Підвищення якості кріплення свердловин на підземних сховищах газу Прикарпаття

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти України

Івано-Франківський державний технічний університет нафти і газу

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

Спеціальність 05.15.10 - Буріння свердловин

Підвищення якості кріплення свердловин на підземних сховищах газу Прикарпаття

Баранецький Мирон Володимирович

Івано-Франківськ - 1999

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

АКТУАЛЬНІСТЬ ТЕМИ. При будівництві підземних сховищ газу (ПСГ) на Прикарпатті особливе місце займають питання герметичності свердловин. Безумовною основою герметичності ПСГ є відсутність заколонних газопроявів, які ведуть до міжпластових перетоків (МПП) та появи на усті міжколонних тисків (МКТ) впродовж всього терміну служби свердловин.

Практика буріння свердловин на ПСГ Прикарпаття свідчить, що через наявність у геологічному розрізі до 16 газоносних горизонтів, традиційні технологія та застосовувані технічні засоби не гарантують якісного тампонування обсадних колон. У деяких свердловинах МКТ з'являються вже у період ОЗЦ.

На основі аналізу експлуатації свердловин у режимі ПСГ встановлено, що зростання кількості циклів нагнітання-видобування, число свердловин, які мають МКТ, збільшується.

Існують і безконтрольні заколонні перетоки газу тому, що у свердловинах, які мають МКТ, через недостатню чутливість геофізичних приладів, течію газу заколонним простором не виявлено.

Складність природи заколонних міграцій газу у свердловинах з пластовими тисками рівними гідростатичним або з аномально низькими пластовими тисками (АНПТ) є наслідком того, що способи їх попередження залишаються мало ефективними; в результаті розгерметизовується ПСГ і забруднюється довкілля. Отже потрібні нові високоефективні технології та технічні засоби з метою покращення якості тампонажних розчинів та умов формування непроникного заколонного простору свердловин ПСГ і відновлення герметичності у випадку її порушення.

ЗВ'ЯЗОК РОБОТИ З НАУКОВИМИ ПРОГРАМАМИ, ПЛАНАМИ, ТЕМАМИ. Дана робота проводилася у відповідності до існуючих планів розробки науково-дослідних та дослідно-конструкторських робіт підприємства “Укрбургаз” паралельно з науковими організаціями з ініціативи автора і без залучення спеціальних коштів.

МЕТА І ЗАДАЧІ ДОСЛІДЖЕНЬ. Підвищення якості кріплення свердловин на підземних сховищах газу Прикарпаття, а також попередження заколонних перетоків при тампонуванні свердловин, та ліквідація МКТ, що виникли в процесі кріплення або експлуатації в режимі нагнітання-видобування. Досягнення поставленої мети пов'язане з вирішенням наступних задач:

Вивчення загального стану кріплення свердловин ПСГ Прикарпаття, сучасних підходів до вирішення проблеми герметичного тампонування газових свердловин.

Дослідження механізму міграції газу крізь тужавіючий тампонажний розчин.

Розробка методів попередження міграції газу на основі керування зміною тиску в заколонному просторі свердловини, заповненого тужавіючим тампонажним розчином.

Створення ефективних технологічних процесів попередження газопроявів і ліквідації шляхів міграції газу в свердловинах, які експлуатуються в режимі ПСГ та оцінка їх ефективності.

НАУКОВА НОВИЗНА ОДЕРЖАНИХ РЕЗУЛЬТАТІВ.

Теоретично обгрунтовано та експерементально досліджено механізм виникнення заколонних перетоків у свердловинах ПСГ.

Вперше експерементально установлено, що з втратою вільної води розчинення, цементний розчин, при створенні на нього імпульсів надлишкового тиску, ущільнюється, зменшуючись в об'ємі.

Комплексними дослідженнями вивчено механізм розподілу стовпом цементного розчину створюваного на усті свердловин у період ОЗЦ імпульсного та статичного надлишкового тиску та його вплив на попередження виникнення МКТ.

ПРАКТИЧНЕ ЗНАЧЕННЯ ОДЕРЖАНИХ РЕЗУЛЬТАТІВ.

