Разработка методических и инструментальных комплексов для эффективной эксплуатации нефтегазовых месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор технических наук Керимов, Абдул-Гапур Гусейнович

• Керимов, Абдул-Гапур Гусейнович
• доктор технических наук
• 2011

Оглавление диссертации доктор технических наук Керимов, Абдул-Гапур Гусейнович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 ОБЗОР СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ.

1.1 Цель и задачи исследований по теме диссертации.

Глава 2 ИССЛЕДОВАНИЯ НА ЭТАПЕ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ

РАБОТ ПРИЧИННО-СЛЕДСТВЕННЫХ ФАКТОРОВ, ОКАЗЫВАЮЩИХ ВЛИЯНИЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

2Л Причины низкой эффективности сейсморазведочных работ, совершенствование технологии многокомпонентной сейсморазведки путем разработки новых источников возбуждения поперечных волн.

2.2 Причинно-следственные факторы, возникающие при бурении скважин, оказывающие влияние на достоверность геологического моделирования.

Глава 3 РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОГО КОНТРОЛЯ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА, ОБРАЗОВАННОГО В ПОРОВО-КАВЕРНОЗНО-ТРЕЩИННОЙ КАРБОНАТНОЙ ПОРОДЕ.

3.1 Разработка усовершенствованной методики контроля флюи-додинамических процессов в скважинах действующего фонда ПХГ для повышения реалистичности геолого-промысловых построений и оценки эффективности работы газовых скважин.

3.2 Разработка комплексной технологии интенсификации коллекторов порово-кавернозно-трещинного типа на основе данных газодинамических и промыслово-геофизических исследований.

Глава 4 РАЗРАБОТКА ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБСАДНЫХ КО

ЛОНН.

4.1 Модернизация электромагнитных профилографов серии КСП-Т-7.

4.2 Стендовые испытания модернизированных профилографов серии КСП-Т-7М и метрологическое обеспечение исследований

4.3 Результаты промысловых исследований технического состояния обсадных колонн электромагнитными профилографами серии КСП-Т-7М.

4.4 Разработка нового устройства для измерения внутреннего профиля и толщины колонны.

Глава 5 РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ МЕТОДИКИ ПОИСКОВ ИНТЕРВАЛОВ ПЕРЕТОКА ГАЗА ПО ЗАКОЛОННЫМ ПРОСТРАНСТВАМ.

5.1 Технология выполнения газодинамических исследований в скважинах с межколонными давлениями.

5.2 Экспериментальные работы по изучению заколонной утечки газа методом шумового каротажа на модельной скважине.

5.3 Методика выполнения комплексных исследований в скважинах с межколонными давлениями для отыскания мест утечки газа изМКП.

Глава 6 РАЗРАБОТКА ДИСТАНЦИОННЫХ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ЦИРКУЛЯЦИИ ПЕНЫ

6.1 Результаты газодинамического и геофизического сопровождения технологии очистки скважин от песчано-глинистых пробок на депрессии в условиях АНПД Северо-Ставропольского ПХГ.

6.2 Проект автоматизированного комплекса для контроля параметров технологического процесса промывки песчано-глинистых пробок.

6.3 Разработка регулируемого эжектора.

6.4 Гидравлическая часть макетного образца измерительного комплекса для автоматизированного регулирования параметров пенной системы

Глава 7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ВНЕДРЕНИЯ ЧАСТИ РАЗРАБОТОК ПО ТЕМЕ ДИСЕРТАЦИИ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методических и инструментальных комплексов для эффективной эксплуатации нефтегазовых месторождений»

В старых нефтегазовых районах, к которым относятся месторождения Северного Кавказа, при эксплуатации нефтегазовых скважин возникает много различных трудно решаемых геологических и технологических проблем. Это связано, в первую очередь, с тем, что во времена поисков и разведки в этих районах месторождений получить всю необходимую на современном уровне требований геологическую и технологическую информацию не представлялось возможным из-за отсутствия соответствующих научных разработок и аппаратуры, которые существуют сегодня. Проекты, по которым разрабатывались эти месторождения, не позволяли достичь высоких показателей извлечения запасов нефти и газа. Аналогичная ситуация характерна и для подземных хранилищ газа (ПХГ). В результате длительной разработки углеводородных (УВ) месторождений, а также при их последующей трансформации в ПХГ, «центр тяжести» исследований переносится на решение геолого-технологических задач, связанных, в первую очередь, с контролем эксплуатационной надежности скважины как инженерного сооружения. С этой целью на месторождениях и ПХГ периодически выполняются исследования для определения следующих показателей: степени рационального использования скважины, технического состояния обсадных колонн и призабойной зоны пласта (ПЗП), целесообразности применения тех или иных технических решений по капитальному ремонту скважин (КРС), эффективности применяемых технологий, повышения производительности скважины.

Для эффективного планирования процесса эксплуатации и снижения рисков управления процессом разработки месторождения важным является построение реалистичной геологической модели, постоянное ее совершенствование на базе дополнительной геолого-геофизической информации, получаемой из вновь вводимых в разработку скважин, а также реализация задач по уточнению пространственной геометрии пластового резервуара и прогнозированию вещественной характеристики геологической среды по данным сейсморазведки.

Решение данных задач с помощью сейсморазведки, как это следует из теоретических основ метода, возможно только на базе глубоких и надежных знаний характера распределения упругих и других свойств в среде. Эти данные можно получить путем изучения свойств полного волнового поля многокомпонентной сейсморазведкой (МС) [161].

В свою очередь, МС требует применения специальных источников колебаний, поэтому разработка эффективных источников возбуждения поперечных волн, позволяющих уточнить пространственную геометрию пластового резервуара и идентифицировать наличие или отсутствие пластового флюида - прямой путь, повышающий эффективность работ, связанных с разведкой, дораз-ведкой и эксплуатацией УВ месторождений.

Однако, на всей территории России работы МС почти прекращены, несмотря на то, что до 1991 года по методике МС в СССР ежегодно работало около 20 сейсморазведочных партий, что соответствовало 10 % от общего объема сейсморазведочных работ. За рубежом объемы таких работ не превышали 5 %. В настоящее время на долю США приходится 42 % МС от общего объема сейсморазведки, а на Европейские страны - 35 % [116]. Внедрение МС позволило американским специалистам успешно решать такие важные задачи, как поиск трещиноватых коллекторов, изучение их ФЕС, производить подсчет запасов УВ сырья по данным поверхностной сейсморазведки, т.е. без глубинного бурения, мониторинг разработки нефтегазовых месторождений в масштабе реального времени. Однокомпонентная сейсморазведка не может решать эти задачи, тем более в сложных неоднородных трещиноватых отложениях, например, в карбонатных отложениях на Чиренском ПХГ или в карбонатно-глинистых отложениях Восточного Предкавказья.

Изучению этих отложений посвящены две главы диссертационной работы, в которых на примере анализа низкой эффективности геолого-геофизических исследований выявлена причинно-следственная связь между качеством поисково-разведочных работ и эффективностью последующей эксплуатации. Для повышения эффективности МС в 2010 году разработаны две конструкции источников возбуждения поперечных волн - основного геологического оборудования, позволяющие с минимальными трудовыми и финансовыми затратами возбуждать поперечные волны, тем самым широко вовлекать в практику расширенное волновое поле.

Среди наиболее актуальных проблем, требующих самого пристального внимания, важное место занимают вопросы научного обоснования необходимости комплексного мониторинга ПХГ в целом и скважин различных категорий в отдельности, используя методические и инструментальные комплексы, основанные на геофизических и газодинамических методах, автоматизированных комплексах контроля и управления технологическими процессами.

В настоящей работе рассмотрены проблемы эксплуатации подземного хранилища газа, образованного в карбонатной породе, разработана усовершенствованная методика комплексных исследований по контролю флюидодинами-ческих процессов в скважинах действующего фонда, позволяющая повысить реалистичность выполняемых геолого-промысловых построений, оценить эффективность работы эксплуатационных газовых скважин, выполняемых технологических операций по ремонту скважин и повышению их производительности при эксплуатации коллекторов порово-кавернозно-трещинного типа, а также другие геолого-технологические решения, позволяющие повысить эффективность эксплуатации ПХГ. Полученный фактический материал позволил автору наглядно проиллюстрировать работу сложного коллектора карбонатного типа, в котором емкостью и путями фильтрации флюида являются системы трещин, показать как при смене депрессии (или репрессии) на пласт происходит смыкание и размыкание трещин.

Актуальной проблемой эффективной эксплуатации газовых скважин является организация высокоточного контроля технического состояния обсадных колонн, особенно в ПЗП. Необходимость решения данной проблемы становится все более острой по мере старения месторождения и закономерного ухудшения технического состояния ПЗП. Данное обстоятельство определило необходимость в модернизации приборов серии КСП-Т-7, позволяющих контролировать техническое состояние обсадных колонн по всему периметру колонны. Логическим продолжением работ по совершенствованию инструментальных комплексов (электромагнитных профилографов серии КСП-Т-7М) является разработка нового устройства для детального анализа технического состояния обсадных колонн с целью повышение безопасности эксплуатации скважин за счет владения объективной информацией о внутреннем износе и остаточной толщине обсадных колонн.

