CC BY
39
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», №1, 2021
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
АО «НОВАТЭК-Пур»;
Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова; ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»; АО «НОВАТЭК-Пур», ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
опыт ПРОВЕДЕНИЯ ВИР НА СКВАЖИНАХ ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ БЕРЕГОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
DOI: 10.37493/2308-4758.2021.1.2
В комплекс мероприятий по увеличению производительности скважин и повышению газо- и конденсатоотдачи входят водоизоляционные работы по ограничению притока пластовой и подошвенной воды. На стадии разработки газоконденсатных залежей Берегового месторождения происходит обводнение вертикальных и горизонтальных скважин в процессе эксплуатации по причине некачественного цементажа по заколонному пространству. Данное явление приводит к осложнению в виде снижения дебита газа и конденсата, созданию песчаных пробок, образованию газовых гидратов, что негативно влияет на коэффициент продуктивности скважин. Увеличение бездействующего фонда скважин, по причине обводнения газоконден-сатной залежи пластов БТ10 и БТ„ свидетельствует о малой эффективности внедряемых водоизоляционных технологий.
Материалы и методы
исследований. Проблема ограничения прорыва пластовой воды в скважинах, эксплуа-
тирующих газоконденсатные залежи пластов БТ10 и БТ11 Берегового месторождения требует внимания со стороны применяемых изоляционных составов и материалов. Это связанно с тем, что наряду с большим количеством применяемых водоизоляционных растворов некоторые из водорастворимых композиций мало эффективны. Для обеспечения качественной изоляции водопритока тампонирующие составы обязаны обладать следующими свойствами: реагент должен хорошо фильтроваться и сохранять это свойство в процессе его закачки; сроки схватывания состава должны легко регулироваться; композиция должна быть устойчива к разбавлению пластовыми водами и сохранять стабильность при температуре и давлении скважины на весь период проведения водоизоляционных работ (ВИР).
Результаты исследований
и их обсуждение. С целью определения технического состояния и выявления места поступления воды в ствол, филиалом УГЭ «Ямалпромгеофизика» проводились промыслово - геофизические исследования (ПГИ) в работающей скважине. В результате исследований выявлено, что по характеру поведения кривых термометрии отмечается заколонный переток снизу с выходом в интервал вскрытия пласта. Результаты опытно-промышленных испытаний комплексной технологии водоизоляционных работ на газоконденсатных скважинах месторождений Западной Сибири показали ее эффективность.
Выводы. На основании выполненных геолого-технических мероприятий по ликвида-
ции заколонных перетоков из нижележащего водоносного горизонта можно объяснить положительный результат по увеличению дебита: общий дебит на штуцере диаметром 12 мм по результатам исследований до проведения ВИР составлял 47 тыс. м3/сут. По результатам исследований после выполнения изоляционных работ дебит скважины №156, эксплуатирующей газо-конденсатную залежь пласта БТ10 Берегового месторождения повысился и составил 106 тыс. м3/сут. Таким образом, технология изоляции пластовых вод с использованием высокоэффективных тампонажных растворов с многокомпонентными добавками обеспечивает повышение качества работ и сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта.
Ключевые слова: водоизоляционные работы, газоконденсатная залежь пласта БТ10-11, пластовая вода, Береговое месторождение, заколонные перетоки воды, эксплуатационная колонна, насосно-компрессорные трубы.
25.00.17 УДК 622.279.51
Ваганов Е.В., Краснов И.И., Томская В.Ф., Левитина Е.Е.,
Введение.
JSC NOVATEK-Pur, Novy Urengoy, Russia;
North-Eastern Federal University named after M.K. Ammosova, Yakutsk, Russia; Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Tyumen Industrial University», Tyumen, Russia;
Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Tyumen Industrial University», Tyumen, Russia.