Показана технологічна можливість попередження заколонного газопрояву в умовах нормальних та АНПТ у період тужавіння тампонажного розчину. Розроблена технологія пройшла апробацію на більш ніж 400 свердловинах і показала високу надійність.

Розроблені на рівні винаходів і впроваджені у практику буріння свердловин:

гідродинамічні пристрої для підвищення якості приготування тампонажного розчину (каменю);

спосіб та агрегат для попередження МКТ у період ОЗЦ;

агрегат і технологію для ліквідації МКТ в газових свердловинах.

Практично підтверджена можливість недопущення заколонного газопрояву протягом всього періоду служби свердловини на ПСГ, а також економічна та екологічна доцільність впровадження запропонованого способу кріплення свердловин ПСГ.

ОСОБИСТИЙ ВНЕСОК ЗДОБУВАЧА. Особисто автором виконаний критичний огляд опублікованих наукових праць з проблем підвищення якості кріплення свердловин ПСГ та сформульовано мету і завдання досліджень. На основі проведених досліджень та аналізу великого обсягу фактичного матеріалу, автором розкрито механізм виникнення заколонного перетоку у свердловинах ПСГ, а також механізм дії на тампонажний розчин надлишкового тиску створюваного на усті у період ОЗЦ. Автором розроблено спосіб і агрегат для створення надлишкового тиску на тампонажний розчин у період ОЗЦ та агрегат для ліквідації МКТ, технологію їх застосування, а також проведено промислові випробування та впровадження у виробництво.

З участю автора розроблено низку заходів для підвищення якості приготування тампонажного розчину (каменю), способи ліквідації МКТ та розроблено технологічну схему кріплення свердловин ПСГ, які гарантують герметичність заколонного простору впродовж тривалої експлуатації свердловин.

АПРОБАЦІЯ РЕЗУЛЬТАТІВ ДИСЕРТАЦІЇ. Основні результати досліджень висвітлювалися у доповідях та повідомленнях на:

Науково-технічному семінарі НТТ Мінгазпрому СРСР, м.Молодечно, 1985р.;

Науково-технічній раді “УкрНДІГ” та “Укрбургаз”, м. Красноград, 1988, 1990, 1993рр.

Науково-технічній конференції “Науково-технічний прогрес в кріпленні свердловин”, м. Долина, 1989 р.

Республіканському науково-технічному семінарі “Підвищення довговічності та надійності свердловин підземних сховищ газу”, м. Київ, 1990 р.

Науково-технічній раді АТ “Укргазпром”, м. Київ, 1990 р.

У повному обсязі дисертаційна робота доповідалася на наукових семінарах кафедри буріння нафтових і газових свердловин Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу у листопаді 1995р. та 10 грудня 1998 р.

ПУБЛІКАЦІЇ РЕЗУЛЬТАТІВ ДОСЛІДЖЕНЬ. За результатами досліджень, розробки технічних пристроїв та технологій опубліковано 24 наукові праці, з яких 19 складають авторські свідоцтва СРСР на винаходи, та 5 наукових статей.

СТРУКТУРА ТА ОБ'ЄМ ДИСЕРТАЦІЇ. Дисертаційна робота містить вступ, чотири розділи, основні висновки та 2 додатки і викладена на 119 сторінках машинописного тексту, з них 12 рисунків, 18 таблиць та список використаних джерел із 86 найменувань.

ЗМІСТ РОБОТИ

свердловина підземний газ прикарпаття

У ВСТУПІ обгрунтована актуальність теми дисертації, сформовано мету і основні завдання досліджень.

