CC BY
215
УДК 622.279
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2019-10610
ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ САМОЗАДАВЛИВАЮЩИХСЯ СКВАЖИН УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
APPROACH TO THE SELECTION OF TECHNOLOGY FOR OPERATION OF SELF-PRESSING WELLS OF URENGOY FIELD
Т.Т. Рагимов
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6319-3864, E-mail: ragimovugntu@list.ru
Резюме: В статье предложено решение проблемы эксплуатации скважин, на забое которых в процессе добычи пластовой продукции происходит накопление жидкости, на примере добывающих скважин сеноманской залежи Уренгойского не-фтегазоконденсатного месторождения. Для предотвращения самозадавливания скважин в статье представлены технологии эксплуатации, направленные на оптимизацию режимов работы газовых скважин в условиях водопроявлений с учетом максимально возможного дебита, при котором не происходит разрушения призабойной зоны пласта и наземного оборудования, и минимального дебита, при котором не происходит скопление жидкости. Рассмотрена оценка критериев, оказывающих влияние на выбор той или иной технологии эксплуатации газовой скважины.
Ключевые слова: самозадавливание, газовые скважины, концентрический лифт, технологии, эксплуатация.
Для цитирования: Рагимов Т.Т. Технологии эксплуатации самозадавливающихся скважин Уренгойского месторождения // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья.2019. № 5-6. С. 47-51.
D0I:10.24411/0131-4270-2019-10610
Teymur T. Ragimov
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6319-3864, E-mail:ragimovugntu@list.ru
Abstract: The article proposes a solution to the problem of operating wells in the bottom of which fluid accumulates during the production of reservoir products using the example of producing wells of the Cenomanian deposit of the Urengoy oil and gas condensate field. To prevent self-plugging of wells, the articlepresents operating technology of gas well operation regimes in conditions of water manifestations because of values of maximal possible gas yield supposing non-destruction of bottomhole zones of beds and equipment, and minimal gas yield supposing non-accumulation of liquid. An assessment of the criteria that influence the choice of a particular technology for operating a gas well is considered.
Keywords: self-capping, gas wells, concentric elevator, exploitation, technology.
For citation: Ragimov T.T. APPROACH TO THE SELECTION OF TECHNOLOGY FOR OPERATION OF SELF-PRESSING WELLS OF URENGOY FIELD. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons.2019, no. 5-6, pp. 47-51.
DOI:10.24411/0131-4270-2019-10610
Введение
Основное количество газа в России в настоящее время добывается из месторождений, введенных в разработку в период 1970-1980-х годов. В течение нескольких десятилетий особых проблем в процессе эксплуатации скважин на этих месторождениях, в том числе и на Уренгойском нефте-газоконденсатном месторождении (Уренгойском НГКМ) не возникало. Энергетические возможности позволяли эксплуатировать скважины и добывать запланированные объемы газа за счет традиционных технологий. Ситуация резко изменились с середины 1990-х годов, когда пластовое давление и дебиты скважин значительно снизились [1].
Обеспечить стабильную работу скважин в сложившейся ситуации в течение ближайших 15-20 лет и дальше возможно только за счет комплексного использования традиционных и вновь создаваемых технологий эксплуатации скважин.
Основными осложнениями при эксплуатации скважин Уренгойского НГКМ на поздней стадии эксплуатации являются скопление жидкости и вынос песка, который может привести к абразивному износу устьевого оборудования. Скопление жидкости способно вызвать хаотичный неточный режим течения и снижение производительности скважины. Если жидкость непрерывно не удалять, скважина
заглохнет или станет работать с дебитом ниже возможного [2].
К концу срока эксплуатации скважины уровень жидкости может находиться выше перфорационных отверстий, и газ в виде пузырьков будет подниматься через ее толщу к поверхности. При этом добыча газа ведется с низким, но устойчивым дебитом, и жидкость до устья не доходит. Если анализировать работу скважины без учета ее предыстории, можно предположить, что это просто малодебитная газовая скважина, никакого скопления жидкости на забое не происходит.
