Особенности определения эффективности интенсификаций в карбонатных коллекторах Астраханского месторождения Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.279.5

В.Н. Чельцов, Т.В. Чельцова, Л.А. Калякина

Особенности определения эффективности интенсификаций в карбонатных коллекторах Астраханского месторождения

Целью проведения интенсификаций притока газа к скважинам является дополнительная добыча газа. При проведении интенсификаций варьируются различные технологии закачек растворов, реагенты и их концентрации. Ведется поиск наиболее эффективных вариантов и определение их рентабельности. Это предъявляет повышенные требования к точности проводимых расчетов, которые осложнены рядом факторов: наличием пороговых градиентов давления при фильтрации флюидов в низкопроницаемом коллекторе [1, 2]; изменчивостью закона фильтрации в разных диапазонах дебитов в резко неоднородном по разрезу коллекторе; длительной стабилизацией дебита скважины после ее простоя; цикличностью изменения параметров режима работы скважины при внешнем виброгеодинамическом воздействии на коллектор (пластового давления [3, 4], температуры [5], плотности смеси, поступающей в скважину [6], дебита); деформационными процессами в коллекторе при снижении пластового давления и др.

На Астраханском газоконденсатном месторождении (ГКМ) интенсификации притока газа к скважинам проводятся в большом количестве. За первые 18 лет работы промысла по 143 скважинам проведено 418 соответствующих операций 15 разных типов - солянокислотные ванны (СКВ), солянокислотные обработки (СКО) и т.д. Идентификатор операции включает название типа операции и порядковый номер ее проведения на данной скважине. Насчитывается более 50 разновидностей операций. По большинству операций надежных выводов сделать не представлялось возможным. Однако по нескольким типам интенсификаций данных для проведения всестороннего анализа оказалось достаточно (СКО ступенчатая, СКО, МССКО - массированная спирто-солянокислотная обработка).

По рассматриваемому периоду первых 18 лет разработки залежи была выполнена детальная обработка всего имеющегося материала с построением зависимостей эффективности интенсификаций от удельного расхода кислоты (УРК) по различным типам и порядковым номерам интенсификаций. Этот период характеризуется тем, что большинство скважин до и после интенсификаций исследовались на продуктивность в значительном объеме и в течение длительного времени. При этом для обоснования выводов обеспечивалась необходимая точность определений. Полученные на этом этапе результаты и закономерности легли в основу соответствующего анализа данных последующих лет, когда объем и продолжительность исследований скважин резко сократились и погрешности определений существенно возросли.

При анализе результатов проведения интенсификаций использовалось линейное уравнение притока газа к скважине при наличии пороговой депрессии (начальный перепад давления), которое соответствует наблюдениям по большинству скважин:

Ключевые слова:

интенсификация

притока газа,

эффективность,

расчетная

проницаемость,

пороговая

депрессия,

удельный

расход кислоты,

Астраханское

газоконденсатное

месторождение,

солянокислотная

ванна,

солянокислотная обработка.

Keywords:

well stimulation, efficacy,

design permeability, threshold depression, specific acid rate, Astrakhan gas-condensate field, hydrochloric-acid bath,

hydrochloric-acid processing.

AP = Ap0 + qq,

где АР - депрессия на пласт; Ар0 - пороговая депрессия; ф - фильтрационный коэффициент сопротивления; q - дебит скважины.

При расчете эффективности как отношения дебитов после и до интенсификации при одной и той же депрессии ее значение существенно зависит от величины выбранной депрессии. В связи с этим закономерности изменения эффективности

3,4 3,2 3,0 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0

0,2

п = 24

! = 25

0,3

! = 24

0,4

0,5 0,6 0,7 0,8 Удельный расход кислоты, м3/м

0,9

1,0

1,1

1,4

0,5 0,6 0,7 0,8 Удельный расход кислоты, м3/м

б

Рис. 1. Средняя эффективность и-го числа первичных интенсификаций по увеличению проницаемости (а) и снижению пороговой депрессии (б): К1, АР1 - соответственно, расчетная проницаемость и пороговая депрессия до проведения мероприятий; К2, ЛР2 - соответственно, расчетная проницаемость и пороговая депрессия после проведения мероприятий

интенсификаций в зависимости от УРК и порядкового номера выявлялись не по дебитам, а по изменению значений пороговой депрессии и расчетной проницаемости, полученных по результатам исследования скважин на продуктивность. Такие зависимости для первичных интенсификаций представлены на рис. 1. Среднестатистические зависимости с учетом всех имеющихся данных приведены на рис. 2.