У ПЕРШОМУ РОЗДІЛІ проведено аналіз сучасного стану підвищення якості кріплення свердловин ПСГ, стану герметичності за результатами їх тампонування, ефективності техніко-технологічних заходів попередження міграції газу крізь заколонний простір та аналіз сучасних методів розв'язання вказаної проблеми. Теоретичні засади та досвід вирішення проблеми герметичності свердловин, особливо газових внесли науковці України, Росії, Азербайжану, Узбекистану, США, Румунії, ФРН та інших країн: А.Абдулзаде, А.Аветисов, М.Ашраф'ян, О.Бережний, А.Гайво-ронський, В.Данюшевський, Т.Єрьоменко, Я.Коцкулич, М.Круглицький, Б.Крих, М.Мавлютов, А.Мірзаджанзаде, Д.Мочернюк, Б.Навроцький, Ш.Рахимбаєв, Р.Шищенко, Р.Яремійчук, Р.Марріс, Г.Хархояну, П.Монтгомері, Р.Маклін, Д.Левайн та інші. Широкий спектр досліджень причин заколонних перетоків вказує не лише на всебічне вивчення цього явища, але яскраво свідчить про складність його вирішення. Важливим є те, що існуючі дослідження спрямовані на вивчення механізму заколонного перетоку у свердловинах з АВПТ. Однак, при кріпленні свердловин з тисками рівними гідростатичним та АНПТ заколонні перетоки в період ОЗЦ, є найбільш розповсюдженим і характерним ускладненням, яке приводить до появи газу у міжколонних відводах, незважаючи на застосування передових методів їх попередження. Даний факт свідчить про те, що механізм виникнення заколонного перетоку є складнішим, ніж у свердловинах з АВПТ.

Свердловини здані в експлуатацію з МКТ є на всіх ПСГ. Їх кількість складає в середньому 6,6% загального фонду, як наведено у таблиці. Аналіз наведених даних показує, що на даний час їх кількість зросла до 220-230 і складає біля 30% загального фонду свердловин.

Виявити джерело газопрояву при течії газу методом розрахунків чи з допомогою геофізичних методів у більшості випадків не вдається. Тому встановити причину газопрояву та шляхи міграції газу надзвичайно важко.

Заколонні газопроявлення є характерним ускладненням не тільки на підземних сховищах, а також на свердловинах, де у верхній частині геологічного розрізу містяться газонасичені горизонти.

Безконтрольне акумулювання газу на шляху течії від джерела прояву до устя свердловини, окрім розгерметизації ПСГ, веде до появи на поверхні землі або в аллювіальних водах метану, що перевищує ГДК. Це розглядається нами як серйозне технологічне ускладнення та техногенне навантаження на довкілля.

ДРУГИЙ РОЗДІЛ присвячений аналітичним та експериментальним дослідженням механізму прориву газу крізь цементний розчин у період ОЗЦ. Аналіз численних робіт присв'ячених вивченню заколонних перетоків показують, що існуючі уявлення пояснюють лише причини МПП і МКТ у свердловинах з АВПТ.

Основними відмінностями будови стенду є наявність проникних, з перфорованими стінками, та непроникних, зі скляних трубок, елементів моделі пласта, а також система приладів для вимірювання гідростатичного тиску в певних перетинах моделі. Лабораторний стенд передбачав також створення статичного і пульсуючого тиску на вільній поверхні тампонажного розчину та вивчення його впливу на формування герметичного заколонного простору.

Дослідженнями закономірностей міграції газу крізь тужавіючий тампонажний розчин встановлено, що зменшення гідростатичного тиску стовпа тампонажного розчину при непроникних стінках моделі є лінійним. При проникних стінках процес водовідділення закінчується через 15-20 хв., а його об'єм досягає 15…25% від об'єму тампонажного розчину. Одночасно зменшується гідростатичний тиск у заданому перетині і досягає величини нижче гідро-статичного через 20…40 хв.

Проведеними досліжами вдалося з'ясувати, що тиск стовпа тампонажного розчину змкншується з моменту залишення його в спокої і досягає пластового вже на початковій стадії тужавіння, тобто в період існування коагуляційної структури, а розбалансованість тисків пластового та гідростатичного є основною причиною міграції газу і формування каналів у заповненому тампонажним розчиом середовищі.

У реальній свердловині, тиск біля підошви горизонта А буде дорівнювати:

(1)

а біля підошви горизонта Б буде дорівнювати сумі тисків на 1 і 2 ділянках, тобто

(2)

де і -- СНЗ свіжоприготовленого тампонажного розчину до і після процесу водовіддачі, Н/м²;

D і d-- діаметри свердловини і обсадної колони відповідно, м.

