Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки



Скачать 351.4 Kb.
Дата26.10.2016
Размер351.4 Kb.


На правах рукописи



Дикамов Дмитрий Владимирович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ Технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей

по концентрическим лифтовым колоннам

на поздней стадии разработки


Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений»


Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва – 2011

Работа выполнена в ОАО «Газпром» и Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»).




Научный руководитель

-

кандидат технических наук

И.В.Шулятиков




Официальные оппоненты


-

доктор технических наук, профессор

Н.А. Гужов






-

кандидат технических наук,

А.Н. Кульков




Ведущая организация

-

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Защита диссертации состоится «25» мая 2011 г. в 13 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д 511.001.01, созданного при ООО «Газпром ВНИИГАЗ», по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан «14» апреля 2011 г.


Ученый секретарь

диссертационного совета,

д. г.-м. н.


Н.Н.Соловьев



Общая характеристика работы

Актуальность темы

В процессе эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений возникают осложнения, вызванные скоплениями воды и разрушением призабойной зоны. В результате снижаются рабочие дебиты скважин.

Для добычи газа из крупнейших газовых месторождений России - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др., расположенных в районах Крайнего Севера, применяют скважины, оборудованные лифтовыми колоннами из труб больших диаметров (Ду=168 мм). На сегодняшний день из таких скважин добывается основное количество газа в России.

Для эффективного подъема жидкости из скважин, проводят замены труб большого диаметра на меньшие, при этом добычные возможности скважин существенно уменьшаются из-за увеличения гидравлических потерь давления на трение. Для уменьшения потерь давления в стволе скважин после спуска центральной лифтовой колонны из труб малого диаметра можно использовать канал образованный с внешней стороны лифтовой колонны и эксплуатировать скважину одновременно по двум каналам, т.е. по концентрическим лифтовым колонам (КЛК).

Однако такая технология эксплуатации скважин на Северных месторождениях до настоящего времени не применялась. Поэтому совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей для условий месторождений Надым-Пур-Тазовского региона является актуальной задачей исследований.

Цель исследования

Совершенствование технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам для повышения их производительности на поздней стадии разработки сеноманских залежей.



Основные задачи исследований

  • Изучение особенностей эксплуатации скважин сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона на поздней стадии разработки;

  • Изучение в промысловых условиях режимов эксплуатации обводняющихся скважин по концентрическим лифтовым колоннам с увеличенными скоростями газа по центральной лифтовой колонне за счет регулируемого отбора газа по межтрубному кольцевому каналу;

  • Изучение условий эксплуатации газовых скважин по концентрическим лифтовым колоннам, испытание технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам и средств контроля и управления режимом эксплуатации скважин;

  • Совершенствование технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам для условий эксплуатации сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона на поздней стадии разработки;

  • Определение критериев стабильности поддержания суммарного отбора газа в зависимости от эффективности работы противопесочных фильтров;

  • Разработка методики расчета режимов работы газовых скважин по концентрическим лифтовым колоннам.

Методы решения поставленных задач базируются на основании предшествующих теоретических разработок в области газодинамических исследований скважин.

Задачи решены с помощью:



  • проведения промысловых исследований на скважинах при работе в режиме отбора газа по одной и одновременно по двум лифтовым колоннам;

  • динамических исследований продуктивных характеристик при эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам.

Научная новизна

Впервые, на месторождении, расположенном в районе Крайнего Севера, отработаны методические и технические решения для управления режимом эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам.

Разработана методика определения рабочего дебита скважины при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам с учетом динамических потерь давления вскрытой части продуктивного пласта и забоя скважины при наличии скоплений жидкости в интервале перфорации и методика поддержания дебита скважины в заданном диапазоне при увеличении потерь давления на противопесочных фильтрах.

Подтверждена возможность использования устойчивой эксплуатации без выноса жидкости из скважины за счет обратной фильтрации конденсационной воды в пласт, при расположении башмака лифтовой колонны на уровне верхних отверстий перфорации, сеноманского пласта со вскрытым интервалом 40-45 метров. Эффективность технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей, оборудованных концентрическим лифтовыми, подтверждена промысловыми испытаниями в условиях, осложненных выносом песка.



Защищаемые положения

  • усовершенствованная технология эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическими лифтовыми колоннами, за счет поддержания постоянного дебита по центральной лифтовой колонне, выноса механических примесей вместе жидкостью по центральной лифтовой колонне, осаждения механических примесей в стационарных противопесочных фильтрах;

  • методика расчета режима работы скважин сеноманских залежей при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам, учитывающая скопление жидкости в зоне вскрытия продуктивного пласта, и, дополнение к методике исследования скважин сеноманских залежей для определения обобщенного сопротивления зоны вскрытия пласта при пластовых давлениях от 0,8 до 2,5 МПа;

  • процесс управления режимом работы скважин с автоматическим поддержанием заданного предельного дебита газа и с ограничением выноса механических примесей для эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам в условиях осложненных разрушением призабойной зоны пласта.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Испытаниями на скважинах подтверждена возможность удаления воды при эксплуатации по центральной лифтовой колонне и отбором части газа по межтрубному кольцевому каналу. Технология может быть использована в скважинах Северных месторождений.

Результаты исследований могут быть использованы для оптимизации режимов эксплуатации обводняющихся скважин сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, выбора скважин-кандидатов для перевода на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам и подбора оптимальной конструкции скважины и специального оборудования для конкретных условий эксплуатации скважины.

Разработана и испытана на скважине технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам. Объемы добываемого газа из скважины стабилизировались без проведения технологических продувок.



Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на отраслевых и межотраслевых научно-практических и научных конференциях, совещаниях и семинарах:

- НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа» на тему «Современное состояние и пути совершенствования и технологий промысловой подготовки углеводородного сырья на месторождения ОАО «Газпром»». г.Тюмень, 2-6 июня 2008

- НТС ОАО «Газпром» «Анализ капитального ремонта скважин и ГТМ в 2008 в скважинах ОАО «Газпром». г.Кисловодск, 7-9 апреля 2009

- XVIII Губкинские чтения, посвященные 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина // Инновационные технологии разработки нефтяных и газовых месторождений, обустройство и эксплуатация, г.Москва, 2009

- НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа» на тему «Проблемы и пути повышения эффективности эксплуатации скважин в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Газпром», г.Анапа, 26-30 октября 2009

- VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г.Москва, 2010

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 3 статьи в изданиях, включенных в «Перечень …» ВАК Минобрнауки РФ.



Объём и структура работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения. Диссертационная работа изложена на 102 страницах машинописного текста и содержит 26 рисунков и 5 таблиц. Список использованной литературы состоит из 101 наименований.



Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю Шулятикову И.В., сотрудникам ОАО «Газпром»: Минликаеву В.З., Кучерову Г.Г., ООО «Газпром добыча Надым» и Медвежинского газопромыслового Управления: Меньшикову С.Н., Морозову И.С., Глухенькому А.Г., Мельникову И.В., Байдину И.И., Харитонову А.Н., Моисееву В.В., Малышкину М.А., Вороновичу Е.Н., Исмагилову И.И., Шемякину Д.Н., Мельникову А.Е., Валиахметову М.Г., Берману В.Д., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: Бузинову С.Н., Васильеву Ю.Н., Истомину В.А., Соловьеву Н.Н., Шеберстову Е.В., Шулятикову В.И., Соколову А.А. за ценные советы и помощь в работе.


Содержание работы

Во введении изложена актуальность темы диссертации, определены цели исследования, основные задачи и методы их решения, сформулированы научная значимость и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе проанализированы особенности эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей на поздней стадии разработки и общепромысловые технологии для обеспечения их надежной эксплуатации.

В период 1960-70 годов на Крайнем Севере России в сеноманских залежах были открыты запасы газа, сосредоточенные в газовых месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др., с уникальными свойствами продуктивного пласта. В настоящее время из этих месторождений отобраны основные запасы газа, существенно уменьшились давления в продуктивном пласте. Из-за скоплений воды в скважинах усложнились условия разработки месторождений.

В числе основных особенностей разработки сеноманских залежей, которые существенно влияют на добычные характеристики скважин, на поздней стадии разработки, выделяют:


  • наличие конденсационной воды;

  • разрушение породы продуктивного пласта;

  • большие этаж газоносности и диаметр труб эксплуатационной колонны в зоне вскрытия продуктивного пласта.

Пластовые условия сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона очень схожи. Состав газа: метан – более 98 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,56. Температура газа в продуктивном пласте распределена не равномерно и находится в диапазоне температур 28-35оС. С начала промышленной эксплуатации давление в пласте уменьшилось с 12 МПа до 1,0-3,5 МПа. Разница давлений в пласте и на забое скважин (депрессия) не превышает 0,3-0,4 МПа. С начала периода падающей добычи рабочие дебиты газа из скважин значительно уменьшились. По ряду скважин, из-за уменьшения скорости газа в лифтовых колоннах ниже критического уровня, создаются условия, при которых вода скапливается на забое и работа скважин становится невозможной без проведения мероприятий по удалению воды. Вода увеличивает потери давления в скважинах, дебиты снижаются.

В ходе анализа режимов работы сеноманских скважин Ямбургского, Уренгойского и Медвежьего НГКМ, выявлены характерные факторы, осложняющие эксплуатацию скважин и снижающие добычу газа. В основном они обусловлены наличием воды в продукции скважины:

- накопление жидкости в стволе скважины при дебите газа меньше минимального;

- разрушение продуктивного пласта в призабойной зоне, вынос песка на забой скважины, образование протяженной по высоте песчаной пробки на забое скважины в интервале перфорации.

На газовых месторождениях России и зарубежом для поддержания устойчивой работы скважин, в стволе которых скапливается жидкость, используются следующие геолого-технологические мероприятия:

- производят технологические продувки скважин через факельную линию для периодического удаления скопившейся воды;

- используют жидкие и твердые вспенивающие ПАВы, периодически доставляя их на забой скважин;

- проводят замену труб лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра для увеличения скорости потока газа.

В последние годы активно испытываются в России и другие технологии, применяемые в мировой практике для повышения эффективности эксплуатации обводняющихся скважин: закачка дополнительного газа в затрубье (газлифт), плунжерный лифт и др.

Технологические продувки – наиболее широко используются для удаления жидкости из скважин сеноманских залежей, сопровождаются большими потерями газа в атмосферу. При этом депрессии во время продувок значительно возрастают и зачастую приводят к разрушению призабойной зоны, выносу песка и абразивному износу оборудования.

Вспенивающие ПАВ позволяют существенно уменьшить потери газа на технологические продувки скважин, а в некоторых ситуациях исключить их полностью. Исследованиями ПАВ в разные годы занимались Игнатенко Ю.К., Бузинов С.Н., Ахметов Б.Г., Казаков Б.О., Нифантов В.И. и др. Технологические продувки со вспенивающими ПАВ или без них не обеспечивают полного удаления воды из скважины.

Увеличение скорости газа в скважинах сеноманских залежей, за счет замены труб лифтовой колонны на трубы меньшего диаметра, проводят для создания условий выноса воды из лифтовых колонн. После замены труб скважины работают в стабильном режиме, жидкость в НКТ не скапливается, но уже через 8-15 месяцев после замены труб лифтовой колонны, условия для удаления воды снова ухудшатся до первоначальных (Васильев Ю.Н., Бузинов С.Н., Облеков Г.И., Ли Г.С. и др.). Замена НКТ сопровождается уменьшением рабочего дебита скважин на 20-50%.

