Результаты освоения скважин на подземных газохранилищах и месторождениях углеводородов

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология
Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 622. 279. 03
Е. В. Мельникова, В. И. Нифантов, Е. А. Мельников, О. В. Ивченко, М. В. Ивченко,
А. М. Парфенов, Ю.В. Каминская
Результаты освоения скважин на подземных газохранилищах и месторождениях углеводородов
В России и за рубежом буровые и ремонтные работы в большинстве случаев ведутся в режиме репрессии на продуктивный пласт. Под действием превышения забойного давления жидкости над пластовым последняя (буровой раствор или другая жидкость) проникает в призабойную зону пласта (ПЗП) и снижает ее фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). В ряде случаев (в условиях высоких репрессий, низких или очень высоких ФЕС, несоответствия свойств промывочной жидкости свойствам пластовых флюидов) происходит необратимое снижение ФЕС в ПЗП, в результате чего скважину долго осваивают и ее проектная производительность не достигается.
В настоящее время более 65% объектов подземного хранения газа России организованы в пластах истощенных газовых месторождений, в которых на момент их создания были пониженные пластовые давления (АНПД) [1, 2]. В этих осложненных условиях вскрытие продуктивных пластов сопровождалось интенсивными поглощениями промывочной жидкости. Поэтому скважины долго осваивались и вступали в эксплуатацию с пониженными дебитами [1−6].
В качестве примера приведем результаты освоения скважин на Ставропольском (Ставропольский край), Елшано-Курдюмском (Саратовская обл.), Кущёвском (Краснодарский край) и Невском (Новгородская обл.) подземных хранилищах газа (ПХГ).
Ставропольское ПХГ было создано в двух газовых залежах хадумского горизонта и зеленой свиты Северо-Ставропольского газового месторождения, введенного в разработку в 1956 г. Основным эксплуатационным объектом является хадумский горизонт, залегающий на глубине 660−804 м.
Начиная с 1974 г. в скважинах, длительно работающих по 200-, 146- и 126-миллиметровым эксплуатационным колоннам, по мере падения пластового давления снижалась скорость восходящего потока газа до величин, не обеспечивающих вынос жидкости и твердых частиц из их забоев. В результате на забое скважин стали накапливаться песчано-глинистые пробки, частично перекрывающие интервал перфорации и снижающие дебит газа [5−8].
В условиях АНПД, высоких значений пористости (23−25%) и проницаемости (0,8−1,7 Д) мелкозернистого песчаника хадумского горизонта применение технологий промывки различными жидкостями в тот период разработки месторождения не дало положительного результата. Из-за интенсивных поглощений промывочной жидкости ухудшались ФЕС ПЗП и резко возрастал (до 3−4 месяцев и более) период освоения скважин. Причем после освоения скважины вступали в эксплуатацию с дебитами меньшими, чем до проведения работ по удалению песчано-глинистой пробки.
В конце 1970-х гг. были проведены испытания новой технологии разбуривания песчано-глинистых пробок с промывочной трехфазной пеной по замкнутой герметизированной системе циркуляции (ЗГСЦ) [4, 5, 7]. Анализ результатов опытнопромышленных испытаний, приведенных в табл. 1, показал следующее. В скв. 15 и 137 удалось разбурить песчано-глинистые пробки без существенных поглощений. Затем в них спустили 73-миллиметровые лифтовые трубы. Скважины освоили и передали в эксплуатацию. На скв. 62 не удалось обеспечить оптимальный режим промывки. Процесс удаления пробки осложнялся высоким давлением пены в нагнетательной линии ЗГСЦ (до 3,92 МПа) из-за больших гидравлических сопротивлений в обратном клапане, установленном в переводнике над долотом. Колебания дав-
№ 3 (23) / 2015
Ключевые слова:
освоение скважин,
подземные
хранилища,
вскрытие
продуктивных
пластов,
продуктивность
скважин,
месторождение
углеводородов.
Keywords:
development of wells, drilling wells, completion of productive formations, underground gas storages,
inflow intensification, hydrocarbons fields.
