГНКМ эксплуатируются тремя категориями скважин: газовыми, газоконденсатными и нефтяными.

Продуктивная толща месторождения разделена на четыре объекта разработки с различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и запасами углеводородов. Специфика геологического строения залежей и конструкций скважин, длительная их эксплуатация требуют особого подхода при проведении различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), в т.ч. работ по капитальному и текущему ремонту скважин, выбору растворов для бурения, глушения, освоения и восстановления производительности скважин. При этом одни и те же растворы, пригодные для одной категории скважин и технологии ремонта, не удовлетворяют геолого-промысловым требованиям и условиям для других категорий скважин.

Рецептуры и технология глушения скважин водными растворами солей, и в последствии, инвертно-мицеллярнными дисперсиями имели ограниченную область применения. Они применялись для глушения сеноманских и валанжинских скважин в начальный период разработки месторождения.

После длительной эксплуатации залежей с изменением горно-геологических условий эксплуатации скважин, истощением запасов газа и пластовой энергии многие применяемые растворы уже не удовлетворяли текущим требованиям.

Глушение скважин водными растворами или обратными эмульсиями в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) сопровождается поглощением значительного количества рабочей жидкости, загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП), снижением фазовой проницаемости пород для газа и производительности скважин.

Длительное воздействие водой или водными растворами на продуктивные пласты в процессе бурения или капитального ремонта негативно сказывалось на прочности (устойчивости) горных пород, которые разрушались в процессе дальнейшей эксплуатации скважин. Наряду с разрушением призабойной зоны пласта идет интенсивный вынос породы к забою и в ствол, что приводит к износу подземного и наземного оборудования, и в целом, к остановкам скважин.

Основным фактором, определяющим разрушение слабосцементированного песчаника, отнесенного к категории «суперколлектора», является наличие конденсационной и пластовой вод. Появлению воды в ПЗП и разрушению пород благоприятствуют увеличение накопленного объема отборов газа за период эксплуатации скважины в расчете на один метр интервала перфорации, а также превышение величины допустимой депрессии на продуктивный пласт, в результате чего наблюдается увеличение гидропроводности пористой среды. Для снижения отрицательного влияния жидкости глушения (ЖГ) на призабойную зону пласта необходимо рассматривать операции глушения, освоения и восстановления продуктивности скважин при проведении геолого-технических мероприятий и капитального ремонта скважин как единое технологическое мероприятие, так как применяемые при глушении жидкости и рабочие растворы нередко приводят к образованию осадков, высоковязких эмульсий в пласте с фильтратом бурового раствора, закупоривающих поровые каналы и снижающие проницаемость ПЗП. Удаление загрязнителей для восстановления проницаемости пласта требует дополнительных средств, что приводит к увеличению загазованности атмосферы, большим потерям времени и газа.

В этой связи важна разработка технологически несложных, эффективных и надежных способов глушения скважин с использованием новых блокирующих систем, обладающих предельно-высокими структурно-механическими свойствами. Необходима разработка технологии получения и доставки блокирующих растворов в интервал перфорации, так как основной причиной ухудшения блокирующей способности растворов является смешение и разбавление их продавочной жидкостью в процессе закачки в скважину.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались с использованием экспериментальных лабораторных и промысловых методов испытаний, с учетом изменившихся горно-геологических условий пород коллекторов в поздней стадии разработки с применением статистических методов анализа используемых рецептур и технологий по глушению скважин, обработки экспериментальных и промысловых данных.

В экспериментальных исследованиях по изучению механизма образования непроницаемого экрана использованы керновые материалы, лабораторно-стендовые модели и опытные рецептуры растворов с химически активными реагентами образующие твердые частицы, способные формировать на породе непроницаемый экран для промывочной жидкости.

Научная новизна. Для глушения скважин на Уренгойском ГНКМ с разной степенью дренированности призабойной зоны пласта в условиях АНПД разработаны и защищены патентами Российской Федерации следующие рецептуры блокирующих растворов:

1. Многокомпонентный раствор для блокировки ПЗП, состоящий из водного раствора хлористого кальция в виде дисперсной фазы в углеводородной среде, водного раствора солей и щелочей (сульфат натрия, кальцинированная и каустическая сода) с добавками водорастворимых полимеров (КМЦ, ПАА и др.), а также наполнителей (химически осажденный мел, строительный мел, торф и др.) с определенным соотношением исходных реагентов в зависимости от дренированности пласта (патент № 2139410) 2. Блокирующий раствор на основе реагента ТУР-1, закачиваемый в скважину порционно с 5-7% раствором уксусной кислоты в соотношении 1:1 (патент №2144608)

Реализован принцип управляемой во времени реакции водорастворимых солей натрия и кальция в многокомпонентной смеси, образующей дисперсную систему с требуемыми реологическими показателями, достаточными для создания непроницаемого экрана на продуктивном коллекторе скважины на период проведения ремонтных работ. Непроницаемый экран, формируемый между скважиной и пластом путем заполнения перфорационных отверстий, трещин и высокопроницаемых пор, исключает проникновение фильтрата блокирующего раствора или жидкости глушения в продуктивный пласт. При освоении и отработке скважины на факел непроницаемый экран, состоящий из водорастворимых и кислоторастворимых солей, легко разрушается и вымывается флюидами и подошвенной водой.

