Методы интенсификации притока газоконденсатных скважин Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.27

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ГАЮКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

METHODS OF INFLOW STIMULATION IN A GAS-CONDENSATE WELL

В. В. Шишкаровскпй, E. В. Паппкаровский

V. V. Panikarovski. E. V. Panikarovski

Тюменский государственный нефтегсгювыи университет, ООО «ТюмеиШП¡.ипро.'ач», <>. Тюмень

Ключевые слоаа: гидра«:шческииразрыв шмепш, пропаши. жидкость /'I'll, давление ртрыви. репрессия

Key words: formal ion hydraulic fracturing, proppanl, 11 If liquid, fracturing pressure, rcpressuring

Основными методами притока газокондснсатных скважин на месторождениях севера Западной Сибири являются солянокислотныс и глинокислотныс обработки, повторная перфорация, гидравлический разрыв пласта (ГРП). Одним из наиболее эффективных методов интенсификации стал ГРП. позволяющий выводить из бездействующего фонда газокондснсатныс скважины. Длительность эффекта интен-

сификации методом ГРГ1 и физико-химическими методами сопоставима и превышает более трех лет. Средние приросты дсбитов скважин, где был проведен ГРП. превышают в 4 раза первоначальные, а после физико-химического воздействия увеличение дебита составило от 1.5 до 2.0 раз.

В связи с ограниченностью фонда эксплуатационных скважин, где по гсолого-техническим условиям возможно проведение ГРП. повторной пср<1юрации. требуется внедрение других методов интенсификации — бурения боковых стволов с горизонтальным окончанием, радиального бурения, использования скважинного оборудования для эксплуатации скважин с повышенной обводненностью. Перспективными для внедрения стали методы ГРП с использованием колтюбинговых установок в наклонно направленных и горизонтальных скважинах без разобшаю-щих пакеров. Существует несколько разновидностей данных технологий.

«Селективный» ГРП в горизонтальных скважинах у спешно решается при объединении технологий гидропсскоструйной перфорации (ГПП) и ГРП. Технология селективного создания трещин при «струйном» ГРП состоит в предварительной резке колонны с дальнейшим образованием серии каверн при проведении ГПП и разрыве пласта при проведении процесса. Образование серий трещин возле отверстий перфорации способствует формированию общей трещины, поэтому плотность перфорации и место образования перфорационных отверстий определяют место начала образования общей трещины. В вертикальных скважинах при расположении насадок параллельно оси насосно-компрсссорных тру б (НКТ) в ходе ГПП инициируют образование вертикальной трещины перпендикулярно стволу скважины. В горизонтальных скважинах при проведении ГПП и размещении насадок по радиу су перфоратора образуется трещина, перпендикулярная стволу скважины, а при размещении насадок по длине образуется трещина в плоскости ствола, что обеспечивает высоку ю вероятность начальной ориентации плоскости трещин. Работы по интенсификации притока с использованием метода ГРГ1 на газокондсн-сатных скважинах месторождений севера Западной Сибири проводят ОАО «Пур-нефтеотдача». филиал «Тюмсньбургаз» ООО «Бургаз». компании «Шлюмбсрже». «Катокнефть» и другие. Успешность проведения работ по ГРП составила: ОАО «Пурнефтеотдача» — 50.0 %. филиал «Тюмсньбургаз» — 63.6 %. компания «Шлюмбсрже» — 88.0 %. В целом успешность проведения операций ГРП составила 67.0 %. На рисунке представлено сопоставление продуктивности газокондсн-сатных скважин Ямбургского месторождения после проведения ГРП перечисленными выше компаниями.

ПГиомоерже

ОАО IIIIO'

Ф "Тюменйургэ1"

7Т

LLl

I I ! I

11 ом ера скважин

■ До ГРП ■ После ГРП

Рисунок. Продуктивность гаюконденсаншых скважин, в которых проведены работы по ГРП

Средняя продуктивность скважин после ГРП у компании «Шлюмбсржс» — 104.7 тыс. м'/сут/МПа. у филиала «Тюменьбургаз» — 71.0 тыс. м7сут/МПа. у ОАО «Пурнсфтсотдача»— 13.3 тыс. м7сут/МПа.