В практике эксплуатации газовых месторождений удаление жидкости из скважин не является самоцелью. Основной задачей при выборе технологии эксплуатации скважины является обеспечение плановых отборов газа при минимальных потерях пластовой энергии. На поздней стадии разработки месторождения критерием для выбора технологии эксплуатации скважин являются минимальные потери давления в стволе скважины для уменьшения энергетических затрат на дожимных компрессорных станциях, при которых обеспечивается вынос жидкости, уменьшение рисков абразивного износа оборудования и др. [3].
На Уренгойском НГКМ для поддержания устойчивой работы скважин, в продукции которых содержится
жидкость, в настоящее время используются следующие технологии для удаления жидкости из скважин:
- на устье скважин поддерживают давление, при котором жидкость непрерывно выносится по лифтовой колонне потоком газа, при этом скорость газа должна быть достаточной для выноса жидкости;
- производятся периодические продувки скважин на факел;
- периодически снижают давление с помощью дожимных компрессорных станций в газосборной сети и скважинах;
- производят замену насосно-компрессорных труб (НКТ) на трубу меньшего диаметра;
- эксплуатируют скважину с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Кроме перечисленных технологий в последнее время проведены и продолжаются испытания технологий эксплуатации с помощью газлифтных технологий, плунжерного лифта и концентрических лифтовых колонн (КЛК).
Периодические продувки скважин
Продувка скважин является одним из основных способов удаления жидкости из скважин на месторождениях Крайнего Севера и используется как вынужденная мера, которая приводит к большим потерям газа. Во время продувки давление на устье скважины снижается, а дебит и, соответственно, скорость газа на забое и в лифтовой колонне увеличивается.
Периодичность проведения продувок устанавливается в зависимости от интенсивности скопления жидкости в лифтовой колонне, а их общее число по некоторым скважинам составляет от 30 до 365 раз в течение года.
К недостаткам продувки следует отнести следующее:
- безвозвратные потери газа;
- выброс газа в атмосферу, загрязнение окружающей среды;
- резкое повышение депрессии на пласт, что часто приводит к разрушению призабойной зоны пласта;
- отсутствие продолжительного эффекта.
Замена НКТ на трубу меньшего диаметра
Увеличение скорости газа в подъемнике скважины в результате замены НКТ на трубы меньшего диаметра создает условия выноса воды. На Уренгойском месторождении лифтовые колонны диаметром 168 мм заменяются на НКТ диаметром 114 мм и меньше. При этом скважины сразу после проведения данных геолого-технических мероприятий (ГТМ), работают в стабильном режиме, жидкость в стволе не скапливается, однако уже через 8-15 месяцев эксплуатации условия для выноса воды снова ухудшатся до первоначальных в результате снижения пластового давления и, соответственно, рабочего дебита.
ГТМ по замене НКТ на трубы меньшего диаметра более эффективны в газоконденсатных скважинах, чем в высокопродуктивных газовых скважинах сеноманской залежи, потому что газоконденсатные скважины работают с большими депрессиями на пласт и давлениями.
Как показывает опыт Уренгойского НГКМ, после замены НКТ с глушением в условиях аномально низких пластовых давлений рабочий дебит газовой скважины сеноманской залежи снижается на 20-50% в результате кольматации призабойной зоны пласта технологическими жидкостями
капитального ремонта скважины (КРС) и невозможности создания достаточных депрессий на пласт для качественного освоения скважины после ремонта.
Обработка скважины ПАВ
Применение на скважинах ПАВ позволит обеспечить стабильный дебит на незначительное время, после чего дебит снова начнет снижаться, что вызовет необходимость повторного применения. Также применение ПАВ немыслимо без присутствия оператора, поскольку нет возможности осуществлять ввод в скважину ПАВ в автоматическом режиме. Применение ПАВ позволяет увеличить рабочий дебит скважины на 10-20% на незначительное время [4]. Вспенивающие ПАВ используются для удаления малых объемов жидкости из интервала перфорации до входа в лифтовую колонну при скоростях газа до 1-2 м/с. Эффективность ПАВ значительно уменьшается, если глубина зумпфа превышает 10-25 м, а расстояние башмака НКТ от верхних отверстий перфорации больше 50 м. Кроме этого, жидкость с ПАВ, поступающая вместе с газом на УКПГ, осложняет условия сепарации и осушки газа.