Деблокировка пласта от реагента ТУР-1 осуществляется перед освоением скважины закачкой в интервал перфорации подогретого до 50°С водного раствора каустической соды.

Практическая значимость. Впервые в отечественной практике осуществлено глушение водопескопроявляющих скважин с обеспечением циркуляции жидкости в условиях АНПД (Кан = 0,35 . 0,4 ), в которых первоначальная пористость продуктивного коллектора достигает 42%

1. Определены требования к свойствам блокирующих растворов и предложена технология их получения непосредственно при закачке и продавке в интервал перфорации.

2. Разработаны рецептуры для глушения скважин с АНПД и с разной степенью разрушения ПЗП, обеспечивающие ей надежную блокировку при подготовке скважин к капитальному ремонту.

3. Установлены оптимальные технологические характеристики блокирующего раствора для глушения и проведения различных видов работ по капитальному ремонту скважин, в том числе и для пескопроявляющих скважин.

4. Разработан руководящий документ для глушения скважин в условиях АНПД с технически исправным и неисправным подземным оборудованием (РД 00158758-208-99).

5. По результатам промысловых испытаний установлено, что технология глушения скважин блокирующими растворами позволяет снизить затраты времени, расход химреагентов и повысить экономическую эффективность ремонтных работ, проводимых при капитальном ремонте скважин.

Реализация работы Разработанные методы глушения газовых и газоконденсатных скважин блокирующими растворами нашли применение на 124 с лишним скважинах Уренгойского месторождения при подготовке их к капитальному ремонту. Рецептура многокомпонентного раствора успешно применена при ликвидации межколонных газопроявлений на трех газовых скважинах. Для проведения испытаний выбирались скважины, на которых были безуспешные попытки глушения традиционными жидкостями или скважины, в которых статический уровень жидкости глушения находился на глубине 400-650 метров.

По большинству выполненных работ получен технологический эффект в виде снижения затрат времени в 5.7 раз, расхода химреагентов - в 3-4 раза, снижения сроков освоения скважин в 2 - 2,5 раза и сохранения коэффициента продуктивности пласта на уровне его доремонтных значений. Фактический экономический эффект, от внедрения блокирующих растворов для глушения 19 скважин на УГНКМ в 1998г составил 1, 134 млн. рублей, в 1999г на 42 скважинах - 2,284 млн. рублей, 2000г. на 15 скважинах -0,882млн. рублей.

В настоящее время технология глушения скважин с разработанными блокирующими растворами широко используется на Уренгойском месторождении. Планируется внедрить технологию глушения для проведения КРС на Ямбургском месторождении и ПХГ ООО «Кубаньгазпром».

Фактический материал и личный вклад.

При подготовке диссертации использованы результаты собственных исследований, проводимых под руководством начальника Управления интенсификации и ремонта скважин кандидата технических наук Ахметова А.А., а также материалы промысловых испытаний

При непосредственном участии специалистов УИРС и автора диссертации:

- выполнены исследования по подбору компонентного состава блокирующих растворов для газовых скважин с высокой степенью дренированности;

- разработаны технологические карты по оптимизации условий приготовления блокирующих растворов;

- проведены промысловые испытания и внедрение предложенных способов блокировки ПЗП скважин на Уренгойском месторождении.

С участием автора разработан технологический регламент на глушение скважин блокирующими растворами при капитальном ремонте скважин. (РД 00158758-208-99)

Апробация работы. Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: юбилейной 10 научно-технической конференции ООО «Уренгойгазпром» (г. Новый Уренгой, 1993г); научном семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин» (г. Уфа,1996г); международном научно-техническом семинаре «Проблемы нефтегазовой отрасли», (г. Уфа, 1997 г.); третьей Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 1999г.); заседании секции «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ » Научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Анапа, 2000г.); Всероссийской научно-практической конференции «Экологические проблемы и пути решения задач по длительной сохранности недр и окружающей среды на период более 500 лет в зоне ведения геологоразведочных и буровых работ, трубопровод-строения и разработки нефтегазовых месторождений на суше и морских акваториях» (г. Тюмень, 1997г); втором Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», (г. Уфа, 2000г).

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в 11 научных публикациях, в том числе в трех патентах Российской Федерации на изобретение.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, приложений и списка литературы. Материал изложен на 185 страницах машинописного текста, содержит 24 таблиц, 25 рисунков, в библиографии 140 наименования отечественной и зарубежной литературы.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Киряков, Георгий Александрович

6. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. На основе анализа теоретических и промысловых исследований в области повышения эффективности глушения скважин сеноманских залежей в условиях АНПД, в том числе и пескопроявляющих, разработаны требования к блокирующим растворам с целью улучшения технико-экономических показателей подготовки скважин к капитальному ремонту.