Experience in Conducting Vir on Wells Operating Gas Condensate Deposits of the Beregovoye Field
The set of measures to increase the productivity of wells and increase gas and condensate recovery includes waterproofing works to restrict the inflow of formation and bottom water. At the stage of development of gas condensate deposits of the Beregovoye field, vertical and horizontal wells are flooded during operation due to poor-quality cementing along the annulus. This phenomenon leads to a complication in the form of a decrease in gas and condensate production rates, the creation of sand plugs, the formation of gas hydrates, which negatively affects the productivity index of wells. The increase in the idle well stock due to the flooding of the gas condensate reservoir of the BT10 and BT„ formations indicates the low efficiency of the introduced water shut-off technologies.
Materials and methods
of research. The problem of limiting the breakthrough of formation water in wells operating gas
condensate deposits of the BT10 and BT11 formations of the Beregovoye field requires attention from the side of the applied insulating compounds and materials. This is due to the fact that, along with a large number of used waterproofing solutions, some of the water-soluble compositions are not very effective. To ensure high-quality isolation of water inflow, plugging compounds must have the following properties: the reagent must be well filtered and retain this property during its injection; the setting time of the composition should be easily regulated; the composition must be resistant to dilution by formation waters and maintain stability at the temperature and pressure of the well for the entire period of water shut-off works (VIR).
Results and Discussion. In order to determine the technical condition and identify the place of water inflow into the wellbore, the branch of the UGE "Yamalpromgeofizika" carried out field geophysical surveys (PLT) in a working well. As a result of the research, it was revealed that by the nature of the behavior of the temperature logging curves, there is a behind-the-casing crossflow from the bottom with an exit into the interval of opening the formation. The results of pilot tests of the integrated technology of water shut-off works at gas condensate wells in Western Siberia fields have shown its effectiveness.
Conclusion. Based on the results of the performed geological and technical measures to
eliminate the behind-the-casing flows from the underlying aquifer, an increase in the productivity factor can be explained. Thus, an increase in the flow rate during the current studies showed the following: the total flow rate according to the results of production logging before VIR was 47 thousand m3 / day (on a 012 mm washer). Based on the results of these studies, the total flow rate of well № 156, operating the gas condensate reservoir of the BT10 formation of the Beregovoye field, was 106 thousand m3 / day.
Key words: water isolation works, gas condensate reservoir of BT10-11 formation, formation
water, Beregovoe field, behind-the-casing water flows, production casing, tubing.
Vaganov E.V., Krasnov I.I., Tomskaya V.F.
Levitina E.E.
Introduction.
Введение
Разработка газовых и газоконденсатных месторождения Крайнего Севера сопровождается обводнением призабойной зоны конденсационными и подошвенными водами, снижением пластового давления, что является основной причиной снижения коэффициента продуктивности скважин. Наличие жидкости в добываемом газе подвергает коррозионному износу внутрискважинное оборудование и является доминирующим фактором их выхода из действующего фонда. Поэтому вопрос ограничение водопритоков и снижение обводненнос-
науки о земле
Опыт проведения ВИР на скважинах эксплуатирующих газоконденсатные залежи . . Ваганов Е.В., Краснов И.И., Томская В.Ф., Левитина Е.Е.
ти особенно остро стоит при разработке залежей пласта БТ10-11 Берегового месторождения. Возникает ряд осложнений, которые ухудшают условия эксплуатации скважин и снижают ее продуктивность. Одним из таких осложнений является обводнение скважин за счет притока подошвенных вод и накопление жидкости, которая из-за недостаточных скоростей восходящего потока газа не выносится на поверхность. Другой причиной обводнения скважин является многообразие образования каналов в затрубном пространстве обусловленных большим числом технических и технологических факторов, влияющих на качество и свойства сформированного цементного кольца. При разработке месторождения основные причины, способствующие каналообразованию, закладываются при проводке и креплении ствола и могут проявляться до и после освоения скважины [3, 4].
