CC BY
31УДК 662.279.7
ГЛУШЕНИЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
KILLING OF LOW-TEMPERATURE GAS-CONDENSATE WELLS IN THE CONDITIONS OF ABNORMAL RESERVOIR PRESSURE IN THE FIELDS OF THE EXTREME NORTH
В. Б. Обиднов, Д. А. Кустышев
V. B. Obidnov, D. A. Kustyshev
Филиал ООО «ОТО-ТМ», г. Москва, ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень
Ключевые слова: низкотемпературная газоконденсатная скважина, глушение, аномально низкое пластовое давление, жидкость глушения, блокирующая композиция Key words: low temperature gas-condensate wells, killing, abnormally low reservoir pressure, killing liquids,
blocking composition
Большинство газоконденсатных месторождений Крайнего Севера в настоящее время находится на завершающей стадии разработки, которая характеризуется низкими пластовыми давлениями, большой степенью обводненности, разрушением призабойной зоны пласта и другими осложнениями.
Падение пластового давления, образование большой депрессионной воронки, обводнение продукции скважин, рост песчано-глинистых пробок, нарушение герметичности эксплуатационных колонн, снижение дебитов приводит к необходимости проведения капитального ремонта газоконденсатных скважин, причем доля сложных ремонтов из года в год увеличивается [1, 2].
Проведение капитального ремонта скважин нередко связано с необходимостью их глушения, а в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД) глушение скважин требует тщательного подбора жидкостей глушения и блокирующих композиций, так как при недостатке пластовой энергии «самоочистка» пласта порой невозможна, либо требует длительного времени на ее отработку для выхода на технологический режим [3].
Коллекторы неокомских отложений условно можно дифференцировать на три группы: пассивные, с проницаемостью менее 0,005 мкм2; малоактивные с проницаемостью от 0,005 до 0,010 мкм2; активные с проницаемостью более 0,010 мкм2 [4].
В высоко- и среднепроницаемых коллекторах наибольшее негативное воздействие на призабойную зону пласта оказывает твердая составляющая технологических растворов, в низкопроницаемых коллекторах, в которых значительно влияние капиллярных сил, наиболее отрицательное воздействие оказывает фильтрат технологического раствора.
Породы коллектора неокомских отложений представлены в основном мелкозернистым песчаником, крупнозернистым алевролитом с прослоями глин. Цемент преимущественно порово-пленочный, по составу глинистый, поры заполнены као-
№ 5, 2014
Нефть и газ
33
линитом; пористость в пределах 11-18 %, проницаемость от 0,01 до 0,30 мкм2. Текущее пластовое давление составляет от 0,5 до 0,3 гидростатического.
В качестве жидкости глушения при проведении капитального ремонта газокон-денсатных скважин в основном применяется инвертно-эмульсионный раствор без содержания твердой фазы. Раствор представляет собой эмульсию «вода в масле», где водной фазой является водный раствор хлористого натрия, а углеводородная фаза представляет собой газоконденсат с добавкой ПАВ-эмульгатора. К достоинствам этого раствора можно отнести отсутствие контакта водной фазы раствора с пластом, что снижает отрицательное воздействие жидкости глушения на глинистый цемент коллектора. Кроме того, с целью снижения отрицательного воздействия фильтрата жидкости глушения на пласт инвертно-эмульсионный раствор готовится на солевой основе, что увеличивает его плотность и оказывает дополнительную «нагрузку» на блокирующие свойства раствора.
Помимо инвертно-эмульсионного раствора при глушении газоконденсатных скважин применяется биополимерный полимер-коллоидный раствор. Недостатком полимер-коллоидного раствора является низкая морозостойкость, поэтому его применение возможно только в летний период [5].
В зимнее время для глушения газоконденсатных скважин применяется водо-спиртовый раствор на основе изопропилового спирта. Достоинством этого раствора является высокая морозостойкость, легкость приготовления, экологичность и сохранность фильтрационно-емкостных свойств коллекторов при глушении.
В условиях аномально низкого пластового давления для предупреждения поглощения жидкости глушения и снижения загрязнения пласта возникает необходимость в блокировании призабойной зоны. Для блокирования призабойной зоны пласта применяется блокирующая композиция, основой которой является сама жидкость глушения, загущенная с добавлением кольматирующего материала.