Процессы подъема жидкости газом применительно к условиям нефтяных месторождений исследовали Крылов А.П., Багдасаров В.Г., Лутошкин Г.С., Андриасов Р.С., Сахаров В.А., Мохов М.А., Белов И.Г., Зайцев Ю.В., а для газовых и газоконденсатных месторождений Коротаев Ю.П., Бузинов С.Н., Игнатенко Ю.К., Гриценко А.И., Кучеров Г.Г., Медко В.В., Харитонов А.Н. и др.

Для определения скорости газа или дебита, больше которого, жидкость непрерывно выносится по лифтовым колоннам отечественными исследователями предложены несколько методик (Игнатенко Ю.К., Бузинов С.Н, Точигин А.А. , Васильев Ю.Н. и др.). За рубежом применяется методика Тернера Р.Г..

Длительное время изучением процессов подъема воды из газовых скважин занимаются в ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Бузиновым С.Н. разработана методика и обоснование для использования закачки дополнительного газа в скважины сеноманских залежей по кольцевому каналу между эксплуатационной и лифтовой колоннами для поддержания условий выноса жидкости по лифтовой колонне. Эта технология с 2006 года испытывается на месторождении Медвежье.

Одним из перспективных способов уменьшения проскальзывания газа относительно жидкости является плунжерный лифт. Исследованиями, разработкой и внедрением плунжерного лифта сначала на нефтяных, а затем газовых скважин занимались в разные годы: Айрапетян М.А., Белов И.Г., Шулятиков В.И., Егоров П.И., Ланчаков Г.А., Ставицкий В.А., Медко В.В., Панасов Б.В., Мельников И.В. и др. С 2006 года плунжерный лифт используется на нескольких скважинах месторождеия Медвежье в лифтовых колоннах Ду=168мм.

Все перечисленные технологии имеют свои достоинства и недостатки и не являются универсальными для скважин сеноманских залежей.

Во второй главе рассмотрен комплекс вопросов, связанных с совершенствованием технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам [2] и разработкой методики расчета режимов работы скважин.

На газовых и газоконденсатных месторождениях технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам использовалась на Северо-Ставропольском, Шебелинском, Газлинском и др. месторождений с целью:



  • Увеличения добычи при пиковых отборах газа;

  • Обеспечения стабильной работы обводняющихся газовых скважин (без самозадавливания).

С 2000 года технологию начали использовать на скважинах месторождений США и Канады [6].

Технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам – это процесс, в котором газ, поступивший из пласта на забое разделяется на два потока, которые поднимаются параллельно по каналам, образованным двумя колоннами труб - центральной лифтовой колонне (ЦЛК) и основной лифтовой колонне (МКП), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в нижней части между собой. Потоки газа после подъема газа к устью скважины соединяются и поступают в один газосборный коллектор [3].

Теоретическими исследованиями движения потоков газа, газа и жидкости в скважине при эксплуатации одновременно по двум каналам в разные годы занимались во ВНИИГАЗе и других научно-исследовательских организациях. В работах Коротаева Ю.П., Одишария Г.Э., Клапчука О.В., Шулятикова В.И. и др. рассмотрены вопросы движения газа по кольцевому каналу.

Порода продуктивных пластов сеноманских залежей разрушается из-за повышенных депрессий и намокания. Вопросы разрушения призабойной зоны пласта, влияние песчано- жидкостных скоплений в зоне забоя скважины рассмотрены в работах Андреева О.Ф., Алиева З.С, Коротаева Ю.П, Власенко А.П., Пятахина М.В., Шеберстова Е.В. и др.

В отечетвенной и мировой практике наиболее распространены технологические сценарии эксплуатации скважин одновременно по двум колоннам:


  • без ограничения отборов газа;

  • с постоянным ограничением отборов газа из межтрубного кольцевого пространства штуцерами;

  • с поддержанием заданного дебита газа по центральной колонне за счет регулирования отбора из межтрубного кольцевого пространства;

  • с прекращением отборов газа из кольцевого пространства на период удаления скопления жидкости по центральной лифтовой колонне.

В условиях осложненных притоком жидкости в скважину и/или разрушением призабойной зоны продуктивного пласта отбор газа из скважины ограничивают постоянным или регулируемым штуцером устанавливаемым на выкидной линии от скважины или/и противодавлением в газосборном кллекторе.

В результате анализа опыта эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам были выявлены осложнения, нарушающие стабильную устойчивую работу скважины одновременно по двум каналам:



  1. Образования гидравлических затворов в центральной лифтовой колонне за счет периодического вытеснения жидкости из кольцевого канала в центральную лифтовую колонну;

  2. Образования протяженных песчаных пробок на забое скважины в интервале перфорации из-за недостаточной скорости газа на уровне средних и нижних отверстий перфорации;

  3. Образования дополнительных гидравлических сопротивлений потоку газа в виде скоплений жидкости, так называемых висячих жидкостных затворов выше сужений в центральной лифтовой колонне, в кольцевом канале выше муфтовых соединений труб центральной лифтовой колонны или расширенных участков эксплуатационной колонны.

Технология автоматически управляемой эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам и первый автоматический устьевой газопневматический комплекс для управления режимом работы скважины были разработаны во «ВНИИГАЗе». Блок контейнер для комплекса с приборами был разработан и изготовлен в СКБ «Газприборавтоматика». В составе комплексов использовались общепромышленные измерительные и регулирующие блоки пневмоавтоматики, для которых требовался очищеный от примессей и осушенный газ. Первый комплекс был установлен в 1966 году на устье скважины №32-п Пелагиадинского участка Северо-Ставропольского месторождения. С 1969 года началось массовое изготовление и использование приустьевых газопневматических комплексов на газовых месторождениях. К началу 1975 года только на Северо-Ставропольском месторождении около 40 скважин эксплуатировались с использованием комплексов, а дополнительная добыча газа за счет использования технологии превышала 10% от общей добычи газа со всего месторождения.