Таблиця - Характеристика фонду свердловин з міжколонними тисками ПСГ Прикарпаття.

Оскільки процес водовідділення, який суттєво впливає на , у цементному розчині протікає дуже швидко, то як видно з формул (1) i (2), тиск у свердловині може досягти мінімальної величини через короткий час.

Механізм проникнення газу у тужавіючий тампонажний розчин зображено на рисунку 2. Після закінчення тампонування у тампонажному розчині, як у кінетично нестабільній системі відбувається седиментація дисперсної фази та структурних агрегатів. Одночасно відфільтровується дисперсійне середовище. Поки тверда фаза перебуває у зваженому стані вона чинить надлишковий тиск і гідростатичний тиск у заколонному просторі перевищує пластовий. У процесі тужавіння збільшується кількість коагуляційних зв'язків, зменшується вміст рідкої фази, наступає період гідродинамічного зрівноваження між газоносним пластом та заколонним простором свердловини, заповненого тампонажним розчином.

Подальша втрата дисперсійного середовища та зміцнення структури тампонажного розчину порушує встановлену рівновагу і поровий тиск стає нижчим гідростатичного, швидкість відфільтровування дисперсійного середовища зменшується до величини, яка обумовлює її розміщення по підошві пласта, а газ з покрівлі пласта заповнює порожнини тампонажного розчину. У подальшому пухирці газу розширюючись і зрівноважуючи тиски, мігрують вгору, руйнуючи ослаблені зв'язки між твердою фазою. Газ мігрує також попередньо зформованими порами і капілярами крізь які фільтрувалося дисперсійне середовище в пласт. Такі канали, як правило, у повній мірі не заповнюються новоутвореннями через неперервність поступлення газу. Довжина таких каналів визначається віддаллю між пластами, глибиною їх залягання, властивостями тампонажного розчину тощо.

Отже, наявність у геологічному розрізі свердловини декількох пластів з колекторськими властивостями і з малопотужними прошарками між ними, а також прояв однієї з негативних властивостей цементного розчину (швидка втрата вільної води розчинення) приводить до того, що вже в ранній період ОЗЦ у заколонному просторі свердловини відбуваються процеси, за яких пластовий тиск у продуктивному горизонті стає більшим від тиску стовпа цементного розчину, тобто будучи гідрос-татичним або аномально низьким, через відсутність достатнього протитиску, перетворюється на аномально високий. При цьому пластова енергія із пасивного стану змінюється на активний і завдяки зростанню перепаду тиску починається течія газу в заколонний простір, а далі й на устя свердловини. Це і є головною причиною виникнення заколонного перетоку у свердловинах ПСГ Прикарпаття.

ТРЕТІЙ РОЗДІЛ присвячений розробці заходів та технічних засобів для попередження міграції газу крізь тужавіючий тампонажний розчин.

Оскільки структура тампонажної суспензії стає дефектною у ранній період ОЗЦ, відразу ж після закінчення відфільтровування на стадії утворення коагуляційної структури, тобто у той час, коли дисперсна система ще здатна до відновлення зруйнованого просторового каркасу, виникає можливість зруйнувати, а в крайньому випадку деформувати утворену структуру без шкідливих наслідків для процесу тужавіння, міцності і проникності каменю, шляхом передачі через тужавіючий розчин такого виду енергії, яка могла б змінювати структуру порового простору не тільки в місці прикладання, але й на значних глибинах.

Для виявлення процесів, які проходять у структурі цементної суспензії від дії надлишкового тиску, була проведена низка експериментів якими, було виявлено здатність цементного розчину стискуватися. При цьому стискуванню піддається вся складова суспензії, тобто дисперсна фаза і зв'язане дисперсійне середовище, що веде до ущільнення суспензії і супроводжується руйнуванням коагуляційних зв'язків і зменшенням кількості макропорожнин. Порожнини у матриці тампонажної суспензії при цьому зменшуються, екрануються, фільтраційні канали повністю руйнуються і тампонажний розчин набуває здатності непроникного середовища і дає можливість уникати заколонних перетоків.

