CC BY
37НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА
УДК 622.279
С.Н. Меньшиков, к.э.н., ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, РФ), Pashinskaia.NG@nadym-dobycha.gazprom.ru И.В. Мельников, к.э.н., ООО «Газпром добыча Надым», Kovalenko.AF@nadym-dobycha.gazprom.ru
B.В. Моисеев, ООО «Газпром добыча Надым», Moiseenko.OV@nadym-dobycha.gazprom.ru
C.А. Варягов, д.г.-м.н., ООО «Газпром добыча Надым», varser2009@gmaii.com М.Н. Киселев, ООО «Газпром добыча Надым», Kiselev.MN@nadym-dobycha.gazprom.ru
В статье рассмотрены проблемы, связанные с достижением высоких показателей эффективности управления разработкой месторождений природного газа, а также пути их достижения на примере реализованных в ООО «Газпром добыча Надым» технологических решений. Эти решения включают разработанные и внедренные в производство методики численного геологического и гидродинамического моделирования, применение автоматизированных систем управления разработкой на основе постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения, методы проведения газодинамических исследований и технологии поддержания стабильной работы низкодебитных скважин.
Современные методы получения исходных промысловых данных и инновационные принципы моделирования в сочетании с мощными вычислительными комплексами предоставляют необходимую информацию для решения насущных производственных вопросов. Для эффективной эксплуатации месторождений природного газа и газового конденсата требуется создание инструментов для принятия обоснованных решений и обеспечения непрерывного цикла управления разработкой. Таким инструментом может быть автоматизированная система управления, основой которой служит постоянно действующая геолого-технологическая модель месторождения. При помощи такой модели можно контролировать влияние управляющих решений на поведение системы «пласт - скважины - сеть сбора продукции - дожимные компрессорные станции - установки комплексной подготовки углеводородов - межпромысловый сбор - головная компрессорная станция». При этом работа системы управления должна быть основана на определенных стандартах предприятия, разработка которых ведется по результатам экспериментальных и научно-исследовательских изысканий.
В статье приведены конкретные примеры создания цифровых моделей месторождений, принципы получения исходной информации для их настройки и адаптации, пути повышения технологической и экономической эффективности разработки месторождений.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МОДЕЛЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОВОГО ПРОМЫСЛА, ТЕХНОЛОГИИ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН.
Для обеспечения эффективности разработки месторождений требуется создание достоверного инструмента для прогнозирования влияния управляющих решений на поведение системы «пласт - скважины - сеть сбора продукции - до -жимные компрессорные станции -установки комплексной подготовки углеводородов - межпромысловый сбор - головная компрессорная станция». Кроме того, необходи-
мо организовать непрерывный цикл управления разработкой месторождений, который схематически представлен на рис. 1. При этом важно учитывать, что газодобывающее предприятие -сложный геолого-технологический комплекс, и его отдельные элементы существенно влияют на работу друг друга. Решение этой задачи трудно представить без применения современных технологий.
Рассмотрим пути достижения поставленной цели на примере реализованных в ООО «Газпром добыча Надым» технологических решений, которые связаны с созданием и адаптацией цифровых моделей месторождений, обоснованием технологического режима работы газового промысла, мониторингом и выбором технологии эксплуатации низкодебитных скважин.
