Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка комплекса технологий по повышению эффективности эксплуатации многозабойных газовых и газоконденсатных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка комплекса технологий по повышению эффективности эксплуатации многозабойных газовых и газоконденсатных скважин"

На правах рукописи

Тагиров Олег Олегович

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОЗАБОЙНЫХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

4 и;ол 2о?з

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005»°1

Ставрополь -2013

005531150

Работа выполнена в Федеральном государственном автономном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский федеральный университет»

Научный руководитель:

доктор технических наук Бекетов Сергей Борисович

Официальные оппоненты:

Гуясов Николай Александрович,

доктор технических наук, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», главный научный сотрудник

Беленко Василий Иванович,

кандидат технических наук, доцент, Ставропольское управление подземного хранения газа ООО «Газпром ПХГ», ведущий технолог

Ведущая организация:

ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов», г. Ставрополь

Защита состоится «4» июля 2013г. в 12 часов на заседании диссертационного совета Д212.245.02 при ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Пушкина, 1, ауд. 416.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355009, г. Ставрополь, ул. Дзержинского, 120.

Автореферат разослан «01 » июня 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д-р геол.-минерал. наук, профессор

В.А.Гридин

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Первые многозабойные скважины были пробурены в России еще в начале 50-х годов прошлого столетия. Однако строительство этих скважин в промышленных масштабах стало осуществляться только в последнее время.

Открытие и освоение нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири, приуроченных к заболоченным территориям, также способствовало массовому внедрению технологических схем разработки месторождений кустовым расположением горизонтальных и многозабойных скважин.

В теоретических исследованиях отмечалось, что дебиты скважин линейно увеличиваются с увеличением длины горизонтальных скважин и их боковых ответвлений.

Однако результаты газодинамических исследований этих скважин не подтверждали концепцию линейного повышения дебита пропорционально увеличению длины горизонтального ствола.

К настоящему времени имеются многочисленные теоретические разработки как отечественных, так и зарубежных исследователей по определению оптимальной длины горизонтальных скважин (Алиев З.С., Близнюков В.Ю., Проселков Е.Ю., Joshi S.D., Cho Н., S.V. Shan).

Однако в этих работах не рассматриваются проблемы эксплуатации многозабойных скважин, особенно эксплуатации скважин, склонных к разрушению продуктивных пластов на забое и образованию глинисто-песчаных пробок.

Целью диссертационной работы является разработка комплекса технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации многозабойных газовых и газоконденсатных скважин.

Основные задачи исследований

- Определить рациональную длину основного ствола многозабойной горизонтальной скважины и её боковых ответвлений путем:

установления критической длины, где скорость движения добываемого флюида обеспечивает вынос твердых частиц из ствола скважины;

выполнения условия допустимой депрессии, обеспечивающей неразрушение и необводнение коллектора;

выполнения режимных условий на входе в сборный коллектор.

- Разработать математическую модель промывки скважины пеной на депрессии, с учётом возможного перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой зоне, с целью очистки скважины от песчано-глинистых пробок.

-Выполнить промысловые эксперименты по определению гидродинамических забойных давлений и скоростей восходящего потока при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации с целью управления депрессией на пласт путем изменения устьевых параметров промывки.

Научная новизна

1. Разработана методика установления рациональных длин горизонтальных стволов многозабойной скважины, где скорость добываемого флюида выше скорости выноса твёрдых частиц породы продуктивного пласта, с учётом ограничений по допустимой депрессии и с соблюдением требуемых режимных параметров на входе в промысловый коллектор.

2. Создана математическая модель определения гидродинамических забойных давлений при промывке скважин пеной с различными степенями аэрации с учетом возможного перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в предустьевой части скважины.

3. Экспериментально установлены фактические гидродинамические давления по стволу скважины и скорости потока флюида при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации.

4. Разработана комплексная математическая модель «пласт - многозабойная скважина», учитывающая интерференцию стоков боковых ответвлений и основного горизонтального ствола, а также изменение давлений по протяжённости горизонтальных стволов, для определения конфигурации многозабойной скважины с целью получения проектного дебита газа.

Защищаемые положения

1. Функциональная зависимость оптимальной длины горизонтального участка скважины от фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта.

2. Математическая модель для расчета депрессии на забое при промывке скважины пеной с учетом перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой части скважины.

3. Методика экспериментального определения гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины пеной путем использования данных замера только наземных параметров промывки: расхода закачиваемой пенообразующей жидкости, объема закачиваемого газообразного агента и устьевого давления на выходе из скважины.

4. Методика определения конфигурации многозабойной горизонтальной скважины и её боковых ответвлений, обеспечивающей заданные режимные параметры эксплуатации при допустимой депрессии на пласт.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам, указанным в формуле специальности: проектирование и управление природно-техногенных систем при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр.

В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует 5 пункту: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий,

включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.

Отрасль наук - технические науки.

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на V Международной научной конференции «Научный потенциал XXI века» (г. Ставрополь, СевКавГТУ, 2011г.), на «IV Научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Газпром ПХГ» (г. Саратов, май 2012г.).

Полученные автором результаты исследований включены в учебные программы дисциплин «Эксплуатация горизонтальных газовых скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях» при подготовке магистров по направлению «Нефтегазовое дело» в Северо-Кавказском федеральном университете.

Публикации

Основные положения исследований опубликованы в 10 научных работах, из них 7 статей опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России. Получено положительное решение о выдаче патента на изобретение Роспатент 51 МПК Е21В 43/08(2006.01) по заявке № 201201592103(002158) от 17.01.2012.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 101 странице, включает 35 рисунков, 9 таблиц. Список использованной литературы включает 71 наименование.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами- и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук Бекетова С.Б., которому автор глубоко благодарен. Автор выражает признательность канд. техн. наук Васильеву В.А., канд. техн. наук Коршуновой Л.Г., канд. техн. наук Хандзелю A.B., а также сотрудникам кафедры нефтегазового дела за оказанную помощь, ценные советы и конструктивные замечания.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Глава 1. Анализ современного состояния эксплуатации многозабойных и горизонтальных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях

Цель данной главы - среди современных конструкций многозабойных скважин выделить предмет диссертации - многозабойные горизонтальные скважины, отличающиеся наибольшим охватом дренируемой площади, что важно для трудно доступных с поверхности объектов добычи.