Важным отличием технологий проведения ГРП филиалом «Тюменьбурпп» и компании «Шлюмбсржс» являются объемы закачки пропанта и жидкости разрыва. У филиала «Тюменьбургаз» масса закачиваемого пропанта при проведении ГРП изменяется от 6.0 до 30.0 т. у компании «Шлюмбсржс» эта масса составляет от 30.0 до 68.0 т. Снижение массы закачиваемого пропанта приводит к уменьшению длины и ширины трещины ГРП. падению продуктивности скважин и эффекта ГРП. Кроме того, по технологии компании «Шлюмбсржс» диаметр перфорационных отверстий для закачки пропанта фракции 16/30. диаметр перфорационных отверстий должен составлять более 12 мм. В отличие от филиала «Тюмсньбургаз». который применяет для перфорации перфораторы ПК-105. ПКТ-89 с диаметром отверстий от 10.4 до 11.5 мм. компания «Шлюмбсржс» использует перфораторы «Power Flour» с диаметром отверстий 21.4 мм. В большинстве случаев при закреплении трещин ГРП филиал «Тюмсньбургаз» применяет пропант 20/40. Основное отличие применяемых для ГРП технологий у этих компаний связано с составом жидкостей ГРП. Если филиал «Тю.мсньб> ргаз» использует гель на основе дизельного топлива, в отличие от геля на водно-мстанольной основе компании «Шлюмбсржс». то в конечном итоге это приводит к тому, что такие гели имеют более низкую плотность и несущую способность пропанта. максимальное давление разрыва при ГРП —от .37.8 до 58.0 МПа. а гели на водно-мстанольной основе имеют давление разрыва при ГРП от 27.2 до 66.4 МПа. Процессы освоения скважин после ГРГ1 для этих компаний значительно отличаются. Освоение скважин компанией «Шлюмбсржс» проводится с помощью ко.тгюбинговой установки закачкой азота и пенной азотированной системы с добавлением ингибитора глин. Филиал «Тюмсньбургаз» при освоении скважин применяет водно-мстанольный раствор NaCI. у которого после подъема НКТ до плановой глубины с помощью колтюбинговой установки понижают уровень закачкой азота.

Основным отрицательным фактором при проведении ГРП является отсутствие специальных исследований, связанных с определением оптимальных и допустимых параметров технологического режима эксплуатации скважин после проведения ГРП. позволяющих избежать разрушения скелета горной породы, выноса пропанта из трещины ГРП. выпадения конденсата в призабойной зоне. Основным требованием к скважинам, где требуется проведение ГРП. является выполнение рсмонтно-водоизоляционных работ по ликвидации нсгсрмстичности эксплуатационных колонн и ограничению водопритоков.

При выборе объектов для ГРП необходимо руководствоваться данными о первоначальной гсолого-физичсской информации с учетом следующих факторов:

• неоднородность пласта по простиранию и расчлененности по толщине должна обеспечивать высокую эффективность ГРП за счет приобщения к разработке ранее не дренированных зон:

• проницаемость пласта не должна превышать 0.0.3 мкм" при вязкости флюида до 5 мПа с и 0.03-0.05 мкм2 при вязкости флюида до 50 мПа-с:

• толщина литологичсских экранов, отделяющих продуктивный пласт от во-донасыщенных коллекторов, должна быть не менее 6.0 м.

• глубина залегания пласта, определяемая технологией ГРП. в частности, прочностью пропанта и термостойкостью жидкости ГРП 111.

Для выбора скважин, где проектируется процесс ГРП. нужно учитывать следующие факторы:

• наличие объектов, имеющих низкое значение дебита скважины по сравнению с потенциальным:

• скважины, где коллекторы с высоким пластовым давлением отличаются низкой степенью дренирования:

• обводненность продукции скважины не должна превышать .30 %.

Выбор объектов для ГРП следует проводить иа основании расчетов допустимой и максимальной репрессий, возникающих при ГРП. величину которых определяют с у четом горного давления.