Основные технологические характеристики этой композиции: условная вязкость — «не течет», водоотдача от 0 до 1 см3/30 мин. Для недопущения необратимой кольматации пласта при глушении необходимо, чтобы твердая фаза растворов была растворимой, например, в кислоте. Кольматирующий материал содержится в количестве до 13-15 % масс, в качестве наполнителя применяется химически осажденный мел, растворимость которого в соляной кислоте достигает 99,8 %. Таким образом, создаваемый в процессе блокирования пласта кольматационный экран при необходимости легко удаляется обработкой призабойной части пласта соляной кислотой.
Другой блокирующей композицией является гидрогель на основе хлористого кальция, содержащий в своем составе конденсируемую твердую фазу. Твердая фаза образуется за счет химической реакции активных компонентов при их смешении. Композиция обладает следующими преимуществами: образующаяся твердая фаза имеет размер, сравнимый с размером пор продуктивного коллектора, при обработке призабойной зоны соляной кислотой в процессе вызова притока и освоения кольматирующий материал полностью растворяется, применяемые материалы доступны и являются традиционными для нефтяной промышленности.
Для блокирования коллекторов с высокой проницаемостью необходима композиция, позволяющая, с одной стороны, предупреждать поглощения жидкости глушения, а с другой — обеспечивать высокую проницаемость для газа. Такой композицией является композиция на основе хлорида магния, содержащая в своем составе специальный наполнитель — микросферы. Конденсируемая фаза этого гидрогеля блокирует призабойную зону, а микросферы, имеющие низкое «внутреннее» трение набивки, легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока. Особенностью композиции является большой объем микросфер — до 50 % об. [3].
В блокирующей композиции обычно применяются алюмосиликатные или стеклянные микросферы МСгр.А1(А2). Микросферы представляют собой легкий
сыпучий порошок белого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы, размером от 15 до 200 мкм, а в основном — от 15 до 125 мкм. Микросферы вырабатываются из натриево-боросиликатного стекла. Размер микросфер сопоставим с диаметром пор коллектора с высокой проницаемостью.
Сферическая форма и очень маленькие размеры позволяют вводить наполнитель в очень больших количествах без сильного увеличения вязкости блокирующей композиции. Минимизация поглощения обеспечивается «восстановлением» зон разуплотнения коллектора, возникающих в процессе выноса песка при эксплуатации скважины.
Использование микросфер в блокирующей композиции позволяет уменьшить поглощение гидрогеля до минимальных размеров, например, на Ямбургском месторождении поглощение гидрогеля составляет не более 5-7 м3 за весь цикл ремонтных работ. Микросферы позволяют с минимальными затратами провести деблокирование призабойной зоны и вывести скважину на технологический рабочий режим эксплуатации. При этом нет необходимости проведения работ по интенсификации, а вызов притока осуществляется заменой гидрогеля на газовый конденсат с последующим компрессированием азотной установкой [6, 7].
Однако использование микросфер в составе жидкости глушения в полном объеме скважины затруднено в связи с возможным изменением реологических свойств жидкости глушения в процессе ведения ремонтных работ в скважине, о чем свидетельствует опыт такого применения на Медвежьем месторождении, когда произошло расслоение жидкости глушения и всплытие части микросфер [9].
Кроме этого, в процессе спуско-подъемных операций, аварийно-восстановительных работ и работ, связанных с фрезерованием, наблюдается разрушение микросфер и выпадение их в осадок. При этом затруднена очистка жидкости глушения от продуктов фрезерования и нормализации скважины.
Большим минусом этой композиции является высокая стоимость микросфер, приводящая к увеличению себестоимости капитального ремонта скважин, и низкая морозостойкость. Если стоимость микросфер не зависит от исполнителей капитального ремонта скважин, то регулирование степени морозостойкости — зависит. С целью повышения морозостойкости блокирующей композиции была предложена новая рецептура композиции, включающая наполнители и солевые добавки [10].