Для более ясного понимания современного состояния эксплуатации горизонтальных и многозабойных скважин следует сделать краткий экскурс в историю развития технологии строительства горизонтальных и многозабойных скважин.

На начальном этапе развития строительства горизонтальных скважин бурились наклоннонаправленные скважины только с целью достижения труднодоступных для вертикальных скважин залежей нефти или газа, расположенных под озерами, реками, поселками или промышленными сооружениями.

Открытие и освоение нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири, приуроченных к заболоченным территориям, в 70-ых годах прошлого века обусловило

массовое строительство скважин кустами с горизонтальным или пологим их окончанием.

На практике чаще всего используются следующие профили:

- многоярусные скважины, при которых в каждом ярусе бурят несколько дополнительных стволов;

- радиальные, в которых из одного горизонтального ствола бурят систему радиальных стволов;

- волнообразные, в которых из основного вертикального ствола бурят дополнительные волнообразные стволы.

Общим для всех профилей является то, что добыча нефти или газа производится из одного наиболее близкого к вертикали ствола, а ответвления служат каналами, по которым нефть или газ поступает в основной ствол.

В 1998 году был сформирован a Joint Industry Project (JIP), результатом которого стала публикация международной классификации горизонтально-разветвленных скважин (The TAML Classification System).

Анализируя отечественную и международную классификацию многоствольных скважин, представленная диссертационная работа посвящена исследованиям повышения эффективности эксплуатации «МНОГОЗАБОИНЫХ СКВАЖИН, СОСТОЯЩИХ ИЗ ОСНОВНОГО, КАК ПРАВИЛО, ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА, ИЗ КОТОРОГО В ПРЕДЕЛАХ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА (ПЛАСТА) ПРОБУРЕН ОДИН ИЛИ НЕСКОЛЬКО БОКОВЫХ СТВОЛОВ (ОТВЕТВЛЕНИЙ)» (МЗГ) ПО МЕЖДУНАРОДНОЙ КЛАССИФИКАЦИИ TAML.

Наиболее существенные преимущества использования горизонтальных стволов (ГС) многозабойных скважин, по сравнению с вертикальными скважинами, заключаются в:

- увеличении производительности скважин при любых емкостных и фильтрационных свойствах продуктивных пластов;

- обеспечении рентабельности разработки маломощных, одно и двухконтактных, низкопродуктивных, шельфовых и других нефтегазовых месторождений;

- увеличении продолжительности периода постоянной добычи газа и доли начальных запасов, отбираемых в периоды нарастающей и постоянной добычи газа до 75, 80 %;

- увеличении коэффициента газоотдачи маломощных газовых месторождений путем обеспечения более равномерного снижения давления за счёт увеличения охвата площади дренирования и оптимизации расположения горизонтальных стволов по толщине и по площади;

- вскрытии каждого объекта (пропластка) пропорционально их емкостным и фильтрационным свойствам и удельным запасам газа и нефти;

- обеспечении равномерного дренирования каждого пропластка с учетом последовательности их залегания и профиля горизонтальных стволов (горизонтальный, нисходящий и восходящий);

- снижении до минимума возможности образования глубоких депрессионных воронок;

- повышении устойчивой длительной эксплуатации скважин в условиях возможного разрушения призабойной зоны пласта и обводнения скважин;

- регулировании подъема конуса подошвенной воды путем периодичного изменения конструкции фонтанных труб, спущенных в горизонтальную часть ствола.

В то время, как проблемы строительства скважин различных профилей практически решены, - остаются открытыми многие проблемы их эксплуатации.

Глава 2. Проблемы эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин

К числу недостатков эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин следует отнести:

- удорожание бурения на 10 - 50 % при бурении горизонтальной части ствола;

- технические и технологические трудности, связанные с освоением, исследованием и ремонтно-профилактическими работами в горизонтальных стволах;

- возможность образования гидрозатворов при неправильном выборе профиля горизонтального ствола и при оборудовании таких скважин фонтанными трубами;

- существенное влияние параметра анизотропии при вскрытии горизонтальным стволом продуктивных неоднородных пластов.

На производительность многозабойных горизонтальных скважин и на параметры, определяемые по результатам исследования таких скважин, влияет значительное число факторов. К этим факторам относятся: - низкие скорости движения газа в хвостовой части горизонтальных стволов; - параметр анизотропии; -проницаемость вскрываемого пласта (пропластка) и его толщина; - диаметры горизонтальных стволов; - устьевое давление; - допустимая величина депрессии на пласт; - величина забойного давления, используемого при обработке результатов исследования скважин, которая изменяется существенно при больших дебитах и значительных длинах горизонтального ствола, а также в зависимости от конструкции обсадных колонн и фонтанных труб; - условность определения зоны дренирования и расстояния до контура питания от работающих горизонтальных стволов; -расположение горизонтальных стволов по толщине пласта и относительно контуров газоносности; - полнота вскрытия системой горизонтальных стволов зоны дренирования; - продолжительность работы скважины после ее пуска; и многие другие факторы.

Данная глава состоит из четырех нижеследующих разделов.

2.1. Степени влияния фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта на рациональную длину горизонтального участка многозабойной скважины. В данном разделе представлена технология определения рациональной (работающей) длины горизонтальных участков многозабойной скважины, выявлен комплекс параметров пласта и стволов скважины, благоприятный для эффективной эксплуатации. Выводы подтверждаются с помощью математической модели Алиева З.С., Шеремета В.В. (1)—(5), реализуемой с учетом ограничений по допустимой депрессии на пласт, по допустимой величине режимных параметров на выходе в сборный коллектор, по скорости выноса твердых частиц.