При известных текущих фильтрационных коэффициентах скважин приведенные на рис. 2 зависимости можно использовать при прогнозировании эффективности будущих интенси-фикаций.

Применительно к конкретной скважине, задавая различные значения депрессии, можно получить зависимость эффективности той или иной интенсификации от депрессии. Значение

эффективности, рассчитанное по соотношению дебитов, существенно зависит от величины выбранной депрессии, особенно при наличии пороговых градиентов давления, а также от исходной продуктивной характеристики скважины. Например, при депрессии 14 МПа эффективность первичных интен-сификаций выше, чем при депрессии 21 МПа, в условиях высокой продуктивности скважин на 27 %; средней продуктивности - на 10 %; низкой продуктивности - на 1,5 %.

На практике эффективность геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах определяется по соотношению дебитов после и до ГТМ при рабочих значения депрессии или устьевого давления. Эффективность, рассчитанная при рабочей депрессии, показывает степень воздействия ГТМ на призабой-

а

2 3

Удельный расход кислоты, м3/м а

первая СКО и СКВ СКО после СКВ

Удельный расход кислоты, м3/м б

вторая СКО

гидроразрыв пласта после СКО

третья и последующие СКО

Рис. 2. Среднестатистическая эффективность интенсификаций по проницаемости (а)

и пороговой депрессии (б)

ную зону скважины, а рассчитанная с учетом рабочего устьевого давления - фактический прирост дебита. Поскольку рабочие значения депрессий и устьевых давлений по скважинам могут существенно отличаться, то сравнивать эффективности одинаковых ГТМ по скважинам некорректно.

Применительно к условиям Астраханского ГКМ определение степени эффективности ГТМ и их анализ должны учитывать следующие особенности:

• точность определения эффективности интенсификаций зависит от точности расчета фильтрационных коэффициентов до и после проведения означенной операции.

В первую очередь это зависит от количества снятых режимов при исследовании скважины. Кроме того, ошибочное определение фильтрационных коэффициентов до рассматриваемой интенсификации приводит к ошибке определения эффективности предыдущей интенсификации и данной с противоположными знаками. Как правило, на скважине проводятся интенсификации разных типов. В связи с возможностью появления указанных погрешностей выбор наилучшего типа интенсификаций в данном случае будет некорректным.

Анализ материалов показывает, что для надежного определения эффективности значения фильтрационных коэффициентов необходимо

рассчитывать не менее чем по 18 режимам [7]. При расчете фильтрационных коэффициентов по трем и менее режимам, что часто наблюдается, определение эффективности может иметь недопустимо большую погрешность;

• в связи со снижением пластового давления в процессе работы скважины изменяются вязкость, коэффициент сжимаемости газа и поровый объем коллектора, что приводит к изменению фильтрационных свойств последнего. Судя по среднестатистическим данным, за истекший период разработки Астраханского ГКМ погрешность определения эффективности ГТМ без учета указанного фактора невелика. Однако по отдельным скважинам годовое изменение дебита может достигать ±15 %, и если разница во времени определения фильтрационных коэффициентов до и после ГТМ достигает большой величины, произойдет заметное изменение фильтрационных коэффициентов, что необходимо будет учитывать при расчете эффективности ГТМ;

• фильтрационные коэффициенты определяются по результатам исследования скважин на продуктивность через контрольный сепаратор (КС) по параметрам, снимаемым при стационарных (условно) режимах фильтрации. Для Астраханского ГКМ время стабилизации дебита «среднерасчетной» ранее не работавшей скважины составляет примерно 190 сут. Динамика стабилизации дебита после простоя скважины в течение 190 и более суток для данного случая приведена на рис. 3. Безразмерный стабилизированный дебит составляет 0,623.

Если скважина перед ГТМ работала длительное время, то принимается, что снятые

режимы до ГТМ стабилизированы, а после ГТМ стабилизированы только в том случае, если время работы скважины не меньше времени простоя при проведении ГТМ. Различаются два случая определения эффективности ГТМ: применительно к первичным ГТМ в большей степени нестабилизированы режимы до ГТМ, а к повторным - режимы после ГТМ. В первом случае эффективность ГТМ занижается, а во втором - завышается.