Другой путь повышения эффективности эксплуатации ПХГ - повышение производительности скважин проведением «адресных» и подконтрольных технологий интенсификации продуктивных объектов. Разработанная автором методика выбора объектов интенсификации и оценки эффективности проведенных технологических операций промыслово-геофизическими и газодинамическими методами была успешно апробирована на Чиренском ПХГ (Болгария).

На базе целенаправленных исследований и промыслового опыта строительства скважин формировалось понятие "конструкция скважины", которое в последнее время все чаще употребляется как "крепь скважины", с акцентированием проблемы контроля качества заколонной крепи. Одним из основных, определяющих элементов крепи скважины является заколонный цементный камень, изучение которого позволяет получить необходимые сведения о герметичности заколонного пространства. Долгое время косвенными показателями герметичности заколонной крепи являлись высота подъема цемента за колоннами и характер распределения цементного камня в поперечных сечениях и по высоте. При этом изучению закономерностей работы цементного камня при наличии межколонных скоплений газа не уделялось должного внимания. Межколонные газопроявления - проблема, бесспорно, сложная. Их природа во многих случаях пока еще не установлена. Объяснение причин их возникновения иногда неубедительно, а иногда ошибочно и основано на недостаточном понимании механизма процессов, протекающих в скважине. Исходя из этого, вначале была разработана экспериментальная установка, которая позволила моделировать условия заколонного перетока газа, а затем разработана комплексная методика поисков интервалов перетока газа по межколонным пространствам, используя результаты, полученные на модельной скважине.

Капитальный ремонт скважин, как одна из составляющих эффективной эксплуатации нефтегазовых месторождений, предназначенный для длительного сохранения естественной проницаемости пласта, в последние годы выполняется с применением газообразных агентов и пенных систем [176]. До настоящего времени технологии КРС с использованием пенных систем больших практических результатов и широкого промышленного внедрения не получили. Одной из основных причин этого является отсутствие надлежащего сопровождения КРС, качественного оборудования, достаточно точных и удобных для применения методов расчёта технологических параметров, позволяющих оперативно реагировать и корректировать технологические процессы. Тем не менее, технологии КРС и эксплуатации скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) с использованием пенных систем остаются наиболее перспективными, поэтому при участии автора была разработана технология очистки скважин от глинисто-песчаных пробок при газодинамическом и геофизическом сопровождении. Для продолжения работ по совершенствованию технологий дистанционного регулирования физико-динамических параметров пен автором был разработан макетный образец измерительного комплекса для создания контролируемых и управляемых высокотехнологических процессов.

В заключении перечислены основные научные результаты выполненных работ. Основным выводом настоящей диссертационной работы является то, что автору удалось, используя обширный геолого-промысловый и геолого-геофизический фактический материал, полученный им с использованием большого количества скважин на нефтегазовых месторождениях и ПХГ, не только выстроить взаимозависимую схему причинно-следственных связей, оказывающих влияние на эксплуатацию, но и разработать новые методические и инструментальные комплексы, позволяющие повысить эффективность разработки УВ месторождений и эксплуатации ПХГ.

Тема диссертации соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 3 — «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального природопользования» и пункту 5 — «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Керимов, Абдул-Гапур Гусейнович

Выводы.

Комплексные промыслово-геофизические и наземные газодинамические исследования позволили сделать ряд предположений и выводов, повлиявших на эффективную эксплуатацию Чиренского ПХГ.

1. Для повышения надежности получаемой информации о работе газонасыщенной толщи диссертантом усовершенствован комплексный подход к исследованиям скважин на объектах контроля. Данный подход применим даже для условий, когда отмечается слабая изученность ФЕС, а также, если исследования в действующем фонде выполняются впервые. Сущность предлагаемого подхода заключается в оценке достоверности геофизических параметров по результатам газодинамических исследований.

2. Одним из основных критериев оценки достоверности геофизических параметров в действующей скважине являются сведения о режиме ее работы. Достоверную информацию о работе вскрытой части разреза можно получить только в режиме установившихся отборов. Поэтому необходимо комплексиро-вать геофизические измерения с газодинамическими исследованиями. Газодинамические исследования необходимы для контроля стабильности работы скважины.

3. Анализ результатов измерений, выполненный в обводненных скважинах, позволяет сделать вывод, что для изучения динамики обводнения перед началом проведения ГИС целесообразно выполнять наземные газодинамические исследования, геофизические исследования рекомендуется выполнять в устоявшейся среде.

4. Приведенные выше материалы комплексных исследований скважин дают возможность ознакомиться с практическими приемами решения этих задач на базе использования комплекса методов промысловой геофизики и газодинамики.

5. Отсутствие эффекта «схлопывания» трещин при изменении депрессий на пласт в скважинах, располагающихся в западной части структуры (скважины

Р-10, Р-5, и т.д.) позволило предположить, что на Чиренском ПХГ отмечается изменчивость пород-коллекторов по простиранию. Последующие детальные исследования керна, шлама и фондовых данных ГИС подтвердили тот факт, что с востока на запад увеличивается песчаннистость карбонатных пород основного объекта ПХГ - плинсбахского яруса, т.е. происходит фациальное изменение основного газонасыщенного объекта.

6. Фациальная изменчивость по простиранию дала объяснение многим вопросам эксплуатации, например, почему отмечается относительно низкий прирост производительности скважин после пенно-кислотных обработок в западной части структуры, в частности в скважинах Р-10 и Р-5.

7. Было доказано, что на Чиренском ПХГ выделяются два эксплуатационных объекта: верхний в юрских отложениях - известняки плинсбахского яруса и песчаники геттанг-синемюрского яруса и нижний в известняках триасовых отложений, разделенные непроницаемым глинистым разделом, сложенным нижней частью отложений геттанг-синемюрского яруса.

8. Результаты исследований локального флюидоупора и производительности скважин различных объектов позволили обоснованно заключить, что выделенные объекты рационально разрабатывать в отдельности.

9. На фактическом материале доказано, что при получении объективного материала о работе вскрытой части разреза можно не только эффективно регулировать эксплуатацию ПХГ, но и разрабатывать эффективные технологии воздействия на скважины действующего фонда.

10. Выполнена классификация пород продуктивной толщи Чиренской залежи, которая позволила достаточно объективно построить тонкослойную геолого-промысловую модель залежи и сделать ряд заключений. а) Профиль притока (приемистости) газа в перфорированной части разреза скважин характеризуется ярко выраженной неравномерностью в зависимости от степени литологической неоднородности. б) Существует необходимость селективного вскрытия продуктивного разреза перфорацией, т.к. выделенные два эксплуатационных объекта характеризуются значительной литологической и, как следствие, фильтрационно-емкостной и физико-механической неоднородностью не только по площади, но и по разрезу. в) Эксплуатация скважин, в которых единым фильтром вскрыты неоднородные по ФЕС породы, приводит к неравномерной отработке продуктивных разрезов (скважина Е-22). Поэтому существовавшую на ранней стадии освоения месторождения практику вскрытия и освоения единым фильтром эксплуатационных объектов, различающихся литологической и фильтрационно-емкостной неоднородностью, следует признать неэффективной. г) Глинистые отложения геттанг-синемюрского яруса, выделенные как локальный флюидоупор, выдержаны по площади и разрезу и тем самым делят Чиренскую залежь на два эксплуатационных объекта, различающихся по своим кол лекторским свойствам.

Основываясь на вышеперечисленных выводах, рекомендуется:

1) каждый из эксплуатационных объектов разрабатывать в отдельности как самостоятельную залежь;

2) глинистые разделы Чиренской залежи разделить на две группы: а) непроницаемый глинистый раздел, нижняя часть отложений геттанг-синемюрского яруса, характеризующаяся достаточной толщиной (более 5-10 м), почти не содержащая песчано-алевролитовых фракций, не деформированная трещинами, выдержанная по площади и разрезу; б) проницаемые глинистые разделы, нижняя и средняя часть отложений плинсбахского яруса, которые сильно изменчивы по толщине и литологии, содержат значительное количество песчано-алевролитовых фракций, обладают проницаемостью, продуктивные пласты, разделяемые такими глинистыми перемычками, следует разрабатывать как один объект;

3) для отложений плинсбахского яруса Чиренской залежи наиболее оптимальным местом заложения новых эксплуатационных скважин следует считать западную часть структуры, где отмечаются максимальная толщина этих отложений и лучшие коллекторские свойства пород.

Таким образом, в данной главе автором были рассмотрены геолого-геофизические причины, определяющие потенциальную способность хранилища аккумулировать газ. Для повышения реальности представления о хранилище газа следует в комплексе с промыслово-геофизическими данными иметь достоверную информацию о техническом состоянии колонны, особенно в фильтровой зоне пласта, чтобы соблюдалась тождественность сравнительной характеристики для скважин, располагающихся в различных частях структуры.

В связи с этим, для продолжения исследовательской работы по совершенствованию методик, направленных на повышение эффективности эксплуатации ПХГ, были поставлены следующие задачи - разработать комплексную технологию интенсификации коллекторов порово-кавернозно-трещиноватого типа на основе данных промыслово-геофизических и газодинамических исследований, а также усовершенствовать устройства контроля технического состояния обсадных колонн.