2. Предложено использовать активную группу химреагентов (Na2C03; СаС12; Na2S04 и NaOH ), способных в заданном промежутке времени резко повысить концентрацию коркообразующих частиц и придавать блокирующим растворам свойства концентрированных эмульсий. Разработанная эмульсионная система отвечает конкретным геолого-техническим условиям; способна временно блокировать ПЗП пескопроявляющих скважин в условиях АНПД, предупредить поглощение пластом жидкости глушения и обеспечить безопасные условия проведения ремонтных работ.

3. Обоснован и проведен комплекс стендовых испытаний по проектированию компонентного состава блокирующих растворов к конкретным скважинным условиям, который включает в себя:

- изучение физико-химического взаимодействия жидкости глушения, блокирующих растворов и их фильтратов с пластовыми флюидами и минералогическим составом продуктивного коллектора;

- моделирование временной блокировки продуктивных горизонтов в газовых и газоконденсатных скважинах с превышением перепада гидростатического давления над пластовым в 2 - 3 раза;

- определение степени восстановления проницаемости насыпной модели и керна после деблокировки.

4. Разработаны рецептуры блокирующих растворов и технология глушения скважин в условиях АНПД (патенты №2139410 и № 2144608), превосходящие по реологическим показателям ранее применявшиеся растворы и позволяющие снизить затраты времени, расход химреагентов, а также повысить надежность и безопасность проводимых работ при капитальном ремонте скважин. Установлены оптимальные добавки наполнителей (торф, строительный мел, песок и др.) и необходимые технологические параметры к модификациям многокомпонентного раствора для глушения и проведения капитального ремонта пескопроявляющих скважин с разными видами работ.

5. Для эффективного глушения газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений разработанные блокирующие растворы рекомендуется получать в стволе скважины путем одновременной закачки двух составов и продавки их в интервал перфорации. Разработанная технология позволяет повысить структурно-механические свойства блокирующего раствора до требуемых значений в момент поступления его в зону перфорации.

6. Предложена на основе данных разработки месторождения, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, методика оценки текущего состояния ПЗП с целью определения степени дренированности пласта и проектирования рецептур, а также расчетных объемов блокирующего раствора для глушения пескопроявляющих скважин. Методика позволяет оптимизировать рабочие параметры блокирующих растворов и их объемы при подготовке скважин к капитальному ремонту в зависимости от геолого-технического состояния пластов.

7. Разработанная технология и блокирующий раствор для глушения скважин в условиях АНПД успешно прошли испытания и внедрены в производство на УГКНМ. Объем внедрения технологии глушения с применением блокирующих растворов составил 124 скважины. По всем выполненным работам получены положительные результаты в виде снижения расхода реагентов, сокращения сроков проведения ремонта и освоения скважин. Это позволило в целом по Уренгойскому месторождению улучшить экологическую обстановку во время проведения ремонтных работ и получить экономический эффект в 1998году на сумму в 1,34 млн. рублей.

8. Разработан руководящий документ (РД 00158758-208-99) для глушения скважин блокирующими растворами с технически исправным и неисправным подземным оборудованием, где представлены наиболее характерные для промысловой практики варианты глушения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Киряков, Георгий Александрович, 2001 год

1. Газовая промышленность - февраль,2000. - с 5 . 7

2. Проект разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения", выполненного ВНИИГазом и утвержденного ГГК "Газпром" (протокол N 28/91 от 21 декабря 1991г).

3. Ахметов А.А., Барсуков К.А., Коршунов Н.П., Хозяинов В.Н. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин. // Газовая промышленность 1990. - вып.9 - 39 с.

4. Роджерс Состав и свойства промывочных жидкостей //Изд. «Недра» Москва, 1967.-298 с.

5. ГриценкоА.И. и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири // М.: ВНИИЭгазпром, 1990. 42с.

6. Смехову Е.М. Закономерности развития трещиноватости горных пород и трещинные коллекторы // тр. ВНИГРИ вып. 172 - Гостоптехиздат, 1962.

7. Дюкалов С.В., Кирсанов А.Н., Маслов В.Н. Геолого-промысловые аспекты разработки сеноманских газовых залежей Западной Сибири // М: ВНИИЭгазпром, 1986,- 37с;

8. Кирсанов А.Н., и др. Опыт первых лет разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения // М: ВНИИЭгазпром, 1990. 42с

9. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин // Уфа. «КИТАП» 1998.-80 с.

10. Абдрахманов Г. С., Ибатулин Р.Х., Родкин А.А., Зайнуллин А.Г. Техника и технология ликвидации поглощений при бурении скважин // Обзорная информация Серия «Бурение». - М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-48с.

11. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурлящих скважинах // М. Недра ,1984,- 191с.

12. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин // М. Недра ,1978.-240с.

13. Белоусов В. О. Технология борьбы с осложнениями при бурении скважин // М. Недра, 1967. 162с.

14. Бикчурин Т.Н., Габидулин Р. С. Методика проведения работ по изоляции зон поглощения с учетом пластового давления // НТИС, Нефтегазовая геология, геофизика и бурение М.ВНИИСЭНГ 1985. - №4 - с 29. .32.

15. Вахрамеев Н.И. Технологические особенности тампонирования горных пород // М. Недра , 1977. 271с.

16. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин // М. Недра, 1982. 293с.

17. Мищевич В.И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции // М. Недра, 1974. 271с.

18. Абдрахманов Г.С., Ибатуллин Р.Х., Зайнуллин А.Г. Техника и технология поглощений при бурении скважин. // Обзорная информация. Сер. «Бурение» М.: ВНИИОЭНГ, 1984г. - 48с.

19. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. // М.: Недра, 1984. 229с.

20. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов глубоких скважинах. // М.: Недра, 1980.-304с.

21. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Поляков В. Н. Управляемая кольматация ПЗП при бурении и заканчивании скважин. // Нефтяное хозяйство, 1984. -№6-7-Юс.

22. Роджерс В. Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. // Пер. с англ., М.: Недра, 1967,- 599с.

23. Кирсанов А.Н., и др. Опыт первых лет разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения // Москва: ВНИИЭгазпром, 1990. 42с.

24. Випарский М. С. Методы исследования и изоляции поглощающих пластов // М. Гостоптехиздат, 1963.-161с.

25. Галиев Р.А., Галиакбаров В.Ф. Исследование закупорки поглощающих каналов // Уфа, 1986.

26. Уръев Н.В. Динамика образования и разрушения структур в концентрированных дисперсных системах. // Физико-химическая механика и леофильность дисперсных систем, 1980г. выпуск 12 - с. 3. 12.

27. Булатов А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. // М. Недра 1978. 240 с.

28. Ситдыков Г.А. Научные и практические основы контроля, диагностирования и предупреждения осложнений при строительстве скважин // Баку 1985. 241с.

29. Терентъев Ю. В. Исследования механизма вымывания бурового раствора из каверн и совершенствование цементирования скважин // Автореферат Уфа 1986.-25 с.

30. Горшков А.К., Коваленко М.П. Опыт глушения скважин при ремонтных работах на Машевском месторождении // Нефтяная и газовая промышленность, 1985.

31. К. М.Тагиров, С.В. Долгов и др. Технология проведения ремонтных работ в газовых скважинах с использованием газообразных агентов и пен // СевКавНИИгаз, 1986. с. 99-100.

32. К. М.Тагиров, С.В. Долгов. Технология вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД с промывкой скважины пеной // СевКавНИИгаз, 1986. -с.79-80.

33. К. М.Тагиров, С.В. Долгов, С.А. Акапов Использование пен при ремонтных работах в скважинах ПХГ. // Газовая промышленность, 1989.

34. В.И. Некрасов, М.Г. Ватчинин, Р. Р.Даутов Выбор жидкости и параметров глушения скважин // Бурение скважин выпуск 99 - с. 31. .33.

35. Б.А. Лерман, В.Н. Глущенко, Г.А. Орлов Использование обратных эмульсий в добыче нефти // М.: 1986. 48с. (Обзорная информация/ ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело» выпуск 6).

36. И.П. Королев, В.Н. Глущенко Опыт и перспективы использования обратных эмульсий для глушения скважин // Нефтяное хозяйство, 1986 №10 -с.59.62.

37. В.Н. Глущенко, Г.А. Орлов, И.П. Королев Глушение скважин обратными эмульсиями // Нефтяная и газовая промышленность, 1983. №4 - с.35. .37.

38. Интяшин А.Д., Городнов В.П. Результаты промысловых испытаний мицеллярных растворов для вскрытия и глушения скважин // РНТС Серия «Нефтепромысловое дело» МЛ 983 - Выпуск 4.

39. Г.А.Орлов и др. Результаты опытно-промышленных испытаний гидрофобно-эмульсионных растворов // НТИС, Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1984. Выпуск 4.

40. A.M. Шарипов, В.П. Николаев, И.З. Нургалиева, А.Ю. Гличев Технология глушения скважин на ОГКМ // Сб.тр. ТатНИИПИнефть, 1989. вып. №57.

41. Растворы для заканчивания и ремонта скважин. // Экспресс- информ, ВНИИОЭНГ. Сер. «Бурение»: Зарубежный опы, 1984. - Вып.11 -с.1 .5.