В результате получен морозостойкий состав, отличающийся более высокими технологическими показателями. Состав включает в качестве реагентов, образующих конденсированную твердую фазу, хлорид магния (MgCl2) и гидроокись натрия (NaOH), в качестве понизителя фильтрации — карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в качестве кольматанта — алюмосиликатные микросферы (АСМ) и мел при следующем соотношении компонентов, % масс: КМЦ — 1,5 ^ 2,0; MgCl2 — 12,0 ^ 18,0; NaOH — 10,0 ^ 16,0; вода — остальное. Сверх этого объема в композицию входят АСМ — 13,0^ 20,0; мел — 3,0 ^ 5,0. Состав обладает оптимальной плотностью, достаточной для блокирования призабойной зоны пласта и глушения скважины в пределах 990-1610 кг/м3, имеет низкую фильтрацию при высокой текучести и стабильности нахождения микросфер в блокирующей композиции до 80 мин. Условная вязкость композиции достигает значения «не течет».
В условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) глушение низкотемпературных газоконденсатных скважин с применением рассмотренных жидкостей обычно проводится через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). В процессе глушения таких скважин, как показывает опыт разработки Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского месторождений, наблюдается образование гидрат-ных отложений в верхней части ствола скважины, приводящее к ее перекрытию гидратной пробкой и необходимости проведения работ по растеплению скважины.
Для глушения этой категории скважин в условиях АНПД чаще всего в нее последовательно закачивают буферную, блокирующую и задавочную жидкости. Однако это не всегда позволяет надежно заглушить такую скважину, так как проходное отверстие колонны НКТ меньше проходного сечения затрубного пространства скважины (между эксплуатационной колонной и колонной НКТ), поэтому здесь высока вероятность образования гидратных пробок, что и приводит к прекращению циркуляции жидкости в скважине и к возникновению аварийной ситуации.
Для повышения надежности глушения низкотемпературных газоконденсатных скважин перед проведением капитального ремонта скважин в условиях АНПД и при низкой проницаемости пласта предлагается новая технология, исключающая гидратообразование в стволе скважины и загрязнение продуктивного пласта [11].
Суть технологии заключается в том, что первоначально в низкотемпературную газоконденсатную скважину закачивают метанол и осуществляют прогрев скважины пуском ее в работу через факельную линию, а после прогрева скважины по колонне НКТ подают газ и оттесняют скопившуюся на забое скважины смесь пластовой воды и газового конденсата в продуктивный пласт.
Как показывает опыт работ, на завершающей стадии разработки месторождений в условиях АНПД почти во всех газоконденсатных скважинах на забоях присутствует смесь пластовой воды и газового конденсата. Столб жидкости на забое скважины иногда достигает нескольких метров и самозадавливает скважину вплоть до прекращения добычи газа и газового конденсата. Помимо этого наличие столба жидкости способствует снижению рабочего дебита и образованию в стволе скважины гидратно-ледяных пробок. Продавливание пластовой воды в пласт делается для исключения смешивания пластовой воды с блокирующим составом [1, 2, 12].
Затем в скважину через затрубное пространство последовательно закачивают буферную, блокирующую и задавочную жидкости. Причем в качестве буферной жидкости используют стабильный газовый конденсат, в качестве задавочной жидкости — полимер-коллоидный раствор (ПКР), а в качестве блокирующей жидкости — полимерный состав с плотностью,превышающей плотность жидкости глушения, например, загущенный полимер-коллоидный раствор или полимерный раствор Робус-Г.
Блокирующий состав продавливают задавочной жидкостью сначала на забой, а затем в прискважинную зону пласта. Объем блокирующего состава определяют с учетом высоты интервала перфорации, наличия каверн в прискважинной зоне пласта исходя из необходимости перекрытия им интервала перфорации, заполнения имеющихся каверн и его продавливания в пласт на глубину порядка 0,5 м.
Далее оставляют скважину на технологическую выстойку не менее 12 часов. По мере роста давления (до 1 МПа) в трубном и затрубном пространствах скважины периодически стравливают скапливающиеся газовые шапки. При снижении уровня скважину доливают жидкостью глушения. Трубное пространство скважины соединено с факельной линией, оборудованной штуцером, диаметр которого обеспечивает необходимое противодавление и плавность протекания технологических процессов, не приводя к условию возникновения открытого газового фонтана. Диаметр штуцера указывается в плане работ, например, для условий газоконденсатных скважин Ямбургского месторождения, диаметр штуцера должен быть не более 8-9 мм.
Рассмотрим на примере «осредненной» газоконденсатной скважины реализацию этой технологии. В скважину глубиной (Н) 2 500 м, оборудованную эксплуатационной колонной диаметром 168 мм (с внутренним диаметром Б 150,3 мм), через затрубное пространство закачивают 1,5 м3 метанола.
