Эксплуатация газовых скважин в условиях активного водо- и пескопроявления Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.279

Эксплуатация газовых скважин в условиях активного водо-и пескопроявления

Д.В. Изюмченко1, Е.В. Мандрик1*, С.А. Мельников1, А.А. Плосков1, В.В. Моисеев2, А.Н. Харитонов2, С.Г. Памужак3

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1

2 ООО «Газпром добыча Надым», Российская Федерация, 629736, ЯНАО, г. Надым, ул. Пионерская, д. 14

3 ООО «Газпром добыча Ямбург», Российская Федерация, 629306, ЯНАО, г. Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, д. 9

* E-mail: E_Mandrik@vniigaz.gazprom.ru

Ключевые слова:

сеноманские залежи,

газовая скважина, водопроявления, пескопроявления, завершающая стадия разработки месторождения, абразивный износ, призабойная зона.

Тезисы. На сегодняшний день значительная часть сеноманских залежей, разрабатываемых ПАО «Газпром», вступила в завершающую стадию разработки. На заключительной стадии разработки месторождений из-за обводнения продуктивного пласта, а также скопления жидкости и песка (водо- и пескопроявлений) на забоях резко усложняются условия эксплуатации газовых скважин, что приводит к их самозадавливанию и потерям добычи газа. Вынос на устья скважин механических примесей, образовавшихся в результате разрушения продуктивного пласта, сопровождается абразивным износом элементов фонтанной арматуры.

В последнее время появляются инновационные технологии и технические решения, направленные на оптимизацию режимов работы скважин и, следовательно, на повышение эффективности эксплуатации обводняющихся скважин и обеспечение плановых отборов газа. Для предотвращения разрушения устьевого оборудования скважин с помощью штуцеров ограничивают дебит (рабочие депрессии) скважин, что в свою очередь зачастую приводит к скоплению жидкости в лифтовой колонне и на забое скважин. В результате значительно снижается дебит скважин, происходят намокание и разрушение призабойной зоны.

В работе представлены рекомендации, направленные на оптимизацию режимов эксплуатации газовых скважин в условиях водо- и пескопроявлений с учетом максимально возможного дебита, при котором не происходит разрушения призабойной зоны пласта и наземного оборудования, и минимального дебита, при котором не происходит скопление жидкости. Изложенные подходы позволяют сократить частоту продувок скважин и повысить эффективность эксплуатации сеноманских залежей месторождений ПАО «Газпром».

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» как ведущий научно-исследовательский институт газовой отрасли и головной научный центр ПАО «Газпром» в области технологий осуществляет исследования и научно-методическое обеспечение проектов, реализуемых в сферах добычи, транспорта, подземного хранения, переработки и использования газа. В институте трудились десятки исследователей с мировым именем, накоплен и используется огромный опыт, в частности, касательно изучения процессов эксплуатации скважин, включая позднюю стадию разработки месторождений.

Эффективность разработки газовых месторождений во многом определяется состоянием прискважинной области продуктивного пласта в начальный период ввода скважины в эксплуатацию. Так, разрушение призабойной зоны скважин сеноманских залежей происходит практически при любой депрессии на пласт. Качественная связь между депрессией на пласт и количеством выносимых твердых примесей в добываемой продукции не установлена до настоящего времени ни на одном из месторождений. Решение этого вопроса сопряжено не только с неустойчивостью коллектора, но и с конструкцией скважин, продолжительностью специальных исследований, качеством сепарации, скоростью движения потока газа по стволу, последовательностью залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков и т.д. [1]. Основными проблемами на заключительной стадии разработки месторождений являются скопление

жидкости на забое скважины, а также разрушение продуктивного пласта вследствие намокания породы [2].

Эксплуатация газовых скважин с наличием в потоке газа жидкости и песка сопровождается следующими процессами: самозадавливанием скважин, уменьшением рабочих дебитов газа, абразивным износом оборудования, а также образованием песчано-жидкостных пробок. Самозадавливание скважины - это процесс, когда гидростатическое давление, созданное столбом накопившейся жидкости, приближается (или превышает) к значению депрессии на пласт. Для эффективного управления разработкой залежей рассчитывается технологический режим. Расчет технологического режима скважин следует проводить в рамках обоснования технологического режима всего газового промысла в целом с учетом геологической характеристики залежи, технических и технологических характеристик промыслового и сква-жинного оборудования. Под технологическим режимом эксплуатации газовых и газокон-денсатных скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях заданных значений дебита газа или (и) давления, осуществляемое путем их регулирования. При этом должны соблюдаться правила охраны недр, окружающей среды и безаварийной эксплуатации скважин.