В каждом конкретном случае причина межпластовых перетоков флюидов будет определяться одним или несколькими из указанных факторов. В комплекс мероприятий по увеличению производительности скважин и повышению газо- и конденсатоотдачи входят работы по ограничению притока пластовых вод. На стадии разработки газо-конденсатных залежей Берегового месторождения происходит обводнение скважин в процессе эксплуатации по причине некачественного цементажа по заколонному пространсту. Данное явление приводит к осложнению в виде снижения дебита газа и конденсата, созданию песчаных пробок, образованию газовых гидратов, что негативно влияет на коэффициент продуктивности скважин. Увеличение бездействующего фонда по причине обводнения газоконденсатной залежи пластов БТ10 и БТ11 свидетельствует о недостаточной эффективности существующих водоизоляционных технологий.
Материалы и методы исследований
Проблема ограничения прорыва пластовой воды в газовых и газоконденсатных скважинах требует острого внимания со стороны применяемых изоляционных водорастворимых композиций и материалов. Это связанно с тем, что наряду с большим количеством обводнённых скважин некоторые составы мало эффективны. Так, например, изоляция обводнённых пропластков, борьба с заколонной циркуляцией воды, отключение обводнённых пластов при переводе на другой эксплуатационный объект практически не решают проблему снижения коэффициента продуктивности. Промысловые и геофизические методы исследования скважин показали, что число случаев обводнения разрабатываемых объектов свидетельствует о недостаточной эффективности существующих технологий проведения водо-изоляци-онных работ и низком качестве водоизолирующих материалов. Не вы-
сокая эффективность геолого-технических мероприятий по изоляции пластовых вод в скважинах, требует разработки новых перспективных технологий и водоизолирующих материалов [5, 6].
Результаты исследований и их обсуждение
Необходимость проведения ВИР в скважин сопряжена со снижением общего объема добываемого природного газа. В связи с этим возникает необходимость технологических решений, направленных на разработку новых перспективных водоизолирующих составов и технологии проведения водо-изоляционных работ. Предлагаемая комплексная технология изоляции притока пластовых вод с использованием высокоэффективных тампонажных растворов с многокомпонентными добавками для ликвидации заколонных перетоков на основе биополимеров обеспечивает повышение качества работ и сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта.
Результаты исследований рассмотрим на примере скважины № 156 Берегового месторождения, эксплуатирующей газоконденсат-ную залежь пласта БТП северного склона. Испытание в скважине проводилось силами ОАО «Уренгойнефтегазгеология» («УНГГ») после вскрытия пласта в интервале 3071,5 - 3075,5 метров на технической воде. Освоение скважины осуществлялось методом снижения уровня, при котором был получен приток газоконденсатной смеси с пластовой водой. При ее исследовании на штуцере 10,0 мм и при трубном давлении Ртр = 12,0 МПа, а также давлении в затрубном пространстве Рзтр = 43,0 МПа, дебит газоконденсатной смеси составил 50 тыс. м3/сут., дебит пластовой воды составил 20 м3/сут.
С целью определения технического состояния и выявления места поступления воды в ствол, филиалом УГЭ «Ямалпромгеофизика» проводились промыслово-геофизические исследования (ПГИ) в работающей скважине. Выполненный комплекс ПГИ включал следующее: термометрия, СТД, резистивиметрия, влагометрия в интервале глубин 3010 - 3128 метров. Геофизические исследования проводились в работающей и остановленной скважине. В результаты выполненной обработки и интерпретации данных после ПГИ не выявлены заколонные перетоки и негерметичность эксплуатационной колонны. Хотя наличие положительной термоаномалии в ниже находящемся интервале 3072 - 3095 метров свидетельствует о признаках поступления пластовой воды из нижележащих водонасыщенных горизонтов по заколон-ному пространству. Результаты ГИС в открытом стволе показали, что залежь в интервале 3072 - 3077 метров газоконденсатонасыщенная, а в интервале от 3077 метра и ниже водонасыщенная. Для ликвидации притока пластовой воды из нижележащих водоносных горизон-
НАУКИ о ЗЕМЛЕ
Опыт проведения ВИР на скважинах эксплуатирующих газоконденсатные залежи
Ваганов Е.В., Краснов И.И., Томская В.Ф., Левитина Е.Е.