Так, по скв. 116 Астраханского ГКМ 04.06.1990 выполнена первичная СКО. До СКО скважина не эксплуатировалась. По проведенным исследованиям до СКО пороговая депрессия (ДР0) составила 2,95 МПа, коэффициент сопротивления (ф) -0,03087 МПа-сут/тыс. м3, после СКО - соответственно 6,82 МПа и 0,02510 МПа-сут/тыс. м3. При депрессии 15,4 МПа дебит до СКО составил 403,3 тыс. м3/сут, после - 341,8 тыс. м3/сут. Эффективность отрицательная: -15,24 %. Расчетные фильтрационные коэффициенты до СКО при стабилизации режимов составили ДР0 = 7,27 МПа и ф = 0,03087 МПа-сут/тыс. м3, после СКО - соответственно, 6,86 МПа и 0,02510 МПа-сут/тыс. м3, а дебиты до СКО - 263,4 тыс. м3/сут, после СКО -340,2 тыс. м3/сут. Эффективность положительная: 29,16 %. Таким образом, разница в эффективности в первом и во втором случаях составила 44,4 %. Эффективность первичной СКО по скв. 116 была занижена на 44,4 %.

Проработавшая в течение 15 лет скв. 110 была остановлена в декабре 2010 г. и простояла 2 года. За это время выполнили ее профилактический ремонт (ПРС) и работы по очистке дрос-

ю

и «

1,0

0,9

0,8

Д 0,7

0,6

10

20

60

30 40 50

Время работы скважины, сут

Рис. 3. Динамика стабилизации дебита

70

80

90

0

селирующего клапана. За период с 04.05.2007 по 23.06.2010 при исследовании на КС было снято 18 стабилизированных режимов, по которым определены фильтрационные коэффициенты до проведения работ на скважине: ДР0 = 2,45 МПа, ф = 0,01299 МПа-сут/тыс. м3, дебит при депрессии 10,2 МПа равен 596 тыс. м3 / сут. После выполнения работ за период с 19.12.2012 по 14.05.2013 проведено три исследования на КС и снято, соответственно, 1, 2 и 3 режима. Все снятые режимы нестабилизированы. При этом дебиты при депрессии 10,2 МПа составили, соответственно, 572, 432 и 386 тыс. м3/сут, а при стабилизированных режимах - 442, 402 и 384 тыс. м3/сут.

Рабочий дебит, рассчитанный по данным первого исследования после простоя скважины, больше рассчитанного по данным третьего исследования на 48 % при нестабилизи-рованных режимах и только на 15 % при стабилизированных режимах. Эффективность, рассчитанная по результатам первого исследования и без учета стабилизации режимов, составляет (-)4 % (572 / 596 = 0,96), а по стабилизированным режимам - (-)26 % (442 / 596 = 0,74), т.е. без учета стабилизации режимов эффективность завышается на 28 % (относительно - на 30 %);

• при изучении динамики изменения продуктивной характеристики скважин (дебит при постоянной депрессии) выявлена ее цикличность с различными периодами (от одних суток до 18 лет) [3] и процессом фильтрации газа при наличии пороговых градиентов давления [1, 2]. Если ГТМ проводится в период снижения продуктивности скважины, то его эффективность без учета этого фактора занижается и может иметь отрицательное значение; если же это происходит в период роста продуктивности, эффективность ГТМ завышается. Минимальные погрешности в определении эффективности ГТМ соответствуют периодам достижения экстремальных значений продуктивности, максимальные - средним периодам между периодами максимальной и минимальной продуктивности.

Так, по скв. 914 за период с 11.06.98 по 10.11.11 в течение 13 лет выполнено 5 интен-сификаций. Без учета цикличности дебитов эффективности интенсификаций в порядке очередности составили: +91 %, -6,4 %, +3,0 %, +3,3 %, +115,2 % (после капитального ремонта); с учетом цикличности, соответственно: +56,7 %, +13,6 %, +25,8 %, +13,3 %, +106,1 %. Сравнение эффективности второй

СКО с эффективностью четвертой, которая должна быть ниже и по порядковому номеру, и по УРК (1,235 и 0,617 м3/м соответственно), показывает, что без учета цикличности эффективность четвертой СКО выше на 9,4 %, а с учетом - ниже на 0,3 %. Эффективность третьей СКО без учета цикличности на 0,2 % ниже эффективности четвертой, хотя УРК в первом случае был в 4 раза больше (2,469 и 0,617 м3/м соответственно). С учетом цикличности эффективность оказалась выше на 12,5 %.