Рис. 1. Цикл управления разработкой месторождений
Структурный каркас породы
К
К
Общая пористость К
Эффективная пористость К
Прочие минералы:
Тяжелые
Пирит
F Шп, Св) К
ИЗМЕРЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ ВОДЫ (К ) ПО КЕРНУ
ИЗМЕРЕНИЕ ПОРИСТОСТИ НАСЫЩЕНИЯ ПО КЕРНУ
ИЗМЕРЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПО КЕРНУ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ ПО ГИС
Динамическая пористость К
подвижная
Нефть Газ
Флюиды в поровом пространстве
На центрифуге По кривой капиллярного давлен По воде
По керо
сину (газу)
Абсолютная по воде''
Абсолю
---Фазовые п
ная по газу
воде и нефти
ЯМК Пористость по АК
Пористость по ГГК
Водородосодержание по ННК
Рис. 2. Структурно-минералогическая, флюидальная и фильтрационная модель терригенных пород Западной Сибири (по материалам ООО «ГИФТС»): Ккар6, Кпес, Кал, Кгл - доли карбонатов, песчаников, алевролитов и глин в структурном каркасе породы; К , К , К , К , К, К ,„ К - доли флюидов, насыщающих поровое
' " всв всв.х всв.э всв.м вп н(г) но " т п ■ I I г
пространство, и их состояние: вода связанная, в т. ч. химически, физико-химически, механически, вода подвижная, нефть/газ, нефть/газа остаточная или неподвижная; ЯМК - ядерно-магнитный каротаж; АК - акустический каротаж; ГГК - гамма-гамма каротаж; ННК - нейтронно-нейтронный каротаж
К
К
связанная
К
К
К
н(г)
МОДЕЛИРОВАНИЕ, АДАПТАЦИЯ МОДЕЛЕЙ
Геологическое моделирование сводится к распределению свойств горных пород между отдельными точками горного массива с известными характеристиками на основе выявленных статистических закономерностей. Очевидно, что более подробное изучение литофациальной изменчивости повышает точность геологического моделирования. Решение данной задачи возможно с использованием методики автоматизированного восстановления свойств (методика ТАВС) пород по данным геофизических исследований скважин (ГИС) на основе структурно-минералогической, флюидальной и фильтрационной модели терригенных пород [1]. Данная методика разработана ООО «Геоинформационные технологии и системы» (ООО «ГИФТС») и с успехом приме -няется на объектах ООО «Газпром добыча Надым». Ее можно представить в форме системы обобщенных петрофизических моделей и стохастических связей (рис. 2). Используя данный методический подход, удалось не только разработать критерии сортировки пород на фациальные разности, но и проследить распределение отдельных фаций в трехмерном пространстве [2, 3].
Для уточнения фильтрационной модели и фазовой проницаемости выполнена интерпретация данных газодинамических исследований скважин (ГДИС) и результатов ГИС с использованием теории порядковой статистики. Данная технология разработана ООО «ЭДС Плюс» [4] и заключается в следующем. Проницаемость определенного интервала пласта представляется как случайная величина, функция распределения которой зависит от двух параметров - среднего значения (математического ожидания) и отклонения от среднего значения (дисперсии). Дисперсия определяется степенью вертикальной
неоднородности пласта (коэффициент неоднородности Дайкстра -Парсонса). Ранжирование интервалов пласта по проницаемости проводится на основе ГИС, при
этом математическое ожидание определяется по ГДИС. Такая методика позволила получить детальную фильтрационную модель месторождения.
• скв. 231 «скв. 58 «скв. 59 »скв. 72
ни
эс со 60
го ЗЕ 40
□J £ 20
о П
' I 3
10 20 30 Интервал, лег
z 00
ЗС со 60
та Т 40
аз £ 20
о п
0 10 20 30 40
Интервал, лет • скв. 343 «скв. 59 • скв. 183 «скв. 1П, 2(1
О
10 20 30 Интервал, лет • скв. 351 * скв. 193 «скв. 261 «скв. 51
40
10 20 30 Интервал, лет
•СКВ. 170 •СКВ. 241 »СКВ. 273 «скв. 57
----1----1 -
40
40
10 20 30 Интервал, лет • скв. 150 «скв. 361 «скв. 200 «скв. 74
40
10 20 30 Интервал, лет
Рис. 3. Динамика продвижения ГВК в скважинах Юбилейного НГКМ
При ее адаптации к динамике внедрения подошвенной воды в газовую залежь обычно используют данные ГИС по наблюдательному фонду, вскрывшему начальный газоводяной контакт (ГВК). Тем не менее такой подход для газовых месторождений имеет очевидные недостатки, связанные с тем, что наблюдательный фонд располагается преимущественно в купольной части месторождения, а периферийная часть, как правило, остается без должного контроля. В качестве примера можно привести данные по сено-манской залежи газа Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Площадь месторождения составляет 459 км2, а число неперфорированных наблюдательных скважин, постоянно участвующих в процессе контроля продвижения ГВК, - всего лишь 9 ед. Исходя из этого, на одну наблюдательную скважину в среднем приходится более 51 км2 площади. В этих условиях точность прогноза положения ГВК в зоне межскважинного пространства недостаточно велика.
