CC BY
51УДК 622.276 + 622.323
B.Н. Ивановский, д.т.н., заведующий кафедрой РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия),
e-mail: [email protected]; А.А. Сабиров, к.т.н., заведующий лабораторией РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; А.В. Деговцов, к.т.н., доцент РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; С.С. Пекин, к.т.н., доцент РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина;
C.Г. Патрушев, заместитель начальника цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ) № 3, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия); Е.В. Качин, начальник ЦДНГ № 3, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия); С.В. Попов, оператор технологической установки комплекса глубокой переработки нефти, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия)
Опыт эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра насосными установками с канатной штангой в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»
Строительство дополнительных боковых стволов малого диаметра (БСМД) позволяет увеличить охват продуктивной части пласта, но приводит к значительным осложнениям в добыче нефти, если оборудование планируется спустить ниже глубины зарезки бокового ствола. Именно такой вариант дает возможность увеличить депрессию на пласт и дебит скважины. При этом основной проблемой становится малая наработка до отказа стандартного скважинного оборудования в боковых стволах малого диаметра. Это происходит из-за значительных деформаций оборудования и высокой интенсивности износа колонн штанг и труб. Одним из вариантов повышения эффективности эксплуатации боковых стволов скважин является насосная добыча с использованием канатных штанг. Применение канатных штанг вместо стандартных позволяет кратно снизить износ штанг и насосно-компрессор-ных труб, обеспечить долговременную и эффективную эксплуатацию боковых стволов скважин малого диаметра с существенным увеличением дебита нефти. Комплекс оборудования состоит из колонны насосных штанг, каната специальной конструкции, канатных заделок специальной конструкции, специального скважинного штангового насоса. В статье представлена конструкция основных узлов насосной установки с канатными штангами. Подбор и определение основных рабочих параметров скважинной насосной установки выполняются с помощью программы «Автотехнолог». При расчетах определяются не только добычные возможности насосных установок, максимальные и минимальные нагрузки в точке подвеса штанг, но и контактные напряжения между колоннами штанг (канатом) и колонной насосно-компрессорных труб. Величины именно этих напряжений определяют интенсивность износа в паре «штанги - трубы». В статье представлены промежуточные результаты эксплуатации насосных установок с канатными штангами на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».
Ключевые слова: боковые стволы скважин малого диаметра, насосная установка с канатной штангой, износ пары «штанга - колонна насосно-компрессорных труб», динамограмма работы оборудования.
V.N. Ivanovskiy, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), D.Sc. (Engineering), Department Head, e-mail: [email protected]; A.A. Sabirov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Cand.Sc. (Engineering), Head of the Laboratory, e-mail: [email protected]; A.V. Degovtsov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Cand.Sc. (Engineering), Assistant Professor, e-mail: [email protected]; S.S. Pekin, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Cand.Sc. (Engineering), Assistant Professor, e-mail: [email protected]; S.G. Patrushev, LUKOIL-Perm LLC (Perm, Russia), Deputy Head of Oil and Gas Production Shop (OGPS) No.3; Ye.V. Kachin, LUKOIL-Perm LLC (Perm, Russia), Head of OGPS No.3; S.V. Popov, LUKOIL-Perm LLC (Perm, Russia), Operator of Process Plant of Deep Conversion Complex
Experience in the operation of wells with side holes of small diameter pumping units with the cable rod in LUKOIL-Perm LLC
Construction of additional sidetracks small diameter allows to increase the coverage of the productive part of the reservoir, but leads to considerable complications in the oil, if the equipment will be lowered below the depth of drilling of the sidetrack. This option provides the ability to increase the depression on the layer and increase the production of the well. The main problem is the small time to failure of downhole equipment in the lateral trunks of small diameter standard
PUMPS
equipment. This is due to large deformations equipment and high intensity of wear of the columns of rods and tubes. One of the options to improve the efficiency of operation of sideholes is pumping extraction using the cable rod. The cable rods instead of the standard can multiply to reduce wear on the rods and tubing, to provide a durable and effective operation sidetrack wells of small diameter with a significant increase in oil production rate. A set of equipment consists of a column of rods, rope special design, cable fittings special design, special oil well pump. The article presents the design of main components of the pumping installation with the cable rod. Selection and definition of key operating parameters of the downhole pump unit is performed by using the program «Autotechnology». When the calculations are determined not only production of pumping units, the maximum and minimum load at the point of suspension rods, but the contact voltage between the columns rod (rope) and the column tubing. The magnitude of these voltages determines the rate of wear in a pair of «rod - tube». The paper presents intermediate results of pumping installations with cable rods on the facilities of LUKOIL-Perm LLC.
