CC BY
177
УДК 622.279.03
Е.В. Мельникова, В.И. Нифантов, Е.А. Мельников, О.В. Ивченко, М.В. Ивченко,
А.М. Парфенов, Ю.В. Каминская
Результаты освоения скважин на подземных газохранилищах и месторождениях углеводородов
В России и за рубежом буровые и ремонтные работы в большинстве случаев ведутся в режиме репрессии на продуктивный пласт. Под действием превышения забойного давления жидкости над пластовым последняя (буровой раствор или другая жидкость) проникает в призабойную зону пласта (ПЗП) и снижает ее фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). В ряде случаев (в условиях высоких репрессий, низких или очень высоких ФЕС, несоответствия свойств промывочной жидкости свойствам пластовых флюидов) происходит необратимое снижение ФЕС в ПЗП, в результате чего скважину долго осваивают и ее проектная производительность не достигается.
В настоящее время более 65 % объектов подземного хранения газа России организованы в пластах истощенных газовых месторождений, в которых на момент их создания были пониженные пластовые давления (АНПД) [1, 2]. В этих осложненных условиях вскрытие продуктивных пластов сопровождалось интенсивными поглощениями промывочной жидкости. Поэтому скважины долго осваивались и вступали в эксплуатацию с пониженными дебитами [1-6].
В качестве примера приведем результаты освоения скважин на Ставропольском (Ставропольский край), Елшано-Курдюмском (Саратовская обл.), Кущёвском (Краснодарский край) и Невском (Новгородская обл.) подземных хранилищах газа (ПХГ).
Ставропольское ПХГ было создано в двух газовых залежах хадумского горизонта и зеленой свиты Северо-Ставропольского газового месторождения, введенного в разработку в 1956 г. Основным эксплуатационным объектом является хадумский горизонт, залегающий на глубине 660-804 м.
Начиная с 1974 г. в скважинах, длительно работающих по 200-, 146- и 126-миллиметровым эксплуатационным колоннам, по мере падения пластового давления снижалась скорость восходящего потока газа до величин, не обеспечивающих вынос жидкости и твердых частиц из их забоев. В результате на забое скважин стали накапливаться песчано-глинистые пробки, частично перекрывающие интервал перфорации и снижающие дебит газа [5-8].
В условиях АНПД, высоких значений пористости (23-25 %) и проницаемости (0,8-1,7 Д) мелкозернистого песчаника хадумского горизонта применение технологий промывки различными жидкостями в тот период разработки месторождения не дало положительного результата. Из-за интенсивных поглощений промывочной жидкости ухудшались ФЕС ПЗП и резко возрастал (до 3-4 месяцев и более) период освоения скважин. Причем после освоения скважины вступали в эксплуатацию с дебитами меньшими, чем до проведения работ по удалению песчано-глинистой пробки.
В конце 1970-х гг. были проведены испытания новой технологии разбуривания песчано-глинистых пробок с промывочной трехфазной пеной по замкнутой герметизированной системе циркуляции (ЗГСЦ) [4, 5, 7]. Анализ результатов опытнопромышленных испытаний, приведенных в табл. 1, показал следующее. В скв. 15 и 137 удалось разбурить песчано-глинистые пробки без существенных поглощений. Затем в них спустили 73-миллиметровые лифтовые трубы. Скважины освоили и передали в эксплуатацию. На скв. 62 не удалось обеспечить оптимальный режим промывки. Процесс удаления пробки осложнялся высоким давлением пены в нагнетательной линии ЗГСЦ (до 3,92 МПа) из-за больших гидравлических сопротивлений в обратном клапане, установленном в переводнике над долотом. Колебания дав-
№ 3 (23) / 2015
Ключевые слова:
освоение скважин,
подземные
хранилища,
вскрытие
продуктивных
пластов,
продуктивность
скважин,
месторождение
углеводородов.
Keywords:
development of wells, drilling wells, completion of productive formations, underground gas storages,
inflow intensification, hydrocarbons fields.