При расчете технологических режимов работы скважин учитывается целый комплекс геолого-технологических и конструктивных данных: геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства пласта; состав пластовых газа и жидкости; конструкция скважин и шлейфов; техническое состояние скважины, в том числе наличие песчано-глинистых и жидкостных пробок на забое; фактические параметры режима работы скважин (дебит газа, давление и температура газа на устье и забое скважины, коэффициенты фильтрационных сопротивлений пласта, текущее положение газоводяного контакта, содержание жидкости и твердых примесей в газовом потоке на устье скважины, результаты гидрохимического контроля, диаметры штуци-рующих устройств на устье скважины, информация по абразивному износу устьевого оборудования, данные о периодичности продувок скважин).

Для назначения технологического режима работы скважины при водопескопроявлениях

необходимо определить следующие значения дебита газа скважины:

• минимально необходимое для обеспечения непрерывного выноса жидкости на устье

(6мн);

• максимально допустимое с учетом величин максимально допустимых депрессий на пласт ©мд(Л^));

• при котором начинается вынос механических примесей с забоя (бмн.песок);

• максимальное с точки зрения «допустимого» абразивного износа оборудования

(6мд. песок).

Минимально необходимый дебит газовой скважины, т.е. QМН - это расход газа, ниже которого не обеспечивается вынос всей жидкости на устье и она скапливается в стволе скважины. Допустимый дебит скважины - это расход газа, при котором может быть обеспечена безопасная работа скважины при условии выполнения геолого-технологических ограничений по данной скважине.

Значение QМН может быть определено теоретически на основе расчета минимально необходимой скорости газа исходя из условий рассмотрения совокупности различных составляющих: напора газа, поверхностного натяжения на границе раздела фаз «газ - жидкость» и силы тяжести (в некоторых вариантах расчета можно принимать во внимание вязкость газа или воды). В настоящее время предложены различные подходы к определению критической скорости газа, в том числе Дж. Бриллем и Х. Мукерджи, Р. Дж. Тернером, А. А. Точигиным и др.

В 2012-2015 гг. проведены промысловые исследования на скважинах нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ) Медвежьего, направленные на изучение процессов самопроизвольного снижения рабочего дебита газа скважины (<2Т) в результате накопления жидкости в стволе и на забое (самозадавливания скважины), а также выноса жидкости потоком газа. Для проведения исследований выбраны скв. 606, 705, 707, 724 (табл. 1), работающие периодически в режиме самозадавливания. Непосредственно перед испытаниями скважины «самозадавились».

На рис. 1 представлены результаты измерений Qг скв. 707 диафрагменным измерителем критического течения (ДИКТ), выполненных в ходе определения QМН. На график нанесены значения QМН, рассчитанные

Таблица 1

Основные параметры скважин в период испытаний

Параметр Скважина

606 705 707 724

Пластовое давление, ата 11,33 11,62 10,61 10,43

Внутренний диаметр (^лк) / длина лифтовой колонны, м 0,1534 / 1104 0,1534 / 1121,5 0,1534 / 1127 0,114 / 1098,5

Глубина забоя, м 1132 1150 1142 1125,6

Глубина верхних / нижних отверстий перфорации, м 1083 / 1131 1090/ 1133 1092 / 1141 1076 / 1119

Тип жидкости Конденсационная Конденсационная Конденсационная + пластовая Конденсационная

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20

0:00:00

СевкавНИПИгаз

--1

Г J г

Л и— Тер гер

1 Точигш 1

1

Ухт а

С: Л <ва» ина отр абат :>1ва4 ;тся к

\ У

> / V

\ Г— /

1:12:00

2:24:00

3:36:00

4:48:00

12 Е

5

<и

¡2

Ь 10 У

- 8 - 6 -4 -2 - 0

6:00:00 Время, ч:мм:сс

ЧУ- <2г («работа» на ДИКТ) -

буф

— р

затр

— р - Р

затр буф

О вынос жидкости потоком газа О следы жидкости в потоке газа О жидкость не выносится — бмн (Расчет по разным критериям)

Рис. 1. «Работа» скв. 707 на ДИКТ во время исследований по определению QМН:

Р - затрубное давление

с использованием различных критериев оценки (методы АО «СевКавНИПИгаз», Ухтинского филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ», критерии Тернера и Точигина). Вынос жидкости оценивался визуально. Режим «скважина отрабатывается» означает изменение (увеличение) дебита газа естественным образом (за счет очистки забоя скважины от жидкости).