В начальный период внедрения в практику многозабойных или горизонтальных скважин принималось, что дебиты нефтяных или газовых скважин будут линейно увеличиваться с увеличением длины горизонтальных скважин.

Достигнутая технология строительства скважин в то время позволяла бурить горизонтальные стволы длиной более 3-4 км. Однако результаты газодинамических исследований этих скважин не подтверждали концепцию линейного повышения дебита пропорционально увеличению длины горизонтального ствола.

Например, на Кущевском ПХГ (Краснодарский край) газодинамические исследования скважин Славицким B.C. свидетельствовали, что из 200 - 250 м горизонтальных стволов в притоке газа участвовали примерно 30 % ствола. Аналогичные результаты исследований получены Вахрушевым И.А. при гидродинамических исследованиях на нефтяных месторождениях Нягани и Среднего Приобья ОАО «ТНК-BP», где отмечено, что работающий участок горизонтального ствола составляет всего 15 % от общей длины.

В данном разделе обосновывается первое защищаемое положение. Предлагается определять работающую длину горизонтального участка многозабойной скважины путем определения интервала ствола скважины, где скорость движения добываемого флюида выше скорости выноса твердых частиц, с учетом допустимой депрессии на забое и режимных ограничений на устье.

Работающей остается длина горизонтального ствола, в конце которой забойное давление снижено настолько, что обеспечивает приток, соответствующий скорости выноса твердых частиц. С учетом комплекса ограничений в конкретных условиях на стадии проектирования скважины необходимо решать вопрос рациональной длины горизонтального ствола и ее боковых ответвлений. Для решения данного вопроса, прежде всего, выбирается математическая модель притока газа и его движения вдоль ствола с учетом потерь давления и снижения депрессии.

При выборе между наиболее упрощенной аналитической и наиболее сложной трехмерной моделями предпочтение было отдано численно-аналитическому варианту.

Дифференциальные уравнения, описывающие приток газа к ГС при отсутствии фонтанных труб, по З.С. Алиеву, имеют вид системы:

dQ _~А + VА2 + 4В(Р? - Р1)

(1)

dl

2 В

(2)

где

8 PanFaJ*

_ г am am

7V2DATCT '

(3)

(4)

Я = L^+^I ^ к-A "

I, Rc Rc + A) (Rc + ;

a'-^L

v =

, \ =h-RJ2.

Представленная система дифференциальных уравнений описывает изменение объемного расхода в нормальных условиях (н.у.) 0 и давления Р вдоль горизонтального ствола. Особо следует отметить задание краевых условий. Так, задавая нулевой расход в торцевое сечение и забойное давление вблизи торца Рзт, что физически непротиворечиво, получаем задачу Коши с начальными данными искомых функций. Интегрируя численно по направлению потока, находим единственное решение, соответствующее краевым условиям.

Окончательно краевые условия задаются на торцевом конце горизонтального ствола в виде:

Чтобы определить такую длину ГС, в пределах которой происходит вынос твердых частиц потоком газа, допустим критерий скорости выноса по уравнению, представленному в работе Леонова Е.Г., Исаева В.И.:

где Сцг— коэффициент сопротивления.

Объемный расход при нормальных условиях, соответствующий скорости выноса частиц, определяется согласно материальному балансу и представляет функцию давления Р:

Искомую длину горизонтального ствола будем устанавливать в заданных конкретных условиях при минимальном дебите £)е, обеспечивающем вынос твердых частиц, и соответствующем ему максимальном давлении (или минимальной депрессии) Р.

Кроме ограничения искомой длины по скорости потока, учитывается ограничение по максимальной допустимой депрессии вдоль горизонтальных стволов и допустимом интервале давлений на входе в сборный коллектор.

С целью определения степени влияния на скорость транспорта твердых частиц в горизонтальных скважинах с различными параметрами, такими как: горизонтальная и вертикальная проницаемость пласта, толщина пласта, диаметр скважины - выполнены расчеты, некоторые результаты которых приведены на рис. 1—4.

Рис. 1 показывает, что при конкретных фильтрационно-емкостных параметрах пласта, несмотря на существенное увеличение скорости флюида, при уменьшении радиуса скважины скорость флюида не достигает минимально необходимой скорости транспорта твердых частиц. В этих условиях нецелесообразно строить многозабойные скважины.

Из рис. 2 следует, что наибольшую эффективность очистки горизонтального ствола можно достичь при бурении горизонтальных стволов в пластах с развитой вертикальной проницаемостью. Очевидно, при проводке горизонтальных стволов в этих условиях серия вертикальных трещин получит сообщение с горизонтальным стволом и повысит дебит и скорость добываемого флюида.

1 = Ь, 6=0, Р = Ра

(6)

(7)

А

Если скорость флюида при вертикальной проницаемости (ке = 0,005 мкм2) не достигает минимально необходимой для транспорта твердых частиц, то при кв = 0,5 мкм2 скорость движения составит уже 10 м/сек, что значительно выше критической скорости транспорта, и ствол скважины будет очищаться потоком при кв = ОД мкм ,

Длина горизонтального ствола, м

Рисунок 1 - Влияние радиуса ствола на скорость флюида в горизонтальном стволе при фиксированных кг = 0,05 мкм2, кв = 0,005 мкм2, И„„ = 10м

12 т-

-V (к верт. =0.500 МКМ2)

-V (к верт. =0.100 мкм2)

— V (к верт. =0.005 мкм2)

250 300 350 400 450 Длина горизонтального ствола, м

Рисунок 2 - Зависимость скорости потока газа в горизонтальном стволе V - /(£„) в продуктивных пластах с различными вертикальными проницаемостями при фиксированных кг = 0,05 мкм2, Яс = 0,05 м, И„л = 10 м

Длина горизонтального ствола, м

Рисунок 3 - Зависимость скорости потока в горизонтальном стволе V = /(кт) в пластах с различными горизонтальными проницаемостями при фиксированных кв = 0,005 мкм2, Яс = 0,05 м, = 10 м

На рис. 4 изображено влияние на скорость флюида толщины продуктивного пласта. Из графиков следует, что в пластах с толщиной до 10 м необходимо скважины оборудовать противопесковыми фильтрами, так как скорость флюида не достигает минимально необходимой для транспорта твердых частиц.