Средние по пяти интенсификациям эффективности в рассматриваемых вариантах отличаются незначительно - на 1,9 %. В то же время по отдельным обработкам расхождения достигают (+)34,2 % (эмульсионная солянокислот-ная обработка (ЭСКО) после СКВ) и (-) 22,7 % (ЭСКО 5-го рода, третья).

Эффективность отдельных ГТМ без учета цикличности продуктивной характеристики скважин в большинстве случаев определяется с высокой погрешностью. При расчете средней эффективности нескольких обработок погрешность уменьшается с увеличением числа обработок. Так, погрешности определения средней эффективности ГТМ по одной, двум, трем, четырем и пяти обработкам (в данном случае) оцениваются в размере ±30, ±20, ±15, ±7 и ±2 % соответственно.

В качестве примера далее приведен расчет эффективности интенсификаций по скв. 20-Э с учетом цикличности ее продуктивной характеристики. Выбор этой скважины обусловлен высокой амплитудой колебаний дебита и относительно большим объемом проведенных исследований на продуктивность. Скважина эксплуатируется с 10.12.1987. За весь период ее работы проведено шесть интенсификаций: массированная солянокис-лотная обработка (МСКО) с объемом кислотного раствора = 85 м3, УРК = 1,022 м3/м; МССКО - Ккл = 200 м3, УРК = 2,404 м3/м; СКО - ¥кп = 300 м3, УРК = 3,606 м3/м;

К.р

СКВ - К = 25 м3, УРК = 0,300 м3/м; СКО -

кР

Кк.р = 50 м3, УРК = 0,601 м3/м; СКВ - ¥кр = 20 м3, УРК = 0,240 м3/м. За период с 1990 по 2012 гг. проведены четвертая, пятая и шестая интенсификации с небольшим расходом кислотного раствора. На рис. 4 приведена динамика дебита при депрессии 13 МПа с указанием времени проведения интенсификаций. Дебиты рассчитывались по фильтрационным коэффициентам по результатам исследования скважин

на продуктивность за определенные отрезки времени, в связи с чем циклы изменения дебита с меньшими периодами были сглажены. Тем не менее цикл с периодом 9-11 лет четко выражен (влияние Юпитера, период обращения вокруг Солнца - 10,8 года) [8].

Рассматривая и сопоставляя приведенные на рис. 4 построения, можно сделать следующие заключения. Пятая интенсификация была проведена при сравнительно небольшом УРК (0,6 м3/м). Согласно среднестатистической зависимости (см. рис. 2) ее эффективность должна быть положительной по проницаемости (1 %) и отрицательной по пороговой депрессии (0,13 МПа), что дает по дебиту отрицательный эффект -0,7 %. Рассматривая динамику дебитов (см. рис. 4), видим, что ее восходящая и нисходящая ветви пересекаются практически в точке проведения интенсификации. А это значит, что эффективность данной интенсификации равна нулю. Если эффективность рассчитать строго по графику на рис. 4, она также будет отрицательной: примерно -0,6 %. Если же не учитывать цикличность динамики дебитов и рассчитать эффективность по фильтрационным коэффициентам, полученным по результатам исследования скважины до и после интенсификации, то эффективность окажется положительной: 3,7 %. Отличие от первых двух вариантов расчета незначительное - приблизительно 4,3 %.

Небольшая разница в определениях обусловлена тем, что интенсификация проводилась в период достижения продуктивной характеристикой скважины экстремального значения (см. ранее). Согласно средним трендам динамики дебитов, дебит на среднюю дату определения фильтрационных коэффициентов до интенсификации составит около 708 тыс. м3 / сут, а после интенсификации - приблизительно 694 тыс. м3 / сут. Разница в дебитах - 2 %.

Рассмотрим период времени посередине между экстремальными точками, например: на восходящей ветви - середину 2001 г., а на нисходящей - конец 2006 г. Тогда разница в дебитах в одинаковом интервале времени, как и в случае определения фильтрационных коэффициентов до и после мероприятия, составит на восходящей ветви 37 % (462 и 635 тыс. м3/сут) и на нисходящей 17 % (538 и 627 тыс. м3/сут). По данным сейсмических наблюдений известно, что сейсмособытия протекают таким образом, что восходящая ветвь всегда круче нисходящей.