Результаты исследований показали: начало выноса жидкости уже задавленной скважины наиболее верно описывает критерий Ухтинского филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ», но вынос жидкости пробки происходит при более низких значениях Qг, нежели

недопущение ее накопления (это видно при дальнейшем увеличении 2г: скважина продолжает отрабатываться, жидкость снова начинает выноситься, газ подхватывает жидкость, находящуюся ниже на забое скважины). Для обеспечения именно непрерывного выноса и предотвращения стекания жидкости по стенкам работающей скважины необходимо поддерживать более высокие значения Qг. С этой точки зрения наиболее достоверным критерием оценки значения QМН является критерий Точигина. Критерий Тернера дает немного завышенные, а критерий СевКавНИПИгаза - сильно завышенные значения.

Анализ гидродинамических исследований (ГДИ), проведенных в 2011-2013 гг. на скважинах Уренгойского НГКМ силами ПФ «Севергазгеофизика», также показал, что с точки зрения оценки значения QМН наиболее достоверен критерий Точигина.

Дебит газа, при котором происходит вынос песка с забоя скважины, определяется теоретически. Для этого рассчитывают скорость газа уг на забое, м/с, при которой начинается вынос частиц песка:

у, = Е,,

(Рч "Рг ¥ЧЯ

Яе„ =

Рг V <ч К

1 =

21

-при Яе < 0,2;

-+ —— + 0,28 при 0,2 <Яе < 4-103;

Яеч Яе05 Р 4

0,47 при Яеч > 4 -103.

частиц песка диаметром <ч и менее, рассчитывается по формуле

Qы

Т Р

101 з

Р 2Т

■ 86,4,

(3)

(1)

где Еч - коэффициент, в том числе учитывающий взаимодействие частиц и силы сцепления песчинок и жидкости (по экспериментально-промысловым исследованиям можно принять Еч ~ 3,5, но его необходимо уточнять по результатам ГДИ для каждой скважины); рч - плотность частицы песка, кг/м3; рг - плотность газа на забое, кг/м3; < ч - средневзвешенный диаметр частиц песка, м; Я - ускорение свободного падения, м/с2; А - коэффициент формы (для частиц сферической формы А = 1, для частиц скругленной формы с неровной поверхностью А = 2,5); £ - коэффициент сопротивления частиц, зависящий от числа Рейнольдса частицы (Яе,).

Для условий забоя

(2)

где Т0 - стандартная температура, К; Рз - забойное давление, МПа; Р0 - стандартное давление, МПа; 2 - коэффициент сверхсжимаемости газа у башмака лифтовой колонны; Т - забойная температура, К. (При высоко поднятой лифтовой колонне вместо <лк необходимо использовать диаметр эксплуатационной колонны.)

Последовательность действий при обосновании технологического режима работы скважины в условиях водо- и пескопроявлений показана на рис. 2.

Согласно алгоритму (см. рис. 2) рассчитывается значение QМН по формуле

QMH Ум

л<2. Р Т0

Р 2Т

■ 86,4,

(4)

где vмин - минимальная скорость газа, необходимая для выноса жидкости, м/с.

( „„ „2 Л0'25

Уми„ = 3,3

Р2 (Рж -Рг )

(5)

где ^ - динамическая вязкость газа на забое скважины, Пас;

где с - коэффициент поверхностного натяжения жидкости, Н/м; рж - плотность жидкости, кг/м3. При этом вместо <лк следует использовать диаметр эксплуатационной колонны, если низ лифтовой колонны расположен значительно выше верхнего интервала перфорации [3].