Для більш повного використання тампонуючих властивостей цементу, нами розроблено декілька гідро- та фізико-механічних пристроїв, які дозволяють шляхом мокрого домелювання при приготуванні, прискорювати процес структуроутворення цементного розчину і підвищувати тампонуючу здатність цементного каменю. Проведеними рентгено-структурними та диференціально-термічними дослідженнями тампонажного каменю встановлено, що запропонований гідродинамічний диспергатор з одночасним омагнічуванням потоку цементного розчину суттєво поглиблює ступінь гідратації, що збільшує повноту використання в'яжучих властивосте цементу, а з нею і якість цементування. Поряд з тим показано, що навіть такий досконалий і прогресивний метод активації як мокре домелювання у вихровому генераторі, де завдяки кавітації утворюється стійкий тонкодисперсний потік, а також послідовна обробка у магнітному полі, де понижується електропотенціал і покращуються реологічні властивості, отриманий тампонажний розчин все ж не гарантує формування у заколонному просторі газонепроникного каменю, враховуючи особливості геологічного середовища ПСГ Прикарпаття.

У ЧЕТВЕРТОМУ РОЗДІЛІ описані промислові дослідження та результати впровадження технології попередження і ліквідації міграції газу, наведено відмінності природи заколонного перетоку у свердловинах з нормальними і АНПТ від його природи у свердловинах з АВПТ, а також пояснюється чому імовірність їх появи у першій групі свердловин є більшою, ніж у другій.

Нами запропоновано спосіб кріплення свердловин на газосховищах, який виключає заколонні прояви впродовж усього періоду служби свердловини. Суть способу полягає в тому, що заколонний простір свердловини тампонується не весь, а частково заповнюється кінетично, агрегативно і термодинамічно стійкою дисперсною колоїдною рідиною, інертною по відношенню до гірських порід та обсадних труб. Завдяки активній дії інертної колоїдної рідини на полімерній основі, гідростатичний тиск її стовпа завжди більший від пластового і тому не дасть можливості мігрувати газу заколонним простором. Після закінчення терміну служби свердловини існує реальна можливість підняти не зацементовані обсадні труби, що окупить витрати на її ліквідацію.

З метою впливу на умови формування тампонажного каменю у період ОЗЦ, нами сконструйовано спеціальний агрегат, який дозволяє створювати і підтримувати у заколонному просторі надлишковий тиск. Розроблено спеціальну технологію його застосування, порядок підготовки та роботу агрегата, внесено корективи в обладнання верхньої частини обсадних колон і превенторного устаткування для здійснення даного заходу, а також показано можливі зміни поведінки створюваного на усті надлишкового тиску. Багаторічний досвід його застосування свідчить про високу ефективність технології попередження МКТ у період ОЗЦ.

З метою ліквідації МКТ, які виникли у процесі тампонування або експлуатації свердловин у режимі ПСГ, нами розроблено спосіб розмежування заколонного простору, що базується на тривалій дії постійного тиску на дефектне тампонажне кільце, а також створено спеціальний агрегат для його реалізації. Процес ліквідації МКТ проходить у два етапи. Спочатку у міграційні канали нагнітають газовий конденсат а слідом за ним магнітну речовину на колоїдній основі. Заповнивши канали, в'яжуча рідина відновлює герметичність заколонного простору. Особливістю використання цього методу є встановлення тиску та швидкості нагнітання у заколонний простір магнітної рідини на колоїдній основі. Обмеженням для тиску нагнітання є величина тиску гідророзриву порід нижче кондуктора у випадку, коли МКТ існує за проміжною колоною.

Розроблений агрегат та запропонована технологія пройшли дослідно-промислову перевірку де показали правильність методу та його велику перспективність.

ВИСНОВКИ

Наявність міжколонних тисків є прямим свідченням втрати герметичності елементами кріплення свердловини, але через відсутність даних про джерела газопроявів, місця вторинного акумулювання, геометрію шляхів міграції та об'єми газув, істинна характеристика заколонного перетоку залишається невизначеною. Тому і відсутність МКТ на усті, не може бути ознакою герметичності заколонного простору свердловини. В силу наведених ознак проблема якісного і надійного кріплення свердловин на ПСГ залишається актуальною.