Более 140 скважин Северо-Ставропольского, Шебелинского и Газлийского, и месторождений Западной Украины, эксплуатировались по концентрическим лифтовым колоннам с использованием газопневмаитических комплексов изготовленных во «ВНИИГАЗе».

В условиях Крайнего Севера газопневматические комплексы применить не возможно, из-за отсутствия надежных источников питания средств пневмоавтоматики. Кроме того, эксплуатация скважин сеноманских залежей осложняется из-за разрушения призабойной зоны продуктивного пласта, выноса песка из скважин и как следствия абразивного износа оборудования. С учетом повышенного пескопроявления невозможен сценарий с периодическим отключением потока газа из межтрубного кольцевого пространства (МКП).

В тоже время для обводняющихся скважин сеноманских залежей, в период заключительной стадии разработки, наиболее перспективным сценарием оптимизации является эксплуатация скважин по коцентрическим лифтовым колоннам с автоматическим поддержанием в центральной лифтовой колонне (ЦЛК) дебита газа, превышающего на 10 ÷20 % минимальное значение, необходимое для удаления жидкости по ЦЛК. При изменяющемся давлении в газосборном коллекторе поддержание заданного значения дебита может осуществляеться путем непрерывного контроля дебита газа на пути потока газа из ЦЛК и изменением отбора газа из МКП. Управление технологическими параметрами работы скважины по обоим каналам может осуществляться только с помощью автоматизированного комплекса. Для условий сеноманских залежей технология эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам была усовершенствована, для предупреждения абразивного износа от песка предусмотрена установка стационарных противопесочных фильтров.

Для реализации технологии в скважину, в ранее спущенную основную лифтовую колонну (168), спускают ЦЛК из труб меньшего диаметра (60-73). На устье скважины устанавливают автоматический комплекс, который осуществляет управления режимом эксплуатации скважины. В составе комплекса на линии трубопровода из МКП устанавливается регулирующий клапан. Автоматизированная система постоянно поддерживает значения дебита газа, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважины по ЦЛК, за счет изменения дебита газа по МКП.

Для предупреждения абразивного износа оборудования на трубопроводах из ЦЛК и из кольцевого межтрубного канала были установлены противопесочные фильтры для предотвращения аварийных ситуаций.

Режим работы скважины, эксплуатируемой по концентрическим лифтовым колоннам определяется двумя группами технологических и конструктивных характеристик скважины.

Первая группа – параметры, имеющие однозначные значения и определяемые инструментальными методами без спуска глубинных приборов: давления на устье и в продуктивном пласте; размеры эксплуатационной и лифтовых колонн; содержание жидкости в газе в парообразном состоянии.

Вторая группа - взаимосвязанных параметров, характеризующих приток газа из продуктивного пласта зависящих от: расположения и диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне; расположения башмака лифтовой колонны в зоне вскрытия продуктивного пласта; высоты динамического уровня жидкости в стволе скважины в интервале пласта. Технологические параметры второй группы определяют измерениями давления, температуры, плотности, расхода глубинными приборами, опускаемыми в скважину на проволоке или кабеле.

Режим работы скважины по концентрическим лифтовым колоннам, одновременно по центральной лифтовой колонне и с ограничением отбора по кольцевому каналу, описывается системой уравнений: притока газа в скважину (1), движением по центральной лифтовой колонне (2) с заданным дебитом, достаточным для непрерывного выноса жидкости, балансовым соотношением количеств газа, проходящих по лифтовой колонне и кольцевому каналу (3), а давления на устье в межкольцевом канале превышает давление на выходе из центральной лифтовой колонны (4; 5):



Р2пл - P2заб = aQскв + bQскв2 + с




(1)

P2заб = Р2у цлк е2S+1,377 λцлк T2ср Qцлк2 ﴾e2S - 1) z2cp/dцлк5

или P2заб = Р2у цлк е2S+ Өцлк Qцлк2 ﴾e2S - 1)






(2)

Qскв = Qцлк + Qмкп




(3)

Qцлк = Const ≥ Qбаз (условие задается и поддерживается автоматически путем изменения отбора газа из межкольцевого пространства )




(4)

Ру мкп ≥ Ру цлк (условие поддерживается т.к. при полностью открытом регулирующем клапане жидкость из скважины не выносится)




(5)

где: Рпл; Pзаб; P у цлк; PL цлк –давления: в пласте, на забое (давление на забое скважины определяется прямыми измерениями глубинным манометром или пересчетом давления на устье), на устье ЦЛК, у башмака ЦЛК

Qскв ; Qцлк ; Qмкп - дебиты скважины, по ЦЛК, по МКП;

а, b- фильтрационные коэффициенты;

с – коэффициент учитывающий жидкость на забое

z - коэффициент сверхсжимаемости;

λцлк - коэффициент гидравлического сопротивления труб;

dцлк – внутренний диаметр труб ЦЛК;

Өцлк – коэффициент сопротивления ЦЛК;

Qбаз - дебит газа, по центральной лифтовой колонне при котором обеспечивается вынос жидкости и механических примесей по ЦЛК задается оператором.

Дебит соответствующий режиму работы скважины находится, как решение системы уравнений 1 – 4 относительно Qскв.

Значения первого «а» и второго фильтрационного коэффициента «b» в уравнении притока (1) принято считать постоянными, определяемыми на основании испытаний скважины. Наличие жидкости на забое Минским Е.М. предложено учитывать постоянным коэффициентом «с», который приближенно позволяет оценить высоту столба жидкости скопившейся на забое. В тоже время призабойная зона на некотором расстоянии от ствола скважины не обводнена пластовой водой и влияния на вязкостное сопротивление (коэффициент «а») вода не оказывает. Приведенная методика позволяет проводить оценочные расчеты режима работы скважины при незначительном, до 10 метров, расстоянии башмака лифтовой колонны от нижних перфорационных отверстий частично заполненом жидкостью и на этапе подготовки решения о переводе скважины в эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам.