тов по заколонному пространству через перфорационные отверстия в ствол скважины № 156, специалистами ОАО «Уренгойнефтегазгеоло-гия» были выполнены водо-изоляционные работы. Затем планировалось при получении промышленного притока проведение исследований на газоконденсатность, с отбором проб пластовых флюидов (газа сепарации и насыщенного конденсата).
В процессе проведения геолого-технических мероприятий данную скважину заглушили пластовой водой, доопустили насосно-ком-прессорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм до глубины 3100 метров, промыли неоднократно скважину технической водой в объеме трех циклов. Затем прокачали до глубины 3100 метров цементный раствор плотностью 1,76 г/см3. После подъема НКТ до интервала 3050 метров произвели промывку технической водой в объеме 1,5 цикла. После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) цементный мост разбурили до искусственного забоя 3128 метров, провели перфорацию в интервале 3072-3074 метра, зарядами ПРК 43 по 10 отверстий на метр, всего 20 отверстий. Освоение скважины № 156 осуществляли методом снижения уровня. На основании результатов проведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по ликвидации водопритоков в заколонном пространстве, ожидаемый приток газоконденсатной смеси из скважины не получен. Вероятной причиной отрицательного результата после выполненных ГТМ стала кольматация призабойной зоны пласта БТП. Данных 111 И после ГТМ не имеется, в связи с этим оценить объективно успешность работ по ликвидации заколонного перетока невозможно.
В связи с ликвидацией притока из пласта БТП газоконденсатной смеси скважину № 156 перевели на вышележащий объект разработки газоконденсатной залежи пласта БТ10. Перфорационные мероприятия выполнялись силами АО «Ямалпромгеофизика» в интервале от 3017 до 3022 метров зарядами Dynawell 13g DP TTG link St RDX. Всего общее число составило 100 отверстий на погонный метр. Нижние отверстия перфорации прострелены выше на 8 метров газоводянного контакта (ГВК). По результатам геофизических исследований ГВК находится на абсолютной отметке 3085 метров, по стволу на отметке 3030 метров. Освоение скважины производилось методом снижения уровня азотной установкой, после перевода ее с технической воды на газовый конденсат. В течение суток после начала освоения скважина вышла на стабильный режим работы на штуцере диаметром 12,0 мм и диафрагме 16,0 мм при давлении Р^ = 8,60 МПа и затрубном давлении Рзтр = 11,0 МПа. В связи с отсутствием технологической системы сбора скважина находилась в консервации с периодической отработкой через сепаратор на ГФУ
00_ I__Ё_I_I_I_г_I_I_
о о о о о о о
о о о о о о о
СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ СЧ
m m m m m m m
о о о о о о о
сч сч см см см см сч
-=г -=г -=г -=г -=Г -=Г
CD О О О О CD CD
СО -=Г Ю СО СО С»
Рис 1. Динамика изменения устьевых (трубного и затрубного)
давлений в процессе исследования скважины.
Fig . 1. Dynamics of changes in wellhead (pipe and annular) pressures during well survey.
В настоящее время компанией АО «Тюменьгеология» на скважине проведены газодинамические и газоконденсатные исследования. По результатам проведенных исследований на штуцере диаметром 12,0 мм и диафрагме диаметром 16,0 мм определены следующие параметры (с учетом лабораторных данных):
— дебит газа сепарации составил 153 тыс. м3/сут.;
— дебит стабильного конденсата составил 56 т/сут.;
— дебит пластовой воды составил 9,27 т/сут.; конденсато-газовый фактор (КГФ) определен 369 г/см3; пластовое давление составило 28,92 МПа (начальное пластовое давление - 30,5 МПа);
— пластовая температура составила 75 °С.