VGN-3-23-2015-v24.indd 47
21.08.2015 9:59:33
48
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
ления в ЗГСЦ приводили к заполнению скважины пеной различной плотности, повышенным репрессиям и частичным поглощениям. Степень вскрытия продуктивного хадумского горизонта составила 57,3 % (до проведения работ - 11,5 %) от толщины интервала перфорации, что позволило освоить скважину и передать в эксплуатацию.
На рис. 1 приведена динамика изменения значений отношения продуктивности (ОП) во времени скважин 15, 79, 95 и 137. Величина ОП определялась как отношение дебита каж-
дой из указанных скважин после их освоения к усредненному дебиту скв. 54, 66, 84. Эти скважины были выбраны в качестве базы сравнения, так как с 1968 г. они эксплуатировались по 73-миллиметровым лифтовым трубам. За сравнительно длительный период работы в этих скважинах наблюдалось незначительное пробкообразование (до 11,5 %), что несущественно повлияло на изменение их дебита.
Далее проведено сравнение скв. 79 и 95 со скв. 15 и 137 в силу того, что их промывка производилась по известной технологии с ис-
Таблица 1
Результаты опытно-промышленных испытаний технологии по удалению песчано-глинистых пробок в скважинах Северо-Ставропольского газового месторождения
Параметр технологического процесса Скв. 15 Скв. 137 Скв. 62
Интервал, м 687-730 699-775 750-794
Диаметр эксплуатационной колонны, мм 200 126 146x126
Дата проведения работ 20.06.1977-16.01.1978 18.09.1979-18.12.1979 08.09.1980-14.10.1980
Пластовое давление, МПа 0,94 0,88 0,79
Плотность пенообразующей жидкости, кг/м3 1060-1120 1040 1060
Степень аэрации пены 53-72 33-63 4-19
Давление пены на устье скважины, МПа:
• в промывочных трубах 2,45-2,94 1,76-2,16 2,94-3,92
• межтрубном пространстве 1,58-1,91 1,32-1,52 1,27-1,67
Плотность пены в нагнетательной линии, кг/см3 260-530 220-400 620-960
Расход пены, дм3/с 2,0-5,0 2,0-4,0 1,7-2,5
Степень вскрытия пласта в интервале перфорации, %:
• до проведения работ 44,0 19,0 11,5
• после проведения работ 78,0 100,0 57,3
01.01.1978 01.01.1979 01.01.1980 01.01.1981 01.01.1982
Рис. 1. Изменение параметра ОП после освоения скв. 15, 79, 95 и 137
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 48
21.08.2015 9:59:33
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
49
пользованием слабо аэрированного глинистого раствора (коэффициент аэрации - около 1). На рис. 1 наглядно показано, что дебит скв. 15 восстановился в течение первого года после промывки и освоения, скв. 137 - значительно быстрее. При разбуривании цементных мостов на скв. 79 и 95 имели место существенные поглощения промывочного агента, что сильно ухудшило проницаемость ПЗП и значительно снизило их продуктивность. Дебит скв. 79 и 95 в рассматриваемый период не восстанавливался. Кроме того, в скв. 79 в течение длительного времени приходилось проводить работы по вызову притока газа из пласта.
Приведенные сравнения по показателю ОП свидетельствуют о том, что данная технология позволила не только существенно расширить область применения устойчивости трехфазной пены для вскрытия газовых пластов с АНПД (с коэффициентами аномальности 0,13 и более), но и обеспечить высокое качество и эффективность проводимых работ.
С точки зрения оценки эффективности капитального ремонта скважин (КРС) показательным является опыт зарезки и бурения второго ствола в скв. 103 Ставропольского ПХГ в 1999 г. [8, 9]. Необходимость реконструкции скважины была вызвана резким снижением ее продуктивности из-за образования песчаноглинистой пробки на забое, в интервале перфорации до глубины 699,5 м. Сверху пробки накапливался столб конденсационной воды, что приводило к самозадавливанию скважины и периодической работе в пульсирующем режиме с выносом газожидкостной смеси с песком. Удаление пробки не давало эффекта, так как за
сравнительно короткое время (в течение месяца) она накапливалась вновь и снижала степень вскрытия продуктивного пласта до прекращения стабильной работы скважины. Путем проводки второго бокового ствола удалось уйти за пределы сильно раздренированной зоны ПЗП с неустойчивыми породами и обеспечить стабильный режим работы скважины после освоения. Результаты освоения скв. 103 приведены в табл. 2.