Чтобы избежать негативного воздействия устойчивых пенных составов, в них вводят глобулярные гидрофобные пеногасители. Их действие приводит к наиболее полному гашению пены.
Закачка сухого газа в межтрубное пространство
Технология закачки сухого газа в межтрубное пространство, или газлифт, заключается в следующем. Газ высокого давления поступает через промысловый шлейф в затруб-ное пространство скважины. Потоки газа, поступающего на забой скважины из пласта и через затрубное пространство, объединяются, за счет чего происходит повышение дебита выше критического.
Проблемы, сопровождающие процессы закачки газа в скважины, обусловлены природными и техногенными факторами - отрицательными температурами окружающего воздуха, значительным расстоянием от скважины до источника газа высокого давления, уменьшением температуры газа при дросселировании и др.
Газ, закачиваемый в межтрубный кольцевой канал скважин, должен быть предварительно осушен, перед вводом в скважину иметь положительную температуру для исключения образования в центральной лифтовой колонне ледяных, газогидратных и парафиновых глухих или плохо проницаемых отложений.
Плунжерный лифт
Плунжерный лифт - технология эксплуатации обводняющихся скважин с использованием летающего клапана, разработана в ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Подъем жидкости из скважины производит летающий клапан, помещенный в лифтовую колонну.
Преимущества и недостатки технологии:
- снижение количества продувок скважины с выпуском в атмосферу газа;
- проведение установки оборудования плунжерного лифта без глушения скважин;
- недорогое оборудование;
- необходимость частого обслуживания по сравнению с другими скважинами;
I
16.02.2009 0:00
I
- невозможность применять данную технологию в скважинах, оборудованных фонтанной арматурой импортного производства [7].
Первые испытания плунжерного лифта на Уренгойском НГКМ проведены в скважине № 6164 с мая по июль 2009 года, где был запущен плунжер из титанового сплава с резиновым шаром. Для контроля за работой скважины в составе устьевой обвязки скважины был установлен расходомер ИТК «Пингвин». Результаты измерений дебита и давления, представленные на графиках (рис. 1 и 2) за весь период испытаний, свидетельствуют о том, что скважина работала без продувок в атмосферу за счет работы плунжера. Периодически плунжер останавливался, а затем продолжал работу. В период остановок плунжера в скважине скапливалась жидкость, увеличивался перепад давления и плунжер поднимался к устью.
До использования плунжерного лифта для удаления жидкости скважину периодически, один раз в 5-7 дней, продували на факел. В период работы плунжера необходимости в
продувках не было (за исключением
. 0:00 0:00 0:00 извлечения плунжера из скважины).
После извлечения из скважины и
осмотра внешних повреждений и
истирания корпуса плунжера не обнаружено.
При обобщении опыта испытаний плунжерного лифта подтверждена его эффективность как средства поддержания работы самозадавливающихся скважин сеноманской залежи. Основным препятствием для массового перевода на эксплуатацию скважин с плунжерным лифтом является несоосность стволовых элементов фонтанной елки арматур, установленных в предыдущие годы на скважинах сеноманской залежи. Плунжер периодически остается в арматуре в стыках между задвижками, катушками и крестовиной, полозьями шибера. Замена фонтанной елки на новую с внутренних диаметров 152-153 мм и собранную соосно позволит на порядок повысить надежность работы плунжера и использовать плунжер большего диаметра (например, 147, 148, 149 и 150 мм вместо сегодняшних 145 мм). Необходимо менять фонтанную елку начиная с коренной задвижки (без глушения скважины). Использование плунжера большего диаметра позволит также увеличить ресурс плунжера за счет лучшего центрирования плунжера в лифтовой колонне.