42. Dovan Hoal Т. Continuous permenbility in sybterranean reservoir // Oil Co of California. Pat. 453412, USA ,1983.

43. Aubert C. F., Jr. And bercegeay E. P. Field tested methods improve sand control // World Oil, Jan 1971 -pp58.61.

44. Aubert C. F., Jr. And bercegeay E. P. Field tested methods improve sand control // World Oil, Jan 1971 -pp58.61.

45. Tuttle R.N. and Barkman, J. Y. The need for nondamaging drilling and completion fluids // Paper SPE 4791, First Symp. On Formation Damage, New Orle ans, Feb. 7 8, 1974.

46. Bruist E.N Better performance of Gulf Coast wells // Paper SPE 4777, SPE Symposium on Formation Damage, New Orleans, Feb. 7 8, 1974.

47. Mungan N. Permeability reduction through changes in pH and salinity // Journal of Petroleum Technology, Dec. 1965.

48. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубинных скважинах // М. Недра, 1980. -304с.

49. Тян П.М. Предупреждение и ликвидация поглощений при геологоразведочном бурении //М. Недра, 1980 167с.

50. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин // М. Недра, 1982. 293с.

51. Агишев А.П., Арутюнян Э.М. и др. Глушение скважин на длительный срок при помощи трехфазной пены. //Газовая промышленность №6, М.: Недра, 1974 -е.

52. Abrahams.A Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion // May 1977.

53. Тищенко B.H. Эффективность применения временных закупоривающих составов коллекторов // Отдел приоритетных публикаций, 1992.

54. В. Ф. Лесничий Г.А. Орлов Технология комбинированного глушения скважин, 1990.

55. Abrahms L Mud desing to minimize rock impairment due to particle invasion // JPT, May 1977

56. Gray G.R., Darley H.C. Composition and Properties of Oil Well Driling Fluids // 4th Ed.< Gulf publishing Co.- Houston, 1980.

57. Goins W. C. Metod and Composition for Recovering Circulation of Driling Fluids //U.S.Patent 2,815,079, Dec.3, 1957.

58. Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли Состав и свойства буровых агентов // М.: «Недра» 1985 153 с.

59. Дж.Р. Грей, ГС.Г. Дарли Состав и свойства буровых агентов // М.: «Недра» 1985. с.278.

60. Шехтман Ю. М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий // М.: Изд. АН СССР, 1961.

61. В.Ю. Венделъштеип, В.М. Илъшинский, З.К. Козина Исследование в открытом стволе нефтяных и газовых скважин // М: Недра, 1984. 230 с.

62. В.А. Макеев Промышленные испытания технологии ликвидации интенсивных поглощений при бурении скважин // М.: ВНИИгазпром, 1978. -с.31 .35.

63. Раскопин М.К., Михайлов О.Е. Тампонирование скважин электрохимическим способом //Д.: ОНТИВИТР 1971. 12 с.

64. Галиакбаров В. Ф., Санников Р.Я., Галиев Р. А. Инструкция по изоляции зон поглощения при бурении разведочных скважин в Прикаспийской впадине с помощью заливочного устройства // КАЗНИГРИ, 1986 9с.

65. Ситдыков Г. А. Научные и практические основы контроля и диагностирования и предупреждения осложнений при строительстве скважин // диссертационная работа Баку, 1985. - 241с.

66. Абдурахманов Г. С., Ибатуллин P. X. Техника и технология ликвидации поглощений при бурении скважин // Обзорная информация серия «Бурение»- Москва, ВНИИОЭНГ, 1984. - 48 с.

67. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах // М.: «Недра», 1980-304с.

68. Титков Н.И., Гайворовских А.А. Изоляция поглощающих пластов при бурении скважин // М.: Гостоптехиздат, 1960 185с.

69. Тян П.М. Предупреждение и ликвидация поглощений при геологоразведочном бурении // М.: Недра, 1980 167с.

70. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. // М.: «Недра», 1979 215с.

71. Исачев М.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин // М.: «Недра», 1982 293с.

72. Роджерс В.Ф. Промывочная жидкость для бурения нефтяных скважин // /Перевод с анг./. М. Гостехиздат, I960,- 390 с

73. Д. Съюмена, Р. Эллис, Р. Снайдер Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах // М.: Недра, 1986. 20 с.

74. Геологический отчет НТЦ ООО «Уренгойгазпром», 1998, 69 с.

75. Вогоцкий С.С. Курс коллоидной химии // М.: Изд. Химия, 1975. 28 с.

76. Бадоескому НА Борьба с осложнениями, при бурении и глушении скважин за рубежом // ВИЭМС, 1986. 57 с.

77. Винарский М.С. Методы исследования и изоляции поглощающих пластов // М.: Гостоптехиздат, 1963 161с.

78. Абдрахманов Г. С., Ибатулин Р.Х., Родкин А.А., Зайнуллин А.Г. Техника и технология ликвидации поглощений при бурении скважин // Обзорная информация Серия «Бурение». - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - 48с.

79. Бадовский Н.А.; Файман В. П. Борьба с осложнениями при бурении глубоких скважин за рубежом. // М.: ВИЭМС, 1986. 76 с.