Для повышения точности прогноза динамики ГВК и более полного изучения механизма обводнения газовой залежи следует дополнительно использовать данные ГИС в эксплуатационных скважинах. С помощью предло-
женной методики [3] удалось существенно увеличить количество получаемой информации и уточнить скорости внедрения подошвенной воды на различных участках месторождения (рис. 3). Анализ полученных диаграмм показывает, что динамика внедрения пластовой воды с большой достоверностью может быть описана линейным уравнением, угловой коэффициент которого соответствует средней годовой скорости продвижения контакта «газ - вода». Полученные результаты использованы для настройки аквиферов в гидродинамической модели пласта, а также позволяют прогнозировать сроки обводнения скважин и планировать периоды проведения капитального ремонта фонда скважин.
Отдельно взятые цифровые модели не решат задачу эффективного управления разработкой месторождения. Мы считаем, что для этого необходимо создание автоматизированной системы управления на основе постоянно действующей интегрированной модели месторождения. Она позволяет проводить комплексный анализ и прогноз работы всех эле -ментов цепочки «пласт - скважины - газосборная сеть (ГСС) -подготовка газа» при различных сценариях добычи газа [5].
ОБОСНОВАНИЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗОВОГО ПРОМЫСЛА
Максимально снизить технологические потери газа позволяет разработанный специалистами ООО «Газпром добыча Надым» и внедренный в производство способ обоснования технологических режимов газовых промыслов [6]. Он основан на согласовании газодинамических характеристик (ГДХ) систем добычи и подготовки газа, которые рассчитываются при помощи математических моделей пласта, скважин, ГСС, дожимной компрессорной станции (ДКС), установки комплексной подготовки газа (УКПГ), межпромысловых коллекторов (МПК), адаптированных на фактические промысловые данные. Вначале рассчитывается ГДХ системы «пласт - скважина -ГСС» в виде зависимости давления на входе в УКПГ отборов газа с промысла. Для этого в модель системы «пласт - скважина - ГСС» вводятся результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа от его расхода. После этого модель настраивается на фактические параметры работы системы за предыдущий период. Расчет положения регулируемых дросселей, используемых в обвязке скважин, проводится таким образом, чтобы
КЛЮЧЕВОЕ СОБЫТИЕ ОТРАСЛИ
в центре внимания, в центре Москвы
19-я международная выставка
НАЦИОНАЛЬНЫМ
НЕФТЕГАЗОВЫЙ НЕФТЕГАЗ- 2019 ФОРУМ Ш1
15-18 апреля 2019
16-17 апреля 2019
Москва, ЦВК «Экспоцентр»
Москва, ЦВК «Экспоцентр»
www.oilandgasforum.ru
www.neftegaz-expo.ru
МИНПРОМТОРГ РОССИИ
?
Яш
IHilil
А)
Российское
е
4uf ЭКСПОЦЕНТР
~▼ МЕЖДУНАРОДНЫЕ ВЫСТАВКИ И КОНГРЕССЫ Я
СОЮЗ
НЕФТЕГАЗОПРОМЫШ ЛЕННИКОВ РОССИИ
Согласование газодинамических характеристик систем «пласт - скважина - ГСС» и «ДКС - УКПГ» ГП-6
0,93
0,88
га 0,83
i.