Для предотвращения перетоков жидкости ГРП по заколонному пространству рассчитывают допустимую и максимальную репрессии, возникающие при ГРП 111. Допу стимая репрессия ДР,, определяется из выражения

где ДРр — допустимая репрессия. МПа: ДР1 — предельный перепад давления на метр цементного кольца, равный 1.5 МПа/м: / — расстояние от нижних отверстий интервала проницаемого пласта (не менее 10 м). м.

Максимальная репрессия ДР„тх. возникающая в процессе гидроразрыва пласта, определяется уравнением

где ДР|Ш1Х — максимальная репрессия. МПа: Р, — забойное давление при разрыве пласта. МПа: Рм;1 ,тск — текущее пластовое давление. МПа.

Гидроразрыв пласта проводится в скважине при отсу тствии перетока жидкости разрыва пласта по заколонному пространству в случае превышения допу стимой репрессии над максимальной.

Гидравлический разрыв пласта не может проводиться в скважинах, имеющих нсгср.мстичность эксплуатационной колонны, плохое состояние цементного камня за обсадной колонной, нару шение, связанное со смятием эксплуатационной колонны. В скважинах, где в процессе эксплуатации возникли перетоки жидкости, газа, пластовой воды, перед ГРП необходимо проводить ремонтно-изоляционные работы по исправлению крепи скважины и изоляции притока пластовой воды.

Учитывая опыт и результаты работ при проведении ГРП на Уренгойском и Ямбу ргском месторождениях, необходимо отмстить, что закачка от 50 до 100 т про-панта способствует созданию трещин длиной от 100 до 120 м. которые будут достаточны для получения промышленных притоков газа и конденсата.

При проектировании разработки газокондснсатных месторождений необходимо учитывать увеличение расстояний между скважинами в направлении распространения трещин ГРП и уменьшение расстояния в ортогональном направлении при сохранении или у всличснии площади дренирования.

Результаты исследований свидетельствуют, что на газокондснсатных объектах требуется более тщательный подбор скважин для проведения ГРП и использование современных технологий.

Список литературы

1 Ьулагов А. И.. Качмар К). Д.. Макаренко 11.11.. Яромийчук I1. С. Освоение скважин. М.: Недра. 1999. 472 с.

Сведения oô авторах

Ншшкаровскин ISa ieiwutu Насшьевич. д. т. п.. nprxjxiccop каг}>едры «Гео:ю,1ш месторождепш! нефти и гаяа», Тюменский государственный нефте.'аювыи университет, Тюмень, тел. 8(3452)391)346, e-mail': I '-panikarciyanitex.ru

Паникаровскии Евгении Нтешттович. к. т. н„ доцент ка<}кдры « Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный исфте.'ак/аын университет, старшин наушын сотрудник (XX) « ТюмеиПИИгипрога !»,,'. 'Тюмень, тел. 8(3452)2X669?. e-mail: Panikarovskiy'âjngg.ru

Panikarovskiy V. V., ¡'hl), professor of the chair «Geology of oil and gas fields». Tyumen Stale Oil and (¡as University, senior scientific worker of the company «TyumenXllgiprogas. Ltd», phone: 8(3452)390346. e-mail: I '-panikar'dyandex, ru

Patiikarovskiy /;'. V.. Candidate of Technical Sciences, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells». Tyumen Slate Oil iind ("¡as University, senior scientific worker of the company « TyumenXllgi-progas. l.td». phone: 8(3452)286697. e-mail: l'anikarovskiy'àlngg.ru

ДР,, = ДР ,•/.