Keywords: lateral trunks of small diameter wells, pump installation with cable arm, wear a pair of «rod - column tubing», dynamometer operation of the equipment.
В России ежегодно вводится в эксплуатацию до 1000 скважин с боковыми стволами, что составляет около 0,6% от общего фонда нефтяных скважин страны. На сегодняшний день, по экспертным оценкам, в России более 5000 скважин, которые эксплуатируются с помощью боковых стволов малого диаметра. Бурение боковых стволов дает вторую жизнь скважине, позволяет вовлечь в разработку неохваченные до этого нефтеносные субзоны. Но поскольку строительство бокового ствола происходит из основной скважины,при эксплуатации таких скважин возникают определенные сложности, связанные с условиями строительства бокового ствола. К осложняющим факторам при эксплуатации скважин с боковыми стволами можно отнести следующие:
• малые внутренние диаметры эксплуатационной колонны бокового ствола (102-89 мм);
• большое отклонение бокового ствола от вертикали (до 700);
• интенсивный набор кривизны бокового ствола (3-90 и более на 10 м).
Все эти факторы существенно ухудшают условия работы всех видов оборудования, в частности штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ). Наиболее распространенный вид отказов оборудования при использовании ШСНУ
а) б)
Рис. 1. Элементы скважинного оборудования, работавшего в наклонно-направленной скважине а) отрезок НКТ; б) штанговая муфта и центратор
Fig. 1. Elements of downhole equipment that was operated in a directional well a) tubing section; b) rod coupling and centralizer
Ссылка для цитирования (for references):
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В., Пекин С.С. Патрушев С.Г., Качин Е.В., Попов С.В. Опыт эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра насосными установками с канатной штангой в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 3. - С. 78-87. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Degovtsov A.V., Pekin S.S., Patrushev S.G., Kachin Ye.V., Popov S.V. Opyt jekspluatacii skvazhin s bokovymi stvolami malogo diametra nasosnymi ustanovkami s kanatnoj shtangoj v OOO «LUKOJL-Perm'» [Experience In The Operation Of Wells With Side Holes Of Small Diameter Pumping Units With The Cable Rod In LUKOIL-Perm LLC]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No 3. P. 78-87.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 3 март 2015
79
Таблица 1. Характеристики скважины № 149 Table 1. Well characteristics No. 149
Название пласта Seam description Т (Турнейский) T (Tournaisian)
Интервал перфорации, м Perforation interval, m 1521-1528, 1531-1535
Дебит жидкости, м3/сут. Fluid flow rate, m3/day 7,0
Динамический уровень, м Dynamic level, m 842
Обводненность, % Water content, % 39
Эксплуатационная колонна, мм; толщина стенки, мм; глубина, м Casing string, mm; wall thickness, mm; depth, m 168; 8; 1095,0 114; 6,4; 952,0-1575,0
в наклонных скважинах и боковых стволах - износ штанг и насосно-ком-прессорных труб (НКТ). На рисунке 1 представлены фотографии изношенных НКТ, штанговой муфты и штангового центратора, работавших в наклонно-направленной скважине. На практике применяют несколько способов сокращения таких отказов. К ним относят:
• заякоривание колонны насосно-ком-прессорных труб;
• сокращение частоты ходов плунжера насоса и, соответственно, скорости движения колонны штанг;
• уменьшение трения внутри насоса (регулирование поступления механических примесей или использование специальных конструкций насосов);
• применение колонны насосных штанг с утяжеленным низом;
• борьбу с отложениями парафина и солей, препятствующими движению колонны штанг;
• применение специальных штанговых центраторов;
• применение специальных конструкций колонны насосных штанг.