Анализ результатов реконструкции скв. 103 Ставропольского ПХГ позволил сделать следующие выводы:
• удалось вскрыть продуктивный пласт с промывкой малоглинисто-полимерным буровым раствором с наполнителем при репрессии на пласт 3,84 МПа;
• скважина была освоена при депрессии на пласт 0,11 МПа, обеспечивающей ее эксплуатацию без пробкообразования;
• полученный удельный коэффициент продуктивности оказался в 1,71 раза выше максимальной удельной продуктивности, когда скважина работала без песчано-глинистой пробки;
• стоимость бурения второго ствола оказалась незначительно ниже (на 14,4 %) по сравнению с затратами на строительство новой скважины;
• в целом средний дебит по скважинам Ставропольского ПХГ в рассматриваемый период (декабрь 1998 г. - январь 1999 г.) превышал 170 тыс. м3/сут, т.е. бурение второго ствола малого диаметра (100 мм) не дало существенного повышения технико-экономических показателей эксплуатации ПХГ;
Таблица 2
Результаты реконструкции скв. 103 Ставропольского ПХГ (хадумский горизонт)
Параметр технологического процесса Значение
Диаметр эксплуатационной колонны, мм 146
Интервал перфорации, м 690-766
Глубина зарезки бокового ствола, м 650
Отход бокового ствола от вертикали, м:
• на глубине кровли хадумского горизонта (685 м) 20
• забое(750 м) 25
Диаметр укороченной обсадной колонны (фильтр-хвостовик), мм 73
Плотность промывочной жидкости, кг/см3 1020
Дебит скважины после освоения, тыс. м3/сут 52,29
Пластовое давление, МПа 3,2
Депрессия на пласт, МПа 0,11
Удельный коэффициент продуктивности на 1 м вскрытой толщины пласта, м3/сут (МПа2м) 2,56
Превышение удельной продуктивности, когда скважина работала без песчаной пробки В 1,71 раза
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 49
21.08.2015 9:59:33
50
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
• для существенного увеличения суточной производительности скважин Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте необходимо бурить новые наклонно направленные скважины с диаметром эксплуатационной колонны 245 мм и 168-, 114- или 146-миллиметровыми лифтовыми трубами;
• увеличение зенитного угла наклона ствола из-под башмака кондуктора до 73° позволит его удлинить в наиболее продуктивной алевритовой пачке хадумского горизонта с 25 до 96 м и значительно повысить степень вскрытия пласта [8, 9].
С точки зрения оценки эффективности бурения горизонтальных или наклонных скважин ПХГ показательным является опыт их строительства на Елшано-Курдюмском ПХГ [2, 10].
В 1996 г. на Елшано-Курдюмском ПХГ пробурена первая горизонтальная скв. 479 (с условно горизонтальным стволом, который в продуктивном горизонте имел углы наклона 90-84°, его длина составила 463 м). Общая длина перфорированной части фильтра-хвостовика -212 м в кизеловском горизонте.
При освоении скважины методом замены бурового раствора на техническую воду с последующей продувкой с помощью компрессора был получен слабый приток газа (за 24 ч устьевое давление в скважине поднималось до 7,5 МПа, но при пуске в работу снижалось до нуля в течение 1,5-2 ч). С целью интенсификации притока газа из кизеловского горизонта была проведена соляно-кислотная обработка с закачкой в пласт 3 и 24 м3 26%- и 14%-ной HCl. Устьевое давление в начале закачки кислоты в пласт составило 4-5 МПа, в конце закачки оно снизилось до нуля при скорости закачки кислоты в пласт 8-10 дм3/с.