3.2 Разработка комплексной технологии интенсификации коллекторов порово-кавернозно-трещинного типа на основе данных газодинамических и промыслово-геофизических исследований

Для истощенных УВ месторождений и ПХГ в условиях АНПД наиболее эффективной технологией интенсификации для карбонатных коллекторов является пенокислотная обработка. Разработка технологии выполнялась для продуктивной части геологического разреза, сложенного, главным образом, карбонатными отложениями юрско-триасового комплекса. В дальнейшем результаты выполненных исследований легли в основу разработки технических и технологических решений, направленных на повышение эффективности КРС на других газовых, газоконденсатных месторождениях и ПХГ [98].

В разрезе юрских отложений Чиренской залежи выделяются образования геттанг-синемюрского, плинсбахского и тоарского ярусов. Подошва юрских отложений трансгрессивно и с угловым несогласием залегает на различных по возрасту породах триаса [77].

Геттанг-синемюрские отложения образованы внизу аргиллитами, а в верхней части песчаниками. Максимальная их мощность отмечена на северном крыле складки - 80 м, на своде она не превышает 30 - 40 м, а на южном крыле местами осадки этого же возраста отсутствуют или их толщина составляет 4 -13 м.

Известняки плинсбаха согласно перекрывают терригенную пачку геттан-га-синемюрского яруса и лишь на южном крыле несогласно ложатся на триасовые отложения. Их мощность колеблется в пределах 40- 103 м.

Среднеюрские отложения состоят из аргиллитовой, алевролитовой и известняковой пачек общей толщины 156 - 437 м.

Осадки верхней юры представлены исключительно известняками, толщина которых изменяется от 292 до 463 м.

Чиренская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного - юго-восточного простирания. По надвигу, простирающемуся параллельно оси складки, структура надвинута на Девенскую антиклиналь. В триасовых отложениях крутизна крыльев увеличивается. Северное крыло складки осложнено взбросами северо-западного простирания амплитудой 150 — 200 м. В своде структуры в триасовых отложениях имеются нарушения, которые в вышележащих осадках не прослеживаются. Амплитуда поднятия по продуктивному горизонту нижней юры составляет 680 м.

Газосодержащими на Чиренском месторождении являются песчаники нижнего триаса, известняки и доломиты среднего и верхнего триаса, песчаники геттанга-синемюра и известняки плинсбаха. В этих отложениях содержится единая газоконденсатная залежь массивного типа. Газоводяной контакт залежи горизонтальный, общий для всех литолого-стратиграфических горизонтов, на начало разработки залежи он находился на отметке - 1675 м. Высота залежи 334 м. Толщина продуктивных горизонтов в различных стратиграфических комплексах изменяется от нуля до 200 м. Сравнительно выдержаны только известняки плинсбаха. Площадь газоносности составляет 60 км .

Начальные дебиты газа в скважинах колебались от 10-20 тыс. до 1 млн.

3 3 м /сут, в среднем около 200 - 250 тыс. м /сут. Самые низкие дебиты характерны для нижнего триаса, а наиболее высокие - для нижней юры.

Практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений, а также ПХГ, свидетельствует, что производительность эксплуатационных скважин со временем снижается в связи с ухудшением фильтрационно-емкостных свойств ПЗП под действием целого комплекса причин, таких как:

- отсутствие систематического комплексного контроля наземными и скважинными исследованиями;

- неэффективное вскрытие продуктивной толщи;

- применение «шаблонной» технологии воздействия на продуктивную толщу без учета индивидуальных геолого-технологических условий эксплуатации скважины.

Все применяемые на практике методы воздействия на ПЗП направлены на уменьшение гидравлических сопротивлений в этой зоне, улучшение гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом [71].

Методы интенсификации притока углеводородов (или методы воздействия на ПЗП) можно условно разделить на четыре класса [71]: гидромеханические, физико-химические, термические и комбинированные.

Следует отметить, что в условиях АНПД результативность многих методов интенсификации значительно снижается (в некоторых случаях это не приводит к увеличению отдачи пластов), а технологии их применения усложняются, что ведет к удорожанию ремонтных работ в целом. Одним из наиболее эффективных комбинированных методов воздействия на карбонатные коллекторы в условиях АНПД служат пенокислотные обработки (ПКО). Преимуществом

ПКО является возможность проведения обработки пласта в газовой (нефтяной) скважине без ее предварительного глушения. После такой обработки освоение скважины происходит в ускоренные сроки и при этом работа компрессора требуется на непродолжительный период, либо не требуется вообще.

Обработка пласта вспененной пенокислотной эмульсией (ПКЭ) по сравнению с обычной кислотной обработкой позволяет производить углубленное воздействие на пласт кислотой и расширить работающую толщину пласта, охваченного воздействием ПКЭ во время нагнетания. В результате увеличивается толщина работающего интервала пласта, увеличивается профиль притока, возрастает эффективность процесса в целом [37, 166].

Повышенная эффективность газожидкостной обработки обусловлена еще и тем, что поверхностно-активное вещество, присутствующее в ПКЭ, пузырьки пены являются диспергаторами, предотвращающими уплотнение в призабой-ной зоне продуктов реакции. При вызове притока флюидов из пласта присутствие газовой фазы содействует выносу продуктов реакции и, следовательно, лучшему очищению призабойной зоны. Этому способствует также эффект флотации - прилипания частиц продуктов реакции к пузырькам газа. В результате возрастает эффективность воздействия на пласт, происходит приобщение к работе не работавших ранее продуктивных пропластков, увеличивается дебит работающих мощностей, расширяется радиус охвата кислотой пласта.

Одним из составляющих успешности выполнения работ по интенсификации притока углеводородов является правильное определение технологических параметров процесса применительно к геолого-техническим условиям объекта интенсификации, что требует обязательных геолого-геофизических построений и лабораторно-стендовых исследований с целью подбора оптимального состава ПКЭ [25, 27].

Для эффективной реализации технологии пенокислотного воздействия на продуктивные отложения использовались построения, выполненные автором при разработке реальной тонкослойной геолого-промысловой модели хранилища газа, на которых отмечались работающие интервалы, приуроченные к различным литологическим пачкам, данные о классификации пород продуктивной толщи, а также выводы о причинах значительной разницы в работающих толщинах в пределах одновозрастного литологического объекта.

Таким образом, на основе геолого-геофизического обобщения фондовых данных и данных, полученных по методики контроля за флюидодинамически-ми процессами, выполнялась серия последовательных технико-технических операций:

• доставлялось на скважину необходимое технологическое оборудование, техника и материалы;

• скважина отключалась от шлейфа;

• монтировалось оборудование в соответствии с технологической схемой проведения работ (рис. 32);

• выполнялась опрессовка обвязки скважины жидкостью, давление которой превышало на 50 % максимально ожидаемое давление при проведении работ;

• приготавливалось на скважине необходимое количество ПКЭ из расчета 1 м3 эмульсии на 1 метр фактической перфорации пласта для скважин, располагающихся в купольной и восточной частях структуры;

• для скважин, расположенных в западной части структуры, количество ПКЭ уменьшалось вдвое за счет изменения литологии пород, роста песча-нистости известняков с востока на запад такая экономия оправдана;

• после приготовления эмульсии в емкости она постоянно перемешивалась до окончания закачки ПКЭ в скважину с целью предотвращения расслаивания эмульсии в емкости.

После выполнения вышеперечисленных подготовительных технико-технических операций производили обработку призабойной зоны 2 продуктивного пласта 1 скважины 3 пенокислотой. Для этого агрегатом 11 из емкости 12 закачивали ПКЭ через газожидкостный эжектор 10 по нагнетательной линии 9 в НКТ 4. Приготовление пены происходило в эжекторе 10 при подаче в него одновременно с эмульсией дозированного объема газа из шлейфа 8 через блок распределения газа 14. В качестве газовой фазы можно использовать азот, тогда газовая линия эжектора будет обвязана с компрессором (бустером). Давление нагнетания пены в скважину контролировалось манометром 7.

1 - пласт; 2 - призабойная зона пласта; 3 - скважина; 4 - НКТ; 5 - пакер; 6 - фонтанная арматура; 7 - манометр; 8 - шлейф; 9 - нагнетательная линия; 10 - эжектор; 11 - насосный агрегат; 12 - емкость; 13 - насосный агрегат; 14 - блок распределения газа.

Рисунок 32 - Технологическая схема пенокислотной обработки пласта

Для продавливания пенокислоты в пласт скважину включали в работу на закачку газа. При обработке эксплуатационных скважин продавливание пено

134 кислоты обычно осуществляется азотом. Время выдержки кислоты в пласте определяется расчетным путем, согласно проведенным предварительным лабора-торно-стендовым исследованиям по подбору рецептуры ПКЭ, данных анализа керна, газодинамических и промыслово-геофизических исследований. После нейтрализации кислоты прекращали подачу газа в скважину, затем отключалось и демонтировалось технологическое оборудование.

Заключительные работы на скважине - монтаж факельной линии, обвязка линии с НКТ скважины, вызов притока и отработка скважины. После отработки скважины факельную линию демонтировали и скважину включали в работу.