На основе анализа условий эксплуатации боковых стволов малого диаметра и технических решений,обеспечивающих повышение эффективности работы ШСНУ, сотрудниками кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности (МОНиГП) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина совместно с сотрудниками ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» и ЗАО «ЭЛКАМ-Нефтемаш» была разработана скважинная насосная установка с канатной штангой (СНУ с КШ), представленная на рисунке 2.
Рис. 2. Установка скважинного штангового насоса с канатной штангой (СНУ с КШ) для эксплуатации скважин с боковыми стволами
Fig. 2. Downhole rod pumping unit with a wireline rod for lateral wells operation
^ufi
Approved Event
23-я КАЗАХСТАНСКАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА И КОНФЕРЕНЦИЯ
НЕФТЬ И ГАЗ
KIOGE
ВЫСТАВКА
ОКТЯБРЯ
2015
АЛ МАТЫ
www.kioge.ru
КОНФЕРЕНЦИЯ
7-8
ОКТЯБРЯ 2015 АЛМАТЫ
ГЛАВНОЕ НЕФТЕГАЗОВОЕ МЕРОПРИЯТИЕ В КАЗАХСТАНЕ И СТРАНАХ ПРИКАСПИЙСКОГО РЕГИОНА
ОИАНИИТОГ
п
1ИИЙ Ш
ITE MOSCOW Т +7 495 935 7350 Е [email protected]
(ТЕ GROUP PLC Т +44(0)207 596 5000 Е [email protected]
НАСОСЫ
Таблица 2. Характеристики скважин, в которых работают скважинные насосы с канатной штангой Table 2. Characteristics of the wells where sucker rod pumps are operated
№ п/п No. Дата внедрения Implementation date Месторождение Field Эксплуатационная колонна, мм; толщина стенки, мм; глубина, м Casing string, mm; wall thickness, mm; depth, m Глубина спуска насоса, м Pump running depth, m Длина канатной штанги, м Sucker rod length, m Зенитный угол в месте установки,o Z enith angle in the place of installation, o Прирост дебита, м3/сут. Flow rate growth, m3/day Текущая наработка, сут. (на 16.01.2015 г.) Current running time, days (as of 16.01.2015 )
1. 09.07. 2014 Шагирто-Гожанское Shagirto-Gozhanskoye 168; 8; 952; 114; 6,4; 952,0-1575,0 1300 350 36,88 2,1 191
2. 09.04.2013 Шагирто-Гожанское Shagirto-Gozhanskoye 168; 7; 80-1151,5; 114; 6,4; 1072,0-1639,4 1264 140 47,82 9,1 653
3. 14.08.2013 Шагирто-Гожанское Shagirto-Gozhanskoye 168; 8; 1101,0; 114; 6,4; 995,0-1719,0 1220 140 50 14,0 520
4. 30.08.2014 Москудинское Moskudinskoye 168; 7; 80-1130,5; 114; 6,4; 1052,0-1639,4 1230 130 38,36 2,5 139
5. 21.11.2014 Шагирто-Гожанское Shagirto-Gozhanskoye 146; 8; 0-1309,8 102; 6,5; 1309,8-2130 1460 350 16 4,0 56
6. 16.11.2014 Красноярско-Куединское Krasnoyarsko-Kuedinskoye 146; 8; 0-1056; 102; 6,5; 986,8-1694 1190 350 52 2,0 61
7. 25.08.2014 Красноярско-Куединское Krasnoyarsko-Kuedinskoye 114; 6,4; 0-1552 952 356 51,96 21,8 144
8. 22.12.2014 Шагирто-Гожанское Shagirto-Gozhanskoye 146; 8; 0-1135; 102; 6,5; 1078-1524 1350 250 54 3,0 25
9. 26.12.2014 Красноярско-Куединское Krasnoyarsko-Kuedinskoye 146; 8; 0-1056,2; 102; 6,5; 881,5-1790 1110 250 56 6,5 21
В процессе проектирования был создан полный комплект конструкторской документации на скважинную насосную установку с канатной штангой для эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра (114 и 102 мм). Для эксплуатации БСМД с углом отклонения от вертикали более 400 был спроектирован новый трубный насос на базе дифференциального насоса 2СП-ХХ/ХХ, разработанного в 2003 г. доцентом кафедры МОНиГП РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Б.С. Захаровым и обеспечивающего принудительный ход плунжера насоса вниз и принудительное открытие-закрытие всасывающего клапана.