После ожидания реагирования кислоты в пласте скважина была освоена с помощью компрессора. При освоении и последующей ее отработке получен приток газа дебитом 329 тыс. м3/сут при работе скважины через диафрагму диаметром 27 мм. Депрессия на пласт при этом составила 2,31 МПа, пластовое давление - 8,53 МПа.
Для полного охвата кислотным воздействием всей вскрытой длины пласта в скважину были спущены комбинированные насоснокомпрессорные трубы (НКТ) (114*73 мм). После вызова притока и отработки скважины потребовалось заменить НКТ и спустить 114-миллиметровые лифтовые трубы в кровлю
кизеловского горизонта в соответствии с требованиями проекта на строительство горизонтальной скв. 479. С этой целью впервые были проведены работы по глушению горизонтальной скважины с применением пены в условиях АВПД, когда пластовое давление превышало нормальное гидростатическое на 13 %. Для глушения горизонтальной скважины были разработаны специальные составы пенных систем, предотвращающие набухание и разрушение кизеловских и бобриковских глин [10]. После глушения и замены НКТ скважина была освоена в течение одних суток с дебитом газа 393,7 тыс. м3/сут при работе через диафрагму диаметром 23 мм. Увеличение дебита объясняется удалением из горизонтального ствола остатков шлама и бурового раствора в процессе промывки скважины пеной при КРС.
Результаты вскрытия трещинно-поровых кизеловских известняков толщиной до 16 м в скв. 479 Елшано-Курдюмского ПХГ показали, что наблюдается их интенсивная кольмата-ция, приводящая к резкому (в десять раз) снижению проницаемости закольматированных трещинно-поровых карбонатных коллекторов. Потребовалось проведение дополнительного комплекса работ по интенсификации и капитальному ремонту скважины.
Для повышения качества вскрытия кизе-ловского горизонта при бурении следующей наклонно направленной скв. 480 была поставлена задача по разработке новой технологии обработки продуктивного пласта. Высокая кар-бонатность, низкие ФЕС продуктивного кизе-ловского горизонта потребовали разработки нового состава кислотного раствора, применение которого обеспечило бы низкую скорость реакции с металлом без снижения скорости реакции с карбонатной породой. При этом состав должен содержать высококонцентрированный водный раствор активной кислоты для увеличения растворяющей способности.
Известно, что использование соляной кислоты для обработки (СКО) известняка ведет к растворению горной породы в течение сравнительно малого периода времени, но не охватывает всей длины вскрытого пласта. Поэтому был разработан и опробован на скв. 480 новый способ освоения с одновременной интенсификацией притока путем обработки ПЗП пенокислотной эмульсией (ПКЭ) [12]. Геологопромысловая характеристика карбонатных ки-зеловских отложений и результаты интенсифи-
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 50
21.08.2015 9:59:33
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
51
кации притока газа в скв. 479 и 480 Елшано-Курдюмского ПХГ приведены в табл. 3 и 4.
Технологический процесс осуществляется последовательной закачкой в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавоч-ной жидкости, высоковязкой разделительной жидкости и ПКЭ.
В качестве ПКЭ использовали кислотную пену, приготовленную путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. ПКЭ содержала дизельное топливо, соль, поверхностно-активное вещество (ПАВ), кислоту и воду в определенной пропорции [10-12].
Степень газирования пенообразующей эмульсии регулировали исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку ПКЭ осуществляли через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта. Затем кислотную пену продавливали в ПЗП продавочной жидкостью и вводили между ними высоковязкую разделительную жидкость. В качестве высоковязкой разделительной жидкости использовали полимерную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с. После этого в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах посредством прода-
вочной жидкости было создано избыточное давление на ПЗП с периодичностью, обеспечивающей, по меньшей мере, два чередующихся цикла депрессии в соответствии с требованиями Правил [13], чтобы депрессия не превышала 15 % от величины скелетных напряжений. Далее была проведена технологическая выдержка скважины не менее 3 ч в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. За это время ПКЭ вступила в химическое взаимодействие со шламовой дюной, стенками открытого ствола скважины и зоной кольмата-ции ПЗП. После освоения скважины продукты реакции шлама с кислотной пеной выносились на дневную поверхность.