VGN-3−23−2015-v24. indd 47
21. 08. 2015 9: 59:33
48
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
ления в ЗГСЦ приводили к заполнению скважины пеной различной плотности, повышенным репрессиям и частичным поглощениям. Степень вскрытия продуктивного хадумского горизонта составила 57,3% (до проведения работ — 11,5%) от толщины интервала перфорации, что позволило освоить скважину и передать в эксплуатацию.
На рис. 1 приведена динамика изменения значений отношения продуктивности (ОП) во времени скважин 15, 79, 95 и 137. Величина О П определялась как отношение дебита каж-
дой из указанных скважин после их освоения к усредненному дебиту скв. 54, 66, 84. Эти скважины были выбраны в качестве базы сравнения, так как с 1968 г. они эксплуатировались по 73-миллиметровым лифтовым трубам. За сравнительно длительный период работы в этих скважинах наблюдалось незначительное пробкообразование (до 11,5%), что несущественно повлияло на изменение их дебита.
Далее проведено сравнение скв. 79 и 95 со скв. 15 и 137 в силу того, что их промывка производилась по известной технологии с ис-
Таблица 1
Результаты опытно-промышленных испытаний технологии по удалению песчано-глинистых пробок в скважинах Северо-Ставропольского газового месторождения
Параметр технологического процесса Скв. 15 Скв. 137 Скв. 62
Интервал, м 687−730 699−775 750−794
Диаметр эксплуатационной колонны, мм 200 126 146×126
Дата проведения работ 20. 06. 1977−16. 01. 1978 18. 09. 1979−18. 12. 1979 08. 09. 1980−14. 10. 1980
Пластовое давление, МПа 0,94 0,88 0,79
Плотность пенообразующей жидкости, кг/м3 1060−1120 1040 1060
Степень аэрации пены 53−72 33−63 4−19
Давление пены на устье скважины, МПа:
• в промывочных трубах 2,45−2,94 1,76−2,16 2,94−3,92
• межтрубном пространстве 1,58−1,91 1,32−1,52 1,27−1,67
Плотность пены в нагнетательной линии, кг/см3 260−530 220−400 620−960
Расход пены, дм3/с 2,0−5,0 2,0−4,0 1,7−2,5
Степень вскрытия пласта в интервале перфорации, %:
• до проведения работ 44,0 19,0 11,5
• после проведения работ 78,0 100,0 57,3
01. 01. 1978 01. 01. 1979 01. 01. 1980 01. 01. 1981 01. 01. 1982
Рис. 1. Изменение параметра ОП после освоения скв. 15, 79, 95 и 137
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 48
21. 08. 2015 9: 59:33
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
49
пользованием слабо аэрированного глинистого раствора (коэффициент аэрации — около 1). На рис. 1 наглядно показано, что дебит скв. 15 восстановился в течение первого года после промывки и освоения, скв. 137 — значительно быстрее. При разбуривании цементных мостов на скв. 79 и 95 имели место существенные поглощения промывочного агента, что сильно ухудшило проницаемость ПЗП и значительно снизило их продуктивность. Дебит скв. 79 и 95 в рассматриваемый период не восстанавливался. Кроме того, в скв. 79 в течение длительного времени приходилось проводить работы по вызову притока газа из пласта.
Приведенные сравнения по показателю ОП свидетельствуют о том, что данная технология позволила не только существенно расширить область применения устойчивости трехфазной пены для вскрытия газовых пластов с АНПД (с коэффициентами аномальности 0,13 и более), но и обеспечить высокое качество и эффективность проводимых работ.
С точки зрения оценки эффективности капитального ремонта скважин (КРС) показательным является опыт зарезки и бурения второго ствола в скв. 103 Ставропольского ПХГ в 1999 г. [8, 9]. Необходимость реконструкции скважины была вызвана резким снижением ее продуктивности из-за образования песчаноглинистой пробки на забое, в интервале перфорации до глубины 699,5 м. Сверху пробки накапливался столб конденсационной воды, что приводило к самозадавливанию скважины и периодической работе в пульсирующем режиме с выносом газожидкостной смеси с песком. Удаление пробки не давало эффекта, так как за
сравнительно короткое время (в течение месяца) она накапливалась вновь и снижала степень вскрытия продуктивного пласта до прекращения стабильной работы скважины. Путем проводки второго бокового ствола удалось уйти за пределы сильно раздренированной зоны ПЗП с неустойчивыми породами и обеспечить стабильный режим работы скважины после освоения. Результаты освоения скв. 103 приведены в табл. 2.