Формування міграційних каналів і виникнення заколонних перетоків крізь заповнений цементним розчином кільцевий простір свердловин, відбувається через недостатню для умов ПСГ Прикарпаття його тампонуючу здатність.

Теоретично обгрунтовано та експериментально досліджено механізм виникнення заколонних перетоків у свердловинах з аномально низькими або рівними гідростатичним пластовими тисками. Встановлено, що основною причиною заколонних перетоків в таких умовах є трансформування аномально низького, або рівного гідростатичному пластового тиску в аномально високий, відносно тиску, який створює на нього тужавіючий тампонажний розчин.

Комплексними дослідженнями вивчено механізм розподілу з глибиною, створюваного на усті свердловини в період тужавіння, надлишкового тиску стовпом тампонажного розчину. При цьому встановлено що:

в період існування коагуляційної структури і після втрати вільної води розчинення, тампонажний розчин має здатність зменшуватися в об'ємі внаслідок дії на нього надлишкового тиску;

у процесі розподілу тиску відбувається деформація утворених при водовідділенні фільтраційних каналів та зменшення в об'ємі макропорового простору і, за рахунок ущільнення коагуляційної структури, тампонажний розчин набуває здатності не пропускати крізь заколонний простір газ;

тиск вздовж осі свердловини передається плавно і виключно в ранній період тужавіння, а його розподіл носить нелінійний характер і чим більша його абсолютна величина, тим швидше і глибше він проникає крізь тужавіючий тампонажний розчин;

швидкість розподілу тиску залежить від об'єму відфільтрованої у проникні горизонти вільної води розчинення і чим більше обезводнений тампонажний розчин, тим повільніше передається тиск, незалежно від приросту його величини на усті свердловини.

На підставі результатів досліджень механізму дії на тампонажний розчин надлишкового тиску розроблено технологію попередження заколонних перетоків у період тужавіння та створено спеціальний агрегат для її застосування. Впровадження нової технології показало, що:

при створенні 3...5 імпульсів надлишкового тиску величиною 3...4 МПа і висоті стовпа тампонажного розчину 1100...1250 м, рівень у заколонному просторі понижується на 30...80 м;

створення надлишкового тиску на усті дає можливість уникнути появи міжколонних тисків у період тужавіння тампонажного розчину у свердловинах ПСГ.

З метою попередження міграції газу у заколонний простір свердловин підземних газосховищ, ліквідації існуючих міжколонних тисків та недопущення заколонних перетоків протягом всього періоду служби свердловин на ПСГ розроблено на рівні винаходів:

пристрої для підвищення тампонуючої здатності тампонажних розчинів при їх приготуванні та транспортуванні у заколонний простір (А.с. СССР № 1269821, 1406869, 1379136, 1406868, 1402155, 1392727, 1483706, 1793756, 1793758, 1788626, 1827853, 1793755, 1786871, 1481377, 1392727, 1788810).

технології та пристрої для ліквідації міжколонних тисків (А.с. СССР № 1461866 і 1540188).

технологічну схему способу кріплення свердловин на газосховищах (А.с. СССР № 4213931).

Практика використання розроблених технологій та технічних засобів при цементуванні понад 400 свердловин на ПСГ Прикарпаття підтвердила їх технологічність та ефективність. Економічний ефект лише за перших 3 роки впровадження склав понад 1 млн. грн.

ЛІТЕРАТУРА

Баранецький М.В. Про природу заколонного газопроявлення під час ОЗЦ у свердловинах з нормальними та АНПТ. // Розр. нафт. і газ. родовищ, вип. 35 том 2, 1998, -С. 168-175.

Баранецький М.В. Причины нарушения целостности промежуточних колон при креплении скважин на ПСГ Прикарпатья и меры их предупреждения. И.С. ВНИИЭГ, серия НТД и ПО, 1990. № 2. -С. 42-45.

Баранецкий М.В., Барабаш И.В., Галык В.В. Предупреждение заколонных проявлений в период ОЗЦ // Нефтяная и газовая промышленность. -1990. -№ 2.-С. 27 -28.