Шестая интенсификация (СКВ) проведена при УРК = 0,24 м3/м. Согласно среднестатистической зависимости ее эффективность по дебиту отрицательна: около -1 %. По результатам второго исследования скважины на продуктивность, в ходе которого снято пять стабилизированных режимов, эффективность оказалась отрицательной: -23,4 %. Если же определять

860

760

^ 660

560

s

460

360

260

X 26^

/ ч X 32 31У

• 27 \?9 Л

V 3^31 34 VV

|Aq = 0,6%

I 25

26

30

28

26

25

О1

¿75

13 20

г15

1990

1992

1994

1996

1998

2002

2004

2006

4-я инт-ция.: СКВ (0,3 м3/м)

5-я инт-ция.: СКО (0,601 м3/м)

6-я инт-ция: СКВ (0,240 м3/м)

О

2000 Год

тренды динамики дебитов экспериментальные данные нестабилизированный дебит расчетный стабилизированный дебит

2008

2010

2012

27

количество

снятых

режимов

Рис. 4. Учет цикличности дебитов по скв. 20-Э при расчете эффективности интенсификаций

эффективность с учетом цикличности дебитов (продуктивность скважины в этом интервале времени снижается на 10 % в год по дебиту), то она оценивается как нулевая, судя по тому, что на момент снятия вышеупомянутых пяти режимов приходится пересечение нисходящей и восходящей ветвей динамики дебитов.

Таким образом, эффективность двух рассмотренных интенсификаций с учетом цикличности дебитов оценивается как нулевая. Логично предположить, что этот вывод достоверен. Во-первых, до проведения этих интен-сификаций с низкими УРК было проведено уже четыре интенсификации, три из которых являлись большеобъемными (УРК = 1,02; 2,4 и 3,6 м3/м). Во-вторых, вывод хорошо согласуется со среднестатистическими данными, полученными по результатам проведения интенсифика-ций за первые 18 лет разработки залежи.

В заключение остановимся на сравнении эффективностей ГТМ, рассчитываемых при одинаковых значениях депрессии и устьевого давления. Для определения прироста добычи газа за счет проведения ГТМ и рентабельности различных типов ГТМ эффективность рассчитывается по устьевому давлению.

Учитывая, что при росте дебитов после проведения ГТМ потери давления в насосно-компрессорных трубах возрастают, логично предположить снижение эффективности ГТМ. Соответствующие сравнительные расчеты проводились по конкретным 17 скважинам, ГТМ по которым были выполнены в 2015 г. В среднем эффективность, рассчитанная по устьевому давлению, меньше рассчитанной по депрессии на 30 % (относительная величина). Чем выше эффективность ГТМ или дебиты, тем больше эта разница. В среднем при дебитах 100, 300 и 500 тыс. м3/сут данное относительное снижение эффективности составит 2, 24 и 46 % соответственно.

***

Таким образом, зффективность ГТМ, проводимых на скважинах, определяется отношением дебитов после и до ГТМ, рассчитываемых по соответствующим фильтрационным коэффициентам при одних и тех же значениях депрессии на пласт либо устьевого давления. В первом случае оценивается воздействие ГТМ на при-забойную зону скважины, во втором - дополнительная добыча газа и рентабельность того или иного типа СКО. Оценка рентабельности

предъявляет повышенные требования к точности определения эффективности ГТМ, которое для условий Астраханского ГКМ осложнено рядом факторов.

Точность определения эффективности зависит от количества проведенных исследований продуктивности и снятых при этом режимов до и после ГТМ. Для определения эффективности ГТМ с высокой точностью в условиях Астраханского ГКМ необходимо фильтрационные коэффициенты рассчитывать не менее чем по 18 режимам, снятым в течение 2 лет как до, так и после ГТМ (требование обусловлено цикличностью динамики изменений продуктивной характеристики скважин). Такой объем исследований на промысле практически невыполним. В лучшем случае за год могут быть проведены три исследования и сняты 9 режимов. При этом погрешность определения эффективности увеличивается, и выявить более эффективный тип СКО не представляется возможным.

В связи с изменением фильтрационных свойств коллектора в процессе работы скважины годовое изменение дебита по отдельным скважинам может достигать ±15 %, и при значительной разнице во времени определения фильтрационных коэффициентов до и после ГТМ этот фактор необходимо учитывать.

Применительно к условиям Астраханского ГКМ период стабилизации дебита «средне-расчетной» ранее не работавшей скважины является длительным и составляет примерно 190 суток. При определении эффективности ГТМ этот фактор следует контролировать по соотношению времени работы и простоя скважины и при необходимости вводить поправки на нестабилизированные дебиты. Без учета этого фактора погрешность определения может достигать 50 %.