«о 0,79
0,74
m
аз "=Е 0,69
m го z 0,64
аз 0,59
ш
ш 3 0,54
0,49
0,44
Фактические данные
___ с 9
Допустимый режим ГП
о м 00 до заме ны СПЧ \
о * О -ч Максимальная газодинамическая характеристика «ДКС - УКПГ» 1 газоперекачивающий агрегат (ГПА) (до замены СПЧ)
/
Газодинамическая характеристика «пласт - скважина - ГСС» 1 1
\ Ожидаемая рабочая зона
1 1 1 1
Максимальная газодинамическая характеристика «ДКС - УКПГ» 2 ГПА (после замены СПЧ) Допустимый режим ГП после замены СПЧ Г
-ч
4200 4350 4500 4650 4800 4950 5100 5250 5400 5550 5700 5850 6000 6150 6300 6450 6600 6750 Объем добычи газа, тыс. м3/суг
Рис. 4. Пример обоснования технологического режима ГП
обеспечить максимальную добычу газа за счет минимизации потерь пластовой энергии, но при выполнении геолого-технологических ограничений, в том числе по максимальной допустимой депрессии на пласт, допустимому абразивному износу и т. д. Затем рассчитывается ГДХ комплекса по подготовке и компримированию газа. Для этого в газодинамическую модель системы подготовки газа вводятся характеристики по всем установкам и проводится настройка на фактические параметры работы системы за предыдущий период. Задается фактическое давление газа на выходе данной системы. Режим работы установок и положение регулируемых дросселей выбираются таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу газа при минимальных потерях пластовой энергии и выполнении всех технологических ограничений, в том числе по максимальному количеству оборотов нагнетателя, помпажного запаса, максимальной пропускной способности сепарационного оборудования и т. д. Рассчитывается минимально-возможное давление газа на входе установки подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с газово -го промысла (ГП).
Точка пересечения ГДХ систем «пласт - скважина - ГСС» и «ДКС -УКПГ - МПК» соответствует допустимому технологическому режиму с максимальным среднесуточным дебитом газа на ГП. Пример использования данного способа представлен на рис. 4. Оранжевая линия соответствует максимальной ГДХ до замены сменной проточной части (СПЧ) системы «ДКС - УКПГ - МПК» (при максимальных оборотах). Синяя -фактическая ГДХ «скважина -ГСС» с учетом геолого-технологических ограничений. Точка их пересечения показывает максимально возможный отбор газа при безопасной работе скважин и оборудования.
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ГДИС
Как уже отмечалось ранее, для расчета и обоснования технологического режима работы газового промысла необходимы актуальные данные результатов промысловых исследований по каждой скважине. Их получают при проведении газодинамических исследований скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации газа. Обработка результатов, включающая методы математической обработки, как правило, состоит из трех этапов: определение функции реагирования пластовой системы на изменение дебита (изменение давления); контроль возмущающей функции (изменение дебита); подбор такого распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, при котором определенные функции соответствовали бы друг другу наилучшим образом.Традиционно для проведения таких исследований используют диафрагменный измеритель критического течения. При этом выполняют: остановку скважины и замер статического давления на устье; пуск скважины на факельную линию с определением дебита газа и динамическо-го давления на устье в нескольких
режимах работы; снятие кривых стабилизации и восстановления давления; замер температуры газа; определение коэффициентов фильтрационного сопротивления и т. д. Проведение большого количества исследований и значительные потери природного газа при этом определили важную для отрасли задачу - разработку технологии ГДИС с соблюдением принципов энергосбережения.
Один из них - это метод с использованием функции влияния [7], основанный на том, что продуктивные характеристики являются функцией времени и зависят не только от ФЕС призабойной зоны пласта, но и от продолжительности работы скважины. Полученные результаты показали преимущества данного метода при определении параметров, характеризующих продуктивность эксплуатационных скважин. Он не требует исследования на большом количестве режимов ее работы, как правило, достаточно 2-3 режимов, что существенно сокращает продолжительность исследований и в несколько раз снижает выпуск газа в атмосферу.