На рисунке 2 представлена динамика изменения забойных давлений и температур в процессе исследования скважины АЦМ6 №2762 и АЦМ №2765.
При вводе в промышленную эксплуатацию скважины № 156 на пласт БТ10 геофизической партией АО «Ямалпромгеофизика» определялся профиль и состав притока пластового флюида. Был выполнен следующий комплекс исследований: ГК, ЛМ, термометрия, мано-метрия, влагометрия, резистивиметрия, шумометрия, расходометрия. Записи проведены в работающей и остановленной скважине, в масштабе 1 : 200, в интервале 2950 - 3028,4 метров по стволу и в точке 3017
НАУКИ о ЗЕМЛЕ
Опыт проведения ВИР на скважинах эксплуатирующих газоконденсатные залежи
Ваганов Е.В., Краснов И.И., Томская В.Ф., Левитина Е.Е.
Рис. 2. Динамика изменения забойных давлений и температур в
процессе исследования скважины АЦМ6 №2762.
Fig . 2 . The dynamics of changes in bottomhole pressures and temperatures in the process of testing wells ATSM6 №2765.
Таблица 1. ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРОВ И ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА БТ10
Table 1. Characteristics of reservoirs and intervals of BT10 formation
Пласт Интервал перфорации э/к Интервалы, м Характеристика коллекторов по ГИС Характеристика интервалов
БТ10 3017-3022 3017,1-3018,0 Коллектор представлен песчаником, Кп = 15,4%; Кпр = 8,5 мД работает газом
3018,0-3019,0 работают газоконденсатом
3019,0-3019,4
3019,4-3019,8 Коллектор представлен песчаником, Кп = 15,8%; Кпр = 9,2 мД работает г/к+вода
3019,8-3020,6 работает г/к+вода
3020,6-3022,0 интенсивно работает водой по заколонному пространству
метров. По данным исследований пласт БТ10 перфорирован в интервале 3017-3022 метров, приток газа отмечается в интервале 3017,1 - 3018,0 метров, интервал 3018,0 - 3019,4 метров работает газоконденсатом, в интервале 3019,4 - 3020,6 метров отмечается приток смеси газоконденсат с пластовой водой, интервал от 3020,6 до 3022,0 метров интенсивно работает подошвенной водой.
Рис. 3. Планшет ПГИ в масштабе 1 : 200.
Fig . 3 . PGI tablet to scale 1 : 200.
В результате исследований выявлено, что по характеру поведения кривых термометрии отмечается заколонный переток снизу в интервале 3022,0 - 3023,7 метров с выходом в интервал вскрытия пласта. Определение наиболее точной нижней границы заколонной циркуляции невозможно, ввиду искаженности кривых ниже глубины 3023,7 метров из-за влияния вязкого осадка и загрязнения зумпфа.
Также выявлено значительное снижение продуктивности скважины во время промысловых газодинамических исследований. Дебит скважины снизился в три раза, от 153 тыс. м3/сут. до 47 тыс. м3/сут. при одинаковых штуцерах и шайбах. Пластовое давление при этом за теку-
НАУКИ о ЗЕМЛЕ
Опыт проведения ВИР на скважинах эксплуатирующих газоконденсатные залежи . . Ваганов Е.В., Краснов И.И., Томская В.Ф., Левитина Е.Е.
Таблица 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
Table 3. The results of the waterproofing works
Наименование показателей До проведения вир После проведения вир
Пластовое давление в интервале (кровля пласта БТ10) , МПа 28,63 28,63
Гидропроводность пласта, Д см/сПз 17,19 70,8
Проницаемость уд. зоны пласта, мД 0,82 3,54
Пьезопроводность пласта, см2/с 71,8 310,8
Приведённый радиус скважины, м 0,361 209,8
Радиус зоны исследования, м 2,4 4,3
щий год снизилось всего на 0,30 МПа. На основании заключения ПГИ АО «Ямалпромгеофизика» о выявленном водопритоке «снизу», с подошвы пласта БТ10, принято решение о проведении на скважине водо-изоляционных работ с целью ликвидации заколонного перетока.