(1)

др = p _ p

г-11 шах 1 ■! 1 I

(2)

УДК 622.279.7

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ, СВОЙСТВ ПОРОД И ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ

НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

ANALYSiSOF INFLUENCE OF TECHNOLOGY FACTORS. ROCK

PROPERTIES AND WELL KILLING FLUIDS ON PERMEABILITY OF THE BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE IN THE WEST SIBERIA F1ELDS

Ж. С. Попона

J. S. Popova

Тюменский государственный нефтегакмый университет, ,: Тюмень

ключевые слово: технологические факторы, терригенные опчожешш, ееноминская sa. ¡ежь,

жидкость глушения, омжирующая комтгшния. аномально такое пластовое давление Key worJ.s: teclinology l'actors, lerrigenotis sédiments, Ccnomanian deposit, well killing IJuid, Ulocking composition, abrwrmally low réservoir pressure

Одна из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта— несоответствие применяемых жидкостей глушения геологическим условиям залежи. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивном} пласт) и обеспечения проведения необходимых операций при ремонте и необходимых измерений в скважинс. Основное назначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллскторских свойств призабойной зоны скважины 111.

Известно, что глубина проникновения фильтрата жидкости глушения в песчаники. которыми сложена ссноманская залежь Западной Сибири, может достигать 5 м или более. Нарушение эксплуатационных свойств пласта под воздействием фильтрата является одной из важных причин снижения добычи. Однако степень закупоривания зависит от чувствительности пласта к этом) фильтрат)'. Чистые песчаники высокой проницаемости (несмотря на то. что проникновение фильтрата здесь происходит гораздо интенсивнее, чем в коллекторы низкой проницаемости) обычно не кольматир) ют. когда их пластовая вода химически совместима с фильтратом жидкости глушения \2\.

Возможно снижение проницаемости в пределах до 100 % в зависимости от типа породы пласта и растворов. Чувствительными являются пласты, содержащие глины, диспергируемые и/или такие низкопроницасмыс породы, в которых прослеживаются проблемы насыщения, или коллекторы, дающие почти насыщенные рассолы, или нефти, содержащие парафин и асфальтсны. Любое изменение минерализации поровой жидкости оказывает влияние на стабильность глинистых частиц в пористой срсдс. В частности, понижение минерализации или увеличение водородного показателя (рН) воды, окружающей глинистые частицы дестабилизированного пласта, действует так же. как частицы технологического раствора, вытесненные в его породу. По мерс начала добычи мелкие частицы мигрируют в направлении сужений пластовых наслоений либо образуют наносы в зависимости от размера зерен и пор.

Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического.

Примером химического (или как его еще называют смешанного) воздействия является процесс глинизации пласта и его закупоривания жидкостями.

Механическое воздействие на пласт проявляется в закупоривании пласта по стенке скважины в призабойной зоне или в нарушении структуры пласта.

Анализ применения жидкостей глушения в различных коллекторах показывает, что:

• на проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов существенное влияние оказывает химическая природа жидкости глушения:

• определяющим фактором в проблеме сохранения коллскторских свойств пласта, наряду с химической природой жидкости глушения, является наличие в ней механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм:

• наиболее технологичными и безопасными в применении из-за простоты приготовления и взрывобсзопасности являются солевые растворы на водной основе без твердой фазы:

• разработка новых эффективных составов жидкостей глушения может осуществляться на основе водных растворов химических соединений с повышенными ингибирующими способностями по отношению к глинистой фазе коллектора, а также растворов на этой основе, содержащих растворимую твердую фазу:

• применение новых составов жидкостей глушения на водной основе «без твердой фазы» должно сопровождаться очисткой (используемого оборудования, скважины), при которой исключается проникновение нерастворимых твердых мсхпри.мсссй с диаметром частиц 2 мкм в призабойную зону:

• перспективным направлением является создание жидкости глушения на углеводородной и полимерной основе.

На основании этого жидкость глушения должна удовлетворять ряду требований. таких как: иметь плотность, достаточною для обеспечения необходимого противодавления на пласт, обеспечивать максимальное сохранение коллскторских свойств пласта, регулируемость технологических свойств (взрыво- и пожаробезо-пасность. термостабильность), а также технологичность в приготовлении и использовании.

Плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое давление в соответствии с требованиями правил |3. 4|.

Минимальное превышение гидростатического давления столба жидкости глушения относительно глубины кровли пласта с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления приведено в табл. 1 |4|.