Запускают скважину в работу с выпуском газа через факельную линию в течение 3 ч. После прогрева скважины по колонне НКТ диаметром 73 мм (с внутрен-
ним диаметром d 62 мм) подают газ в объеме НКТ и каверн (г = 0,5), оттесняют скопившуюся на забое скважины смесь пластовой воды и газового конденсата в продуктивный пласт толщиной (И) 10 м. Готовят необходимые объемы задавочной и блокирующей жидкостей.
Объем закачиваемого в скважину газа Уг определим по формуле
Уг = п ■ d2 ■ Н / 4 = 3,14 ■ 0,0622 ■ 2500 / 4 = 7,5 м3.
Объем закачиваемого в скважину блокирующего состава Убл определим по формуле
Убл = п- г2 - И =3,14 ■ 0,52 ■ 10 = 7,85 м3.
Объем закачиваемой в трубное (Узж т) и затрубное (Узж зт) пространства скважины задавочной жидкости Узж определим по формуле
Узж Узж т + Узж зт ,
Узж т = п ■ d2 ■ Н / 4 = 3,14 ■ 0,0622 ■ 2500 / 4 = 7,5 м3, Узж зт = п ■ Н ■ (Б2 - d2) / 4 = 3,14 ■ 2500 ■ (0,15032 - 0,0622 ) / 4 = 36,8 м3.
После этого в скважину через затрубное пространство закачивают в качестве буферной жидкости 2 м3 стабильного газового конденсата. Следом за ним в качестве задавочной жидкости закачивают ПКР в объеме НКТ, затем в качестве блокирующей жидкости — загущенный ПКР или полимерный раствор Робус-Г. Блокирующую жидкость продавливают на забой и в прискважинную зону пласта зада-вочной жидкостью в объеме затрубного пространства скважины. При этом ранее закачанная в затрубное пространство задавочная жидкость выдавливается в трубное пространство скважины. Продавливание блокирующей жидкости прекращают при возрастании давления закачивания на 2-3 МПа.
В качестве жидкости глушения используют полимерный состав ПКР следующего состава: хлористый натрий 6-20 % масс, сухая смесь ПКР 6 %, вода 88-74 %, с плотностью 1 140 кг/м3, условной вязкостью 30-40 с, фильтрация 3 см3/30 мин, СНС 3/6 дПа, рН 6,5.
В качестве блокирующей жидкости используют загущенный ПКР следующего состава: хлористый натрий 6-20 % мас, сухая смесь ПКР 18 %, вода 76-62 %, с плотностью 1180 кг/м3, условной вязкостью 150-180 с, фильтрация 0 см3/30 мин, СНС 32/33 дПа, рН 6,5.
Можно использовать полимерный раствор Робус Г следующего состава: хлористый натрий 10-20 % масс, сухая смесь полимера Робус-Г 1,0-1,5 %, вода 89-78,5 %, с плотностью 1 180 кг/м3, условной вязкостью 180 с, фильтрация 0 см3/30 мин, СНС 32,4/33,6 дПа, рН 6,5.
После продавливания в прискважинную зону пласта блокирующей жидкости в трубном и затрубном пространствах скважины находится задавочная жидкость. Созданием циркуляции проводят выравнивание параметров жидкости в трубном и затрубном пространствах скважины.
Далее оставляют скважину на технологическую выстойку не менее 12 часов. По мере роста давления (до 1 МПа) в трубном и затрубном пространствах скважины периодически стравливают скапливающиеся газовые шапки. При снижении уровня жидкости глушения, определяемой с помощью эхолота «СУДОС-мини 2», доливают скважину до устья, но не более 3-5 м3.
В процессе глушения пакерующих газовых скважин заполнение затрубного надпакерного пространства скважины жидкостью глушения осуществляется через циркуляционный клапан. В процессе длительной эксплуатации скважин, как пока-
зывает опыт разработки месторождений Крайнего Севера, открыть циркуляционный клапан практически невозможно. Такие скважины, особенно с просроченным межремонтным периодом, глушатся путем подачи технологических растворов в трубное пространство скважины (в «лоб»). Чтобы исключить отрицательное воздействие остающегося в затрубном надпакерном пространстве скважины газа, его выталкивающего усилия, технологические растворы продавливаются в глубину пласта, а газ стравливается на факел. Тем самым происходит необратимое загрязнение продуктивного пласта, усложняется процесс освоения скважин, увеличивается время выхода скважины на технологический режим. В то же время остается довольно большая вероятность выброса колонны НКТ из скважины и возникновения открытого фонтана и пожара из-за резкого снижения уровня жидкости глушения в стволе скважины в момент срыва пакера.