Для выбора эффективной технологии ПКО и определения эффективности выполненных работ по интенсификации производились геофизические и газодинамические исследования скважины до и после воздействия.

Наиболее успешным решением задачи повышения производительности газовых скважин путем пенокислотных обработок ПЗП являются работы, выполненные в центральной и восточной частях Чиренского ПХГ (скважины № Р-36, Р-6, Р-19, Е-24, Е-27) [84].

Пенокислотные обработки, проведенные в девяти скважинах Чиренского

ПХГ, показали, что прирост производительности скважин в результате провел денных работ по интенсификации составил 11 - 67,2 тыс. м /сут при среднем значении дебита, равном 40,3 тыс. м3/сут (или от 12 до 233 % при среднем значении 80 %), сведения по скважинам представлены в таблице № 2.

В среднем, как видно из приведенных данных, эффективность проведенных работ по интенсификации достаточно высокая. Очевидно, такие результаты можно объяснить различной закольматированностью ПЗП скважин, а также литологией вскрытых отложений.

Следует отметить, что при подборе состава ПКЭ был выполнен большой объем лабораторно-стендовых исследований на образцах керна как искусственных, так и отобранных непосредственно из продуктивных отложений. При проведении исследований учтены не только минералогический состав продуктивных отложений и вероятность образования вторичных осадков, но изучена также совместимость закачиваемых эмульсий с пластовыми флюидами (в том числе с эмульсией компрессорного масла и пластовой воды, образующейся на ПХГ).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основным выводом настоящей диссертационной работы является то, что автору удалось, используя обширный геолого-промысловый и геолого-геофизический фактический материал, отработанный им на большом количестве скважин на нефтегазовых месторождениях и ПХГ, выстроить взаимозависимую схему причинно-следственных связей, оказывающих влияние на эффективную эксплуатацию нефтегазовых месторождений. Автором решена большая научная проблема, связанная с совершенствованием методических и инструментальных комплексов для выявления и эффективной эксплуатации нефтегазовых месторождений.

В результате проведенных исследований получены следующие основные результаты:

1) разработаны новые источники возбуждения поперечных волн для многокомпонентной сейсморазведки, позволяющие использовать расширенное волновое поле, повышающее степень реалистичности геологических построений для качественного улучшения геолого-промыслового моделирования;

2) разработан методический комплекс для эффективного мониторинга скважин действующего фонда, позволяющий повышать точность геолого-промысловых построений и оценки работы газовых скважин, выполняемых технологических операций по ремонту скважин и повышению их производительности при эксплуатации коллекторов порово-кавернозно-трещинного типа, когда отмечается скудный фондовый геолого-геофизический материал, а контроль эксплуатации не выполнялся изначально;

3) на фактическом материале показано, как работает сложный карбонатный коллектор, в котором основная емкость образована системой трещин, как при смене депрессии (или репрессии) на пласт происходит смыкание и размыкание трещин, вызывающее изменение дебита скважины;

4) с целью повышения достоверности геолого-промысловых построений при моделировании разработки и повышение безопасности эксплуатации нефтегазовых объектов модернизированы инструментальные комплексы для определения технического состояния обсадных колонн и ПЗП;

5) разработано новое устройство для определения внутреннего профиля колонны и ее толщины;

6) для мониторинга экологической безопасности газовых скважин разработана комплексная методики поисков интервалов перетока газа по заколон-ным пространствам;

7) на основе анализа данных наземных газодинамических и скважинных геофизических исследований определены граничные значения изменения динамических параметров пенных систем, позволяющие выполнять промывку песчано-глинистых пробок на депрессии с использованием энергии пласта;

8) разработан макетный образец измерительного комплекса для автоматизированного регулирования физико-динамических параметров пен;

9) разработан новый наиболее важный элемент в измерительном комплексе - регулируемый эжектор и алгоритм его работы.

Помимо этого результаты работы широко используются в учебном процессе Северо-Кавказского государственного технического университета по специальностям: «Нефтегазовое дело» и «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых».

На «Скважинный источник возбуждения поперечных волн», «Источник возбуждения поперечных сейсмических волн в грунте», «Регулируемый эжектор» и «Устройство для определения технического состояния обсадной колонны» получены патенты РФ.

По основным защищаемым положениям имеются акты промышленного внедрения, экономический эффект от применения разработанных методик и технологий составляет более 500 тысяч евро и около 15 млн. рублей.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Керимов, Абдул-Гапур Гусейнович, 2011 год

1. А. с. 261318, СССР, Е 21 b 47/04. Устройство для исследования стенок обсаженных скважин. Опубл. 04.09.1972. Бюл. № 26 / М. Б. Шоц, М. JI. Ки-сельман, В. П. Ларин.

2. А. с. 787627, СССР, Е 21 b 47/04. Устройство для контроля технического состояния обсаженных скважин. Опубл. 15.12.1980. Бюл. № 46 / А. Г. Малю-га, М. Б. Шоц.

3. A.c. 1546721 СССР, М. Кл. F 04 F 5/14. Эжектор / Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов. Авт.: K.M. Тагиров, Ю.Н. Луценко, A.A. Романовский, Г.И. Киселев (СССР). Опубл. 07.02.92. Бюл. № 5.

4. A.c. 909349 СССР, М. Кл.3 F 04 F 5/16. Струйный аппарат / Авт.: Н.М. Григоренко, А.Т. Десятов, И.М. Морковкин, З.Н. Наркунская (СССР). Опубл. 28.02.82.-Бюл. №8.

5. A.C. 193092 СССР, Способ возбуждения поперечных волн / Авт. Н. Н. Пузырёв, К. А. Лебедев (СССР) Опубл. в Б. И. № 6, 1967.

6. A.C. № 1004934 (СССР). «Источник возбуждения поперечных сейсмических волн в грунте» Е.П. Кузнеченков, A.A. Мигалкин, К.А. Савинский. -Опубл. в Б. И. № 10, 1983 г.

7. A.C. № 423076 (СССР). Источник возбуждения сейсмических волн вращательного типа. Е.И. Зубаренков, Е.П. Кузнеченков. Опубл. в Б. И. № 13, 1974 г.

8. A.C. № 690415 (СССР). Способ возбуждения поперечных сейсмических волн в грунте. Е.П. Кузнеченков, H.A. Гормаш. Опубл. в Б. И. № 37, 1979 г.

9. A.C. № 690416 (СССР). Источник возбуждения поперечных сейсмических волн в фунте. Е.П. Кузнеченков, A.A. Мигалкин, К.А. Савинский. -Опубл. в Б. И. №37, 1979 г.

10. Аванесов B.C., Калашников Н.В. Современные методы и средства контроля бурильных труб за рубежом. (Обзор информ. Сер. Бурение. Вып. 2) М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-35 с.

11. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем / -М.: Недра, 1982.-407 с.

12. Александров А. В. Подземное хранение газа во Франции. Сб. «Подземное хранение газа», серия «Добыча, транспорт и хранение газа». М., ГОСИНТИ, 1962.-85 с.

13. Алиев О. М. , Чугунов 3. С., Ермилов В. В. и др. Эксплуатация газовых скважин / М.: Наука, 1995. - 359 с.

14. Амиян, А. В. Освоение скважин с применением пенных систем / А. В. Амиян, В. А. Амиян, Н. П. Васильев М.: Недра, 1980. - 383 с.

15. Антипов В. И. Деформация обсадных колонн под действием неравномерного давления / М.: Недра, 1992. - 233 с.

16. Антипов В. И., Нагаев В. Б., Седых А. Д. Физические основы расчета устойчивости труб в скважинах в криолитозоне / М.: Недра, 1995. - 165 с.

17. Аравин В. И., Нумеров С. Н. Теория движения жидкостей и газов в неде-формируемой пористой среде / М.: Гестехтеориздат, 1953. - 616 с.

18. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах / М.: Недра, 1984. - 207 с.

19. Басарыгин, Ю.М, Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов Ю.М Басарыгин, В.Ф. Будников,

20. A.И. Булатов, Ю.М. Проселков М.: "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 543 с.

21. Басниев К. С. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты / М.: Недра, 1986. - 183 с.

22. Басниев К. С., Власов А. М., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидравлика / М.: Недра, 1986. - 303 с.

23. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика / -М.: Недра, 1993.-416 с.

24. Басниев, К. С. Подземная гидромеханика / К. С. Басниев, И. И. Кочина,

25. B. М. Максимов, М.: Недра, 1993. - 316 с.

26. Баштанников J1.A. Неразрушающий контроль бурильных и обсадных колонн в практике отечественного и зарубежного бурения. М.: ВНИИгазпром, 1989. - 38 с. (Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. Вып. 1).

27. Бекетов, С. Б. Комплекс технологий капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях АНПД / С. Б. Бекетов // Нефтепромысловое дело, № 8.-М.: ВНИИОЭНГ. 2007. С. 45 48.

28. Бекетов, С. Б. Метод тестирования призабойной зоны продуктивного пласта при интенсификации притока углеводородов / С. Б. Бекетов, Ю. К. Димит-риади // Горный информационно-аналитический бюллетень, № 1. 2005. М.: МГГУ. С. 39-41.