Таптца I

Нормы превышения гидростатического давления над н.чистовым давлением

1 Шубина скважины (интерна:!), м Минимальное превышение гидросгашчеекчяо давления нал нласювым давлением

ия нсфгсводонасыщснных пластов ,хтя ютовых и гаюконденсатных пластов, а гокже пластов в неизученных им герналах разведочных скважин

1 ООО 1.0 1.5

1001 2 500 1.5 2.0

2 501 4 500 2.0 2.25

4 501 и более 2.5 2.7

К указанном) значению репрессии добавляется величина произведения А-Ка. где А — коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спускоподъс.мных операциях: К„— коэффициент аномальности пластового давления по отношению к гидростатическому давлению при плотности воды I ООО кг/м\ С целью сохранения коллскторских свойств прискважинной зоны пласта необходимо обеспечить минимально возможное проникновение жидкости глушения в пласт под действием перепада давления в системе «скважина — пласт» (репрессии). Это чаще всего достигается увеличением условной вязкости жидкости глушения за счет введения растворимых в ней полимеров.

Возможные допустимые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл. 2.

Табжца 2

Допустимые откитения плотности жидкости глушения от проектных аешчин

Глубина скважины, м Допустимые отклонения при нлопюсги жидкости тушения, кг \Г

до 1 300 1 300 1 800 более 1 ХОО

1 ООО 1.0

1 001 2 500 1.5

2 501 4 500 2.0

4 501 и более 2.5

Выбор типа полимера, используемого для загущения жидкости глушения, необходимо осуществлять исходя из сведений о солевой основе жидкости, температурных у словий применения и продолжительности ведения ремонтных работ. Для определения оптимальной концентрации добавки загустителя необходимо выбрать требуемую величину вязкости жидкости глушения с у четом температурных условий применения.

Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемых проду ктивных пластах (более 0.3 мкм"). а также при глушении скважин с большим газовым фактором (более 400 м7м') следует применять буферную жидкость максимально возможной вязкости. При наличии в скважине насосно-компрсссорных труб (НКТ). спущенных до забоя, и интенсивном поглощении жидкости глушения в состав загу щенной бу ферной жидкости необходимо ввести водо- и (или) кисло-торастворимыс наполнители (молотый мел. известняк, сидерит, поваренную соль и др.). Ориентировочная дозировка загу стителя — до 2 %. наполнителя — до 4 %.

Учитывая требования коррозионной инертности жидкости глушения по отношению к металлу труб и внутрискважинного оборудования, промышленному использованию жидкости для глушения скважины должны предшествовать лабораторные испытания на коррозионну ю активность. При этом коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением рН. повышением температу ры (особенно выше 90 "С) и при разбавлении жидкости глу шения пластовыми водами.

Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной коррозии, является отложение на поверхности металлов водонерастворимых солей ICaSO.il. |СаСОз|. происходящее при смешивании жидкостей на основе кальцийсодсржа-щих солей с пластовыми водами су льфатного и гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровождается кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложением солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых трубах, нсфтссборном коллекторе.

С целью предотвращения отрицательного влияния капиллярных сил. возникающих на границе раздела фаз при контакте жидкостей глушения на водной основе с пластовой у глеводородной жидкостью, необходима обработка жидкости глушения соответствующими поверхностно-активными веществами (ПАВ). Обработке следует подвергать жидкости при глу шении скважин с низкой проницаемостью проду ктивных пластов (менее 50 мД).

При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим:

• мсжфазнос натяжение на границе раздела фаз «жидкость глу шения — пла-стовый флюид» должно быть минимальным и не превышать 7 -МО мН/м:

• ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности поро-вых каналов призабойной зоны пласта:

• в рассолах следует применять нсионогснныс и (или) катионные ПАВ. либо их композиции.

В качестве примера рассмотрим процесс глу шения скважин на Ямбургском га-зоконденсатном месторождении, в частности на ссноманской залежи. Мссторож-

дснис находится в стадии лазающей добычи, характеризующейся падением пластового давления, образованием дспрсссионной воронки и снижением дебита.