Предложенный способ освоения скважин не потребовал применения нестандартного технологического оборудования и был реализован с использованием серийно выпускаемых установок. Применение данного способа на скв. 480 дало возможность увеличить ее удельную продуктивность более чем в 21 раз по сравнению со стандартной соляно-кислотной обработкой.
Разработанный способ позволяет повысить эффективность освоения газовых скважин в результате активного воздействия кислотной пены на всю вскрытую толщину (длину)
Таблица 3
Геолого-промысловая характеристика карбонатного коллектора кизеловских отложений
в скв. 480 Елшано-Курдюмского ПХГ
Глубина залегания кизеловского горизонта, м Литология (тип коллектора) § Й ^ 1 1 1 S й Пористость, % Проницаемость, мД Глинистость, % £ (9 О 0 1 к о ю & « Пластовое давление, МПа Пластовая температура, °С
1075-1160 Известняки, доломиты, 2500- 4,0- 0,18- 0,10 80-90 3,8- 34-37
глины (порово-трещинный) 2600 12,8 0,56 12,74
Таблица 4
Техническая характеристика и результаты интенсификации притока в скв. 479 и 480 Елшано-Курдюмского ПХГ
№ скв. Диаметр, мм; длина фильтра, м м СЗ Ч 0 ч £ & О Рн Ю £7 1 | § 5 сз 8 сз 9 со д g Тип обработки ПЗП Пластовое давление, МПа й н со 03 ^ i—l го иs Ю О « (9 Депрессия на пласт, МПа Коэффициент продуктивности, тыс. м3/(МПа2сут) (коэффициент удельной продуктивности, тыс. м3/(МПа2-сут-м)) Увеличение коэффициента продуктивности, тыс. м3/(МПа2-сут) (коэффициент удельной продуктивности, тыс. м3/(МПа2-сут-м))
479 114; 212 84-90 СКО 8,53 329,0 2,31 9,66 (0,046) -
480 168; 13,6 73 ПКЭ 8,75 347,6 1,65 13,3 (0,98) 1,38 (21,2)
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 51
21.08.2015 9:59:33
Коэффициент удельной продуктивности, Коэффициент удельной продуктивности, Коэффициент удельной продуктивности,
(м2/(МПа2-сут))-103 (м2/(МПа2-сут))-103 (м2/(МПа2-сут))-103
52
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
0
012345678
0
0 5 10 15 20 25 30 35 40
в
■bPJPn,, %
Рис. 2. Изменение коэффициента удельной продуктивности пласта при изменении величины относительной депрессии на ПЗП: а - для вертикальных и горизонтальных скважин Кущёвского ПХГ; б - скважин Невского ПХГ с открытым и обсаженным эксплуатационным забоем; в - разведочных скважин Чаяндинского НГКМ
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 52
21.08.2015 9:59:33
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
53
пласта и за счет необходимости применения выпускаемого отечественной промышленностью оборудования. Данный способ и технология рекомендуются для промышленной апробации при освоении разведочных и эксплуатационных скважин на ПХГ и месторождениях углеводородов.
Наряду с оценкой эффективности работ при вскрытии продуктивных пластов по показателю ОП целесообразно использовать изменение величины коэффициента продуктивности [1, 2, 8-12]. Несмотря на то что в период эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений коэффициенты продуктивности скважин иногда увеличиваются, в большинстве случаев при разработке месторождений этот показатель значительно уменьшается [14]. Авторами статьи была произведена оценка изменения коэффициента удельной продуктивности (на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта) в зависимости от изменения удельной депрессии на пласт (AFdeJPnjI). Анализ результатов исследований скважин при переменных депрессиях производился при сравнительно одинаковых пластовых давлениях. Результаты анализа работы скважин на Кущёвском и Невском ПХГ, а также на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) приведены на рис. 2а-в.