Анализ результатов реконструкции скв. 103 Ставропольского ПХГ позволил сделать следующие выводы:
• удалось вскрыть продуктивный пласт с промывкой малоглинисто-полимерным буровым раствором с наполнителем при репрессии на пласт 3,84 МПа-
• скважина была освоена при депрессии на пласт 0,11 МПа, обеспечивающей ее эксплуатацию без пробкообразования-
• полученный удельный коэффициент продуктивности оказался в 1,71 раза выше максимальной удельной продуктивности, когда скважина работала без песчано-глинистой пробки-
• стоимость бурения второго ствола оказалась незначительно ниже (на 14,4%) по сравнению с затратами на строительство новой скважины-
• в целом средний дебит по скважинам Ставропольского ПХГ в рассматриваемый период (декабрь 1998 г. — январь 1999 г.) превышал 170 тыс. м3/сут, т. е. бурение второго ствола малого диаметра (100 мм) не дало существенного повышения технико-экономических показателей эксплуатации ПХГ-
Таблица 2
Результаты реконструкции скв. 103 Ставропольского ПХГ (хадумский горизонт)
Параметр технологического процесса Значение
Диаметр эксплуатационной колонны, мм 146
Интервал перфорации, м 690−766
Глубина зарезки бокового ствола, м 650
Отход бокового ствола от вертикали, м:
• на глубине кровли хадумского горизонта (685 м) 20
• забое (750 м) 25
Диаметр укороченной обсадной колонны (фильтр-хвостовик), мм 73
Плотность промывочной жидкости, кг/см3 1020
Дебит скважины после освоения, тыс. м3/сут 52,29
Пластовое давление, МПа 3,2
Депрессия на пласт, МПа 0,11
Удельный коэффициент продуктивности на 1 м вскрытой толщины пласта, м3/сут (МПа2м) 2,56
Превышение удельной продуктивности, когда скважина работала без песчаной пробки В 1,71 раза
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 49
21. 08. 2015 9: 59:33
50
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
• для существенного увеличения суточной производительности скважин Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте необходимо бурить новые наклонно направленные скважины с диаметром эксплуатационной колонны 245 мм и 168-, 114- или 146-миллиметровыми лифтовыми трубами-
• увеличение зенитного угла наклона ствола из-под башмака кондуктора до 73° позволит его удлинить в наиболее продуктивной алевритовой пачке хадумского горизонта с 25 до 96 м и значительно повысить степень вскрытия пласта [8, 9].
С точки зрения оценки эффективности бурения горизонтальных или наклонных скважин ПХГ показательным является опыт их строительства на Елшано-Курдюмском ПХГ [2, 10].
В 1996 г. на Елшано-Курдюмском ПХГ пробурена первая горизонтальная скв. 479 (с условно горизонтальным стволом, который в продуктивном горизонте имел углы наклона 90−84°, его длина составила 463 м). Общая длина перфорированной части фильтра-хвостовика -212 м в кизеловском горизонте.
При освоении скважины методом замены бурового раствора на техническую воду с последующей продувкой с помощью компрессора был получен слабый приток газа (за 24 ч устьевое давление в скважине поднималось до 7,5 МПа, но при пуске в работу снижалось до нуля в течение 1,5−2 ч). С целью интенсификации притока газа из кизеловского горизонта была проведена соляно-кислотная обработка с закачкой в пласт 3 и 24 м³ 26%- и 14%-ной HCl. Устьевое давление в начале закачки кислоты в пласт составило 4−5 МПа, в конце закачки оно снизилось до нуля при скорости закачки кислоты в пласт 8−10 дм3/с.