Далее рассчитывается QМД(ДP) с учетом величины максимально допустимой депрессии на пласт:

QI

-а + УА2 + 4Ь(Р^ -(Рш -АР)2)

мд(др)

2Ь

(6)

Расчет скорости газа уг проводится в два этапа:

1) коэффициент £ принимают равным 0,47 и рассчитывают уг по формуле (1);

2) полученное значение уг подставляют в формулу (2) и новое значение £ используют для расчета по формуле (1) окончательного значения уг, при котором начинает происходить вынос частиц песка диаметром < ч.

Пороговый расход газа Qмн.песок, тыс. м3/сут, при котором происходит вынос

где а, Ь - линейный, МПа2сут/тыс. м3, и нелинейный, (МПасут/тыс. м3)2, коэффициенты фильтрационного сопротивления пласта соответственно; Рпл - пластовое давление, МПа; АР - максимально допустимая депрессия на пласт, МПа.

В случае наличия в скважине пакера задача определения коэффициентов а и Ь без спуска глубинных приборов усложняется. Для этого необходимо во время проведения геофизических исследований (спуска глубинных приборов) получить зависимость потерь давления в лифтовой колонне от Qг и в ходе дальнейших ГДИ скважины использовать полученную зависимость потерь давления в лифте для расчета

Рис. 2. Алгоритм выбора технологического режима работы скважины при водо-, пескопроявлениях: QМд - максимально допустимый дебит газа как комплексный параметр, учитывающий эрозию, разрушение пласта и другие ограничения, тыс. м3/сут; ПАВ - поверхностно-активные вещества

Рз с последующим определением коэффициентов фильтрационного сопротивления.

Qмд.песок рассчитывается при к = кдоп (где к, кдоп - соответственно фактическая и допустимая скорость эрозии стенки трубы, мм/год), т.е. абразивный износ оборудования не превышает допустимые значения по формуле (7) с учетом адаптации под действующие требования ПАО «Газпром» к максимальному содержанию механических частиц в потоке газа [4]:

к Б^й2

Q _ ДОЛ_вн_

" АР^р ку1'7

э у пгч ч ч

где Аэ - эмпирическая константа (принимается равной 5 10-9, но должна уточняться по промысловым данным); Ру - коэффициент угловатости частиц (определяется по табл. 2);

Рп - коэффициент проникновения (для стали принимается равным 0,206 м/кг); кч - содержание механических частиц в потоке газа, вызывающих абразивный износ (определяется по результатам последних ГДИ скважины), мм3/м3; Б - твердость по шкале Бринелля (табл. 3); й?вн - внутренний диаметр трубопровода на устье, м; уч = у^у - скорость частиц, м/с (уотн - относительная скорость частиц, м/с, определятся графически (рис. 3); уг.у - скорость газа на устье, м/с).

(7)

УГ.У = 0,01474 ^

Qг Т 2у Ро

РТ 1у10

(8)

где Ту - температура газа на устье, К; - коэффициент срерхсжимаемости газа на устье скважины.

Таблица 2

Значения F

Резкие острые углы

1,0

Закругленные или полузакругленные углы

0,53

Круглые, сферические стеклянные гранулы

0,20

Таблица 3

Твердость материалов, используемых в составе фонтанной арматуры

Элемент фонтанной арматуры Материал В Примечание

Задвижка, штуцер 30 ХМЛ 160...255 Поставляются с завода

30 ХМА 187...248

Соединительный трубопровод 09Г2С 112.127

Сталь 20 127.207

17ГС До 143

Часть фонтанной арматуры или трубопровода, подверженная эрозионному износу Стеллит 446.460 Покрываются дополнительно изнутри / поставляются с завода (фирма «Плакарт»)

Игла угловых штуцеров ASTM A182-F6NM 555.615 Поставляются с завода

Упрочняющая наплавка на иглы Карбид вольфрама 860.980

11,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0 0

0 01 ------ --------------. 0,9 Re : ч -■- 10 . 100 -*- 1000 --*- 10000 -•- 100000 "

^0,022 2,1

N. 0,036 ^^0,32 ,1 X 2\. 3,2

\ 0,049 V0.45 1,8^ 4,7

\ 0,062 \ 0,65 27 \ 4,344 6,8

\0,078 \_С 3,Д 6,2^4 ,85 10

,091 4,7 8,5 \ 1,05 \ \ 14

0,102 Л 5,Д 12'^Ov \ 1,25 \ \\ 22

0,108 Л 7,3\ 18''^ТЧ V5 V

0,110 \.2 ^—"—~i650 700

01

10

Безразмерный параметр Ф

Рис. 3. Зависимость относительной скорости частиц от безразмерного параметра Ф и Яеч

Ф = L ,

d рч

где L - эквивалентная длина зоны застоя, м, определяется графически (рис. 4);

PT

- У о

Рг.у _ Рст PZ т Г0А у1 у

- плотность газа на устье, кг/м3

(рст - плотность газа в стандартных условиях, кг/м3) [5].