Другой внедренный в производство метод исследования - измерение расхода газа и содержание жидкости и механических при-
120 г- Дебит скважины без эакачш Постоянная 11 д с учетом периодических продувок эакаша
Остановка на планово-предупредительный ремонт (ППР) Постоянная
С^ С^ С^ С^ С^ С^ С^
Дата
Рис. 5. Параметры работы скважины с применением технологии «газлифт»
месей в рабочем режиме [8]. Для этого газовый поток отключают от газосборной сети и переключают на факельную линию, в конце которой монтируют мобильные расходомер и сепаратор. После этого с помощью регулируемого дросселя, входящего в состав фонтанной арматуры, устанавливают устьевое давление, такое же, как при работе скважины в газосборную сеть. Далее в течение определенного времени измеряют расход газа, а после повторного перевода газового потока в газосборную сеть измеряют количество жидкости и механических примесей. Данный метод позволяет повысить точность, достоверность и экономическую эффективность контроля режимов работы скважин в газосборную сеть за счет прямого измерения их рабочих параметров.
Использование энергосберегающей технологии при проведении газодинамических исследований скважин Медвежьего, Юбилейного и Ямсовейского месторождений продемонстрировало ее преимущества. Продолжительность исследований сокращена в 3-5 раз, а выпуск газа в атмосферу - в 5-7 раз.
ТЕХНОЛОГИИ ПОДДЕРЖАНИЯ НИЗКОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН
В процессе разработки залежей пластовое давление падает, и часть действующего фонда скважин начинает работать нестабильно в режиме самопроизвольных остановок (режим само-задавливания). Это объясняется недостаточными скоростями газа при его движении по эксплуатационной колонне и насосно-ком-прессорным трубам для выноса жидкости на поверхность. Скопление воды в скважине приводит к разрушению слабосцементиро-ванного коллектора. В результате увеличивается удельный вынос механических примесей в газовом потоке, приводящий к абразивному износу газопромыслового оборудования. Для минимизации негативного воздействия ООО «ТюменНИИгипрогаз» совместно с ООО «Газпром добыча Надым» разработали методику обоснования предельных деби-тов эксплуатационных скважин месторождений в целях предотвращения разрушения призабой-ной зоны и абразивного износа оборудования [9]. Она предусматривает алгоритм действий при обосновании перевода скважин
на особый режим работы - при -менение технологий поддержания их стабильной работы. Эффективность технологий уточнялась при проведении большого количества экспериментальных работ на месторождениях с падающей добычей газа [10].
Одним из перспективных направлений служит технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК), при которой газ, поступающий из продуктивного пласта, направляется к устью скважины по каналам, образованным двумя размещенными одна в другой концентрическими колоннами. Поочередно перекрывая один из каналов, удается обеспечить необходимую скорость потока газа для удаления жидкости из скважины и обеспечить минимальные гидравлические потери. Данная технология внедрена на Медвежьем месторождении с 2008 г. За счет внедрения КЛК полностью исключены технологические продувки забоев и увеличены среднемесячные отборы газа. Согласно результатам ГДИ, за период 2008-2011 гг. удельный вынос песка снизился, а с 2012 г. -полностью прекратился. Полученные результаты учтены в проекте разработки Медвежьего НГКМ ООО «ТюменНИИгипрогаз», в котором для удаления воды с забоев скважин предусмотрены работы по оборудованию эксплуатационных скважин концентрическими лифтовыми колоннами. Начало реализации принятых решений запланировано на 2019 г.
С 2005 г. на Медвежьем НГКМ применяется газлифтная эксплуатация скважин. Данная технология дорабатывалась и адаптировалась под конкретные условия, устранялись выявленные недостатки. Например, в обвязку скважины был установлен подогреватель, обеспечивающий положительные температуры транспортировки газа, а расчеты на гидродинамической модели позволили обосновать наиболее рациональный
Рис. 6. Параметры работы скважин при постоянной подаче ПАВ
режим закачки сухого газа. Применение данной технологии позволило увеличить отбор газа из пласта до 30 %, а необходимость в периодических продувках для очистки ствола скважины от жидкости отпала (рис. 4).