Водоизоляционные работы на скважине №156 выполнялись подрядной организацией ООО «Уренгойремстройдобыча». При проведении работ в скважине на штуцере 14 мм закачали через теплообменник в затрубное пространство жидкость глушения в объеме 25,5 м3. Затем в трубное пространство последовательно закачивался на поглощение блок-состав в объеме 3 м3, с продавкой жидкостью глушения в объеме до 9 м3. Обратной промывкой производилось глушение скважины в режиме циркуляции с противодавлением в объеме промывки до 122 м3. Аналогично было проведено 5 циклов до полного глушения. Ликвидация заколонных перетоков проводилась композицией на основе биополимерной жидкости (ксантанового типа - ПБС - М) в объеме 2 м3, цементного раствора в объеме 1,6 м3. Данные конструкции скважины №156 при проведении ВИР представлены в таблице 2.
Сравнение результатов полученных на основании обработки КВД до и после проведения водоизоляционных работ показывает улучшение гидродинамических характеристик пласта БТ10.
Увеличение общего дебита можно объяснить результатами при текущих исследованиях скважины [7].
Таблица 2. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ №156 ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ВИР
Table 2. Well design № 156 during VIR
Колонна Диаметр Толщина стенки Интервал спуска колонны Давление опрессовки, МПа Подъем цемента за колонной
Кондуктор 299 9,5 0-400 - До устья
Техническая колонна 219 8,9 0-1400 16,7 (герм) До устья
Эксплуатационная колонна 139,7 9,17 0-3150 25,0 (герм) До устья
Выводы
Таким образом, для обеспечения качественной изоляции водопритока тампонирующие составы должны обладать следующими свойствами: реагент должен обладать хорошей текучестью и сохранять это свойство в процессе его закачки; сроки схватывания состава должны легко регулироваться; композиция должна быть устойчива к разбавлению пластовыми водами и сохранять стабильность при температуре и давлении скважины на время проведения ВИР Необходимость проведения ВИР в настоящей работе сопряжена со снижением коэффициента продуктивности и общего объема добываемого пластового газа. На основании выполненных геолого-технических мероприятий по ликвидации заколонных перетоков из нижележащего водоносного горизонта можно объяснить увеличение дебита при текущих исследованиях: общий дебит на штуцере диаметром 12 мм до проведения ВИР составлял 47 тыс. м3/сут. По результатам настоящих исследований после выполнения ВИР общий дебит скважины №156, эксплуатирующей газоконденсатную залежь пласта БТ10 Берегового месторождения составил 106 тыс. м3/сут.
Библиографический список
1. Ваганов Е . В . , Савастьин М. Ю . , и др . Анализ мероприятий по ограничению водопритоков на скважинах, эксплуатирующих газоконденсатные залежи // Академический журнал Западной Сибири . 2019 . №6 (83) . С . 45-46.
2 . Иноземцева А. А. , Инякин В . В . , Краснов И . И . и др . Мероприятия по увеличению производительности скважин и ограничению притока пластовых вод . Материалы всероссийской конференции . 2015 . С . 90-94.
науки о земле
Опыт проведения ВИР на скважинах эксплуатирующих газоконденсатные залежи . . Ваганов Е.В., Краснов И.И., Томская В.Ф., Левитина Е.Е.
3 . Маляренко А. В . , Каюмов Р Ш. , Краснов И . И . Способ изоляции
газового пласта . Патент на изобретение RUS 2059064.
4 . Краснов И . И . , Ваганов Е . В . , Инякина Е . И . и др . Диагностика ис-
точников водопритока и песпективы технологий ограничения прорыва воды в скважины // Нефть и газ: опыт и инновации . -2019 . №1. С . 20-34.