Длина горизонтального ствола, м

Рисунок 4 - Зависимость скорости флюида в горизонтальном стволе от толщины продуктивного пласта при фиксированных кг = 0,05 мкм2, ке = 0,005 мкм2, Rc = 0,05 м

2.2 Фильтры для боковых ответвлений многозабойных скважин и для скважин подземных хранилищ газа (положительное решение о выдаче патента на изобретение Роспатент 51.МПК Е21В 43/08(2006.01) по заявке № 201201592103(002158) от 17.01.2012)

Как показывает практика, хвостовые участки горизонтальных стволов загрязняются из-за недостаточной для выноса твердых частиц скорости потока. Это одна из основных проблем эксплуатации многозабойной скважины. В данном разделе представлен один из способов предупреждения образования песчано-глинистых пробок. С этой целью в ответвлениях горизонтальных стволов, пробуренных в продуктивных пластах, склонных к разрушению, ответвления необходимо оборудовать противопесочными фильтрами.

Фильтр для боковых ответвлений горизонтальных стволов скважин и многозабойных скважин подземных хранилищ газа эксплуатируется следующим образом (рис.5).

Режим отбора газа: манжеты 8, установленные под кожухами 7, под действием перепада давления от потока газа, который проходит через фильтрующую щель фильтрующей оболочки 4 и по продольным каналам между стрингерами 5, отгибаются к поверхности корпуса 1, с освобождением кольцевого зазора между внутренней поверхностью кожуха 7 и наружной корпуса 1 и подачей газа через циркуляционные отверстия 6 в осевой канал 10 фильтра и далее на поверхность. При этом в режиме отбора газа из продуктивного пласта-коллектора происходит задержка достаточно крупных механических частиц на наружной поверхности фильтрующей оболочки 4 фильтра, с формированием слоя естественной гравийной набивки, которая улучшает его работу и является дополнительным барьером для более мелких механических частиц, мигрирующих из пласта.

а в Рис. 5 - Фильтр для боковых ответвлений горизонтальных газовых скважин и скважин на подземных хранилищах газа:

а - общий вид в разрезе секции фильтра; б - взаимное положение элементов конструкции в нейтральном положении; в - взаимное положение элементов конструкции в момент добычи газа

2.3. Теоретические расчеты по определению режимов промывки горизонтальных стволов жидкостью. Данный раздел представляет теоретическую основу технологии очистки жидкостью загрязненного песком горизонтального ствола.

Постановка математической задачи заимствована из работы V. С. Ке1с5з1сПз (ЭРЕ), которая, по мнению автора диссертационной работы, наиболее полно отображает механизм процесса. Выполнена реализация модели, позволяющая в конкретных условиях определять необходимые объемы закачки жидкости с использованием колтюбинга, обеспечивающие вынос песка с забоя скважин.

Выполненная в этом разделе работа дает обоснование и программу расчетов принципиально необходимых критических расходов промывочной жидкости, обеспечивающих вынос песка с забоя горизонтальной скважины. Входными параметрами являются: плотность жидкости; вязкость; общая концентрация песка в потоке; диаметры труб колтюбинга и НКТ при закрытом сечении НКТ-колонна.

Из сравнения критических расходов для горизонтального и вертикального участков ствола скважины следует (¿^гор > 0.*р.еерт, так как, в основном, (до выравнивания концентраций суспензии и осадка) сопротивление движению осадка превышает сопротивление движению суспензии, т.е. /в>/я-

2.4. Математическая модель промывки жидкостью системы горизонтальных и вертикального стволов скважины через колтюбинг с использованием энергии пластового газа, поступающего за счет регулируемой депрессии. Представленная модель рассчитывает технологические параметры промывки системы стволов многозабойной скважины, обеспечивающие очистку стволов от твердых частиц, работу скважины на депрессии и получение на устье вертикального ствола допустимого интервала давлений. Реализация теоретических расчетов дополнена промысловыми экспериментами применительно к горизонтальным скважинам Кущевского ПХГ ООО «Кубаньгазпром». Даны рекомендации по режимам промывки глинисто-песчаных пробок для скважин с различными диаметрами эксплуатационной колонны Кущевского ПХГ.

Постановка задачи моделирования. Целью моделирования является определение зависимостей забойных давлений от значений давлений на устье скважины, необходимых для создания условий очистки забоя при использовании гибких труб (колтюбинг):

Ру=/(Р,), (8)

где/- функция, определяющая сумму потерь давления в кольцевом канале от забоя до устья.

Зависимости (8) рассматриваются при возможных технологических параметрах процесса промывки скважины ( Дж, 0.ж, « А где Лж - плотность жидкости, ()ж расход жидкости, а - коэффициент газосодержания. Искомая зависимость определяется в пределах заданных ограничений:

'■у тт-— * у (у — * у тах? (9)

АР01,1)<;АРтах-, (10)

К, а \¥еынос, (11)

где Ру (0 - текущее устьевое давление, МПа; Рутах - максимально допустимое по техническим условиям устьевое давление, МПа; Р^. - минимально допустимое по техническим условиям устьевое давление, МПа; Л Р тах - максимально допустимая депрессия, при которой не происходит разрушения пласта; Л Р (к, г) = Рш - Р (к, г), МПа; Р (И, 0 - давление в кольцевом пространстве (к.п.) скважины на расстоянии А от устья, МПа; Ш3 - скорость смеси на забое; 1¥еьшос - скорость смеси, обеспечивающая вынос шлама.