Одна из наиболее эффективных технологий, активно применяемая на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым», -удаление жидкости с забоя при помощи поверхностно-активных веществ (ПАВ). Ранее применялась периодическая обработка забоя твердыми и жидкими ПАВ, но практика показала не очень высокую эффективность этой технологии при большой трудоемкости. Специалисты ООО «Газпром добыча Надым» предложили использовать непрерывную дозированную подачу жидкого ПАВ. Дан -ная технология прошла успешные испытания на Медвежьем НГКМ. На начальном этапе проводилась ударная обработка забоя с после-
дующей отработкой скважины на факельную линию. После снижения концентрации механических примесей в газовом потоке до безопасных значений скважины переводили на работу в шлейф, обеспечивая стабильный режим работы путем постоянной дозированной подачи пенообразователя. В результате низкодебитные скважины стабильно работают на дебитах примерно в 2 раза ниже минимально необходимых для выноса воды без применения ПАВ (рис. 5).
Основной положительный эффект применения технологии постоянной дозированной подачи ПАВ - стабильная и длительная работа скважин без проведения продувок (ранее продувки проводились с периодичностью 5-7 сут) (рис. 6). Еще одним положительным эффектом стало постепенное снижение содержания песка в газе, что позволяло увеличивать дебит газа примерно в 2 раза.
ВЫВОДЫ
Разработанный и внедренный в производство комплекс научно-технических решений позволяет решить актуальные проблемы эффективности разработки месторождений. Применение цифровых моделей помогает принимать более обоснованные управленческие решения. Адаптированные и усовершенствованные технологии дают возможность осуществлять стабильную эксплуатацию низ-кодебитных скважин, сокращать выпуски газа в атмосферу при проведении газодинамических исследований скважин. Реализованный на практике подход к обоснованию и назначению технологического режима работы газового промысла позволяет не только решать вопросы технологической и экономической эффективности, но и планировать сроки технического перевооружения. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Афанасьев В.С., Афанасьев С.В., Афанасьев А.В. и др. Методика автоматизированного восстановления свойств пород в терригенном разрезе по данным ГИС в системе З^е! (Методика ТАВС). М.: ООО «Геоинформационные технологии и системы», 2009. 100 с.
2. Ермилов О.М., Архипов Ю.А., Харитонов А.Н., Ильин А.В. Повышение точности гидродинамического моделирования газовых месторождений // Наука и техника в газовой промышленности. 2018. № 2 (74). С. 23-36.
3. Меньшиков С.Н., Варягов С.А., Харитонов А.Н. и др. Совершенствование методов обработки, интерпретации и анализа геолого-геофизической и промысловой информации по продуктивным залежам // Каротажник. 2018. № 9 (291). С. 3-17.
4. Черепанов В.В., Красовский А.В., Лапердин А.Н. и др. Моделирование продуктивности газовых скважин. М.: ООО «Газпром экспо», 2013. 264 с.
5. Меньшиков С.Н., Варягов С.А., Харитонов А.Н. и др. Использование систем интегрированного моделирования для обоснования технологического режима работы газового промысла // Нефтепромысловое дело. 2019. № 2. С. 64-69.
6. Патент РФ № 2571787. Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла / В.Ю. Глазунов,
А.В. Величкин, В.В. Моисеев [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.findpatent.ru/patent/257/2571787.html (дата обращения: 22.03.2019).
7. Патент РФ № 2490449. Способ гидрогазодинамических исследований скважин / Ю.А. Архипов, С.Н. Бузинов, С.А. Варягов. Патентообладатель: ООО «Газпром добыча Надым». Заявл. 09.08.2011, опубл. 20.08.2013 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.freepatent.ru/ patents/2490449 (дата обращения: 22.03.2019).
8. Патент РФ № 2454535. Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть. Ю.А. Архипов, С.А. Варягов, В.А. Гугняков. ООО «Газпром добыча Надым». Заявл. 24.11.2010, опубл. 27.06.2012 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.freepatent.ru/ patents/2454535 (дата обращения 22.03.2019).
9. СТО Газпром добыча Надым 3.074-2015. Методика обоснования предельных дебитов эксплуатационных скважин месторождений
ООО «Газпром добыча Надым» с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и абразивного износа оборудования. Режим доступа: ограниченный.
10. Меньшиков С.Н., Мельников И.В., Моисеев В.В., Дарымов А.В. Технологии эксплуатации низкодебитных скважин на месторождениях с падающей добычей // Наука и техника в газовой промышленности. 2018. № 3 (75). С. 21-30.