Эксплуатация скважин по КЛК
В процессе эксплуатации скважины по концентрическим лифтовым колоннам газ на забое разделяется на два потока. Для этого в лифтовую колонну, по которой скважина эксплуатировалась в предшествующем периоде, спускается вторая колонна лифтовых труб меньшего диаметра. Таким образом, отбор газа может производиться как одновременно по вновь спущенному лифту и кольцевому
Рис. 1. Среднесуточные дебит и давления в шлейфе скважины №6164 Уренгойского НГКМ
14.2009 0:00 07.05.2009 0:00 27.05.2009 0:00 16.06.2009 0:00 Дата
.07.2009 0:00 26.07.2009 0:00
)4.09.2009 0:00
Рис. 2. Среднечасовые дебит и давления на устье скважины №6164 Уренгойского НГКМ
пространству между двумя колоннами НКТ, так и раздельно. На устье потоки газа объединяются и поступают в газосборный коллектор.
На трубопроводе из межтрубного кольцевого пространства (МКП) устанавливается регулирующий клапан, с помощью которого изменяется размер проходного сечения. При его уменьшении объем и скорость подъема газожидкостной смеси в центральной лифтовой колонне (ЦЛК) малого диаметра возрастают и становятся достаточными для удаления жидкости. Диаметр этих труб выбирается таким образом, чтобы удаление жидкости происходило достаточно быстро и большую часть времени скважина работала по двум каналам с минимальным ограничением дебита [9].
Технология эксплуатации скважин по КЛК имеет следующую характерную особенность. В связи с использованием в качестве ЦЛК труб малого диаметра значительно возрастают потери давления в стволе скважины. При исследовании газожидкостного потока при движении по КЛК было выявлено, что при полном открытии потока по МКП и ЦЛК дебит газа по ЦЛК практически равен нулю. Таким образом, при определении технологического режима работы скважин по КЛК во избежание разрушения приза-бойной зоны необходимо поддерживать на забое давление, не превышающее критических значений.
В ноябре 2013 года такая технология была реализована на скважине № 514 куста 51 УКПГ-5 Уренгойского НГКМ, она была оборудована КЛК и комплексом телемеханики кустов газовых скважин (фото 1). 16 декабря 2013 года скважина
№ 514 введена в опытно-промышленную эксплуатацию. В качестве ЦЛК была впервые применена отечественная ста-леполимерная армированная труба ТГ19/73-10/10-75 [10].
Особенностью технологии эксплуатации скважины по лифтовым концентрическим колоннам является увеличение потери давлений внутри ствола скважины в результате использования ЦЛК труб малого диаметра.
Обоснование выбора технологии
Обзор вышеприведенных технологий свидетельствует, что универсального способа эксплуатации обводненных газовых скважин не существует. Как известно, конкретная технология должна отвечать переменным в определенном диапазоне условиям геолого-технического и экономического характера. С их изменением действие ограничительных факторов в какой-то момент становится решающим. Это является причиной отказа от дальнейшего применения и побуждающим мотивом для разработки и внедрения инновационных решений.
Для измерения эффективности технологий эксплуатации воспользуемся ранговым подходом. Качественные признаки технологии оцениваются по трехбалльной шкале: 1 - плохо, 2 -нейтрально, 3 - хорошо.
Данные ранжирования по основным технико-технологическим показателям приведены в табл. 1.
Заключение
Анализируя вышеперечисленные методы эксплуатации самозадавли-вающихся скважин, можно применять каждый из них в особых условиях. Так, например, в случае активного проявления пластовых вод решением проблемы является только крепление при-забойной зоны с ограничением водо-притока, остальные методы только временно эффективны. В случае образования конденсационной воды эффективными технологиями являются: применение ПАВ, плунжерный лифт, уменьшение диаметра НКТ или применение концентрических лифтовых колонн.
Как видно из табл. 1, условиям дальнейшей эксплуатации газовых скважин Уренгойского месторождения в наибольшей степени удовлетворяет технология работы по концентрическим лифтовым колоннам. Однако ее эффективность может быть значительно выше, если решить задачу реализации спуска дополнительной лифтовой колонны без проведения капитального ремонта и глушения скважины.
На поздней стадии разработки Уренгойского месторождения при эксплуатации скважин в осложненных условиях (например, скопление конденсационной и пластовой воды) используются технологические процессы, в результате применения которых уменьшается дебит скважин.