0 <,}1±НСКв(1), (12)

где НСКв - текущая длина (от устья) скважины, м.

Математическая модель, определяемая зависимостью (8), рассматривается в ограничениях (9) - (11). Очевидно, по уравнению (8) при различных значениях технологических параметров процесса промывки Аж, ()ж, а мы будем получать различные значения Ру (1), наименьшее значение обозначим через Ру, наибольшее -

через Ру:

Ру<Ру<Ру.

Таким образом, выбор технологических параметров процесса промывки <2ж,« подчинен условию:

РупйпйРу<Ру<Рутх. (13)

Дискретная модель представлена численным интегрированием уравнения баланса механической энергии в циркулирующем потоке пены. Расчет потерь давления в кольцевом канале от забоя до устья дает определение зависимости (8) при условиях (9) - (11) и технологических параметрах ( Лж, (¿ж, а ).

Расчеты потерь давления в кольцевом канале производятся с учетом агрегатного состояния флюида, с учетом плотности аэрированной жидкости и влажного газа. При этом расчеты производятся таким образом, чтобы на забое создавалась депрессия, обеспечивающая поступление газа из пласта и вспенивание промывочной жидкости. В диссертационной работе приведены результаты апробации модели при промывке скважин Кущевского ПХГ.

Глава 3. Технология удаления песчано-глинистых пробок в условиях АНПД закачкой пены с поддержанием регулируемой депрессии. Данный раздел обосновывает расчет параметров технологии удаления глинисто-песчаной пробки при условии закачки через колттобинг пены, приготовленной компрессором на поверхности, с использованием различных степеней аэрации. Дается алгоритм подбора забойного давления для обеспечения выноса песка и прохождения пены в кольцевом канале с возможным изменением агрегатных состояний и выходом при допустимом давлении на устье.

Очистка скважин от глинисто-песчаных пробок в условиях пониженных пластовых давлений на депрессии требует значительного снижения удельного веса промывочного реагента. В связи с этим актуально проводить очистку забоев с помощью пены высокой степени аэрации, используя при этом пластовый газ и закачку достаточно малого количества пенообразующей жидкости с большой скоростью через колтюбинг для создания на забое гидромониторного эффекта.

Соотношение расхода пенообразующей жидкости и дебита пластового газа на забое должно соответствовать условию вспенивания на забое, то есть газосодержание на забое не должно превышать 0,96, так как при газосодержании выше этой величины пена разрушается.

По мере подъема потока пены по стволу скважины, пузырьки газа в пене расширяются, газосодержание увеличивается, и пена, разрушаясь, превращается в «туман». Таким образом, при движении пены от забоя к устью газожидкостная смесь может принимать до трех агрегатных состояний:

а) аэрированная жидкость на забое, когда газовые пузырьки не соприкасаются между собой в пенообразующей жидкости. В этом случае гидродинамику

газожидкостной смеси в горизонтальном стволе можно принимать подчиняющейся законам движения газожидкостной смеси;

б) газовые пузырьки соприкасаются между собой, образуя пену с ячеистой структурой. Гидродинамика и гидростатика такой среды существенно отличаются от жидкости;

в) по мере дальнейшего подъема по стволу скважины газовая фаза расширяется, при превышении газосодержания выше 0,96 газовые пузырьки лопаются, и пена превращается в «туман».

Учитывая теоретическую и практическую значимость решения этих задач, они рассмотрены в работе. В отличие от модели, рассмотренной в разделе 2.4, в которой в качестве закачиваемого агента применяется жидкость, в главе 3, в связи с условиями пониженного давления, в качестве закачиваемого агента используется пена высокой степени аэрации. Аналогичным образом на забое устанавливается депрессия, обеспечивающая приток газа из пласта, и создается схожая структура течения в кольцевом канале, определяющая методы расчета потерь давления от забоя до устья.

Разработанные и представленные в разделах 2.4 и 3 математические модели очистки МЗГ с помощью колтюбинга путем закачки жидкости и путем закачки пены высокой степени аэрации при создании депрессии на забое и поступлении пластового газа в условиях АНПД, являются 2-м защищаемым положением.

Глава 4. Методика экспериментального определения гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации. Данный раздел представляет проверку адекватности теоретических исследований предыдущего раздела промысловым данным.

Промысловые исследования выполнены на вертикальной скважине СевероСтавропольского ПХГ. Эти исследования могут быть использованы при очистке вертикальных стволов многозабойной горизонтальной скважины, так как область перехода от горизонтального ствола к вертикальному является наиболее опасной в смысле разрушения коллектора, увеличения сопротивления движению при переходе в вертикальный ствол и, как следствие, образования глинисто-песчаной пробки. Однако обеспечить промысловые исследования необходимыми замерами сложно даже в случае вертикальных скважин. В диссертации обосновано использование только наземных измерений.

С целью определения адекватности теоретических исследований практике проведены промысловые исследования по глубинным замерам гидродинамических забойных давлений при промывке скважины пеной.

Измерения гидродинамических давлений, создающихся на забое при промывке скважин пеной с различными степенями аэрации, выполнялись в скважине № 81, располагающейся в купольной части структуры Северо-Ставропольского ПХГ.

Для определения оптимального режима работы оборудования при очистке забоя скважины и получения граничных значений параметров пены для поддержания депрессии в системе «скважина-пласт» одновременно выполнялись наземные и глубинные измерения в процессе промывки скважины при различных режимах циркуляции пены.