29. Бекетов, С. Б. Технология пенокислотного воздействия на продуктивные отложения с целью интенсификации притока флюидов / С. Б. Бекетов // Горный информационно-аналитический бюллетень, № 6. М.: МГГУ. 2004. С. 56 -59.

30. Берман, Л. Б. Исследования газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики / Л. Б. Берман, В. С. Нейман -М:. Недра. 1972.-217 с.

31. Бернадинер М.Г., Ентов В. М. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей / М.: Наука, 1975. - 199 с.

32. Бигун, П. В. Информативность литолого-геохимических показателей нефтеносности нижнемайкопских глинистых коллекторов Ставрополья / П. В. Бигун // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. ст. / М., ВНИИГАЗ, 1996. С. 105-108.

33. Богданович, Н. И. Определение эффективной пористости методом адсорбции (на примере сложных коллекторов нижнемайкопских отложений Восточного Предкавказья) / Н. И. Богданович // Породы коллекторы и миграция нефти-М.: 1988. С. 89-97.

34. Бондарев, В. И. Сейсморазведка / В. И. Бондарев Екатеринбург, Издательство УГГУ, 2007. - 700 с.

35. Борисов Ю. П., Рябинина З.К., Воинов В. В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / М.: Недра, 1976. 288 с.

36. Будников В. Ф., Макаренко П. П., Юрьев В.А., Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1997.-226 с.

37. Будников, В.Ф. Контроль и пути улучшения технического состояния скважин. В.Ф. Будников, А.И. Булатов, А.Я. Петерсон, С.А. Шаманов М.: ООО "Недра-Бизнесцентр". - 2001. - 305 с.

38. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов / М.: Недра, 1984. - 269 с.

39. Булатов, А. И. Освоение скважин / А. И. Булатов, Ю. Д. Качмар, П. П. Макаренко, Р. С. Яремийчук, М.: Недра, 1999. - 472 с.

40. Булыгин В. Я. Гидромеханика нефтяного пласта /- М.: Недра, 1974. 230 с.

41. Бурлаков, И. А. Геохимическая характеристика глинистых нефтеносных отложений олигоцена Восточного Предкавказья / И. А. Бурлаков / М.: Геология нефти и газа - 1986. № 4, С. 40-43.

42. Бурлаков, И. А. Физико-химические свойства нефти (газа) хадумских глинистых отложений Восточного Предкавказья / Р. Т. Налбандьян, Н. В. Гул-лий // М.: Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985. С. 26-28.

43. Варыхалов А. С. Акустический трубный профилемер-толщиномер АТП-73 / А. С. Варыхалов, Д. В. Белоконь, В. А. Пантюхин, В. В. Рыбаков // «Каро-тажник» Тверь, Изд-во АИС, 2004. - № 123. С. 292 - 297.

44. Вийермоз, К. Многокомпонентная сейсморазведка приобретает вес / К. Вийермоз / Париж, 1997, Новые тенденции. Новые технологии. Мир CGG: С. 14-15.

45. Волин M. JL Паразитные процессы в радиоэлектронной аппаратуре. М.: Советское радио, 1972. - 280 с.

46. Высокочастотная многодатчиковая акустическая аппаратура для контроля технического состояния скважин // Махов А. А., Сетина А. А. и др. НТВ Каро-тажник. Тверь: ГЕРС. 1999. Вып. 62. С. 45 56.

47. Вяхирев Р. И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н. И. Теория и опыт добычи газа. -М: Недра, 1998.-479 с.

48. Гацулаев С.С., Канашук В.Ф., Игнатенко Ю.К. Разработка и эксплуатация группы газовых месторождений. М.: Недра, 1972 . - 232 с.

49. Гергедава Ш. К., Акентьев Е. П., Романовская Н. С., Геофизическое сопровождение строительства и эксплуатации подземных хранилищ газа. // НТВ Ка-ротажник. Тверь: ГЕРС. 1999. Вып. 57. С. 8 15.

50. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта / М.: Недра, 1982. - 308 с.

51. Гинодман, А. Г. Экспериментальные исследования поперечных отраженных волн в Восточной Татарии / А. Г. Гинодман, Л. В. Миронова / М., Недра, 1967 г, Поперечные и обменные волны в сейсморазведке, С. 57-68.

52. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Пер. с англ. М.: Недра, 1986. - 608 с.

53. Горбунов А. Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений / М.: Недра, 1981.-239 с.

54. Гурари, Ф. Г. Условия формирования и методика поисков залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты / Под. ред. Ф. Г. Гурари / М.: Недра, 1988. -199 с.

55. Гусейн-Заде М. А. Особенности движения жидкостей в неоднородном пласте / М.: Недра, 1965. - 210 с.

56. Гусейн-Заде М.А., Колосовская А. К. Упругий режим в однопластовых и многопластовых системах / М.: Недра, 1972. - 454 с.

57. Данилов В. Л., Каи Р. М. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде / М.: Недра, 1980. - 264 с.

58. Дахнов, М. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в скважинах ПХГ / М. Дахнов, Ш. К. Гергедава, В. А. Сидоров и др. // Наука и техника в газовой промышленности. М.: ИРЦ «Газпром», 1999. С. 10 14.

59. Дорофеев А. А., Казаманов Ю. Г. Электромагнитная дефектоскопия. М.: Машиностроение, 1980. - 232 с.

60. Единые технические правила ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях (второе издание) / -М.: ВНИИОЭНГ, 1968. 48 с.

61. Ентов В. М., Зазовский А. Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи / М.: Недра, 1989. - 232 с.

62. Ерофеев, Л. Я. Физика горных пород / Л. Я. Ерофеев, Г. С. Вахромеев, В. С. Зинченко, Г. Г. Номоконова / Томск, 2006. - 519 с.

63. Жардецкий А. В., Полоудин Г. А. и др. Геолого-геофизический мониторинг подземного хранилища газа. // НТВ Каротажник. Тверь: ГЕРС. 1999. Вып. 65. С. 65-68.

64. Жеан, Д. Трехмерное уровенное ВСП: Метод детального исследования околоскважинного пространства / Д. Жеан, П. Дилон / Париж, 1997, Новые тенденции. Новые технологии. Мир СОв: С. 13.

65. Желтов, Ю. В. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах / Ю. В. Желтов, В. И. Кудинов, Г. Е. Мало-феев М.: Нефть и газ, 1997. - 255 с.

66. Желтое Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта / М.: Недра, 1975. -216 с.

67. Желтое Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов / -М.: Недра, 1986. 332 с.

68. Зайдельсон, М. И. Формирование и нефтегазоносность доманикондных формаций / М. И. Зайдельсон и др. / М.: Наука, 1990. 79 с.

69. Закиров С. Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений / М.: Недра, 1989. - 334 с.

70. Зименко, А. А. Совершенствование комплекса ядерно-геофизических методов исследования скважин Ставропольского края / А. А. Зименко / Отчет по теме 11/87. ПО "Ставропольнефтегеофизика". Ставрополь. 1987 г. 121 с.

71. Зотов Г. А., Тверковкин СМ. Газогидродинамические методы исследования газовых скважин / М.: Недра, 1970. - 192 с.

72. Ибрагимов, Л. X. Интенсификация добычи нефти / Л. X. Ибрагимов, И. Т. Мищенко, Д. К. Челоянц, М.: Наука, 2000. - 414 с.

73. Иванова М. М., Дементьев А. Ф., Чоловский И. П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа / Учеб. для вузов. М.: Недра, 1985. - 422 с.

74. Исакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа.-М.: Недра. 1985.-351с.

75. Итенберг, С. С., Шнурман Г. А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов: учебное пособие / М.: Недра, 1984. - 256 с.

76. Казанцева, И. Л. Характеристика трещиноватости продуктивных отложений нижнего Майкопа Восточного Ставрополья / И. Л. Казанцева // Строительство газовых и газоконденсатных скважин М.: ВНИИГАЗ, 1995. С. 131 - 136.

77. Калашников Э. Г. Электричество / М.: «Наука», 1977. - 593 с.

78. Калинко, М. К. Геология и нефтегазоносность Северной Болгарии / М. К. Калинко М.: Недра, 1976. - 242 с.

79. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа. М.: Недра, 1981.-248 с.

80. Керимов А-Г. Г. Определение интервалов межколонных перетоков газаметодом шумового каротажа / Вестник СевКавГТУ серия «Науки о земле». Ставрополь. Изд-во ГОУВПО «СевКавГТУ», № 3. 2010. С. 23 28.

81. Керимов А-Г. Г., Кузнеченков Е. П. Многокомпонентные сейсмоакустиче-ские методы в комплексе нефтегазопоисковых работ / Вестник СевКавГТУ серия «Науки о земле». Ставрополь. Изд-во ГОУВПО «СевКавГТУ», № 3. 2010. С. 28-34.

82. Керимов, А-Г. Г. Выбор объектов интенсификации в скважинах газохранилища ЧИРЕН / Р. Иванов, А-Г.Г. Керимов, О.В. Керимова Бекетов С. Б, Ко-лагбуди Р // Геология и минерални ресурси. №2 София, 1996. С. 27 -29.