5 . Клещенко И . И . , Ягафаров А. К. , Краснов И . И . и др . Способ ин-
тенсификации притоков нефти и газа Патент на изобретение RUS 2249100 06. 05.2002.
6 Иванова М С , Инякина Е И , Краснов И И , Инякин В В Влияние горно-геологических условий на отработку запасов углеводородов . // Горный журнал . 2019 . №2 . С . 10-12 .
7 . Томская Л . А. , Краснов И . И . , Д. А. Мараков и др . Изоляционные
технологии ограничения газопритоков в нефтяных скважинах месторождений Западной Сибири // Вестник Северо-Восточного федерального университета им . М. К. Аммосова . 2016 . №4 (60) . С . 53-63.
References
1. Vaganov EV, Savastin M. Yu . , et al . Analysis of measures to limit water inflows at wells operating gas condensate deposits // Academic journal of Western Siberia . 2019 . No . 6 (83) . S . 45-46.
2 . Inozemtseva A. A. , Inyakin V. V. , Krasnov I . I . and others . Measures
to increase the productivity of wells and limit the inflow of formation water. Materials of the All-Russian Conference . 2015 . S . 90-94.
3 . Malyarenko A. V. , Kayumov R . Sh . , Krasnov I. I . Method for isolating
a gas reservoir. Patent for invention RUS 2059064.
4 . Krasnov I. I. , Vaganov E . V. , Inyakina E . I . and others . Diagnostics of
water influx sources and perspectives of technologies for limiting water breakthrough into wells // Oil and gas: experience and innovations . 2019 . No . 1. S . 20-34.
5 . Kleshchenko I . I. , Yagafarov A. K. , Krasnov I . I . and other Method
of intensification of oil and gas inflows . Patent for invention RUS 2249100 05/06/2002.
6 . Ivanova M. S . , Inyakina E . I. , Krasnov I. I . , Inyakin V. V. Influence of
mining and geological conditions on the development of hydrocarbon reserves // Mining journal . 2019 . No . 2 . S . 10-12 .
7 . Tomskaya L . A. , Krasnov I . I . , D . A. Marakov et al . Isolation technolo-
gies for limiting gas flows in oil wells of Western Siberia fields // Bulletin of the North-Eastern Federal University M . K. Ammosov. 2016 . No 4 (60) P 53-63
Поступило в редакцию 28.01.2021, принята к публикации 01.03.2021.
Ваганов
Левитина
Краснов
Томская
Об авторах
Евгений Викторович, начальник отдела Геологии и разработки
месторождений, АО «НОВАТЭК-Пур» .
Тел . 89088566633.
E-mail: e . v. vaganov@icloud . com
Екатерина Евгеньевна, к. т н . доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета . Тел.89044934964. E-mail: levitinaee@tyuiu . ru .
Иван Игнатьевич, к. т. н . , доцент базовой кафедры «Нефтегазовое
дело», МПТИ (ф) ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный
университет им . М. К. Аммосова» .
Тел . 89123968607,
E-mail: iikrasnov17@gmail . com.
Ванесса Федоровна, ассистент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета . Тел 89248739885
E-mail: vanessatomskaya@gmail . com
About the authors
Vaganov Evgeniy Viktorovich, head of Geology and Field Development Department, tel . 89088566633, E-mail: e . v. vaganov@icloud . com
Levitina Ekaterina, Ph . D . , associate Professor of the Department "Development and operation of oil and gas fields" of Tyumen industrial University. Tel . 89044934964. E-mail: levitinaee@tyuiu . ru
Krasnov Ivan Ignatievich, Ph . D . , associate professor of the Base Department of Oil and Gas, Mirny Polytechnic Institute (branch) of NorthEastern Federal University, Tel .89123968607. E-mail: iikrasnov17@gmail . com
Tomskaya
Vanessa Fedorovna, assistant of the Department "Development and operation of oil and gas fields" of Tyumen industrial University, tel . 89248739885, E-mail: vanessatomskaya@gmail . com