80. Клеев A.M. Исследование и разработка взрывного способа изоляции зон поглощений промывочной жидкости // Автореферат. Дисс. Канд. Техн. Наук.-Уфа.- 1970.

81. Крылов Д.А., Талманов Е.Н., Булда Ю.А. Исследования взаимодействия цементного раствора с проницаемыми пластами // НТС «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1981. -№8-с.21 -23.

82. Оганесян Э.Т. Неорганическая химия // Изд. «Высшая школа» 1984. 122 с.

83. Рэмсден Э.Н. Начала современной химии // J1. «Химия», 1989. с. 133 -137.

84. В.Н. Щелкачев Подземная гидравлика // М.: Недра, 1979. 215с.

85. Аравин В.И., Нумеров С.И. Теория движения жидкостей и газов в недеформируемой пористой среде //М.,: ГИТТЛ, 1953. 616с.86Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли Состав и свойства буровых агентов. // М.: «Недра», 1985. 252 с.

86. Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах // М.: Недра, 1986. 43 с.

87. В.Н.Поляков, М.Р. Мавлютов, Л.А. Алексеев, В.А. Колодкин Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин // Уфа «Китап» 1998.-42с.

88. Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли Состав и свойства буровых агентов // М.: «Недра» 1985,- с.

89. Чернышев С.Н. Трещины горных пород // М: Наука, 1983. 140с.

90. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах // М.: Недра, 1980.-304с.

91. Ситдыков Г.А. Возможности оперативных гидродинамических методов исследования в бурящихся скважинах. // Нефтяное хозяйство, 1977 №8 - с. 19-23.

92. Титков Н.И., Гайворонский А.А. Изоляция поглощающих горизонтов при бурении скважин. //М.: Гостоптехиздат, 1960. 185с.

93. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. // М.: «Недра», 1980. 304с.

94. Тян П.М. Предупреждение и ликвидация поглощений при геологоразведочном бурении. // М.: Недра, 1980 167с.

95. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин // М.: Недра, 1982. 293с.

96. Винарский М.С., Выстороп В.К Ферштер А.В. Методика исследования и регулирования технологических процессов при задавке в пласт вязко-пластичных жидкостей. // Волгоград: ВолгоградНИПИнефть, 1974. 26 с.

97. Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли Состав и свойства буровых агентов // М.: «Недра» 1985.- 159 с.

98. Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли Состав и свойства буровых агентов // М.: «Недра» 1985. 154с.

99. Сулейманов Б.А. Применение многофункциональной эмульсии для воздействия на призабойную зону // Нефт. хозяйство, 1995. с. 65-67.

100. Валеев Ш.И., Наумов В.П. и др. Совершенствование рецептур и технологии глушения скважин с целью повышения отдачи пластов //Тр. БашНИИПИ нефт.пром-ти. №59. - с.119-125.

101. А.с. СССР 1361311, МКИ4 Е 21В 43\12. Устройство для глушения скважин. З.А. Ростэ, А.В. Соколов , А.Н. Авраменко (СССР). -Заявл.опубл.23.12.87г. №47.

102. А.с. СССР 1361302, МКИ4 Е 21ВЗЗ\10. Устройство для глушения скважин. В.И. Зелепукин (СССР). Заявл. 27.12.85,обубл. 23.12.87, Бюл. №

103. Котов В.П. Влияние физико-химических свойств буровых суспензий на кольматацию горных пород / Технология первичного вскрытия и повышения нефтеотдачи пластов // Куйбышев, 1986. с.98-102.

104. Колесников Н.А., Крезуб А.П. и др. Исследования процесса кольматации горных пород буровыми растворами // Изв. вузов. Нефть и газ, 1988. №11 - с.19-24.

105. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияния на коллекторские свойства пласта // Нефтепромысловое дело: Обзорная информация -ВНИОЭНГ, 1989. Вып. 19. - 43с.

106. Зарипов С.В., Василенко Толкачев Ю.И., Вайсман А. М. и др. Исследование и испытание жидкостей для глушения скважинпри подземных работах // Нефтяное х-во, 1973. №6. - с. 38-41.

107. Клубова Т. Т Влияние глинистых примесей на коллекторские свойства песчано-алевритовых пород (на примере пашийских отложений) // М.: Недра, 1970. 122с.

108. Калиневич Г.В., Кудрявцев Л.Н., Подгорное В.И. Кольматация забойной зоны проницаемых отложений твердой фазой буровых растворов / Технология первичного вскрытия и повышения нефтеотдачи пластов // Куйбышев, 1986. -с.59-63.

109. Добрынин В.М., Мулин В.Б., Куликов Б.Н. Необратимое снижение проницаемости полимиктовых песчаников Самотлорского месторождения // Нефт. х-во, 1973. -№10.- с.

110. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика // М.: Гостонтехиздат, 1949.-с. 524

111. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения // М.: Химия, 1983.-264 с.