В случае глушения пакерующей скважины путем блокирования интервала перфорации подачей на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне НКТ блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения велика вероятность возникновения аварии, так как в затрубном надпа-керном пространстве после закачивания блокирующего раствора и жидкости глушения остается газ, который в процессе ремонта скважины может выбросить из скважины жидкость глушения в колонну НКТ. Это, в свою очередь, может привести к открытому фонтану и пожару на устье скважины. Поэтому авторами предлагается новая технология глушения пакерующих скважин, исключающая загрязнение продуктивного пласта и устраняющая условия возникновения открытого фонтана и пожара [13].
Первоначально в пакерующую скважину по колонне НКТ подают газ и оттесняют скопившуюся на забое скважины пластовую воду в продуктивный пласт. Как показывает практика, столб жидкости на забое скважины может достигать нескольких метров и самозадавливает скважину вплоть до прекращения добычи газа. Продавливание пластовой воды в пласт делается для исключения смешивания пластовой воды с блокирующим составом.
После этого в скважину по колонне НКТ закачивают блокирующий состав и продавливают его на забой и, при необходимости, в прискважинную зону пласта жидкостью глушения. Объем блокирующего состава определяют с учетом высоты интервала перфорации, наличия каверн в прискважинной зоне пласта, исходя из необходимости перекрытия им интервала перфорации, заполнения имеющихся каверн и продавливания его в пласт на глубину порядка 0,5 м.
В качестве блокирующего состава используют полимерный раствор, например, Робус Г, а в качестве жидкости глушения — полимер-коллоидный раствор (ПКР) с плотностью, меньшей плотности блокирующего раствора.
Полимерный раствор Робус Г имеет следующий состав: хлористый натрий 1020 % масс, сухая смесь полимера Робус-Г 1,0-1,5 %, вода 89,0-78,5 %, с плотностью 1 180 кг/м3, условной вязкостью 180 с, фильтрацией 0 см3/30 мин, СНС 32,4/33,6 дПа, рН 6,5.
Жидкость глушения — ПКР состоит из хлористого натрия 6-20 % масс, сухой смеси ПКР 6 %, воды 88-74 %, с плотностью 1 140 кг/м3, условной вязкостью 3040 с, фильтрацией 3 см3/30 мин, СНС 3/6 дПа, рН 6,5.
После продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава в затрубное надпакерное пространство закачивают жидкость глушения.
Далее оставляют скважину на технологическую выстойку не менее 12 часов. По мере роста давления (до 1 МПа) в трубном и затрубном пространствах скважины периодически стравливают скапливающиеся газовые шапки, в том числе из подпакерного затрубного пространства скважины. При снижении уровня доливают скважину жидкостью глушения.
Трубное пространство скважины соединено с факельной линией, оборудованной штуцером, диаметр которого обеспечивает необходимое противодавление и
плавность протекания технологических процессов, не приводя к условию возникновения открытого газового фонтана. Диаметр штуцера указывается в плане работ, например, для условий газовых скважин Ямбургского месторождения диаметр штуцера должен быть не более 10-12 мм.
Потом в скважину по колонне НКТ закачивают блокирующий состав и продавливают его на забой и в прискважинную зону пласта жидкостью глушения. Про-давливание блокирующего состава прекращают при возрастании давления закачивания на 2-3 МПа. После продавливания в прискважинную зону пласта блокирующего состава в затрубное надпакерное пространство закачивают жидкость глушения с аналогичными характеристиками.
Далее оставляют скважину на технологическую выстойку не менее 12 часов. По мере роста давления в трубном и затрубном пространствах скважины (до 1 МПа) периодически стравливают скапливающиеся газовые шапки, в том числе из подпакерного затрубного пространства скважины. При снижении уровня жидкости глушения, определяемой с помощью эхолота «СУДОС-мини 2», доливают скважину до устья, но не более 3-5 м3.
На Ямбургском месторождении: слева — Обидное В. Бтретий слева — Кустышев Д. А.