Насос является дифференциальным, в конструкцию насоса входит ступенчатый плунжер с разными соотношениями диаметров. Нижний плунжер может быть выполнен в виде штока (без внутреннего сквозного отверстия). Основными составляющими насоса являются:
• цилиндро-плунжерная или цилин-дро-поршневая пара. Плунжер может
Рис. 3. Схема дифференциального насоса Fig. 3. Differential pump diagram
быть использован стандартный от насоса типа НН2Б; вместо плунжера может быть использован сборный поршень 2СПНЛ45;
• клапанные узлы. Клапаны могут быть тарельчатыми или стандартными шаровыми.
Конструктивная схема насоса представлена на рисунке 3.
Как уже отмечалось выше, малые внутренние диаметры боковых стволов, значительное отклонение от вертикали и интенсивный набор кривизны существенно ухудшают условия работы ШСНУ, при этом наиболее распространенным видом отказа является износ штанг и насосно-компрессорных труб. К сожалению, использование стандартных штанговых центраторов не обеспечивает снижения количества указанных отказов.
Иллюстрацией этого положения может быть результат расчета так называемых контактных нагрузок и напряжений, который показывает, почему и как происходят осложнения по износу пары «штанга - колонна НКТ». Данный рас-
Организатор: ЗАО «Промышленный форум»
Под эгидой: Информационный партнёр:
НАСОСЫ
Рис. 4. Расчетные значения контактной нагрузки и деформации в паре «штанга - колонна НКТ» Fig. 4. Design values for contact load and deformation in the «rod - tubing» pair
чет проводится в среде ПО «Автотехнолог». Итоги расчета представлены на рисунке 4. Слева показаны профиль скважины и контактные нагрузки (контактные напряжения), которые возникают при работе штанговой колонны в таких искривленных скважинах. Деформация, изменение которой здесь показано по глубине скважин, говорит о темпах износа пары «штанга - колонна НКТ».
Поэтому для повышения эффективности работы ШСНУ в боковых стволах актуальным будет использование специальной конструкции штанговой колонны, например канатной насосной штанги.
Работы по определению возможности применения канатов в качестве колонны насосных штанг проводились на кафедре МОНиГП еще в 1980-1990-х гг. Результаты работ убедительно доказали возможность и эффективность использования каната специальной конструкции в качестве колонны штанг. Канатная насосная штанга состоит из каната закрытой конструкции с Z-об-разными, Х-образными и О-образными проволоками (рис. 5), а также канатных заделок, обеспечивающих соединение каната с другими элементами ШСНУ и равномерное нагружение всех проволок каната усилиями, возникающими при работе скважинного насоса.