112. Агишев А.П., Арутюнян Э.М. и др. Глушение скважин на длительный срок при помощи трехфазной пены. // Газовая промышленность №6, М.: Недра, 1974г. -с.6-7

113. Регламент по определению экономической эффективности внедрения новой техники и технологических процессов. // М.: «Недра», 1988. 7 с.

114. Шмелъков В.Е. Технология глушения и освоения скважин с использованием трехфазных пен // Газовая промышленность, №3 М.: Недра, 1976. -с.18-19.

115. А.с. 162327 (СССР), кл. Е. 21В 43\00. Способ глушения скважины\ В.Е. Шмельков, Н.Р. Акопян, В.Ф. Коваленко и др. ДСП.

116. Разработка и внедрение жидкостей (пенных систем, эмульсий) для глушения скважин на месторождениях Западной Сибири / Отчет о НИР,договор 8Г\95.97, задание 1, №ГР 248. // Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1996.-97 с.

117. Ахметов А.А., Шарипов A.M., Кульков А.Н., Киряков Г.А. Патент РФ на изобретение №2139410. Способ изоляции зон поглощения в скважинах // г. Москва, 10.10.1999.

118. Дудов А.Н., Ахметов А.А., Шарипов A.M., Киряков Г.А., Хадиев Д.Н., Жуковский К.А. Патент № 2144608. Способ блокировки поглощающих пластов в скважине // г. Москва, 20. 01.2000.

119. Киряков Г.А. Повышение надежности блокировки пласта при подготовке пескопроявляющих скважин к капитальному ремонту / Материалы Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» // Уфа, 2000. 138с.

120. А.с. 1629308(СССР), кл. СОЯ К 7\02 Инвертная эмульсия для глушения и заканчивания скважин / Г.С. Поп, O.JL Главати, П.А. Гереш и др. // опубл. в бюл. № 7, 1991.

121. Гейхман М.Г., Саунин В.И., Кашкаров П.Г., Левашов Н. Т., Токарев П.Г., Волков А.В., Александров МЛ., Ахметов А.А., Москвичев В.Н., Рахимов Н.В.,

122. Хозяинов В.К, Киряков Г.А., Тяпко Г.В. Технологический регламент на глушение скважин при капитальном ремонте // РД 00158758-208-99. -Тюмень, 1999.

123. Кребс Г. Основы кристаллизации неорганических соединений. // М.: 1971.-304 с.

124. Берестовой З.Я., Коргин В.А. Электронномикроскопическое изучение алюмокалиевых гелей // Коллоидный журнал, 1955,- т17. №3. - с. 196 -199.

125. Берестовой З.Я., Коргин В.А., Корецкая В.А. О механизме образования коллоидных частиц золя золота // Коллоидный журнал, 1952. т14. - №6. - с. 395 -398

126. Чалый В.П. Гидроокиси металлов //Киев: наукова Думка, 1972 153 с.

127. Чалый В.П.Роженко С.П. Ренгенографическое исследование систем гидроокисей металлов // Журнал неорганической химии, 1958,- т.З,- вып.11 с.25 -31

128. Корешков А.Н. Основы аналитической химии // Книга вторая М.: Химия, 1976 -474 с

129. Киряков Г.А. Оценка сложности геолого-технических условий для повышения эффективности глушения пескопроявляющих скважин при капитальном ремонте. // Материалы межотраслевой научно-практической конференции Анапа 2-6 октября 2000.

130. Ром Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых пород. // М.: Недра, 1966,- 284с.

131. Вахремеев Н.И. Теоретические основы тампонирования горных пород // М.: Недра, 1986,-291с.

132. Дудов А.Н., Ахметов А.А., Шарыпов A.M., Кпряков Г.А., Хадиев Д.Н., Жуковский К.А. Патент № 2144130. Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине. // М., 10.01.2000.

133. Геологический отчет УИРС ООО «Уренгойгазпром», 1999, сЗ 1

134. Отчет Научно-технического центра ООО «УГП», 1999, с.46

135. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. / М. 1988.1. УТВЕРЖДАЮ

136. Экономический эффект в сумме 872127,57руб.

137. ОНТПиЭУПНПиКРС Лукьяненко А.В.1. Начальник ГО УПНП и КРСьлохинский И.А.

138. Главный инженер УПНП и КРС1. Москвичев В.Н.

139. Начальник ПрО УПНП и КРС щ^/^Рахимов Н.В.г.Новый Уренгой. 1999 год.1.Сущность работы

140. Стадия разработки и внедрения, на который составляют расчет

141. Расчет фактического экономического эффекта ведется по второму году внедрения. Данная технология глушения скважин была применена на 13-ти газовых и 6-ти газоконденсатных скважинах Уренгойского месторождения (Приложение 1).

142. Выбор и обоснование базы для сравнения

143. S скважины практически не глушатся, что делает невозможным проведение ремонта скважины;•S происходит поглощение растворов, что приводит к загрязнению пласта к ухудшению его коллекторских свойств;

144. Применение БР позволяет произвести блокировку призабойной зоны скважины, что позволяет заглушить скважину, при этом при проведении работ по ремонту скважины поглощения раствора минимальны, загрязнения коллекторов продуктивного горизонта не происходит.