Практика работы с пеной показывает, что отсутствие контроля процесса очистки забоя скважины аэрированными агентами или пеной может создавать опасность поглощения или газового выброса. Объективная информация о состоянии пены при динамических процессах, происходящих в стволе скважины, может быть получена только в случае измерения технологических параметров пены непосредственно в исследуемой зоне или максимально приближенного к ней. С этой целью весь процесс очистки забоя скважины с использованием колтюбинговой установки проводился с контролем параметров процесса. Исследования выполнялись одновременно наземными и глубинными приборами для определения возможности использования в дальнейшем только данных наземных термобарических измерений, так как использование глубинных приборов в процессе промывки усложняет технологию очистки, скважины ввиду невозможности выполнения глубинных измерений параметров пены в масштабе реального времени. После окончания работ в скважине №81 Северо-Ставропольского ПХГ производился анализ результатов наземных и глубинных измерений давления, температуры и расхода прокачки пены (таблица 1).

Таблица 1 - Результаты замера технологических параметров промывки скважины № 81 Северо-Ставропольского ПХГ пеной

№ ж ? а, Р\, Ръ Рь, Рв, Узок, жид9

режима л/с м3/мин атм атм атм атм м3

Закачка пены в скважину, глубина 826 м. Время 12м - 12"

1 1,56 4,48 75 61,4 65 0,78 1,2

Закачка пены в скважину, глубина 826 м. Время 124 9_ 13м

2 2,76 3,9 94 38 56 0,7 2,4

Закачка пены в скважину, глубина 826 м. Время 13 " - 13ш

3 3,33 185 0,4

Примечание: Давление в скважине превышает давление нагнетания компрессора.

Срабатывает предохранительный клапан

Закачка пены в скважину, глубина 826 м. Время 13^- 134"

4 1,53 4,0 80 66 54 . 0,8 1,3

Закачка пены в скважину, глубина 450 м. Время 143 о_ 14«

5 1,16 3,68 69 61 49 0,7 1,1

Закачка пены в скважину, глубина 450 м. Время И53 - 151и

6 1,61 3,7 90 73 64 0 1,4

Закачка пены в скважину, глубина 450 м. Время 1516 - 15"

7 2,96 2,9 155 94 105 0 0,8

Примечание: После 5 минут закачки давление в скважине превысило давление

нагнетания компрессора. Срабатывает предохранительный клапан

Закачка пены в скважину, глубина 450 м. Время 15л 1539

7 1,7-1 3,95 120 92 88 1 2

Измерения давления и температуры по стволу скважины выполнялись на двух фиксированных глубинах 826 и 450 м с помощью автономного скважинного прибора. Первые измерения производились перед закачкой пены в скважину - в водном растворе, при спуске скважинного прибора до глубины 826 м. В процессе спуска прибора через каждые 10 секунд по команде микропроцессорного контроллера в

память прибора заносились значения измеряемых величин — температуры и давления как функции времени.

Места расположения первичных преобразователей - манометров и термометра -в схеме обвязки устья скважины при очистке забоя пеной с помощью колтюбинговой установки показаны на рис. 6.

Для образования пены в схеме обвязки устья использовался эжектор в линии дозировки пенообразующих агентов. Линия подачи воздушной и жидкой составляющей пены представляет собой отрезки трубопроводов с посадочными узлами для установки манометров и термометра.

Контроль подачи воздуха (газа) в систему циркуляции пены производится манометром Р2, дифференциальным манометром, контролирующим перепад давления воздуха на сужающем устройстве (1Р2 и термометром 12, установленным между компрессором и эжектором.

В линии подачи пенообразующей жидкости (ПОЖ) установлен манометр Рь линия располагается после агрегата перед эжектором (см. рис. 6).

Третий измерительный участок предназначен для контроля технологических параметров пенного раствора. Измерительный участок состоит из двух отдельных частей. Одна часть измерительного участка располагается непосредственно после эжектора перед устьем скважины, на этом участке установлен манометр Р5. Вторая часть измерительного участка - на выходе из скважины. На этом участке располагается контрольный манометр Р6 и, наконец, замеры забойных параметров (давления и температуры) на глубинном приборе Р7 (см. рис. 6).

При промывке скважин пенными системами: - повышается качество очистки участка эксплуатационной колонны, перекрытой песчано-глинистой пробкой, как за счет увеличения скорости восходящего потока, так и за счет газа, поступающего в скважину из пласта в условиях депрессии; - в процессе промывки были установлены граничные условия по поддержанию депрессии в системе «скважина-пласт»; -благоприятные условия для освоения скважины сохраняются на протяжении проведения всей технологической операции, так как после подъема колтюбинговых труб скважина не находится в заглушённом состоянии.

Результаты анализа совместных наземных и глубинных замеров указывают на возможность поддерживать забойные технологические параметры промывки ствола скважины пеной на депрессии путем изменения наземных параметров промывки: Qг -расход газа, закачиваемого в скважину для образования пены, л/с; Qж - расход жидкости, л/с; Ру - давление на выходе из скважины, МПа.

При проведении операции за счет удержания параметров промывки в расчетных пределах автоматически выполняется условие на необходимую величину депрессии в системе «скважина-пласт» на забое.

Рисунок 6 - Схема обвязки устья скважины манометрами при очистке забоя пеной с помощью колтюбинговой установки

Представленная технология экспериментального определения

гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины пеной путем использования данных замеров наземных параметров промывки: расхода закачиваемой пенообразующей жидкости, объема закачиваемого газообразного агента и устьевого давления на выходе из скважины является третьим защищаемым положением.

Глава 5. Методика определения рациональной конфигурации многозабойной горизонтальной скважины и её боковых ответвлений, обеспечивающей заданные режимные параметры эксплуатации при допустимой депрессии на пласт

На стадии проектирования многозабойного горизонтального ствола необходимо рассчитать длину основного ствола скважины, длины и места подключения боковых горизонтальных стволов так, чтобы обеспечивать заданный режим эксплуатации скважины и безопасную депрессию на пласт. Для проведения таких расчетов необходима математическая модель притока газа к многозабойной горизонтальной скважине. Представленная в работе Алиева З.С. и Шеремета В.В. численно-аналитическая модель притока к одноствольной скважине для многозабойной неприемлема из-за интерференции стоков основного и боковых горизонтальных стволов. В настоящей работе предлагается формулировка математической модели притока газа к многозабойной горизонтальной скважине, алгоритм ее численной

реализации, результаты расчётов определения конфигураций многозабойной горизонтальной скважины, обеспечивающих заданные режимные параметры ее эксплуатации на входе в газосборный коллектор.