Канатная штанга может устанавливаться в интервалах максимальных темпов набора кривизны для устранения истирания колонны НКТ и штанг (рис. 2), а также использоваться и на всей длине подвески насоса для уменьшения сил трения в паре «штанги - трубы» и для обеспечения увеличения максимально возможной глубины спуска насоса [1]. Подбор необходимого оборудования и расчет различных режимов работы насосной установки с канатными штангами проводятся по авторским методикам, созданным на кафедре МОНиГП РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. При работе каната в качестве колонны штанг возникают совершенно другие условия эксплуатации: отсутствие штанговых муфт и гладкая поверхность каната специальной конструкции приводят к равномерному распределению нагрузок на всю длину контакта штанги и НКТ. Длина такого контакта может достигать 200-400 м,
Рис. 5. Поперечное сечение каната закрытой конструкции
Fig. 5. Section of a locked-coil rope
что многократно снижает контактные усилия, деформацию в зоне контакта, а следовательно, и износ (рис. б). Интенсивность износа пары «канат - колонна НКТ» в результате снижается по сравнению с парой «штанга - колонна НКТ» в 20-30 раз даже в интервалах глубин с большими темпами набора кривизны.
Канатная штанга при необходимости может идти от полированного штока устьевого оборудования до утяжеленного низа штанговой колонны (5-15 штанг), обеспечивающего ход плунжера насоса вниз. Но намного чаще используется другая схема, когда верхняя и
84
№ 3 март 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
^ufi
12-я МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА ПО ОСВОЕНИЮ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АРКТИКИ И КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА СТРАН СНГ
RAO/CIS OFFSHORE 2015
12™ INTERNATIONAL CONFERENCE AND EXHIBITION FOR OIL AND GAS RESOURCES DEVELOPMENT OF THE RUSSIAN ARCTIC AND CIS CONTINENTAL SHELF
SEPTEMBER 15-18 СЕНТЯБРЯ
Гвнеральный спонсор Официальный спонсор
ВЫСТАВОЧНОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ
www.rao-offshore.ru
НАСОСЫ
Рис. 6. Расчетные значения контактной нагрузки и деформации в паре «канатная штанга -колонна НКТ»
Fig. 6. Design values for contact load and deformation in the «sucker rod - tubing» pair
нижняя части штанговой колонны составляются из стандартных штанг необходимого диаметра, а участок колонны, где происходит интенсивный износ пары «штанга - колонна НКТ», представлен вставкой из специального каната длиной от 130 до 600 м. Диаметр каната, который сегодня используется в качестве колонны штанг, -20 мм, минимальное разрывное усилие, которое выдерживает канат закрытой конструкции диаметром 20 мм группы прочности 1960, составляет 474 кН (47 т), масса 1 м каната составляет 2,34 кг. Сравнение со штангой группы прочности «Д» исполнения «спец» или «супер»
диаметром 22 мм показывает, что разрывное усилие у каната примерно в 2,5 раза больше. Поэтому за счет использования каната может быть решен вопрос о возможности применения штанговых насосов в скважинах с глубиной подвески до 2,5-3 тыс. м. Подбор штанговых насосных установок с канатом обеспечивался с помощью ПО «Автотехнолог». Подбор глубины спуска насоса на канатной штанге производился по интервалам, которые находятся ниже, чем глубина зарезки боковых стволов (рис. 7).
За счет увеличения заглубления насоса под динамический уровень (разме-
щение насоса в боковом стволе) значительно изменились динамограммы работы ШСНУ. Как видно из рисунка 8, нормальная работа насоса обеспечивалась даже при увеличении длины хода плунжера, т.е. при увеличенных отборах нефти.
Поскольку размещать скребки на канатной штанге невозможно, то при применении в скважине всей подвески из канатной штанги для предотвращения парафиноотложения на НКТ рекомендуется устанавливать греющую кабельную линию типа ГКЛ 3х10 или использовать ингибитор парафиноотложения.