83. Керимов, А-Г. Г. Геофизические методы исследований при ремонте скважин подземного хранилища газа с АНПД / А-Г. Г Керимов, Р. Иванов, О.В. Керимова, К. Петков, О. К. Тагиров // Журнал «Геология и минерални ресурси» София. -№ 3, 1996. С 10 - 13.

84. Керимов, А-Г. Г. Контроль технического состояния обсадных колоннприборами серии КСП-Т / А-Г. Г Керимов, А. А. Даутов, А. Н. Харламов, Ю. В. Литвинов // «Каротажник» Тверь, Изд-во АИС, 2001. - № 86. С. 22 - 30.

85. Керимов, А-Г. Г. Некоторые результаты выявления путей миграции газа в межколонных пространствах в действующих скважинах СевероСтавропольского ПХГ / А-Г. Г. Керимов, В.Д. Ярмола. Сборник научных статей ВНИИГАЗа М:. 1991 С. 45-50.

86. Керимов, А-Г. Г. Некоторые результаты комплексных исследований эксплуатационных скважин Чиренского подземного хранилища газа / А-Г. Г. Керимов, С. В. Долгов, С. Б. Бекетов // «Каротажник» Тверь, Изд-во АИС, - № 129, 2005. С. 110-120.а

87. Керимов, А-Г. Г. Опыт выделения эксплуатационных объектов методами промысловой геофизики в залежи сложного строения на примере Чиренского ПХГ / А-Г. Г. Керимов, Р. Иванов, К. Петков // Журнал «Минно дело и геология» София. - № 6, 1993. С 13 - 17.

88. Керимов, А-Г. Г. Опыт работы по контролю за эксплуатацией Чиренского ПХГ промыслово-геофизическими методами / А-Г.Г. Керимов, Р. Иванов, О.В. Керимова, К. Петков // «Минно дело и геология» № 5 София, 1995. С 11-15.

89. Керимов, А-Г. Г. Оценка состояния заколонной крепи действующих скважин Северо-Ставропольского ПХГ / А-Г. Г. Керимов, В.Г. Кузнецов, В.Д. Ярмола. Сборник научных статей ВНИИГАЗа М:. 1990. С. 31 - 36.

90. Керимов, А-Г. Г., Даутов A.A. Провести корректировку конструкторской документации прибора КСП-Т-7. Изготовить опытный образец и произвести сертификацию / Фонды ОАО «СевКавНИПИгаз», Ставрополь, 1999. 79 с.

91. Керимов, А-Г. Г. Результаты комплексных исследований эксплуатационных скважин Чиренского подземного хранилища газа / А-Г. Г. Керимов, С. Б. Бекетов // Нефть, газ и бизнес. 2007. № 11. С. 67 74.

92. Керимов А-Г.Г., Ярмола В.Д., Марков О.Н. Рекомендации по выявлению возможных скоплений газа в геологическом разрезе Северо-Ставропольского ПХГ / Фонды ОАО «СевКавНИПИгаз», Ставрополь, 1990. 10 с.

93. Керимов, А-Г. Г. Система управления технологическими параметрами при бурении и освоении скважин с использованием пенообразующих агентов /

94. А-Г. Г. Керимов, И. А. Соболев // Вестник СевКавГТУ серия «Науки о земле», Издательство ГОУВПО «СевКавГТУ», № 2, 2008, Ставрополь. С. 5 - 9.

95. Кирсанов А.И., Крылов Г.А., Нефедов В.П. Пены и их использование в бурении. М.: ВНЭМС, 1980. - 60 с.

96. Кисельман М. J1. Износ и защита обсадных колонн при глубоком бурении. М.: Недра, 1971.-210 с.

97. Клубова, Т. Т. Глинистые коллекторы нефти и газа / Т. Т. Клубова, М.: Недра, 1988.- 157 с.

98. Кнеллер, JI. Е. Интерпретация данных импульсной электромагнитной толщинометрии на основе решения прямой и обратной задач / JI. Е. Кнеллер, А. П. Потапов // Каротажник. Тверь: ГЕРС. 1999. Вып. 64. С. 85-91.

99. Кнеллер, JI. Е. Численное решение задачи становления поля магнитного диполя в скважинах многоколонной конструкции / JI. Е. Кнеллер, А. П. Потапов // НТВ Каротажник. Тверь: ГЕРС. 1998. Вып. 52. С. 77 81.

100. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы / Пер. с англ. -М.: Мир, 1964.-350 с.

101. Комаров С. Г., Алексеев Ф.А., Берман Л.Б., Нейман B.C. Некоторые возможности методов ядерной геофизики при создании и эксплуатации подземных хранилищ // Труды ВНИИЯГГ. 1971. - Вып. 9. С. 87 - 101.

102. Коновалов А. Н. Задачи фильтрации многофазной несжимаемой жидкости / Новосибирск: Наука, 1988. - 165 с.

103. Королюк, И. К. Нефтегазоносность осадочных формаций / И. К. Королюк и др. / М.: Наука, 1987, - 240 с.

104. Коротаев Ю.П., Ширковский А. И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа: Учеб. для вузов / М.: Недра, 1984. - 485 с.

105. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов / М.: Недра, 1977.-287 с.

106. Кричлоу Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений. Проблемы моделирования / -М.: Недра, 1979. 303 с.

107. Кузнецов, В. М. Многоволновая сейсморазведка новые возможности и перспективы / В. М. Кузнецов // «Приборы и системы разведочной геофизики», Изд-во, 2003. - № 3. С. 11 - 16.

108. Кузнецов, О. JI. Скважинная ядерная геофизика / О. Л. Кузнецов, А. Л. Поляченко М.: Недра, 1990. - 319 с.

109. Куксов А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин. (Обзор, информ. Сер. Техника и технология бурения скважин. Вып. 9) М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 68 с.

110. Лапук Б. Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов / М. -Л.: Гостоптехиздат, 1948. - 295 с.

111. Лебедева, Г. Н. Селекция сейсмических волн по признаку поляризации для источников с горизонтальной направленностью / Т.Н. Лебедева, К.А. Лебедев, Н. Н. Пузырев / М., Наука, 1965 г., Методика сейсморазведки С. 127 135.

112. Лейбензон Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде / М. -Л.: Гостехиздат, 1947. - 244 с.

113. Ловля, С. А. Взрывное дело / С. А. Ловля, Б. Л. Каплан, В. В. Майоров и др. / М., «Недра», 1976, 272 с.

114. Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа / М.: Наука. 1987. - 904 с.

115. Лукьянов, Э. Е. Геолого-технологические исследования в процессе бурения / Э. Е. Лукьянов, В. В. Стрельченко. М: Нефть и газ, 1997. - 680 с.

116. Лукьянов, Э. Е. Геолого-технологические исследования и геофизические исследования в процессе бурения / Э. Е. Лукьянов, Новосибирск: Издательский дом «Историческое наследие Сибири», 2009. - 752 с.

117. Лукьянов, Э. Е. Информационно-измерительные системы геолого-технологических и геофизических исследований в процессе бурения / Э. Е. Лукьянов, Новосибирск: Издательский дом «Историческое наследие Сибири», 2010.-816 с.

118. Майдебор В. Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / М.: Недра, 1980. - 288 с.

119. Майдебор, В. Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / В. Н. Майдебор М.: Недра, 1971. - 232 с.

120. Макаров, В. Н. Геологический отчет о структурно-поисковом бурении на Журавской площади в 1959-60 гг. / В. Н. Макаров / Отчет Пятигорского управления буровых работ, Пятигорск, 1960. 115 с.

121. Максимов М. М. Рыбицкая Л. П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений / М.: Недра, 1976. - 264 с.

122. Мальцев, А. В. Приборы и средства контроля процессов бурения / А. В. Мальцев, П. М. Дюков / М.: Недра, 1989. -86 с.

123. Методические рекомендации по применению приповерхностных линейных источников продольных и поперечных волн при сейсморазведочных работах в Восточной Сибири / Н. А. Гормаш, Е. П. Кузнеченков, А. А. Мигалкин и др. / Иркутск, ВостСибНИИГГиМС, 1983. 62 с.

124. Миллер, А. В. Вопросы электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн и НКТ / В. К. Теплухин, А. В. Миллер, В. А. Сидоров // НТВ Каротажник. Тверь: ГЕРС. 1997. Вып. 33. С. 68 73.

125. Мирзаджанзаде А. X., Аметов И. М., Басниев К. С. и др. Технология добычи природных газов / М.: Недра, 1987. - 414 с.

126. Мирзаджанзаде А. X., Кчкалев А.П., Зайцев Ю. В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей / М.: Недра, 1972. - 200 с.

127. Мирзаджанзаде А. X., Степанова Г. С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа / М.: Недра, 1977. - 229 с.

128. Многоволновая сейсморазведка принимает вызов / Обзор компании 1п-put/Output / Приборы и системы разведочной геофизики. 2007. - № 3. С. 47-49.

129. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М.: Недра, 1990. - 240 с.

130. Молчанов, А. А. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин / А. А. Молчанов, В. В. Лаптев, В. Н. Моисеев, Р. С. Челокьян М.: Недра, 1987. - 264 с.