Список литературы
1. Тагиров К.М. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии /
К.М. Тагиров, В.И. Нифантов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. - 160 с.
2. Нифантов В.И. Повышение продуктивности скважин: опыт, проблемы, перспективы /
B. И. Нифантов, Е.В. Мельникова,
C. А. Мельников. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 242 с.
3. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности терригенных коллекторов от их фациальной принадлежности на примере северного блока ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения // Сб. науч. ст. аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. -С. 42-50.
4. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / К.М. Тагиров, А. Н. Гноевых,
А.Н. Лобкин. - М.: Недра, 1996. - 183 с.
Анализ приведенных графиков позволил установить следующее:
• четко прослеживается тенденция уменьшения коэффициента удельной продуктивности с увеличением относительной депрессии на пласт для всех рассматриваемых случаев;
• с ростом относительной депрессии падение коэффициента удельной продуктивности замедляется;
• характер и степень вскрытия пласта существенно влияют на величину коэффициента удельной продуктивности (он выше для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия пласта).
Таким образом, приведенные результаты анализа промысловых данных свидетельствуют о сложном, отличающемся от современных представлений характере зависимости коэффициента удельной продуктивности от роста относительной депрессии на ПЗП, для объяснения которого потребуется проведение дополнительных теоретических и экспериментальных исследований по изучению движения двух- и трехфазных газожидкостных потоков в пористой среде призабойной зоны продуктивного пласта и колоннах лифтовых труб газовых скважин различных конструкций и профилей стволов.
5. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных пластов на истощенных газовых месторождениях:
обз. инф. / К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин,
В.И. Нифантов и др. - М.: ВНИИЭГазпром, 1983. - Вып. 6. - 64 с. - (Бурение газовых и газонконденсатных скважин).
6. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В. А. Амиян,
А.В. Амиян, Н.П. Васильева. - М.: Недра,
1980. - 380 с.
7. Тагиров К.М. Результаты опытнопромышленных испытаний технологии промывки скважины пеной
и герметизированной системы циркуляции / К.М. Тагиров, В. И. Нифантов // Техника и технология сооружения газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 1984. - С. 63-70.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 53
21.08.2015 9:59:33
54
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
8. Тагиров К.М. Технология бурения вторым стволом малого диаметра в простаивающих газовых скважинах / К.М. Тагиров,
В.И. Нифантов, Ю.К. Игнатенко и др. // Бурение и ремонт скважин малого диаметра с применением гибких труб: мат. Межотрасл. науч.-практ. конф. - Краснодар: НПО «Бурение», 1999. - Вып. 3. - С. 171-175.
9. Нифантов В.И. Эффективность ремонта газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений: обз. инф. /
B. И. Нифантов, М.Г. Гейхман, С.И. Иванов и др. - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 65 с. -(Разработка и эксплуатация газовых
и газоконденсатных месторождений).
10. Нифантов В.И. Повышение качества вскрытия кизеловского горизонта на Елшано-Курдюмском ПХГ / В.И. Нифантов,
C. А. Акопов, А.М. Лихушин и др. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. ст. ООО «ВНИИГАЗ»
и ОАО «СевКавНИПИгаз». - М., 1999. -
С. 98-102.
11. Мельникова Е.В. Повышение эффективности освоения скважин на месторождениях Восточной Сибири / Е.В. Мельникова,
В.И. Нифантов // Территория Нефтегаз. -2015. - № 2. - С. 18-24.
12. Пат. 2012139178 РФ. Способ освоения нефтяных и газовых скважин / Нифантов В.И., Мельникова Е.В., Бородин С.А. и др. -Опубл. 20.03.2014, Бюл. № 8. - 9 с.
13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. Приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 г. № 101) // Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. - М., 2013.
14. Вяхирев В.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / В.И. Вяхирев,
А. И. Гриценко, Р. М. Тер-Саркисов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. - 880 с.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 54
21.08.2015 9:59:33