В зоне вскрытия продуктивного пласта сеноманской залежи в скважине происходят сложные процессы, которые до настоящего времени изучены недостаточно. Приток газа в скважину через перфорационные отверстия и отток жидкости в пласт за счет обратной фильтрации, унос жидкости к устью скважины потоком газа происходят одновременно.

Если в интервале вскрытия продуктивного пласта ниже башмака лифтовой колонны имеются большие скопления жидкости и механических примесей, то потери давления, обусловленные жидкостью можно учитывать, дополнительными условиями и ограничениями, например (6):

Рзаб = PL цлк + f(H/h;H/ρ ; Qскв)




(6)

Где: ƒ(H/h;h/ρ; Qскв) – значение функции характеризует гидравлическое сопротивление оказываемое потоку газа на пути от продуктивного пласта, по каверне образованной в породе пласта к перфорационному отверстию, через перфорационное отверстие в скважину и через скопление (столб) жидкости на забое скважины к башмаку лифтовой колонны. При этом жидкость может заполнять каждый из указанных участков. Мы предполагаем, что в этом ограниченном участке потери давления пропорциональны дебиту скважины или скорости газа на уровне входа в лифтовую колонну. Инерционные сопротивления «ƒ(H/h;h/ρ;Qскв)» и «b» могут быть представлены в виде одного условного коэффициента сопротивления зоны вскрытия продуктивного пласта: «ξзвп» (кси), величина которого, зависит от дебита скважины.

Для текущих и прогнозных оценок режима работы скважины целесообразно использовать обобщенную эффективную характеристику фильтрации и сопротивления зоны вскрытия пласта определяемую в процессе исследования скважин на рабочих режимах эксплуатации и представленную нами коэффициентом «ξ звп» при Qскв2 в уравнении фильтрации (1). В этой ситуации физический смысл фильтрационного коэффициента «b» заключается в совмещении многих неопределяемых параметров и факторов, которые не возможно учитывать вне зависимости один от другого.

При наличии жидкости на забое пересчет устьевых давлений будет давать давление не на забое, а на уровне поверхности барботитируемой газом жидкости (PL.цлк). Предполагаемый подход обусловлен тем, что вычисление давление у башмака лифтовой колонны определяется с большей степенью достоверности, чем забойное давление Рзаб.

На этапе использования технологии эксплуатации скважины по концентрическим лифтовым колоннам уточняется информация необходимая для оценки эффективности технологии на основании результатов работы скважины на рабочих режимах.

Поэтому задачей нашего исследования являлась разработка методики информационнаго обеспечения процесса эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам применительно к сеноманским залежам, в условиях осожненных из-за жидкости и песка и продолжительной (более 30 лет) эксплуатации скважин.

Для действующей скважины, эксплуатируемой по концентрическим лифтовым колоннам, известны условные коэффициенты сопротивления отдельных элементов системы: пласт – центральная лифтовая колонна – фильтр противопесочный - вход в шлейф. Уравнения (1-3) можно представить в несколько упрощенном виде и использовать решение этой системы для оперативных оценок режима эксплуатации и диагностики состояния скважины (ζцкл) (дзета) и противопесочного фильтра (ζф/цкл). Отслеживая изменения этих показателей во времени.



Р2пл - Р2заб = аQскв + bQскв2 + с




(7)

Р2L/цлк - Р2гол е2S = ζцкл Q2цкл

гол~ Р вх.ф/цлк)

(8)

Р2 вх.ф/цлк - Р2вых.ф/цлк = ζф/цкл Q2цкл

вых.ф/цлк ~ Р шл)

(9)

Рзаб = РL/цлк + ƒ(H/h;h/ρ; Qскв)




(10)

Условия (4-5) также должны выполняться. Для конкретной скважины и оганиченого временного периода условные коэффициенты сопротивления центральной лифтовой колонны и фильтра мы записали в виде «ζцкл» и «ζф/цкл».

Дебит соответствующий режиму работы скважины находится, как решение системы уравнений (7-10) и условий (4-5) относительно Qскв или для пласта, призабойной зоны и зоны вскрытия



Р2пл - Р2L/цлк = аQскв + ξзвп(Qскв) Qскв2

(11)

Предложенная система уравнений учитывает потери давления на противопесочном фильтре может быть решена при известных давлениях в пласте и в начале шлейфа скважины и потерях давления на фильтре (∆Pф) в реальном времени.

Для определения зависимости кси «ξзвп» проводятся специальные исследования скважин с использованием средств измерения управляющего комплекса: расходомеров, манометров и др.

Разработано дополнение к общепринятой методике газодинамических исследований для поведения необходимых исследований. Исследования проводят на стационарных режимах в процессе текущей эксплуатации скважины в газопровод. В следующей последовательности:


  1. Определяют пластовое давление в соответствии с общепринятыми методиками;

  2. Назначают величину дебита газа по центральной колонне достаточного для непрерывного выноса жидкости, который должен поддерживаться в течении всего периода исследования;

  3. Задают величины максимального и минимального дебитов газа или давлений в месте соединения потоков газа из центральной лифтовой колонны и из межтрубного кольцевого канала скважины. Величины максимальных и минимальных значений дебитов газа или давлений определяют с учетом давлений в системе сбора газа на заданный период времени (квартал, год);

  4. Задают значения промежуточных дебитов или давлений на устье скважины, в количестве 5-10, в диапазоне максимальных и минимальных значений этих параметров, близких ожидаемым рабочим параметрам, которые предполагается поддерживать в период исследований;

  5. Измеряют параметры характеризующие режим работы скважины в автоматическом, полуавтоматическом и/или ручном режимах: дебиты, давления, температуры в течении всего периода исследований;

  6. После окончания исследования скважины, или в ходе их проведения рассчитывают значения функции «ξзвп», строят градуировочные график и/или таблицу её зависимости от средней скорости газа в эксплуатационной колонне на уровне башмака лифтовой колонны, дебита или давления на устье скважины.