145. Факторы обеспечивающие экономический эффект.

146. Исходные данные для расчета№ п/п Показатели Ед. Изм. Базовый вариант Новый вариант Отклонение Обосн-ие1 2 3 4 5 6 7

147. Объем внедрения, в том числе газовые газоконденсатные СКВ. СКВ. СКВ. 19 13 6 19 13 б 0 0 0 Прил. 1

148. Средний объем расхода жидкости глушения на скважинах мЗгазовые: ИМД МКР мЗ 100 0 30 5 -70 +5 Прил.Згазоконденсатные: BMP МКР мЗ 100 0 45 5 -55 +5 Прил.З

149. Среднее время на проведение дополнитель-ных работ по повторному глушению и освоению скважин вахто/ час 30 0 -30 Прил.4

150. Общие транспортные затраты на доставку растворов на 19 скважин руб. 111158,00 47308,34 -63849,66 Прил. 5

151. Общие затраты на химреагенты руб. 1352417,52 707807,65 -644609,87 Прил. 6

152. Экономия по фонду заработной платы руб. \ 163668,04 Прил. 7

153. Расчет фактического экономического эффекта.

154. Расчет фактического экономического эффекта по формуле 1 стр.7 «Регламента по определению экономической эффективности внедрения новой техники и технологических процессов».3 = 3j-32 + ЭФЗП где

155. Э фактический экономический эффект от внедрения новшества, руб.;3. общие затраты на проведения ремонта на 19-ти скважинах по базовому варианту, руб;32 затраты на проведение ремонта на 19-ти скважинах по новому варианту,руб.;

156. ЭФЗП экономия по фонду заработной платы, руб.3t= Tpi + л3i общие затраты на проведение работ по базовому или новому варианту на 19-ти скважинах, руб (Расчет приведен в табличом виде в приложении № 5)

157. З^г транспортные затраты на на доставку жидкостей глушения по базовому или новому варианту, руб (Расчет приведен в табличном виде в приложении 6)31 = 111158+ 1352417,52 = 1463575,52 руб.32 = 47308,34 +707807,65 = 755115,99руб.

158. Э = 1463575,52 755115,99 +163668,04 =872127,57 руб

159. Фактический экономический эффект от внедрения по второму году блокирующих растворов для глушения газовых скважин Уренгойского месторождения в 1998 году составил 872127,57 руб.

160. Экономия затрат увеличивает прибыль предприятия, следовательно эта сумма облагается налогом на дополнительную прибыль (35% от суммы прибыли)

161. Н = 0,35 х 872127,57= 305244,66руб.

162. Прибыль остающаяся в распоряжении предприятия составит:872127,57 305244,66 =566882,91тыс.руб.1. Расчет составил:1. Инженер ПрО УПНП и КРС1. Сахабутдинов Р.Р

163. Результаты расчета фактического экономического эффекта от внедрения задания №В18 по плану внедрения новой техники «Внедрение блокирующих составов для глушения скважин Уренгойского НГКМ».п/п Показатели базовый вариант новый вариант отклонение1 2 3 4 5

164. Объем внедрения, м3, в том числе газовые газоконденсатные 19 13 6 19 13 6 0 0 0

165. Средний объем расхода жидкости глушения на скважинах, м3газовые: ИМД МКР 100 0 30 5 -70 +5газоконденсатные: BMP МКР 100 0 45 5 -55 +5

166. Среднее время на проведение дополнитель-ных работ по повторному глушению и освоению скважин, в/час 30 0 -30

167. Общие транспортные затраты на доставку растворов на 19 скважин, руб. 111158 47308,34 -63849,66

168. Общие затраты на химреагенты, руб. 1352417,52 707807,65 -644609,87

169. Экономия по фонду заработной платы, руб. 163668,04

170. Фактический экономический эффект, руб 872127,57 —

171. Налог на дополнительную прибыль, руб 305244,66

172. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, руб. 566882,91

173. Главный инженер УПНП и КРС ' Москвичев В.Н.

174. Начальник ОПОТиЗ УПНП и КРС {^^^Лукьяненко А.В. Начальник ПрО УПНП и КРС Рахимов Н.В.

175. УИРСООО "Уренго йс.аздр.саи "эедпринтие, организация, учреждение

176. Руководитель предприятия, оргацмад^ш, ПпЯучреждения начальник цеха. . V: ;^\СПр.З.ВО>л под

177. Начальник отдела по изобре^^уть^^в^' и рационализации • •'1. А.А.Ахметов1. Члены комиссии:

178. Начальник патентного отдела или уполномоченный по рационализации и изобретательствуcf/7 подпись Jи началом использования предложения ознакомлены1. II-->-<г . U о а в т осыподписйТ