Аналогично формуле (2) Яеч для устьевых условий рассчитывается по формуле

Re„ =

Рг.у Vry d К.у

где - динамическая вязкость газа на устье скважины, Пас.

Далее сравниваются полученные значения

0мД (ДР) и бмД.песок: если 6МД(АР) > б!^^

то принимают бмд = бмд.песок, в противном случае принимают бмд = бмд(ДР)-

Затем сравниваются полученные значения

бмд и бмн-

1) если бмд < бмн, необходимо поддерживать бг < бмд. Нужно учитывать, что это создаст условия для скопления жидкости на забое и дальнейшего самозадавливания скважины. В этом случае рекомендуется подавать ПАВ в скважину или производить периодические

-с

3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5

-

— тройник — колено

i I

0 50 100 150 200 250 300 Внутренний диаметр, мм

Рис. 4. Зависимость отношения длины зоны застоя к эквивалентной длине застойной зоны Ь0 (для тройника Ь0 = 29,97-10-3 м, для колена Ь0 = 26,92-10_3 м) в зависимости от внутреннего диаметра тройника (колена)

продувки. Также можно назначить иную технологию, выбор которой осуществляется согласно СТО Газпром 2-2.3-1018-20151;

2) если бМд > Qmh, Qr необходимо поддерживать в диапазоне Qmh • • • Qмд(дP).

Также для обеспечения более безопасной и стабильной работы скважин сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона используется специальное оборудование, применяемое на скважинах с целью автоматического контроля выноса песка и жидкости на устья скважин. К такому оборудованию относятся: датчик-сигнализатор ДСП-АКЭ (песок и жидкость) ЗАО «Сигма Оптик», система регистрации выноса твердых фракций «Кадет» (песок) ЗАО «Объединение БИНАР», система контроля параметров потока «Поток» (песок и жидкость) ООО «ГАНГ-Нефтегазавтоматика», система контроля параметров потока «Спектр» (песок) ООО «ГАНГ-Нефтегазавтоматика», многофазный расходомер Roxar 2600 (жидкость) и акустическая система обнаружения песка SAM 400 (песок) компании Roxar Services A, приборы SandQ компании ClampOn и другие. В общем и целом на скважинах

месторождений ПАО «Газпром» используются порядка 2500 комплектов оборудования.

Таким образом, в ходе исследований даны рекомендации по оптимизации режимов эксплуатации газовых скважин в условиях водо-и пескопроявлений с учетом максимально возможного дебита, при котором не происходит разрушения призабойной зоны пласта и наземного оборудования, и минимального дебита, при котором не происходит скопления жидкости. Представлены алгоритм и методология выбора оптимального режима работы для скважин, работающих в условиях, осложненных скоплениями жидкости и выносом механических примесей с забоя (абразивный износ наземного оборудования). Данные подходы позволяют сократить частоту продувок скважин и повысить эффективность эксплуатации сеноманских залежей месторождений ПАО «Газпром».

Список литературы

1. Плосков А. А. Потери давления в зоне вскрытия продуктивного пласта скважин сеноманских залежей в период падающей добычи /

А.А. Плосков, И.В. Шулятиков, Д.В. Дикамов и др. // Газовая промышленность. - 2012. -№ 5. - С. 24-28.

2. Плосков А.А. Фильтрация конденсационной воды в пласт в работающих скважинах сеноманских залежей / А.А. Плосков,

И.В. Шулятиков, В.З. Минликаев и др. // Газовая промышленность. - 2013. - № 5. -C. 62-66.

3. Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / А.А. Точигин, Г.Э. Одишария. - М.: Газпром ВНИИГАЗ; Ивановский государственный энергетический университет, 1998. - 400 с.