Формулировка задач математической модели

Схема области дренирования представляется полосообразным пластом, на контуре которого задано давление Рк, равное пластовому давлению в области, внешней по отношению к области дренирования. Притоки газа в боковые стволы горизонтальной скважины происходят не равномерно, а в соответствии с ее конфигурацией. Действие таких стоков создает сложную картину распределения давлений в пласте внутри области дренирования. В свою очередь, распределение пластовых давлений в окрестностях стволов скважины влияет на интенсивность притоков газа из пласта к забоям. Кроме того, на интенсивность притоков газа к забоям влияют давления внутри стволов скважины, изменяющиеся по длине ствола за счет движения. По ходу движения газа от концевых сечений стволов МЗГ давление внутри стволов теряется за счет преодоления сил трения и инерционных сил, обусловленных изменением скорости потока. Данные рассуждения свидетельствуют о взаимосвязи, взаимовлиянии динамических характеристик: распределении пластовых давлений, распределении притоков газа из пласта в боковые стволы скважины, изменяющихся внутри этих стволов забойных давлений.

Таким образом, решение задачи состоит из следующих этапов:

1. Формулировка системы уравнений, определяющей перечисленные динамические характеристики.

2. Разработка алгоритма совместного решения данных уравнений, основанного на итеративных принципах.

3. Определение конфигурации многозабойной горизонтальной скважины с целью обеспечения заданного режима эксплуатации скважины на входе в сборный коллектор с выполнением условий на депрессию в пласте.

В работе подробно приведены решения этих задач и примеры определения конфигурации многозабойной ГС в пласте с заданными фильтрационно емкостными характеристиками.

Пример определения конфигураций многозабойных горизонтальных скважин для достижения требуемых дебитов. Предлагаемый алгоритм был реализован в виде программного обеспечения, после чего были выполнены расчёты при следующих исходных данных: ширина пласта 500 м, длина пласта 1400 м, толщина пласта 10 м, вязкость газа 11.24*10"6 Па*с, проницаемость 0,5 мкм2, пластовая температура 313 °К, давление на контуре 3,0 МПа. Депрессия на конце основного ствола скважины задавалась постоянной и равной 0,025 МПа.

Была выполнена серия расчетов по определению конфигурации скважины для получения дебита около 1 млн.м3/сутки, около 0,5 млн.м3/сутки и около 0,25млн.м3/сутки. В результате получены следующие конфигурации многозабойной ГС:

- для получения дебита 1 млн.м3/сут. необходимо пробурить горизонтальную скважину с длиной основного ствола 700 м и четыре боковых ствола по 200 м (рис. 79);

- для получения дебита 500 тыс.м /сут. необходимо пробурить горизонтальную скважину с длиной основного ствола 560 м и 4 боковых стволов с длинами по 160 м (рис. 10-12);

- для получения дебита 250 тыс.м3/сут. достаточно пробурить горизонтальную скважину с длиной основного ствола 420 м и 4 боковых стволов длиной по 120 м (рис. 13-15).

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

длина пласта, м

Рисунок 7 - Профиль многозабойной горизонтальной скважины для дебита 1,123 млн.м3/сут.

500 400 300 200 100 о

вваввививявввсавв*- с ^«»т, ■■■ннавявг.анг ^h^-íís;

Л' лГ

nsiill ■ ,RF АГИ'лТ ЛУГ

ваквваг а» . aw.v.w ИГ

".й'ла> -ira» а г ib'л г #«■ А*. ,Я:'Л N1 !■ ■ I 1В ■ lili

я m \

41 11 ^VJi

ib, % \

Ik "к.

^^

ч*.. ""-»-

ваввы;ааавявв£чавь. -i-

—- n\ v:s.

1*1 '«кi

HI I' It '■! ■>N\ ll'R I ■■

- 11П Bl 1BI

/ аз : ar jar

,f IB ■■ ЛШ <»

.é-r Ml АЯ'

лшж ar

-------<н-

вваавяввьгчааа ь г ч ?i ra s.1 в и sí m «а в a ■ вак^акяйгинаи ■■»»«isasa&H laaaai^:^1 asa «а

■ЧвИ,' .: :: : Н

«явавк.

íHBaaaaw..

t-j. lililí lili

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

длина пласта, м

Рисунок 8 - Поле давления многозабойной горизонтальной скважины для дебита 1,123 млн.м3/сут.

0 50 100 150 200 250 300 350 Длина по оси основ»

450 500 550 600 650 700 ствола, м

Рисунок 9 - Распределение давления и расхода вдоль основного ствола многозабойной горизонтальной скважины для дебита 1,123 млн.м3/сут.

400

X

í 300 i I

I 200 3 100

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

длина пласта, м

Рисунок 10 - Профиль многозабойной горизонтальной скважины для дебита 0,476 млн.мЗ/сут.

500 I I i i I I i I I11 11 i 11111 1111 ig^^^H^H-Li i i i 11 i i i 11 i i i i i.....

Ф 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

длина пласта, м

Рисунок 11 - Поле давления многозабойной горизонтальной скважины для дебита 0,476 млн.мЗ/сут.

120 160 200 240 280 320 360 400 440 480 520 560 Длина по оси основного ствола, м

Давление в скважине

Нарастающий расход

Рисунок 12 - Распределение давления и расхода вдоль основного ствола многозабойной горизонтальной скважины для дебита 0,476 млн.мЗ/сут.

500 400

X

? 300 о

В

с 200 3 100 о

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

длина пласта, м

Рисунок 13 - Профиль многозабойной горизонтальной скважины для дебита 0,246 млн.мЗ/сут.