Значение функции «ξ звп» для каждой скважины, эксплуатируемой по концентрическим лифтовым колоннам с использованием автоматического управляющего комплекса, должно определяться индивидуально.

Пример графика функции «ξ звп» для скважины №722 представлен ниже.



В третьей главе рассмотрены технологические схемы и составы управляющих комплексов, программа и методика испытаний технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам, приводятся данные о выбранных для исследования скважинах и общая характеристика выполненных работ.

Для испытаний были выбраны скважины в которых скапливалась конденсационная вода и их периодически продували для удаления жидкости с забоя: №№ 722 (ГП-7) и 814 (ГП-8) Медвежьего НГКМ [5, 7]. Скважины вертикальные, с колоннами эксплуатационными Ду=219мм, лифтовыми внешними Ду=168мм, центральными Ду=60мм. Режим работы скважины № 722, определялся давлением в газосборной системе, ограничения по технологическому режиму не устанавливались. Скважина № 814, из-за опасности абразивного износа устьевого оборудования от механических примесей работала с ограничением давления на устье (перепад между буфером и шлейфом составлял более 0,5 МПа). Режимы эксплуатации скважин с выносом песка в объемах, приводящих к абразивному разрушению оборудования и ежедневным очисткам противопесочных фильтров не допустимы. Информация о скважинах и технологических параметрах представлена в ниже. (см. Таблицу) В качестве автоматизированного управляющего комплекса (в связи с отсутствием в России необходимого оборудования) был выбран комплекс «Смарт-Скид» (“Smart-Skid”), в блочном исполнении, компании ZEDi (Канада) (по тексту - управляющий комплекс).

Управляющий комплекс (Рисунок 1) включал: трубопроводную обвязку, противопесочные фильтры с сменными фильтрующими элементами (Ф), расходомеры (Q), регулирующие клапана (КР-1 и КР-2), вспомогательное технологическое оборудование, средства энергообеспечения (электро и пневмопитания) и обогрева контейнера, измерения и регулирования технологических параметров и системы телемеханики с система двухсторонней передачи данных по радиоканалу; средств оперативно-производственной службы, осуществляющей централизованный сбор данных и оперативное управление (SCADA). Регулирующий клапан КР-1 предназначен для ограничения отбора газа из МКП, а КР-2 для ограничения дебита скважины по установленному максимуму. Противопесочные фильтры (фирмы «The Hilliard Corporation»), установленные на трубопроводах из ЦЛК и МКП в комплекте управляющего комплекса, в составе устьевой обвязки скважин в России использованы впервые.

Таблица 1 – Общая информация о скважинах



№ п/п

Информация

Скважина

№ 722


Скважина

№ 814


1

Введена в эксплуатацию

31.12.1976

31.03.1978

2

Интервал залегания продуктивного пласта, м

1073-1180

1074-1250

3

Глубина залегания ГВК (на 01.01.2011), м

1132,9

1144

4

Забой искусственный, м

1120

1119

5

Интервал перфорации, м

1073-1119

1074-1118

6

Глубина спуска основной лифтовой колонны (168), м

1086

1080

7

Глубина спуска центральной лифтовой колонны (Ду=60 мм), м

1087

1081

8

Периодичность продувок

1 раз в 5 дней

1 раз в 7 дней

9

Давления пластовые за период исследований до 03.2011, МПа

от 1,72 до 1,33

от 2,54 до 2,26

Для проведения исследований разработана программа и методика проведения работ. Цели исследований: определение эффективности и возможности применения технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам в скважинах сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона; определение влияния технологии на призабойную зону пластва в условиях пескопроявления. Программа включала исследования на режимах: самозадавливания скважин; поддержания условий выноса жидкости по центральной лифтовой колонне в зависимости от давления на устье и работы противопесочных фильтров; уточнения обобщенных гидравлических характеристик вскрытой части интервала продуктивного пласта и лифтовых колонн.



Рисунок 1 – Схема размещения и обвязки технологического оборудования на скважине и подключения измерительных приборов



Рисунок 2 – Скважина № 722. Обвязка устья и управляющий комплекс

После спуска в скважины центральных лифтовых колонн (Ду=60мм), установки фонтаных арматур (Ду=50мм), и монтажа управляющих комплексов скважины освоены и запущены работу через управляющие комплексы «Смарт-Скид» в шлейф.

Для оценки технологического состояния скважин после капремонта были проведены исследования скважин при перекрытых ЦЛК. На обеих скважинах дебиты постепенно уменьшились из-за скоплений жидкости. Наблюдался режим самозадавливания.

Скважина №722 в течение первого года испытаний работала стабильно 4 месяца, около 2-х - месяцев нестабильно и 4 - месяца в режиме «байпасс» (без регулирования). С 15 февраля по 10 июня 2009 дебит скважины был ниже минимального, необходимого для обеспечения выноса жидкости при одновременной эксплуатации по ЦЛК и МКП.

В процессе эксплуатации скважины по концентрическим лифтовым колоннам на забое образовалась песчаная пробка мощностью более 25 % интервала перфорации. Кроме того, в скважине скопилась жидкость. Об этом свидетельствует геофизическое исследование скважины, проведенное марте 2009. Песчано-жидкостная пробка значительно снизила продуктивность скважины. После промывки песчаной пробки и продувки скважины для удаления жидкости скважина №722 заработала в шлейф через «Смарт-Скид» со средним дебитом 82 тыс.м3/сут. После двухмесячной остановки промысла, в связи с производственной необходимостью, скважина № 722 заработала в шлейф без продувки со средним дебитом 99 тыс.м3/сут. Существенное увеличение дебита после простоя объясняется перетоками газа внутри пласта и увеличеникм пластового давления.