4. McLaury B.S. A particle tracking method to predict sand erosion threshold velocities

in elbow and tees / B.S. McLaury, S.A. Shirazi, J.R. Shadley // The 1994 ASME Fluids Engineering Division summer meeting, Lake Tahoe, Nevada, June 19-23, 1994.

5. Shirazi S.A. A procedure to predict solid particle erosion in elbows and tees / S.A. Shirazi,

J.R. Shadley, B.S. McLaury et al. // Codes and Standard in a Global Environment, PVP. - 1993. -T. 259. - C. 159-167.

См. СТО Газпром 2-2.3-1018-2015. Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона. Выбор технологии / ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М.: ИРЦ Газпром, 2015. - 27 с.

0

Operation of gas wells in conditions of active water and sand manifestation

D.V. Izyumchenko1, Ye.V. Mandrik1*, S.A. Melnikov1, A.A. Ploskov1, V.V. Moiseyev2, A.N. Kharitonov2, S.G. Pamuzhak3

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation

2 Gazprom Dobycha Nadym LLC, Bld. 14, Pionerskaya street, Nadym, Yamal-Nenets Autonomous District, 629736, Russian Federation

3 Gazprom Dobycha Yamburg, Bld. 9, Geologorazvedchikov street, Novyy Urengoy, Yamal-Nenets Autonomous District, 629306, Russian Federation

* E-mail: E_Mandrik@vniigaz.gazprom.ru

Abstract. Today, most of the Cenomanian deposits being developed by the Gazprom PJSC entered the final stage of exploitation. At this final stage due to irrigation of productive beds and to accumulation of liquid and sand at well bottoms (water and sand manifestations) conditions of gas well operation become seriously complicated, and it leads to self-killing of wells and losses of gas products. Well-face ejection of mechanical additives originated due to destruction of a productive bed is accompanied with the abrasive wear of production treble elements.

Last time, few innovative technologies aimed at optimization of well regimes, rising performance of irrigated wells and provision of planned gas outputs have come in sight. To prevent destruction of well-face equipment the well yields (working pressure drops) are limited by union nipples, and it often makes liquid accumulate in lift columns and well bottoms. As a result, the well outputs sizably drop, and well-bottom areas become wet and ruin.

The paper presents recommendations on optimization of gas well operation regimes in conditions of water and sand manifestations on account of values of maximal possible gas yield supposing non-destruction of bottomhole zones of beds and equipment, and minimal gas yield supposing non-accumulation of liquid. Revealed approaches will afford to reduce number of well air-blowing operations and to rise performance of Gazprom PJSC Cenomanian deposit operation.

Keywords: Cenomanian deposits, gas well, water and sand manifestations, final stage of field development, abrasive wear, bottomhole area.

References

1. PLOSKOV, A.A., I.V. SHULYATIKOV, D.V. DIKAMOV et al. Pressure losses in a tailing-in zone of Cenomanian wells during a period of declining production [Poteri davleniya v zone vskrytiya produktivnogo plasta skvazhin senomanskikh zalezhey v period padayushchey dobychi]. Gazovaya promyshlennost. 2012, no. 5, pp. 24-28. ISSN 0016-5581. (Russ.).

2. PLOSKOV, A.A., I.V. SHULYATIKOV, V.Z. MINLIKAYEV et al. Bed infiltration of condensation water in working wells of Cenomanian deposits [Filtratsiya kondensatsionnoy vody v plast v rabotayushchikh skvazhinakh senomanskikh zalezhey]. Gazovaya promyshlennost. 2013, no. 5, pp. 62-66. ISSN 0016-5581. (Russ.).

3. TOCHIGIN, A.A. and G.E. ODISHARIYA. Applied hydrodynamics of gas-liquid mixtures [Prikladnaya gidrodinamika gazozhidkostnykh smesey]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ and Ivanovo State Power University, 1998. (Russ.).

4. McLAURY, B.S., S.A. SHIRAZI, J.R. SHADLEY. A particle tracking method to predict sand erosion threshold velocities in elbow and tees. In: Proc. of the 1994 ASME Fluids Engineering Division summer meeting, Lake Tahoe, Nevada, June 19-23, 1994.

5. SHIRAZI, S.A., J.R. SHADLEY, B.S. McLAURY et al. A procedure to predict solid particle erosion in elbows and tees. Codes and Standard in a Global Environment, PVP. 1993, vol. 259, pp. 159-167.