После ожидания реагирования кислоты в пласте скважина была освоена с помощью компрессора. При освоении и последующей ее отработке получен приток газа дебитом 329 тыс. м3/сут при работе скважины через диафрагму диаметром 27 мм. Депрессия на пласт при этом составила 2,31 МПа, пластовое давление — 8,53 МПа.
Для полного охвата кислотным воздействием всей вскрытой длины пласта в скважину были спущены комбинированные насоснокомпрессорные трубы (НКТ) (114*73 мм). После вызова притока и отработки скважины потребовалось заменить НКТ и спустить 114-миллиметровые лифтовые трубы в кровлю
кизеловского горизонта в соответствии с требованиями проекта на строительство горизонтальной скв. 479. С этой целью впервые были проведены работы по глушению горизонтальной скважины с применением пены в условиях АВПД, когда пластовое давление превышало нормальное гидростатическое на 13%. Для глушения горизонтальной скважины были разработаны специальные составы пенных систем, предотвращающие набухание и разрушение кизеловских и бобриковских глин [10]. После глушения и замены НКТ скважина была освоена в течение одних суток с дебитом газа 393,7 тыс. м3/сут при работе через диафрагму диаметром 23 мм. Увеличение дебита объясняется удалением из горизонтального ствола остатков шлама и бурового раствора в процессе промывки скважины пеной при КРС.
Результаты вскрытия трещинно-поровых кизеловских известняков толщиной до 16 м в скв. 479 Елшано-Курдюмского ПХГ показали, что наблюдается их интенсивная кольмата-ция, приводящая к резкому (в десять раз) снижению проницаемости закольматированных трещинно-поровых карбонатных коллекторов. Потребовалось проведение дополнительного комплекса работ по интенсификации и капитальному ремонту скважины.
Для повышения качества вскрытия кизе-ловского горизонта при бурении следующей наклонно направленной скв. 480 была поставлена задача по разработке новой технологии обработки продуктивного пласта. Высокая кар-бонатность, низкие ФЕС продуктивного кизе-ловского горизонта потребовали разработки нового состава кислотного раствора, применение которого обеспечило бы низкую скорость реакции с металлом без снижения скорости реакции с карбонатной породой. При этом состав должен содержать высококонцентрированный водный раствор активной кислоты для увеличения растворяющей способности.
Известно, что использование соляной кислоты для обработки (СКО) известняка ведет к растворению горной породы в течение сравнительно малого периода времени, но не охватывает всей длины вскрытого пласта. Поэтому был разработан и опробован на скв. 480 новый способ освоения с одновременной интенсификацией притока путем обработки ПЗП пенокислотной эмульсией (ПКЭ) [12]. Геологопромысловая характеристика карбонатных ки-зеловских отложений и результаты интенсифи-
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 50
21. 08. 2015 9: 59:33
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
51
кации притока газа в скв. 479 и 480 Елшано-Курдюмского ПХГ приведены в табл. 3 и 4.
Технологический процесс осуществляется последовательной закачкой в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавоч-ной жидкости, высоковязкой разделительной жидкости и ПКЭ.
В качестве ПКЭ использовали кислотную пену, приготовленную путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. ПКЭ содержала дизельное топливо, соль, поверхностно-активное вещество (ПАВ), кислоту и воду в определенной пропорции [10−12].
Степень газирования пенообразующей эмульсии регулировали исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку ПКЭ осуществляли через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта. Затем кислотную пену продавливали в ПЗП продавочной жидкостью и вводили между ними высоковязкую разделительную жидкость. В качестве высоковязкой разделительной жидкости использовали полимерную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с. После этого в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах посредством прода-
вочной жидкости было создано избыточное давление на ПЗП с периодичностью, обеспечивающей, по меньшей мере, два чередующихся цикла депрессии в соответствии с требованиями Правил [13], чтобы депрессия не превышала 15% от величины скелетных напряжений. Далее была проведена технологическая выдержка скважины не менее 3 ч в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. За это время ПКЭ вступила в химическое взаимодействие со шламовой дюной, стенками открытого ствола скважины и зоной кольмата-ции ПЗП. После освоения скважины продукты реакции шлама с кислотной пеной выносились на дневную поверхность.