При изучении динамики изменения продуктивной характеристики скважин (дебит при постоянной депрессии) выявлена ее цикличность, обусловленная внешними циклическими воздействиями на земную кору различной периодичности (от одних суток до 18 лет) и процессом фильтрации газа при наличии пороговых градиентов давления. Если ГТМ проводится в период снижения продуктивности скважины, то без учета этого фактора его эффективность занижается и может приобрести отрицательное значение; если же это происходит в период роста продуктивности, эффективность завышается. Погрешность расчета эффективности без

учета цикличности дебитов может достигать 40 %. Погрешность расчета средней эффективности нескольких обработок снижается с увеличением числа обработок.

При расчете эффективности интенсификации как отношения дебитов после и до нее при одной и той же депрессии (устьевом давлении) ее значение существенно зависит от величины выбранной депрессии (устьевого давления). С уменьшением их значений расчетная эффективность возрастает. На практике эффективность ГТМ на скважинах определяется при рабочей депрессии или рабочем устьевом давлении. Поскольку рабочие депрессии или устьевые давления по скважинам могут существенно отличаться, сравнивать эффективности одинаковых ГТМ по скважинам некорректно.

По результатам проведения СКО за первые 18 лет разработки залежи выполнен детальный анализ результатов исследований продуктивности скважин до и после интенсификаций. По изменению значений пороговой депрессии и расчетной проницаемости выявлены зависимости эффективности интенсификаций от УРК и порядкового номера. Так, при проведении первичной СКО расчетная проницаемость возрастает при УРК = 0,5 м3/м в 2,26 раза, а при УРК = 2 м3/м - в 3,45 раза. При таких УРК эффективность второй СКО возрастает, соответственно, в 1,08 и в 1,37 раза. Эффективность третьих СКО при УРК < 0,7 м3/м является нулевой, а при УРК = 2 м3/м - положительной, но составляет всего лишь 10 %.

Эффективность ГТМ, рассчитанная по устьевому давлению, ниже, чем при расчете по депрессии. При снижении пластового давления происходит сжатие коллекторов, что приводит к росту пороговых градиентов давления (ПГД). Условия выноса продуктов реакции СКО из призабойной зоны постоянно ухудшаются как по причине роста ПГД, так и по причине снижения максимально допустимых депрессий на пласт. В связи с этим применение более эффективных технологий СКО может не привести к росту эффективности самих СКО по сравнению с ранее применяемыми, а в отдельных случаях возможен отрицательный результат.

Список литературы

1. Петров Г.В. Фильтрация газожидкостных систем при разработке низкопроницаемых пластов с предельным градиентом давления: дисс. ... канд. тех. наук / Г.В. Петров. - М., 1985.

2. Горбунов В.Е. О свойствах смесей флюидов /

B.Е. Горбунов. - М.: ВНИИЭгазпром, 1990. -70 с.

3. Чельцов В.Н. Модель обводнения залежи и продукции скважин в карбонатных низкопроницаемых коллекторах / В.Н. Чельцов, М.И. Микляев, Т.В. Чельцова // Геология нефти и газа. - 2009. - № 3.

4. Чельцов В.Н. Виброгеодинамическая причина цикличности динамики пластовых давлений

в простаивающих скважинах / В.Н. Чельцов, М.И. Микляев, Т.В. Чельцова и др. // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России до 2030 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. -№ 3 (8). - С. 145-150.

5. Чельцов В.Н. Виброгеодинамическая цикличность пластовых температур

в простаивающих скважинах / В.Н. Чельцов, М.И. Микляев, Т.В. Чельцова и др. // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г: сб. науч. ст. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5 (16). -

C. 231-237.

6. Чельцов В.Н. Цикличность изменения плотности смеси флюидов, поступающих из пласта в скважину (на примере Астраханского и Карачаганакского месторождений) /

B.Н. Чельцов, Т.В. Чельцова, К.К. Смирнов // Вести газовой науки: Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных

и нефтегазоконденсатных месторождений. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015. - № 3 (23). -

C. 27-35.

7. Чельцов В.Н. Обоснование учитываемых режимов для определения фильтрационных коэффициентов с заданной точностью

по результатам исследования скважин на месторождениях с карбонатным коллектором / В.Н. Чельцов, Т.В. Чельцова // Разработка месторождений углеводородов: сб. науч. тр. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2008. - С. 62-68.

8. Стальнов В.Ю. Космопланетарные циклы в метеорологии / В.Ю. Стальнов // Геоинформатика. - 1997. - № 1. - С. 58-60.