500

400

3

зоо

J 200

I

3 100

о

<) 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

длина пласта, м

Рисунок 14 - Поле давления многозабойной горизонтальной скважины для

Длина по оси основного ствола, м

Рисунок 15 - Распределение давления и расхода вдоль основного ствола многозабойной горизонтальной скважины для дебита 0,246 млн.мЗ/сут.

Представленная в главе 5 комплексная математическая модель является четвертым защищаемым положением.

Заключение

1. Разработана технология определения рациональной (работающей) длины горизонтальных участков многозабойной скважины и боковых ответвлений, построенных в продуктивных пластах, склонных к разрушению в процессе эксплуатации, включающая:

- установление зависимости работающей длины горизонтального участка, очищающегося от продуктов разрушения пласта потоком добываемой продукции, от фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта;

- установление зависимости работающей длины горизонтального участка от толщины пласта и диаметра скважины;

- установление длины горизонтального участка в зависимости от ограничений на допустимую депрессию и требуемого устьевого режима на входе в сборный коллектор.

2. Разработана технология удаления песчано-глинистых пробок из забоев многозабойной скважины и ее боковых ответвлений промывкой пеной в условиях АНПД, включающая математическую модель и компьютерную программу по управлению забойным давлением в процессе промывки пеной с учетом возможного превращения пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой части скважины.

3. Установлены граничные условия эксплуатации многозабойных скважин, при которых основной ствол и боковые ответвления должны обсаживаться противопесочными фильтрами.

4. Разработана конструкция противопесочного фильтра для укрепления основного ствола и боковых ответвлений многозабойной скважины, построенной на месторождениях, представленных породами, склонными к разрушению (получено положительное решение о выдаче патента на изобретение Роспатент 51МПК Е 21В 43/08(2006.01) по заявке № 201201592103(002158) от 17.01.2012).

5. Разработана комплексная математическая модель «пласт-многозабойная скважина» для определения конфигурации многозабойной скважины и её боковых ответвлений для получения проектного дебита на месторождении с известными фильтрационно-ёмкостными характеристиками продуктивного пласта. Модель учитывает интерференцию притоков газа к боковым и к основному горизонтальным стволам и позволяет определять конфигурацию, обеспечивающую проектный дебит.

6. Многозабойные скважины наиболее эффективны в продуктивных пластах большой толщины и устойчивых к разрушению.

7. Эффективность многозабойных горизонтальных скважин повышается в пластах с увеличением коэффициента анизотропии.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах: В научных журналах и гаданиях, рекомендованных ВАКМинобрнауки России:

1. Результаты контроля технологических параметров пены при промывке песчано-глинистых пробок / К. М. Тагиров, В.В. Киселев, А-Г.Г. Керимов, О.О. Тагиров, И.А. Соболев // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2007, №4(13). С. 9 - 14 (автора ОД п.л.).

2. К вопросу определения предельной длины горизонтального участка скважины / K.M. Тагиров, Л.Г. Коршунова, О.О. Тагиров // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2009, №4(21). С. 58 - 61 (автора 0,15

П.Л.).

3. Сравнительные расчеты гидродинамических забойных давлений и скоростей восходящего потока при промывке скважин пеной и жидкостью / K.M. Тагиров, О.О. Тагиров, Т.Г. Чимагомедов // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2010, №3(24). С. 42 - 45 (автора 0,16 п.л.).

4. К определению оптимальной длины горизонтального ствола в многозабойных скважинах / О.О. Тагиров // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2011, №2(27). С. 111-114 (автора 0,43 п.л.).

5. Условия перекачки пены поршневыми насосами / K.M. Тагиров, О.О. Тагиров // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2011. №5. С. 52 - 54 (автора 0,23 п.л.).

6. Проблемы эксплуатации многозабойных и горизонтальных скважин на газовых и газоконденсатаых месторождениях и ПХГ / K.M. Тагиров, Л.Г. Коршунова, О.О. Тагиров, A.B. Хандзель // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2012. № 4(33). С. 71 - 75 (автора 0,15 пл.).

7. Технология удаления песчано-глинистых пробок из забоев многозабойных газовых скважин на депрессии / О.О. Тагиров, С.Б. Бекетов, K.M. Тагиров // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. 2013. № 2(35). С. 56 - 61 (автора 0,21

П.Л.).

В других изданиях:

8. Гидродинамические забойные давления при промывке скважин пеной и жидкостью / Т.Г. Чимагомедов, О.О. Тагиров // Сборник тезисов и докладов IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых». - Ставрополь : СевКавНИПИГаз, 2010. С. 32 - 34 (автора 0,04 п.л.).

9. Определение длины горизонтального участка многозабойной скважины, обеспечивающей ее очистку от продуктов разрушения пласта потоком добываемой продукции / О.О. Тагиров // Материалы V Международной научной конференции «Научный потенциал XXI века». - Ставрополь, СевКавГТУ, декабрь 2011. С. 57 - 61 (автора 0,28 п.л.).

10. Проблема установки забойных цементных мостов в скважинах в условиях АНПД. Технология установки цементных мостов в газовых скважинах без глушения скважин / О.О. Тагиров // Материалы IV научно-технической конференции молодых специалистов ООО «Газпром ПХГ», г. Саратов, 19-25 мая 2012. (автора 0,05 п.л.)

11. Фильтр для скважины подземных хранилищ газа / С.А. Акопов, Р.В. Карапетов, A.C. Акопов, В.Н. Котляров, О.О. Тагиров. Положительное решение о выдаче патента на изобретение Роспатент 51 МПК Е21В 43/08(2006.01) по заявке № 201201592103(002158) от 17.01.2012.

Формат 60x841/16. Бумага офсетная. Гарнитура Times New Roman Тираж 100 экз. Заказ № 268 от 29.05.2013.

Отпечатано в типографии ООО «Альфа Принт» г. Ставрополь, ул. Морозова, 30, офис 33. Тел.: 941-651