Со скважиной № 814 особых осложнений на протяжении всего периода исследований (с 26.10.2008 до 20.03.2011) не возникало. Давление в шлейфе изменялось в диапазоне от 1,6 до 1,72 МПа, а дебит газа поддерживался автоматически на уровне 110 тыс.м3/сут. При этом дебит газа не опускался ниже установленного ограничения и не поднимался выше этого значения. В сентябре 2009 года давление в шлейфе увеличилось с 1,492 до 1,641 МПа, дебит газа уменьшился до 92,1 тыс.м3/сут. Снижение дебита связано с наполнением фильтра расположенного на линии ЦЛК механическими примессями, разница давлений на фильтре увеличилась до 0,1 МПа. При повышении давления в шлейфе, управляющий комплекс продолжал поддерживать заданный режим работы скважины и не допускал перехода скважины в режим самозадавливания.

В четвертой главе рассмотрены результаты промысловых исследований скважин за период испытаний 2008-11 годов.

В работах участвовали: операторы по добыче газа, сотрудники ИТЦ, геофизики, сотрудника газопромыслового управления и ООО «Газпром добыча Надым», ОАО «Газпром» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В период испытаний были проведены по общепринятыми методиками ГИС и ГДИ и множественные измерения параметров, характеризующих работу скважин: определены пластовые давления; выполнены газодинамические исследования (до КРС, после КРС и трижды в процессе эксплуатации); выполнены геофизические исследования скважин (до КРС, после КРС и дважды в процессе эксплуатации); выполнены измерения с использованием показывающих образцовых манометров и автоматическими средствами измерения в режиме непрерывной эксплуатации скважин.

Анализ изменения контролируемых параметров позволлил выявить причины отклонения состояния скважин от заданных, оценить необходимость устранения нештатных ситуаций.

В процессе эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам накапливались результаты измерений дебитов газа по центральной лифтовой колоне, кольцевому каналу, давлений на устье скважины в кольцевых каналах и на буфере.

В процессе исследований на скважинах зафиксирован эффект обратной фильтрации воды в пласт, т.е. несмотря на постоянное стекание конденсационной воды на забой дебит газа не уменьшался ниже определенных значений, что свидетелтвует о фильтрации воды в пласт (рисунок 3).

Рисунок 3 – Изменение дебита скважины №722 во времени при эксплуатации только по кольцевому каналу в режиме самозадавливания


После промывки песчаной пробки в июне 2009 года скважина 722 работает стабильно, признаков образования пробки на забое не зафиксировано более 20 месяцев. За период испытаний проведено 5 продувок скважины на факел из-за скопления жидкости на забое, приводящей к нестабильной работе скважины. По результатам ГИС (после КРС и 13-15.03.2009) отмечено образование песчаной пробки мощностью 12 метров на забое в интервале перфорации. Ранее в скважине песчаные пробки не образовывались.

В процессе иследований вынос песка из скважин контролировался по изменению разности давления на противопесочных фильтрах. После очистки фильтров, в процессе эксплуатации скважин разность давления увеличивалась. Фильтры очищались от песка периодически по мере необходимости. После установки очищенного фильтра дебит скважины №722 резко увеличивался за счет уменьшения давления на устье скважины. Замечены изменения интенсивности засорения фильтра в период 2009 года по сравнению с периодом 2010 года. Так за равные пеиоды времени на скважине №722 фильтр очищали от песка в 3 раза реже чем в 2009 году. На диаграмме (рисунок 4) потери давления на фильтрах показаны черными точками, а дебит скважины обозначен синими.



Рисунок 4 - Скважина 722. Изменение потерь давления на фильтре и дебита скважины

Для определения зависимости обобщенной эффективной характеристики фильтрации и сопротивления зоны вскрытия продуктивного пласта использовали результаты измерений давлений и дебитов проводившихся в процессе эксплуатации скважины, а пластового давления в период остановок скважины. Давления на башмаке ЦЛК расчитывали по давлению в кольцевом канале (168-219). Значение коэффициента расчитывали по формуле (11). На графике (рисунок 5) представлена зависимость обобщеного коэффициента «ξ звп» от произведения давления на скорости газа в эксплуатационной колоне (219) на уровне башмака ЦЛК. При уменьшении скорости газа величина коэффициента «ξ звп» увеличивается, а по мере увеличения скорости уменьшается. Разброс точек и точки в минусовой зоне на графике объясняется пульсациями давления из-за скоплений жидкости в скважине и перед фильтрующими элементами.

Скважина № 814.

Периодичность продувок до реконструкции скважины составляла 1 раз в 7-14 дней в течение 1 часа. За период испытаний проведено 4 продувки скважины на факел (3 из которых 24, 26 и 27 декабря 2008 для пуска скважины после эксперимента по определению периода самозадавливания) из-за скопления жидкости на забое, приводящей к нестабильной работе скважины. За время исследований давление в шлейфе изменялось в большом диапазоне, характерном для различных периодов отборов. Переход скважины в режим самозадавливания не отмечен.



Рисунок 5 - Зависимость коэффициента сопротивления зоны вскрытия пласта «ξ звп» скважины № 722 от скорости газа (градуировочный график) по результатам замеров технологических параметров на рабочих режимах.

В процессе испытаний из скважин по центральным лифтовым колоннам выносился песок вместе с водой. Песок удерживался на фильтрах, которые периодически очищали от песка. В течение длительного периода времени с момента пуска скважин интнсивнось выноса песка была существенно больше чем после длительной работы скважины. По мере засорения фильтров потери давления на фильтре увеличивались, а дебит скважин уменьшался.