Таким образом, использование предлагаемых технологий позволяет сократить продолжительность и повысить эффективность глушения низкотемпературных газоконденсатных скважин в условиях АНПД, устранить гидратообразование в стволе скважины, резкое снижение уровня жидкости глушения и загрязнение продуктивного пласта.
Разработанные для глушения скважин новые составы жидкостей глушения и блокирующих композиций позволяют повысить эффективность и экологическую безопасность ремонтов скважин, более надежно заблокировать продуктивный пласт, уменьшить степень его кольматации и сократить в последующем продолжительность работ по декольматации призабойной зоны пласта и освоению скважины. Обеспечивают более безопасное проведение ремонтных работ без возможных поглощений жидкости глушения пластом и связанных с этим возникновений газопроявлений, открытых фонтанов и пожаров.
Список литературы
1. Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М. Г. Гейхман, Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев, В. В. Дмитрук, Л. У. Чабаев. - М.: ИРЦ Газпром, 2009. - 208 с.
2. Кустышев А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. -М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 255 с.
3. Mills P. G. Blowout prevention. - Boston: International development comporation, 1987.
4. Кустышев Д. А., Кривенец Т. В., Ткаченко Р. В. Особенности глушения скважин на завершающей стадии разработки месторождений // Геология, география и глобальная энергия. - 2010. -№ 3. - С. 103-107.
5. Ткаченко Р. В., Кустышев Д. А., Чижов И. В. Экологически чистые технологические растворы для капитального ремонта скважин // Разработка газонефтяных месторождений на современном этапе: Сб. тр. Кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Института нефти и газа. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - Вып. 3. - С. 127-131.
6. Ангелопуло О. К. и др. Буровые растворы для осложненных условий / О. К. Ангелопуло, В. М. Подгорнов, В. Э. Аваков. - М.: Недра, 1988. - 134 с.
7. Рябоконь С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - 274 с.
8. Обиднов В. Б., Кустышев А. В., Чижова Т. И., Кряквин А. Д., Сизов О. В. Оценка эффективности капитального ремонта скважин на Ямбургском месторождении // Известия вузов. Нефть и газ, 2005. -№ 5.-С. 25-29.
9. Кустышев А. В., Чижова Т. И., Кононов В. И., Дмитрук В. В. Анализ состояния и эффективности применяемых на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - 27 с.
10. Пат. 2309177 РФ. С 09 К 8/84. Состав для блокирования призабойной зоны пласта высокой проницаемости или трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта и закрепленных проппантом, и глушения газовых скважин / В. Б. Обиднов, А. В. Кустышев, Р. В. Ткаченко и др. (РФ). -№ 2006116076, Заяв. 10.05.06; Опубл. 27.10.07, Бюл. № 30.
11. Пат. 2346149. РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения низкотемпературной газоконденсатной скважины в условиях АНПД / В. Б. Обиднов, А. В. Кустышев, Д. А. Кустышев и др. (РФ). -№ 2006142117, Заяв. 28.11.06; Опубл.10.02.09, Бюл. № 4.
12. Басарыгин Ю. М. и др. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при строительстве и эксплуатации / Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов. - Краснодар: Сов. Кубань, В 6-ти томах. - Т.1, 2000. - 510 с, Т.2, 2000.- 413 с., Т. 3, 2001.- 380 с., Т. 4, 2002. - 335 с.
13. Пат. 2347066 РФ. Е 21 В 43/12. Способ глушения пакерующей газовой скважины в условиях АНПД / В. Б. Обиднов, А. В. Кустышев, И. А. Кустышев и др. (РФ).- № 2006142116, Заяв. 28.11.06; Опубл. 20.02.09, Бюл. № 5.
Сведения об авторах
Обидное Виктор Борисович, к. т. н., заместитель директора филиала ООО «ОТО-ТМ», г. Москва, тел. 8(3452) 286694
Кустышев Денис Александрович, к. т. н., старший научный сотрудник ООО «ТюменНИИгипро-газ», г. Тюмень, тел. 8(3452)286694, e-mail: Kustishev@tngg.info
Obidnov V. B., Candidate of Science in Engineering, Deputy Director of the LLC «OTO-TM» affiliate, phone: 8(3452) 286694
Kustyshev D. A., Candidate of Science in Engineering, scientific worker of LLC «TyumenNIIuiprogas», phone: 8(3452)286694, e-mail: Kustishev@tngg.info