Баранецкий М.В., Барабаш И.В., Галык В.В. К вопросу вызова притока из скважин // Нефтяная и газовая промышленность. -1991. -№ 2. -C. 38-39.

Баранецький М.В., Савків Б.П., Сидор П.Г. Надійність і довговічність ПСГ -- пошук рішень. // Нафтова і газова промисловість. -1991. -№ 4. -С. 46-47.

А.с. 1269821, СССР. МКИ В 01 F 11/ 02.Гидравлический диспергатор (соавторы Б.И. Навроцкий, В.В.Фридрак, М.М.Мердух и другие) Опубл.в Б.И. 1986, № 42.

А.с. 1406869, СССР. Смеситель (соавторы А.М.Абдулзаде, В.А. Бандурченко, З.С.Иззадуст), ДСП.

А.с. 1379136, СССР. Гидравлический излучатель (соавторы А.М. Абдулзаде, В.В.Галык, Ф.А.Абдулзаде), ДСП.

А.с. 1406868, СССР. Смеситель (соавторы А.М.Абдулзаде, Н.В.Боднарук, И.В.Барабаш и другиие), ДСП.

А.с. 1402155, СССР. Генератор колебаний (соавторы А.М.Абдулзаде, В.А.Бандурченко, М.Х.Яныков), ДСП.

А.с. 1788810, СССР. МКИ F 03 В 3/00. Устройство для создания пульсаций в потоке жидкости (соавторы А.М.Абдулзаде, А.Б.Зильберман, В.Д.Куртов), ДСП.

А.с. 1392727, СССР. Гидравлический возбудитель упругих колебаний (соавторы А.М.Абдулзаде, Н.В.Боднарук, П.Є.Кравец), ДСП.

А.с. 1483706, СССР.МКИ В01 F01/20. Смеситель (соавторы А.М.Абдулзаде, 3.В.Боднарук, П.Є.Кравец), ДСП.

А.с. 1793756, СССР. МКИ Е21 В21/00. Устройство для обработки цементного раствора (соавторы А.М.Абдулзаде, Н.В.Боднарук, А.Б.Зильберман), ДСП.

А.с. 1793758, СССР. МКИ Е21 В33/14. Устройство для обработки буровых и тампонажных растворов (соавторы А.М.Абдулзаде, Ш.Х.Джанмамедов, М.Х.Яныков), ДСП.

А.с. 1788626,СССР.МКИ Е21 В33/14.Вихревой смеситель (соавторы А.М.Абдулзаде, Ш.Х.Джанмамедов, Е.С.Иззадуст), ДСП.

А.с. 1827853, СССР. Вихревой смеситель (соавторы А.М.Абдулзаде, И.К.Курбанов, М.Х.Яныков и др.), ДСП.

А.с. 1793755,СССР.МКИ Е21 В17/10.Центратор обсадной колонны (соавторы А.М.Абдулзаде, Я.И.Бурба, В.В.Галык и др.), ДСП.

1786871, СССР. Устройство для обработки растворов (соавторы А.М.Абдулзаде, В.А.Бандурченко, М.Х.Яныков и др.), ДСП.

А.с. 1481377, СССР.МКИ Е21 В33/05. Цементировочная головка (соавторы А.М. Абдулзаде, М.Х.Яныков, П.И.Сербов и др.), опубл. в Б.И. 1988, № 19.

А.с.1369410, СССР. Устройство для создания пульсаций в потоке жидкости (соавторы А.М.Абдулзаде, Н.В.Боднарук, В.А.Бандурченко), ДСП.

А.С. 4213931, СССР. Способ крепления скважин на газохранилище (соавторы А.М.Абдулзаде, В.М.Кульбаба, В.А.Бандурченко), ДСП.

А.с. 1461866, СССР. МКИ Е21 В33/068. Способ разобщения межтрубного пространства скважин (соавторы А.М.Абдулзаде, В.М.Кульбаба, Ш.Х.Джанмамедов), опубл. в Б.И. 1989, № 8.

Размещено на Allbest.ru