Для решения таких проблем предлагается:
11. Скважина № 514 Уренгойского НГКМ, оборудованная КЛК
3 1 3
1 1 3
1 2 3
1 2 2
1 1 3
133
1 3 2 3 3 3
12 16 12 14 14 21
- внедрение новых технологий, экономия электроэнергии, топлива и других ресурсов;
- более экономичные методы борьбы с самозадавлива-нием скважин, можно производить обработки скважин ПАВ или продувку скважин;
- применение технологии КЛК эффективно для удаления жидкости не только с забоя скважины, но и из интервалов перфораций;
- переход на меньший диаметр НКТ следует применять в скважинах с низкой производительностью, чтобы уменьшение диаметра не вызывало значительные потери давления в стволе скважины на трение.
Таблица 1
Ранговая оценка
8. Воздействие на окружающую среду
Итого
Таблица 1
Ранговая оценка технологий для эксплуатации обводненных газовых скважин
Процессы и условия,
сопровождающие внедрение технологий удаления воды
1. Необходимость в глушении и освоении скважины при переходе на новую технологию
131
2. Замена компоновки подземного скважинного оборудования
3. Оперативная адаптация к переменным промысловым условиям
4. Автоматизация и контроль технологического процесса
5. Необходимость в дополнительном энерго-ресурсоснабжении
6. Эксплуатация скважины
с управлением параметрами работы
7. Ограничения по высоте расположения башмака НКТ относительно интервала перфорации
3
3
с
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мазанов С.В. Уренгойский нефтегазоконденсатный комплекс: 35 лет работы на благо страны. Настоящее и будущее ООО «Газпром добыча Уренгой» // Газовая промышленность. 2013. № 4. С. 7-9.
2. Кучеров Г.Г., Зайчиков Г.М. История геологического развития северной части Западно-Сибирского региона и формирование Уренгойского месторождения // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: сб. науч. тр., посвященный 35-летию ООО «Газпром добыча Уренгой. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. С. 29-40.
3. Шулятиков В.И., иШулятиков И.В., Сидорова С.А. Технологические процессы для эксплуатации скважин сено-манских месторождений Тюменской области на поздней стадии разработки в условиях водопроявления и разрушения призабойной зоны // Проблемы добычи и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии разработки: мат. НТС РАО «Газпром». М.: ИРЦ Газпром, 1997. С. 78-96.
4. Гасумов Р.А., Тенишев Ю.С., Салихов З.С., Мазанов С.В. Техника и технология удаления жидкости из газовых скважин с помощью пенообразующих веществ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. № 9. С. 53-57.
5. Ланчаков Г.А. Повышение эффективности добычи и подготовки углеводородов на Уренгойском НГКМ // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. посвященный 35-летию ООО «Газпром добыча Уренгой». М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. С. 14-22.
6. Каушанский Д.А., Дмириевский А.Н., Ланчаков Г.А. и др. Технологии для повышения эффективности эксплуатации газовых скважин в условиях сеноманских залежей // Газовая промышленность. 2010. №11. С. 68-70.
7. Шулятиков В.И. Использование плунжерного лифта для удаления жидкости из скважин: дис. канд. техн. наук: 05.15.06. М.,1977.
8. Дикамов Д.В., Шулятиков И.В. Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам: опыт и перспективы // Наука и техника в газовой промышленности. 2008. № 4. С. 11-19.
9. Дикамов, Д.В., Шулятиков, И.В., Плосков, А.А. Первый опыт эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам // Инновационные технологии разработки нефтяных и газовых месторождений, обустройство и эксплуатация: мат. XVIII Губкинских чтений, посвященных 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М.: Изд-во РГУ нефти и газа, 2009. С. 45-46.
10. Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Мазанов С.В. и др. Опыт эксплуатации скважины 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами // Газовая промышленность. 2015. № 5. С. 29-33.
REFERENCES
1. Mazanov S.V. Urengoy oil and gas condensate complex: 35 years of work for the good of the country. The present and future of Gazprom dobycha Urengoy. Gazovaya promyshlennost', 2013, no. 4, pp. 7-9 (In Russian).