В качестве жидкости глушения на мссторожаснии в основном применяется ин-всртно-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 газовый конденсат с добавками 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 этого раствора при глушении газокондснсатных скважин применяются новые, экологически чистые растворы, представляющие собой водный раствор биополимеров, полимер-коллоидный раствор |5. 6|.

С целью снижения отрицательного воздействия фильтрата жидкости глушения на пласт растворы готовятся на солевой основе. Применение солей увеличивает плотность раствора и оказывает дополнительную «нагрузку» на блокирующий раствор. Недостатком полимерного раствора является низкая морозостойкость, поэтому его применение возможно только в летний период. Для гл\ шения газокондснсатных скважин в зимний период применяется водоспиртовой раствор на основе изопропилового спирта. Достоинством раствора является высокая морозостойкость. легкость приготовления, экологичность и сохранность фильтрационно-смкостных свойств коллектора при глушении.

В условиях аномально низких пластовых давлений для предупреждения поглощения жидкости глушения и снижения загрязнения пласта существует необходимость блокирования прискважинной зоны. В настоящее время по нашей рекомендации на месторождении применяется блокирующий раствор, основой которого является загущенная жидкость глушения с добавлением кольматируюшего материала. Также на месторождении применяются рекомендуемые нами блокирующие композиции на основе хлористого кальция. Твердая фаза такой композиции образуется за счет химической реакции активных компонентов при их смешении. Твердая фаза имеет размер, сравнимый с размером пор коллектора нсокомских отложений, при обработке прискважинной зоны соляной кислотой в процессе вызова притока кольматирующий материал полностью растворяется.

В перспективе для глушения газокондснсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений, по нашему мнению, есть необходимость перейти на использоюнис легких или облегченных жидкостей глушения на спиртовой или полигликолсвой основе с обязательным блокированием прискважинной юны пласта. При этом к блокирующим и жидкостям глу шения при проведении ремонтных или других работ на скважинах необходимо предъявлять дополнительные требования: высокую вязкость, широкое регулирование структурно-мсханичсских свойств, низкий показатель фильтрации, недопустимость нарушения фильтраци-онно-смкостных свойств коллекторов и эксплуатационных характеристик объекта разработки, недефицитность и дешевизну применяемых химических реагентов, морозоустойчивость, простоту технологии приготовления композиции в промысловых условиях, обеспечение пожарной безопасности при проведении капитального ремонта скважин на месторождениях Западной Сибири.

Список ииперапхуры

1. Кустышев Д. В. Сложные ремонты га-юных екиажин на месторождениях Западной Сибири. М.: (XX) «Газпром жено». 20)0. 255 с.

2. Осложнения и анарии при эксплуатации и ремонте скважин: Учеб. нособ. Г. II. Зотудя. A. I!. Кустышев. И. II. Овчинников. К). В. Ваганов. В. В. Дмитрук. М. Г. Гейхман. Тюмень: ТюмППУ. 2012. 372 с.

3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «11равила безопасности в нефтяной и 1язовой промышленности. М.: I'oc технадзор. 2013. 312с.

1>Л 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных paóoi в скважинах. Краснодар. НПО «Ьурение». 1997. КЗ с.

5. Попова Ж. С. Экологически чистые технологические растворы для бурения и ремонта скважин Строительство нефтяных и тазовых .скважин насушен на море. 2010. №4. С.45-46.

6. Попова Ж. С.. Ткаченко Р. В.. Дмитрук В. В., Рахимов С. Н. Проблемы глушения газоконденсат-ных скважин Ямбуртского месторождения Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. тр. Института нефти и газа и материалов Межрегиональной научно-технич. конф. с международным участием, посвященной 10-летию Института Нефти и Газа и 65-летию Победы в Великой Отечественной войне (11-12 февраля 2010 года). - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - В двух частях. - Ч. 2. - С. 38-40.

Сведения об авторе

Попова Жанна Сергеевна, аспирант, ассистент кафедры. «Бурение нефтяных и газовых скважин». Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)20098 7. e-mail: gane_p2001%mai!.ru

PopovaJ. S., assistant of the chair «Drilling of oil and gas wells». Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)200987, e-mail: gane_p2001ialmail.ru