Предложенный способ освоения скважин не потребовал применения нестандартного технологического оборудования и был реализован с использованием серийно выпускаемых установок. Применение данного способа на скв. 480 дало возможность увеличить ее удельную продуктивность более чем в 21 раз по сравнению со стандартной соляно-кислотной обработкой.
Разработанный способ позволяет повысить эффективность освоения газовых скважин в результате активного воздействия кислотной пены на всю вскрытую толщину (длину)
Таблица 3
Геолого-промысловая характеристика карбонатного коллектора кизеловских отложений
в скв. 480 Елшано-Курдюмского ПХГ
Глубина залегания кизеловского горизонта, м Литология (тип коллектора) § Й ^ 1 1 1 S й Пористость, % Проницаемость, мД Глинистость, %? (9 О 0 1 к о ю & amp- «Пластовое давление, МПа Пластовая температура, °С
1075−1160 Известняки, доломиты, 2500- 4,0- 0,18- 0,10 80−90 3,8- 34−37
глины (порово-трещинный) 2600 12,8 0,56 12,74
Таблица 4
Техническая характеристика и результаты интенсификации притока в скв. 479 и 480 Елшано-Курдюмского ПХГ
№ скв. Диаметр, мм- длина фильтра, м м СЗ Ч 0 ч? & amp- О Рн Ю ?7 1 | § 5 сз 8 сз 9 со д g Тип обработки ПЗП Пластовое давление, МПа й н со 03 ^ i-l го иs Ю О «(9 Депрессия на пласт, МПа Коэффициент продуктивности, тыс. м3/(МПа2сут) (коэффициент удельной продуктивности, тыс. м3/(МПа2-сут-м)) Увеличение коэффициента продуктивности, тыс. м3/(МПа2-сут) (коэффициент удельной продуктивности, тыс. м3/(МПа2-сут-м))
479 114- 212 84−90 СКО 8,53 329,0 2,31 9,66 (0,046) —
480 168- 13,6 73 ПКЭ 8,75 347,6 1,65 13,3 (0,98) 1,38 (21,2)
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 51
21. 08. 2015 9: 59:33
Коэффициент удельной продуктивности, Коэффициент удельной продуктивности, Коэффициент удельной продуктивности,
(м2/(МПа2-сут))-103 (м2/(МПа2-сут))-103 (м2/(МПа2-сут))-103
52
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
0
12 345 678
0
0 5 10 15 20 25 30 35 40
в
¦bPJPn, %
Рис. 2. Изменение коэффициента удельной продуктивности пласта при изменении величины относительной депрессии на ПЗП: а — для вертикальных и горизонтальных скважин Кущёвского ПХГ- б — скважин Невского ПХГ с открытым и обсаженным эксплуатационным забоем- в — разведочных скважин Чаяндинского НГКМ
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 52
21. 08. 2015 9: 59:33
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
53
пласта и за счет необходимости применения выпускаемого отечественной промышленностью оборудования. Данный способ и технология рекомендуются для промышленной апробации при освоении разведочных и эксплуатационных скважин на ПХГ и месторождениях углеводородов.
Наряду с оценкой эффективности работ при вскрытии продуктивных пластов по показателю ОП целесообразно использовать изменение величины коэффициента продуктивности [1, 2, 8−12]. Несмотря на то что в период эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений коэффициенты продуктивности скважин иногда увеличиваются, в большинстве случаев при разработке месторождений этот показатель значительно уменьшается [14]. Авторами статьи была произведена оценка изменения коэффициента удельной продуктивности (на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта) в зависимости от изменения удельной депрессии на пласт (AFdeJPnjI). Анализ результатов исследований скважин при переменных депрессиях производился при сравнительно одинаковых пластовых давлениях. Результаты анализа работы скважин на Кущёвском и Невском ПХГ, а также на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) приведены на рис. 2а-в.
Список литературы
1. Тагиров К. М. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии /
К. М. Тагиров, В. И. Нифантов. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. — 160 с.