Рис. 7. 3D-профиль скважины с боковым стволом и интервалами возможного размещения насоса в основном и в боковом стволах
Fig. 7. 3D-profile of a lateral well with intervals of pump possible placement in main and lateral holes
В настоящее время скважинные насосные установки с канатной штангой (СНУ с КШ) успешно прошли опытно-промысловые испытания на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».
Одной из первых на технологию добычи нефти насосными установками с канатной штангой была переведена скважина № 149. Данная скважина имеет эксплуатационную колонну основного ствола диаметром 168 мм и бокового ствола - 114 мм (внутренний - 102 мм),
86
№ 3 март 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS
а) б)
Рис. 8. Динамограмма работы оборудования на скважине № 149 а) до внедрения СН с КШ; б) после внедрения СН с КШ Fig. 8. Dynamogram of equipment operation in the well No. 149
a) before implementation of a sucker rod pump; b) after implementation of a sucker rod pump
основные данные по скважине № 149 до внедрения СН с КШ представлены в таблице 1.
До внедрения нового оборудования дебит скважины составлял 7 м3/сут. при диаметре плунжера насоса 44 мм, числе двойных ходов 2,5 кач./ мин. и длине хода 2,5 м. Насос был установлен в основном стволе на глубине 904 м. На рисунке 8а представлена динамограмма до внедрения канатной штанги. Коэффициент подачи насоса составлял 0,47, характер динамограммы показывает наличие значительного количества газа на приеме насоса [2]. 31 августа 2012 г. на скважине № 149 Шагиртско-Гожанского месторождения (ЦДНГ № 3 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь») была внедрена скважинная насосная установка с канатной штангой.
Скважинный насос был спущен в боковой ствол, глубина спуска насоса составила 1320 м. Угол отклонения от вертикали в месте установки насоса составил 45,20. Опытное оборудование СНУ с КШ запущено в работу при следующих параметрах: число двойных ходов в минуту - 4,5; длина хода - 2,5 м; динамический уровень - 870 м. Дебит скважины составил 12,66 м3/сут. при обводненности 39%. Динамограмма работы СНУ с КШ представлена на рисунке 8б. На основе полученных положительных результатов внедрения опытных образцов СНУ с КШ в 2013 г. было принято решение продолжить проведение опытно-промысловых испытаний оборудования скважинной насосной установки с канатной штангой. В настоящий момент на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» эксплуатируется
9 скважин, оборудованных СНУ с КШ. Глубины зарезки боковых стволов в указанных скважинах составляют от 952 до 1072 м. Характеристика некоторых из скважин с внедренными насосными установками с канатной штангой представлена в таблице 2. Опыт эксплуатации скважинных насосных установок с канатной штангой показал их высокую эффективность при эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра. В 2014 г. в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» на секции Научно-технического совета по направлению «Добыча нефти и газа» работы по созданию и внедрению технологии и оборудования для механизированной эксплуатации скважин с боковыми стволами малых диаметров были приняты и рекомендованы для серийного применения.
Литература:
1. Насосная установка для эксплуатации скважин с боковым стволом: патент на полезную модель № 131801. Опубликовано в Государственном реестре полезных моделей РФ 27.08.2013.
2. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В., Третьяков О.В., Мазеин И.И., Поносов Е.А., Красноборов Д.Н. О возможности штанговой эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2013. - № 12. - С. 80-84.
References:
1. Nasosnaja ustanovka dlja jekspluataciiskvazhin s bokovym stvolom [Pumping unit for lateral well operation]. Patent RF No. 131801. Publ. in the State Register of Utility Models of the Russian Federation on 27.08.2013.
2. 2. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Degovtsov A.V., Tretyakov O.V., Mazein I.I., Ponosov Ye.A., Krasnoborov D.N. O vozmozhnosti shtangovoj
jekspluatacii skvazhin s bokovymi stvolami malogo diametra [On possible rod pumping of small diameter lateral wells]. Territorija «NEFTEGAZ» = NEFTEGAS Territory, 2013, No. 12. P. 80-84.