2. Kucherov G.G., Zaychikov G.M. Istoriya geologicheskogo razvitiya severnoy chasti Zapadno-Sibirskogo regiona i formirovaniye Urengoyskogo mestorozhdeniya [The history of the geological development of the northern part of the West Siberian region and the formation of Urengoy field]. Trudy «Gazprom dobycha Urengoy» «Problemy osvoy-eniya mestorozhdeniy Urengoyskogo kompleksa» [Proc. of Gazprom dobycha Urengoy LLC "Problems of development of deposits of the Urengoy complex"]. Moscow, 2003, pp. 29-40.
3. Shulyatikov V.I., Shulyatikov I.V., Sidorova S.A. Tekhnologicheskiye protsessy dlya ekspluatatsii skvazhin senoman-skikh mestorozhdeniy Tyumenskoy oblasti na pozdney stadii razrabotki v usloviyakh vodoproyavleniya i razrusheniya prizaboynoy zony [Technological processes for the operation of wells of the Cenomanian deposits of the Tyumen region at a late stage of development in the conditions of water development and destruction of the bottomhole zone]. Trudy NTS RAO «Gazprom» «Problemy dobychi i obustroystva gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy na pozdney stadii razrabotki» [Proc. of NTS RAO Gazprom "Problems of production and development of gas and gas condensate fields at a late stage of development"]. Moscow, 1997, pp. 78-96.
4. Gasumov R.A., Tenishev YU.S., Salikhov Z.S., Mazanov S.V. Technology for removing liquid from gas wells using foaming agents. Stroitel'stvo neftyanykh igazovykh skvazhin na sushe i na more, 2007, no. 9, pp. 53-57 (In Russian).
5. Lanchakov G.A. Povysheniye effektivnosti dobychi i podgotovki uglevodorodov na Urengoyskom NGKM [Improving the efficiency of hydrocarbon production and preparation at Urengoyskoye oil and gas condensate field]. Trudy «Gazprom dobycha Urengoy» «Problemy osvoyeniya mestorozhdeniy Urengoyskogo kompleksa» [Proc. of Gazprom dobycha Urengoy LLC "Problems of development of deposits of the Urengoy complex"]. Moscow, 2003, pp. 14-22.
6. Kaushanskiy D.A., Dmiriyevskiy A.N., Lanchakov G.A. Technologies for increasing the efficiency of exploitation of gas wells in the conditions of Cenomanian deposits. Gazovaya promyshlennost', 2010, no.11, pp. 68-70 (In Russian).
7. Shulyatikov V.I. Ispol'zovaniye plunzhernogo lifta dlya udaleniya zhidkosti iz skvazhin. Diss. kand. tekh. nauk [Using a plunger elevator to remove fluid from wells. Cand. tech. sci. diss.]. Moscow, 1977.
8. Dikamov D.V., Shulyatikov I.V. Well operation in concentric tubing: experience and prospects. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 2008, no. 4, pp. 11-19 (In Russian).
9. Dikamov, D.V., Shulyatikov, I.V., Ploskov, A.A. Pervyy opyt ekspluatatsii gazovykh skvazhin senomanskikh zalezhey po kontsentricheskim liftovym kolonnam [The first experience of operating gas wells in Cenomanian deposits in concentric tubing]. TrudyXVIIIGubkinskikh chteniy,posvyashchennykh80-letiyu RGUneftiigaza im. I.M. Gubkina «Innovatsionnyye tekhnologii razrabotki neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, obustroystvo i ekspluatatsiya» [Proc. of XVIII Gubkinsky readings dedicated to the 80th anniversary of Gubkin Russian State University of Oil and Gas "Innovative technologies for the development of oil and gas fields, arrangement and operation"]. Moscow, 2009, pp. 45-46.
10. Minlikayev V.Z., Dikamov D.V., Mazanov S.V. Operational experience of well 514 of the Cenomanian deposit of the Urengoy oil and gas condensate field equipped with concentric tubing. Gazovaya promyshlennost', 2015, no. 5, pp. 29-33 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Рагимов Теймур Тельманович, аспирант кафедры разработки и эксплуатации газовых и нефтегазоконденсатных месторождений, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Teymur T. Ragimov, Postgraduate Student of the Department of Development and Operation of Gas and Oil and Gas Condensate Fields, Ufa State Petroleum Technological University.