131. Молчанов, А. Г. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / А. Г. Молчанов, С. М. Вайншток, В. И. Некрасов и др. / М.: Издательство Академии горных наук, 1999. - 224 с.

132. Морозов С. Г., Беспалов В. В. Предупреждение перетоков по заколонному пространству скважин // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 1. С. 23-25.

133. Назаров, С. Н. Приток газа к скважине с песчаной пробкой на забое / С. Н. Назаров, О. Б. Качалов // Известия вузов. Нефть и газ. № 2. 1966. С. 15-21.

134. Наказная Л. Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах /-М.: Недра, 1972,- 184 с.

135. Никитин А. И., Васютинский H.H., Жадько Л. Г. Расчет накладных измерительных катушек при контроле изделия методом вихревых токов. М., Металлургия, 1968. - 255 с.

136. Николаевский В. Н. Механика пористых и трещиноватых сред / -М.: Недра, 1984.-232 с.

137. Николаевский В. Н., Басниев К. С., Горбунов А. Т., Зотов Г А. Механика насыщенных пористых сред / М.: Недра, 1970. - 335 с.

138. Николаевский В. Н., Бондарев Э. А., Миркин М.И. и др. Движение углеводородных смесей в пористой среде / М.: Недра, 1968. - 190 с.

139. Номенклатурный каталог «Метран». Выпуск 3. Челябинск. Изд. «Фар-текс» 2001.-408 с.

140. Огильви, А. А. Основы инженерной геофизики / А. А. Огильви / М.: Недра, 1990.-502 с.

141. Патент № 2078922. Способ определения интервала перетока газа в зако-лонном пространстве скважины / А .Я. Петерсон, A.M. Черненко, H.H. Ре-тюнский и др. Б. И. 1997. - № 13.

142. Патент № 93549 RU, МПК GO IV 1/13 Скважинный источник возбуждения поперечных волн / А-Г. Г. Керимов, Е. П. Кузнеченков, А. Ф. Керимов, А. Н. Дектярев. Заявл. 11.12. 2009; опубл. 27.04.2010, Бюл. № 12.

143. Патент № 93550 RU, МПК G01V 1/13 Источник возбуждения поперечных сейсмических волн в грунте / А-Г. Г. Керимов, Е. П. Кузнеченков, А. Ф. Керимов, А. Н. Дектярев. Заявл. 11.12. 2009; опубл. 27.04.2010, Бюл. № 12.

144. Патент № 93880 RU, МПК Е21В 47/00. Устройство для определения технического состояния обсадной колонны / А-Г. Г. Керимов, А. А. Иванов, А. Ф. Керимов. Заявл. 25.12. 2009; опубл. 10.05.2010, Бюл. № 13.

145. Патент РФ 2165007 от 25.05.1999 г. по кл. Е 21 В 37/00, 43/25 опубликовано в ОБ № 7, 2001 Способ очистки горизонтальной скважины от песчаной пробки в процессе капитального ремонта / Тагиров К. М., Гасумов Р. А., Серебряков Е. П. и др.

146. Перельман, А.И. Геохимия / М.: Высшая школа, 1989. - 528 с.

147. Петтенати Озир, К. Сейсморазведка для определения параметров резервуаров / К. Петтенати - Озир / - Париж, 1997, Новые тенденции. Новые технологии. Мир CGG: С. 12.

148. Пирвердян А. М. Физика и гидравлика нефтяного пласта / -М., Недра, 1982. 192 с.

149. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте /М., Гостоптехиздат, 1961. 570 с.

150. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: ПБ 08624-03. М.: ПИО ОБТ, 2003. - 299 с.

151. Проблемы теории фильтрации и механика процессов повышения нефтеотдачи / Под ред. П.Я. Кочиной, В. М. Ентова. М.: Наука, 1987. - 216 с.

152. Пузырёв, Н. Н. Сейсмическая разведка методом поперечных и продольных волн / H.H. Пузырёв, А. В. Тригубов, JI. Ю. Бродов и др., М.: Наука, 1985г.-278 с.

153. Пыхачев Г.Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика / М.: Недра, 1973. - 360 с.

154. Розенберг М. Д., Кундии С. А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа / М.: Недра, 1976.-335с.

155. Серебряков, В. А. Геолого-геофизические методы прогнозирования аномальных пластовых давлений / В. А. Серебряков, В. М. Добрынин, М.: Недра, 1989.-286 с.

156. Середа, Н. Г. Спутник нефтяника и газовика / Н. Г. Середа, В.А. Сахаров, А. Н. Тимашев, М.: Недра, 1986. - 325 с.

157. Сидоров, В. А. Применение скважинных автономных магнитоимпульс-ных дефектоскопов-толщиномеров / М. Дахнов, В. А. Сидоров и другие // Наука и техника в газовой промышленности. М.: ИРЦ «Газпром», 1999. С. 15-18.

158. Сидоров, В. А. Скважинные дефектоскопы-толщиномеры для исследования многоколонных скважин / В. А. Сидоров // НТВ Каротажник. Тверь: ГЕРС. 1996. Вып. 24. С. 83-94.

159. Соколовский Э. В., Соловьев Г. Б., Тренчиков Ю. Т., Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов / М.: Недра, 1986. - 157 с.

160. Сорокина, И. Э. Литолого-фациальные особенности строения хадумской свиты Предкавказья / И. Э. Сорокина, В. С. Косарев // Палеогеографические критерии нефтегазоносности. ИГИРГИ, М: 1987 С. 46 56.

161. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М.: Недра, 1985. - 308 с.

162. Сучков Б. М. Влияние кратности соляно-кислотных обработок на их эффективность // НТИС Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений / М.: ВНИИОЭНГ. - 1989. - Вып. 2. С. 11-14.

163. Сучков Б. М. Некоторые вопросы ограничения больших депрессий при эксплуатации скважин на месторождениях Удмуртии // ЭИ Разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. - 1990. - Вып. 3. С. 7-13.

164. Сучков, Б. М. Повышение производительности малодебитных скважин / Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 1999. 645 с.

165. Тагиров, К. М. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии / К. М. Тагиров, В. И. Нифантов / М.: Недра, 2003. - 160 с.

166. Тагиров, К. М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / К. М. Тагиров, А. Н. Гноевых, А. Н. Лобкин М.: Недра, 1996. - 183с.

167. Тараненко, Е. И. Особенности структуры и количественная оценка емкостного пространства палеогеновых пород Восточного Предкавказья / Е. И. Тараненко, М. Ю. Хакимов, В. И. Диваков / Отчет по научно-исследовательской работе-М.: 1988,- 109 с.

168. Техника каротажных исследований и интерпретации (конференция фирмы Schlumberger в Москве, 1986). Париж: изд. Шлюмберже 1986. 326 с.

169. Титаренко, Н. И. Mechanical Desktop 5. Искусство трехмерного проектирования / Н. И. Титаренко, А. А. Малышенко Киев, 2002. - 435 с.

170. Томкинса, У. Сопряжение датчиков и устройств ввода данных с компьютерами IBM PC / Под ред. У. Томкинса, Дж. Уэбстера / М.: Мир. 1992. - 153 с.

171. Траксел Дж. Дж. Справочная книга по технике автоматического регулирования. М.: Госэнергоиздат. 1972. - 784с.

172. Требин Ф. А., Щербаков Г. В., Яковлев В. П. Гидромеханические методы исследования скважин и пластов / М.: Недра, 1965. - 276 с.

173. Трофименко, Е. А. К вопросу поисков месторождений углеводородов нетрадиционными методами / Е. А. Трофименко, А. И. Щвец, А. Г. Шепелев // Основные проблемы геологического изучения и использования недр Северного

174. Кавказа (материалы VIII Юбилейной конференции по геологии и полезным ископаемым), г. Ессентуки, 1995 г. С. 370 371.

175. Филина, С. И. Палеогеография и нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири / С. И. Филина, М. В.Корж, М. С. Зонн, -М.: Наука, 1984. -36 с.

176. Флоровская, В. Н. Люминесцентно-битуминологический метод в нефтяной геологии / В. Н. Флоровская / МГУ, М.: 1957. 290 с.

177. Халимов Э. М., Леви Б. П., Дзюба В. П., Пономарев С. А. Технология повышения нефтеотдачи пластов / М.: Недра, 1984. - 271 с.

178. Хейфец Л.И., Неймарк А. В. Многофазные процессы в пористых средах / -М.: Химия, 1982. 319 с.

179. Хоган, Т. Аппаратные и программные средства персональных компьютеров /-М.: Радио и связь, 1995.-115 с.

180. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта /-М.: Недра, 1965. -238 с.

181. Шаймуратов Р. В. Гидродинамика нефтяного трещиноватого пласта / -М.: Недра, 1980.-223 с.

182. Швидлер М. И. Статистическая гидродинамика пористых сред / -М.: Недра, 1985. 288 с.

183. Шелкачев В. Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме / М.: Гостоптехиздат, 1959. - 467 с.

184. Шмыгля П. Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений / -М.: Недра, 1967. 260 с.

185. Шнурман, И. Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин / И. Г. Шнурман Краснодар, Просвещение - Юг, 2003. - 397 с.

186. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации / В 2-х ч. М.: Нефть и газ, 1995, ч. I - 586 е., ч. II - 493 с.

187. Ядерно-физические методы оперативного анализа шлама. Методические указания по применению / ВНИИ ядерной геофизики и геохимии НПО «Нефте-геофизика», М.: 1984. 58 с.

188. Barenblall G.I., Enlov V.M., Ryzhik V.M. Theory of Fluid Flows Through Natural Rocks / Kluwer Academic Publishers, Boston, London, 1990. 395 p.

189. Casedhole Log Analysis. Halliburton logging services / 1991. - 368 v.

190. Greenkorn R.A. Flow phenomena in porous media / N.-Y., Basel: M. Dekk-er, Inc. 1983.-550 p.

191. Mc. Kinley R.M., Bower E.M., Rumble R.C. The structure and interpretation of noise from flow behind cemented casing / J.P.T, March, 1973, p. 328 338.

192. Scheidegger A.E. The physics of flow through porous media / Toronto: Univ. of Toronto Press. 1974. 3d edition. 353 p.

193. Smolen, J. J. Cased hole logging A perspective // SPWLA 27 Annual Logging Symposium. 1986, June 9 - 13, P. 1-16.

194. Technical bulletin with operational procedures number for borehole audio tracer surwey. Инструкция фирмы "Герхарт-Оуэн Индастриз" 1975г. 78 V.

195. Timmerman Е. Н. Practical reservoir engineering. Vol. 1,2.- Tulsa, Oklaoma: Pcnn Well Publishing Company, 1982. 422 p.

196. Патент № 2426916 RU, МПК F04F 5/48 Регулируемый эжектор / А-Г. Г. Керимов, А. А. Иванов, А. Ф. Керимов. Заявл. 22.12.2009 г; опубл. 20.08.2011 г. Бюл. № 23.1. АКТ

197. Внедрения комплекса разработок, представленных в диссертационной работе Керимова Абдул-Гапур Гусейновича на соискание ученой степенидоктора технических наук

198. Полное наименование внедренных разработок.

199. Методика определения пористости прямыми и косвенными методами ГИС в палеогеновых отложениях Восточного Предкавказья.

200. Наименование предприятия, где произведено внедрение.

201. ОАО «Ставропольнефтегеофизика».

202. Наименование объекта, где произведено внедрение.

203. Анализ данных прямых исследований выполнялся в скважинах четырех площадей. Геофизические исследования выполнялись в большинстве разведочных и поисковых бурящихся скважинах.

204. Основные результаты внедрения.

205. Зам. генерального директора по промысловой геофизике ОАО «Ставропольнефтегеофизика»1. С. В. Нагаев

206. Главный специалист по методике и интерпретации материалов ГИС, руководитель ГПОИ ГИРС ОАО «Ставропольнефтегеофизика»ъ

207. УТВЕРЖДАЮ Генеральный директор П "П^трог^-Антика" ООД1. Георгиев 200 г.1. Болгария1. АКТг. монтана

208. Внедрения комплекса разработок, представленных в диссертационной работе Каримова Абдул-Гапур Гусейновича на соискание ученой степени доктора технических наук

209. Подробное наименование внедренных мероприятий.

210. Методика обоснования технологических параметров при блокировании продуктивных отложений в процессе проведения капитального ремонта скважин по данным геолого-геофизического анализа продуктивного разреза ПХГ,

211. Методика выбора объектов интенсификации притока газа, путем пенокислотного воздействия на продуктивные отложения юрско-триасового комплекса на Чиренском ПХГ.

212. Оценка эффективности геофизическими методами выполняемых технологических операций по ремонту скважин и повышению их производительности при эксплуатации ПХГ для коллекторов с пористо-кавернОзно-трещиноватой пористостью.

213. Методика комплексных исследований эксплуатационных скважин с целью оценки эффективности эксплуатации газовых месторождений и ПХГ.

214. Наименование предприятия, где произведено внедрение.

215. Совместное Болгаро-Российское предприятие "Петрогаз-АнтиКа"1. ООД.

216. Наименование объекта, где произведено внедрение.

217. Подземное хранилище газа Чирен. Капитальный ремонт скважин:

218. Р-2, Р-Зб, Р-5, Р-6, Р-9, Р-10, Р-19, Е-23, Е-24, Е-26, Е-27, Е-28, Е-29, Е-32, Е-33, Е-49, Е-50.

219. Основные результаты внедрения.

220. В период 1992-2007 гг. проведено 42 скважино-ремонтов в 17 скважинах ПХГ Чирен. При проведении работ применялись перечисленные разработки автора.

221. Полное наименование внедренных разработок.

222. Усовершенствованный электромагнитный профилограф КСП-Т-7М для контроля технического состояния обсадных колонн.

223. Наименование предприятия, где произведено внедрение.1. ОАО «СевКавНИПИгаз».

224. Наименование объекта, где произведено внедрение.

225. Основные результаты внедрения.

226. А-Г. Г. Керимовым усовершенствованны электромагнитные датчики и разработана новая технология полевой калибровки для электромагнитных профило-графов серии КСП-Т.

227. На основании испытаний в соответствии со стандартом СТ ЕАГО-077-01 электромагнитному профилографу КСП-Т-7М, совершенствование которого выполнялось А-Г. Г. Керимовым, выдан сертификат качества под регистрационным номером № ССГП.01.1.1.016.1. УМ

228. А-Г. Г. Керимовым разработан алгоритм обработки данных электромагнитной профилеметрии, применение которого позволяет преобразовать сложно-построенные кривые в стандартный вид для сравнения с другими каротажными диаграммами.

229. Суммарный фактический экономический эффект от внедрения разработки составил 11 857 314 (одиннадцать миллионов восемьсот пятьдесят семь тысяч триста четырнадцать) рублей.

230. Директор научного центра эксплуатации и ремонта скважин ОАО «СевКавНИПИгаз» М. Н. Пономаренко

231. Начальник финансово-экономического ^^управления ОАО «СевКавНИПИгаз» ПЯм&Щп Н. Л- Толстыхдо1. УТВЕРЖДАЮ

232. Генеральный директор Щ^ч<"CfЙ^з|ш^oльгaзгeoфизикa>>1. П. Тимошенко200 г.1. АКТвнедрения комплекса разработок, представленных в диссертационной работе Керимова Абдул-Гапур Гусейновича на соискание ученой степени доктора технических наук

233. Полное наименование внедренных разработок.

234. Усовершенствованный электромагнитный профилограф серии КСП-Т-7 для контроля технического состояния обсадных колонн.

235. Наименование предприятия, где произведено внедрение.

236. ПФ «Ставропольгазгеофизика».

237. Наименование объекта, где произведено внедрение.

238. В 1998 г профилографом КСП-Т-7М усовершенствованным А-Г. Г. Кери-мовым выполнены исследования: на Северо-Ставропольском ПХГ две скважины № 633 и № 714, на Пелагиадинской площади одна скважина - № 16.

239. В последующие годы исследования приборами данной серии вошли в обязательный комплекс ГИС для оценки технического состояния скважин СевероСтавропольского ПХГ.

240. Основные результаты внедрения.

241. Под руководством автора усовершенствованны электромагнитные датчики, с помощью которых значительно повышается разрешающая способность электромагнитных профилографов серии КСП-Т.1. M 5

242. Автором разработана новая технология полевой калибровки для электромагнитных профилографов серии КСП-Т.

243. Электромагнитному профилографу КСП-Т-7М, совершенствование которого выполнялось диссертантом, на основании испытаний, выполненных в соответствии со стандартом CT ЕАГО-077-01, выдан сертификат качества регистрационный номер № ССГП.01.1.1.016.

244. Суммарный фактический экономический эффект от внедрения разработки на трех вышеуказанных скважинах с принятым коэффициентом индексации составил 1 185 511 (один миллион сто восемьдесят пять тысяч пятьсот одиннадцать) рублей.

245. Главный инженер ПФ «Ставропольгазгеофизика»1. Г. В. Казарьянц

246. Технология очистки скважин от песчано-глинистых пробок на депрессии с применением колонны гибких труб в условиях АНПД на Северо-Ставропольском

247. Наименование предприятия, где произведено внедрение.

248. ОАО «Газпром», Ставропольское управление подземного хранения газа

249. Северо-Ставропольское подземное хранилище газа, скважины № 81, 70.

250. Основные результаты внедрения.

251. На Северо-Ставропольском ПХГ автором внедрена «Технология очистки скважин от песчано-глинистых пробок на депрессии с применением колонны гибких труб в условиях АНПД на Ссверо-Сгавропольском ПХГ».1. ПХГ.1. ГАЗПРОМ ПХГ».

252. Наименование объекта, где произведено внедрение.

253. Суммарный фактический экономический эффект от внедрения разработки составил 2 148 400 рублей.

254. Начальник ЦПР Ставропольского управления подземного хранения газа ООО «ГАЗПРОМ ПХГ»,к. т. н.

255. Главный геолог Ставропольского управления подземного хранения газа ООО «ГАЗПРОМ ПХГ»,к. г-м. н.1. О. Ю. Епифанов