2. Нифантов В. И. Повышение продуктивности скважин: опыт, проблемы, перспективы /
B. И. Нифантов, Е. В. Мельникова,
C. А. Мельников. — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. — 242 с.
3. Ивченко О. В. Зависимость удельной продуктивности терригенных коллекторов от их фациальной принадлежности на примере северного блока ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения // Сб. науч. ст. аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. -С. 42−50.
4. Тагиров К. М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / К. М. Тагиров, А. Н. Гноевых,
А. Н. Лобкин. — М.: Недра, 1996. — 183 с.
Анализ приведенных графиков позволил установить следующее:
• четко прослеживается тенденция уменьшения коэффициента удельной продуктивности с увеличением относительной депрессии на пласт для всех рассматриваемых случаев-
• с ростом относительной депрессии падение коэффициента удельной продуктивности замедляется-
• характер и степень вскрытия пласта существенно влияют на величину коэффициента удельной продуктивности (он выше для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия пласта).
Таким образом, приведенные результаты анализа промысловых данных свидетельствуют о сложном, отличающемся от современных представлений характере зависимости коэффициента удельной продуктивности от роста относительной депрессии на ПЗП, для объяснения которого потребуется проведение дополнительных теоретических и экспериментальных исследований по изучению движения двух- и трехфазных газожидкостных потоков в пористой среде призабойной зоны продуктивного пласта и колоннах лифтовых труб газовых скважин различных конструкций и профилей стволов.
5. Тагиров К. М. Вскрытие продуктивных пластов на истощенных газовых месторождениях:
обз. инф. / К. М. Тагиров, А. Н. Лобкин,
В. И. Нифантов и др. — М.: ВНИИЭГазпром, 1983. — Вып. 6. — 64 с. — (Бурение газовых и газонконденсатных скважин).
6. Амиян В. А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В. А. Амиян,
А. В. Амиян, Н. П. Васильева. — М.: Недра,
1980. — 380 с.
7. Тагиров К. М. Результаты опытнопромышленных испытаний технологии промывки скважины пеной
и герметизированной системы циркуляции / К. М. Тагиров, В. И. Нифантов // Техника и технология сооружения газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. тр. — М.: ВНИИГАЗ, 1984. — С. 63−70.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 53
21. 08. 2015 9: 59:33
54
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
8. Тагиров К. М. Технология бурения вторым стволом малого диаметра в простаивающих газовых скважинах / К. М. Тагиров,
В. И. Нифантов, Ю. К. Игнатенко и др. // Бурение и ремонт скважин малого диаметра с применением гибких труб: мат. Межотрасл. науч. -практ. конф. — Краснодар: НПО «Бурение», 1999. — Вып. 3. — С. 171−175.
9. Нифантов В. И. Эффективность ремонта газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений: обз. инф. /
B. И. Нифантов, М. Г. Гейхман, С. И. Иванов и др. — М.: ИРЦ Газпром, 2004. — 65 с. -(Разработка и эксплуатация газовых
и газоконденсатных месторождений).
10. Нифантов В. И. Повышение качества вскрытия кизеловского горизонта на Елшано-Курдюмском ПХГ / В. И. Нифантов,
C. А. Акопов, А. М. Лихушин и др. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. ст. ООО «ВНИИГАЗ»
и ОАО «СевКавНИПИгаз». — М., 1999. -
С. 98−102.
11. Мельникова Е. В. Повышение эффективности освоения скважин на месторождениях Восточной Сибири / Е. В. Мельникова,
В. И. Нифантов // Территория Нефтегаз. -2015. — № 2. — С. 18−24.
12. Пат. 2 012 139 178 РФ. Способ освоения нефтяных и газовых скважин / Нифантов В. И., Мельникова Е. В., Бородин С. А. и др. -Опубл. 20. 03. 2014, Бюл. № 8. — 9 с.
13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. Приказом Ростехнадзора от 12. 03. 2013 г. № 101) // Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. — М., 2013.
14. Вяхирев В. И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / В. И. Вяхирев,
А. И. Гриценко, Р. М. Тер-Саркисов. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. — 880 с.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3−23−2015-v24. indd 54
21. 08. 2015 9: 59:33

Показать Свернуть
Заполнить форму текущей работой