Сравнивая результаты предварительных расчетов с фактическими данными можно отметить сходимость результатов. Результаты расчетов и фактических данных представлены на рисунках 6 и 7.

Расхождения в результатах связано с тем, что после ремонта в скважинах возросло пластовое давление за счет уменьшения депрессионной воронки. За период проведения исследований пластовые условия восстановились, произошло постепенное снижение пластового давления.

Для технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам характерна следующая особенность – из-за использования ЦЛК из труб малого диаметра, значительно возрастают потери давления в стволе скважины. Это обстоятельство еще связано с большим соотношением потерь в лифтовых колоннах между МПК и ЦЛК. Например, исследования газожидкостного потока по концентрическим лифтовым колоннам показывают, что при полном открытии потока по МКП и ЦЛК поступление газа по ЦЛК практически прекратилось.


Рисунок 6 – Скважина № 722. Результаты расчетов и фактических данных



Рисунок 7 – Скважина № 814. Результаты предварительных расчетов и фактических данных

Причинами образования песчаной пробки, которая не является типичной для этой скважины, наиболее вероятно заключаются в следующем:

1) Эксплуатация скважин по КЛК сопровождается увеличением депрессии на пласт;

2) При таких низких пластовых давлениях глушение скважины приводит к кольматации призабойной зоны пласта, что также приводит к работе скважины с повышенной депрессией;

3) Вероятно эксперимент по работе скважины в режиме самозадавливания (с постоянным барбатажем жидкости на забое) усилил отрицательное воздействие на пласт при работе с повышенной депрессией и в процессе отработки скважины после КРС (этого не произошло в скважине № 814).



В скважине № 814 наличие пробки по результатам ГИС в марте 2009 года (спустя 6 месяцев с начала испытаний) не отмечено. После промывки песчаной пробки в скважине 722 в июне 2009 года образование новой пробки не отмечено.

Основные выводы диссертационной работы могут быть сведены к следующим положениям:

  1. На газовых месторождениях, на поздней стадии разработки, при эксплуатации скважин в условиях, осложненных из-за скопления конденсационной и пластовой воды, используется ограниченное количество технологических процессов, в результате применения которых уменьшается производительность скважин или происходят безвозвратные потери газа при технологических продувках.

  2. На основе промысловых исследований на двух скважинах месторождения Медвежье подтверждена возможность и эффективность технологии эксплуатации обводняющихся скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки месторождений.

  3. Разработана методика расчета режимов работы скважин сеноманских залежей при работе по концентрическим лифтовым колоннам в условиях песко- и водопроявлений. На основании результатов промысловых исследований получена удовлетворительная сходимость результатов расчетов с реальными значениями.

  4. При проведении исследований на двух скважинах при эксплуатации только по межтрубному кольцевому каналу был зафиксирована стабильная работа скважины со сниженным постоянным дебитом без выноса песка и капельной жидкости за счет эффекта обратной фильтрации воды в пласт.

  5. Впервые в процессе длительной эксплуатации скважин сеноманских залежей были применены противопесочные фильтры, которые позволили в режиме реального времени контролировать интенсивность выноса песка и механических примесей из скважины по величине изменения разности давлений.

  6. Впервые на скважине месторождения Медвежье (814) испытана технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам в режиме ограничения рабочего дебита на заданном максимальном уровне. Технология может использоваться на скважинах с неустойчивой призабойной зоной продуктивного пласта для предупреждения выноса песка из скважины.

Список основных работ, опубликованных по теме диссертации

  1. Дикамов Д.В., Кучеров Г.Г., Гукасов Н.А. Теоретические исследования по применению эмалированных труб при добыче газа / «Наука и техника в газовой промышленности». 2007, № 2, - С.36-40.

  2. 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.

  3. Дикамов Д.В., Минликаев В.З., Глухенький А.Г., Мельников И.В., Шулятиков И.В. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения / «Газовая промышленность». 2010, № 2, - С.76-77.

  4. Дикамов Д.В., Шулятиков И.В., Мельников И.В. Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам на месторождении Медвежье / VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина // М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина – 2010, – С.164-165.

  5. Дикамов Д.В., Шулятиков И.В., Мельников И.В. Опыт использования контрольно-измерительных средств при испытаниях технологий эксплуатации обводняющихся скважин / VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина // М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина – 2010, – С.165-166.

  6. Дикамов Д.В., Шулятиков И.В., Минликаев В.З., Зарубежный опыт эксплуатации обводняющихся газовых скважин и перспективы его использования на объектах ОАО «Газпром» / Сб. докладов заседании секции НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа» на тему «Проблемы и пути повышения эффективности эксплуатации скважин в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Газпром», Анапа, 26-30 октября, 2009. // М.: ООО «Газпром экспо», 2010, – С.109-115.

  7. Дикамов Д.В., Шулятиков И.В., Плосков А.А. Первый опыт эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам / XVIII Губкинские чтения, посвященные 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Инновационные технологии разработки нефтяных и газовых месторождений, обустройство и эксплуатация» // М.:Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина – 2009. – С.45-46.

  8. Дикамов Д.В., Минликаев В.З., Мазанов С.В., Салихов З.С. Перспективное направление использования двухрядных лифтов, управляемых современными средствами автоматизации, для удаления жидкости из скважин Ямбургского месторождения / Сб. докладов заседании секции НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа» на тему «Современное состояние и пути совершенствования и технологий промысловой подготовки углеводородного сырья на месторождения ОАО «Газпром»». // Тюмень. 2-6 июня 2008, С.12-17.

Подписано к печати 7 апреля 2011 г.

Заказ № 6038

Тираж 120 экз.

1 уч. – изд.л, ф-т 60х84/16
Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

По адресу: 142717, Московская область,



Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»




Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2019
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал