Одной из задач повышения эффективности эксплуатации скважин газовых месторождений в период падающей добычи, сопровождающейся интенсивным внедрением пластовой жидкости в призабойную зону пласта, является интенсификация выноса жидкости с забоя «самозадавливающихся» скважин. При внедрении и накоплении столба жидкости в стволе скважины гидростатическое давление, оказываемое на продуктивный пласт, снижает депрессию до значений, при которых скорость восходящего потока в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и вынос жидкости минимизируются, и скважина перестает давать продукцию. С целью соблюдения возрастающих требований к охране окружающей среды и обеспечения эксплуатационной надежности объектов газодобычи в России требуется внедрение новых технологических решений, которые позволят рационально использовать природные ресурсы.
Губкинское НГКМ
На Губкинском нефтегазоконденсатном месторождении ведутся работы по интенсификации выноса скапливающейся на забое жидкости и борьбы с обводнением. В числе основных геолого-технических мероприятий можно выделить проведение водоизоляционных работ, установку на эксплуатационном фонде скважин концентрических лифтовых колонн, проведение технологических продувок скважин с выпуском газа в атмосферу с предварительной загрузкой твердых и жидких ПАВ на забой скважины через колонну насосно-компрессорных труб, постоянная подача жидких ПАВ в дающие скважины с помощью дозировочной установки, замена насосно-компрессорных труб на трубы с меньшим диаметром.
В 2023 г. на сеноманской залежи Губкинского месторождения определение газо-водяного контакта (ГВК) выполнено в 49 скважинах (39 эксплуатационных, 8 наблюдательных, одной пьезометрической и одной поглощающей). Текущий ГВК определен в 24 скважинах, из них: в 17 скважинах положение ГВК с 2022 г. не изменилось; в семи скважинах зафиксирован подъем ГВК. Высота подъема контакта за год по данным 7 скважин составила от 2,4 до 19,1 м, с начала разработки – с 18 до 33,1 м. По 17 скважинам подъем относительно предыдущих исследований не изменился.
Рисунок 1. Результаты определения подъема ГВК по скважинам Губкинского месторождения
С целью контроля за обводнением эксплуатационных скважин Губкинского газового промысла в 2023 г. проведен гидрохимический анализ 207 проб из 93 скважин. Признаки пластовой воды по содержанию ионов хлора (более 1500 мг/л) отмечались в пробах 20 скважин, при этом в 13 скважинах вынос пластовой воды отмечался в 2022 году.
Рисунок 2. Карта подъема ГВК на 01.01.2024
Проблема эксплуатации обводняющихся скважин является одной из самых актуальных для Губкинского месторождения и месторождений Ямала, приуроченных к сеноманской залежи природного газа.
Одной из существующих технологий, позволяющей интенсифицировать вынос жидкости и механических примесей с забоя скважины за счет увеличения скорости восходящего потока в трубном пространстве, является установка концентрической лифтовой колонны (далее – КЛК).
Рисунок 3. Схема подземного обустройства газовой скважины концентрической лифтовой колонной
Оснащение эксплуатационных скважин концентрическими лифтовыми колоннами обеспечивает значительное снижение количества технологических продувок и сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. По состоянию на 01.01.2024 на Губкинском месторождении на скважинах № 1091, 1321 выполнен спуск КЛК (рисунок 4), скважины запущены в эксплуатацию.
Рисунок 4. Фонтанная арматура скважины, оборудованная концентрической лифтовой колонной
К преимуществам данной технологии можно отнести эффективность применения за счет постоянного поддержания оптимального рекомендованного технологического режима работы скважины, стабильный дебит за счет уменьшения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта. При необходимости существует техническая возможность переустановки КЛК на другую скважину.
На Губкинском месторождении следующий ввод КЛК в количестве 25 единиц был запланирован на 2032–2049 гг. Однако данная технология является дорогостоящей и технически сложно реализуемой, несмотря на все свои преимущества, и в новой редакции проектных документов в дальнейшем установка КЛК не рекомендуется и не предусматривается.
Для ограничения поступления в скважину прорывающейся подошвенной воды на скважинах Губкинского месторождения проводится капитальный ремонт скважин – водоизоляционные работы (ВИР) с креплением призабойной зоны пласта. Одной из применяемых технологий является проведение ВИР с использованием кремнийорганических материалов без глушения скважины [11, 12]. Среди преимуществ данной технологии можно выделить сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта-коллектора за счет отсутствия воздействия на него жидкости глушения (применяется надувной пакер), и тампонажный материал равномерно распределяется в околоскважинном пространстве. В 2024 году на Губкинском НГКМ было проведено два успешных капитальных ремонта скважин с целью водоизоляции и крепления призабойной зоны пласта с глушением скважины [16, 18].
Замена насосно-компрессорных труб на трубы меньшего диаметра может обеспечивать увеличение скорости восходящего потока и вынос жидкости с забоев скважины. Номограмма (рисунок 5) позволяет оценить минимальный расход газа, необходимый для выноса жидкости на месторождениях Ямала в зависимости от типоразмера НКТ.
Рисунок 5. Номограмма определения минимального расхода газа для выноса жидкости от давления для газовых месторождений Ямала
Однако, учитывая опыт, полученный на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем месторождениях, требуемый вынос обеспечивается в течение непродолжительного времени (не более 8 месяцев) [22].
С целью оптимизации режимов эксплуатации, при которых в проблемных скважинах, дающих продукцию, создаются условия для выноса жидкости на Губкинском НГКМ, применяется технология автоматизированной подачи жидких ПАВ с помощью дозировочной установки. В данный период эксплуатации постоянная подача жидких ПАВ производится на четырех скважинах, оборудованных дозировочными установками. Сущность метода обработки скважины ПАВ заключается в том, что при закачке пенообразующего ПАВ в скважину, растворении его в пластовой жидкости и прохождении газа через столб раствора образуется пенная структура, состоящая из пузырьков газа, разделенных пленкой жидкости. Пенообразование обеспечивается снижением поверхностного натяжения воды в ее растворе с ПАВ. При этом плотность пены значительно меньше плотности пластовой жидкости.
График 1 График дебита эксплуатационной скважины № 1333 (1 – точка среднего дебита, 2 -– точка минимального дебита)
Дебит скважины 130 тыс. м3/сут обеспечивается постоянной подачей жидких ПАВ в затрубное пространство посредством дозировочной установки (15–45 л/сут).
Снижение дебита скважины на графике происходит в связи с истощением резервуара с жидкими ПАВ. После восполнения реактивов дебит возвращается к своим средним показателям. В период отрицательных температур вводится добавка ингибитора гидратообразования – метанола.
Согласно геофизическим исследованиям, нижний интервал перфорации скважины № 1333 находится ниже ГВК (таблица 1), что обуславливает интенсивное поступление пластовой воды и вынос механических частиц породы в связи с негативным влиянием пластовой воды на структурно-механические свойства призабойной зоны пласта.
Таблица 1. Результаты интерпретации ГИС скв. № 1333
Исходя из накопленного производственного опыта применение ПАВ на Губкинском месторождении позволяет избавиться или значительно снизить число продувок, что, в свою очередь, позволяет избегать снижения продуктивных характеристик на скважинах и повысить коэффициент эксплуатации скважин. А использование ПАВ при проведении продувок после образования газо-жидкостных пробок и самозадавливания скважин значительно сокращает время продувок и выбросы природного газа в атмосферу и сокращение углеродного следа, что соответствует требованиям природоохранных организаций [17].
Также рекомендуется применение составов ПАВ при освоении скважин после капитального ремонта и при последующей отработке с целью очистки ствола скважины от технологических жидкостей с минимизацией потерь газа.
Главным условием эффективного удаления скопившейся на забое скважины воды является образование стабильной дисперсной системы, где дисперсной средой является жидкость, а дисперсной фазой – природный газ. Сущность метода обработки скважины ПАВ заключается в том, что при закачке пенообразующего ПАВ в скважину, растворении его в пластовой жидкости и прохождении газа через столб раствора образуется пенная структура, состоящая из пузырьков газа, разделенных пленкой жидкости. Таким образом за счет пенообразования обеспечивается интенсивный вынос скапливающейся на забое жидкости.
Объект и методы исследования
Сотрудниками ООО «Газпром добыча Ноябрьск» постоянно ведется поиск и разработка новых композиций пенообразователей и стабилизаторов пены для использования на объектах Общества.
Изобретение RU 2646991 C1 [24] повышает эффективность выноса жидкости (пластовой воды) из газовых скважин в условиях низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин. Технический результат от решения поставленной задачи заключается в увеличении стойкости пены до оптимальных значений, а также снижении минимально необходимой концентрации пенообразователя.
Известно, что композиции, применяемые для обработки забоя самозадавливающихся скважин, должны удовлетворять следующим требованиям [23]:
- обладать пенообразующей способностью с пластовой жидкостью, обеспечивающей интенсивный вынос жидкости с забоя скважины;
- быть стабильными в течение одного цикла продувки скважины (или в течение периода до полной очистки забоя);
- полностью растворяться в пластовой или конденсационной воде без образования остатка;
- не терять свою активность при контакте с высокоминерализованными водами.
На Губкинском нефтегазоконденсатном месторождении применяется ПАВ-содержащий реагент Atren SA, реализуемый группой компаний «Миррико». Использование данной композиции позволяет производить постоянную обработку призабойной зоны пласта с целью интенсивного выноса скапливающейся пластовой жидкости.
В данной работе представлены результаты лабораторных исследований технологических (пенообразующая способность, устойчивость, стабильность, кинетика разрушения пены) свойств пенообразующей композиции Atren SA с добавлением метилдиэтаноламина (МДЭА) для увеличения кратности и стабильности пены.
Метилдиэтаноламин (МДЭА), как и другие амины, широко применяется в качестве селективного сорбента при переработке природных и заводских газов для очистки их от таких кислых примесей, как сероводород, двуокись углерода и иногда меркаптанов.
Процесс удаления примесей из природного газа с использованием МДЭА проводится в абсорберах, внутри которых расположены контактные устройства: тарелки или насадки. В тарельчатых абсорберах природный газ барботирует сквозь раствор МДЭА в противотоке или перекрестном токе, при этом на поверхности раздела фаз (пузырей газа) осуществляется контакт и происходит поглощение двуокиси углерода и сероводорода.
В насадочных аппаратах контакт осуществляется на поверхности пленки, образуемой стекающей жидкостью – абсорбентом. Насыщенный поглощенным газом раствор направляется в десорбер, представляющий собой ректификационную колонну, где происходит регенерация МДЭА.
Очищенный природный газ выходит из абсорбера, а регенерированный раствор МДЭА охлаждается и возвращается в абсорбер для повторного использования.
Одной из проблем, возникающих при проведении процесса абсорбции, является вопрос вспенивания раствора амина вследствие его постепенной деградации [3, 4, 5, 6]. Вспенивание приводит к уменьшению поверхности контакта фаз и существенно затрудняет проведение процессов абсорбции и ректификации. Проблему вспенивания аминов отмечают как российские [1, 2, 4], так и зарубежные ученые [14, 19, 20, 21]. Механизмы деградации аминов могут быть различны, подробно они описаны авторами [8].
Известно, что при повышении температуры возрастает вероятность термической деструкции аминов, с образованием летучих продуктов их распада. В работах [1, 9] исследовано влияние примесей, в том числе продуктов разложения амина на такие показатели вспениваемости растворов амина, как кратность пены и ее стабильность. Показано, что наиболее заметное влияние оказывают щавелевая и муравьиная кислоты, повышая кратность и стабильность пены в 6,8 и 20 раз соответственно. Механические примеси также влияли на стабильность пены, увеличивая ее в 8–9 раз уже при концентрации их 0,01 % в 33%-ном водном растворе амина [1]. В статье [2] показано, что присутствие алканов с температурами кипения от 0 °С и выше (например, компоненты газового конденсата) также увеличивают вспениваемость растворов аминов.
Упомянутый недостаток аминовых сорбентов можно использовать для интенсификации выноса пластовой жидкости в самозадавливающихся скважинах. Для проведения лабораторных экспериментов по влиянию концентрации аминов на свойства пены был выбран метилдиэтаноламин. Он менее токсичен по сравнению, например, с моноэтаноламином, относится к третьему классу опасности по степени воздействия на организм (моноэтаноламин ко второму классу).
Рецептура пенообразующей композиции должна включать в себя: вспениватель – анионактивное ПАВ; стабилизатор пены и реагент для укрепления структуры смеси и повышения ее несущей способности – метилдиэтаноламин (далее – МДЭА); бактерицид.
Метилдиэтаноламин является малотоксичным (третий класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76) и биоразлагаемым веществом, что делает его безопасным для использования в нефтегазовой промышленности.
Методика определения кратности пены в зависимости от концентрации метилдиэтаноламина
Для оценки кратности пены была использован и модифицирован [23] алгоритм проведения лабораторных экспериментальных исследований.
Материалы: раствор Atren SA, метилдиэтаноламин (МДЭА), цилиндр или другая мерная емкость, миксер.
1. Подготовьте серию растворов ПАВ с различными концентрациями МДЭА. Например, можно приготовить растворы с концентрациями МДЭА 0 %, 2,5 %, 5 %, 10 % и 20 %.
2. Налейте одинаковый объем (например, 100 см3) каждого раствора в мерный цилиндр или емкость.
3. Используйте миксер для вспенивания каждого раствора в течение определенного времени (например, 1 минуту) с определенной частотой вращения – 1000 оборотов в минуту.
4. Оставьте растворы стоять на 1 минуту, чтобы полученная пена осела.
5. Измерьте высоту пены и высоту жидкости в каждом цилиндре или емкости (рисунок 6)
Рисунок 6. Исследование кратности пены
6. Рассчитайте кратность пены для каждого раствора, используя следующую формулу:
Кратность пены = Высота пены / Высота жидкости
7. Постройте график зависимости кратности пены от концентрации МДЭА.
После обработки результатов были сделаны выводы:
Метилдиэтаноламин (МДЭА) влияет на кратность пены следующим образом (табл. 2). Высота пены указана в мл, так как измерения производились по шкале, указанной на мерном стакане, соответствующей объему пены. При постоянном диаметре стакана можно считать, что увеличение объема пены эквивалентно увеличению ее высоты.
Таблица 2. Влияние МДЭА на пенообразующую способность раствора
Из таблицы видно, что кратность пены наиболее существенно увеличилась при концентрации МДЭА 5 % (почти в 1,5 раза). Дальнейшее увеличение было менее заметным.
- Влияние концентрации метилдиэтаноламина на стабильность пены: при концентрациях МДЭА (до 12 %) увеличивает стабильность пены
Рисунок 7. Кинетика разрушения пены
Концентрация МДЭА, необходимая для достижения желаемой кратности пены, зависит от состава исследуемой композиции (конкретного анионного ПАВ и других компонентов системы), наличия углеводородов, механических примесей и минерализации пластовых вод. Однако, как правило, оптимальное увеличение кратности и стабильности пены наблюдается при концентрациях МДЭА от 8 до 13,0 %.
В нашем случае из графика видно, что при повышении концентрации МДЭА с 10 до 15 массовых процентов стабильность пены возрастает незначительно, поэтому рекомендуемые концентрации метилдиэтаноламина в водном растворе лежат в вышеуказанных пределах.
Влияние метилдиэтаноламина на гидратообразование
Образование техногенных гидратов является острой проблемой большинства месторождений, расположенных в криолитозоне [13].
МДЭА подавляет образование гидратов, снижая температуру, при которой они образуются. Это происходит за счет снижения активности воды в растворе (как у всех ингибиторов гидратообразования термодинамического действия), что приводит к смещению равновесных условий гидратообразования в сторону более высоких давлений или более низких температур (рисунок 7).
Кроме того, благодаря гидрофильным свойствам МДЭА обладает способностью растворять уже образовавшиеся гидраты.
Рисунок 8. Кривая гидратообразования в условиях Губкинского газового месторождения
Таким образом, МДЭА является ингибитором гидратообразования термодинамического действия, который можно использовать для предотвращения образования гидратов в газовых скважинах и трубопроводах. Использование МДЭА в качестве добавки к ПАВ снижает риск гидратообразования в переходный период колебаний температур окружающей среды от положительных к отрицательным и экономит потребление метанола в зимние месяцы.
Ингибирование коррозии
Метилдиэтаноламин также может действовать как ингибитор коррозии в углеводородных системах, содержащих анионные ПАВ. Он образует защитную пленку на металлических поверхностях, предотвращая их взаимодействие с агрессивными ионами, такими как хлориды за счет своей основной природы.
Взаимодействие метилдиэтаноламина с компонентами природного газа
Метилдиэтаноламин плохо растворим в углеводородах алканового ряда, кроме того, он обладает низкой летучестью (давление насыщенного пара при 20 ºС менее 2 мм рт. ст.). Перечисленные свойства определяют его малый унос с газовой фазой. Кроме того, на месторождениях, характеризующихся присутствием примесей сероводорода и углекислого газа, аппараты, предназначенные для удаления метилдиэтаноламина из газа (в частности, сепараторы с каплеотбойниками в виде, например, пакетов регулярной насадки из металлической сетки), являются частью технологической цепочки установок комплексной подготовки газа. Таким образом, метилдиэтаноламин не будет являться посторонним компонентом смеси и доступен на большинстве промыслов.
Заключение
В результате проведенных испытаний на месторождениях ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (Губкинское, Вынгапуровское, Вынгаяхинское, Западно-Таркосалинское, Комсомольское) технология обработки скважин ПАВ показала свою эффективность – ввод ПАВ в призабойную зону скважины является малозатратным и простым методом интенсификации выноса скапливаемой жидкости. При этом на основе полученного опыта, приоритетным методом являются обработки составами, содержащими жидкие ПАВ, с применением дозировочных насосов (отсутствие необходимости регулярных посещений операторами добычи скважин для заброса стержней твердых ПАВ [24] (с монтажом лубрикатора), непрерывность обработки в течение длительного промежутка времени, эффективная доставка пенообразователя в ПЗП по затрубному пространству).
Добавление в состав ПАВ-содержащей композиции метилдиэтаноламина в концентрации до 12 % не только повышает пенообразующую способность и стабильность образованной пены до оптимальных значений, но и также придает используемому раствору свойства ингибитора гидратообразования и коррозии, что обеспечивает стабильный вынос скапливаемой на забое скважины жидкости, изменяет условия гидратообразования, защищает подземное оборудование от коррозионного действия агрессивных компонентов среды.
Литература
1. Исследование пенообразующей способности аминового раствора под влиянием различных примесей / Н.А. Пивоварова, Р.Ф. Гибадуллин, Р.Д. Салмахаев, Т.И. Сасина // Вестник Астраханского государственного технического университета. – 2018. – № 2 (66). – С. 77–83. – DOI 10.24143/1812-9498-2018-2-77-83.
2. Гибадуллин, Р.Ф. К вопросу пенообразующей способности аминовых растворов под влиянием различных пенообразующих веществ / Р.Ф. Гибадуллин, Д.А. Чудиевич, Н.А. Пивоварова // Переработка углеводородного сырья: проблемы и инновации-2022: Материалы Международной научно-практической конференции, Астрахань, 10 ноября 2022 года. – Астрахань: Астраханский государственный технический университет, 2022. – С. 210–213.
3. Engel, D. Manage contaminants in amine treating units-Part 2: Rich amine filtration, inlet separation and amine foaming / D. Engel, P.S. Northrop // Hydrocarbon Processing. – 2018. – V. 97. – № 7. – P. 41–45.
4. Коваленко, В.П. Повышение эффективности фильтрации аминов на установках абсорбционной очистки газов газа / В.П. Коваленко, Ф.Р. Исмагилов, Д.А. Чудиевич // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2010. – № 5. – С. 51–53.
5. Engel, D. Managing process contaminants in amine treating units—Part 1: Lean amine filtration / D. Engel, P.S. Northrop // Hydrocarbon Processing. – 2018. – V. 97. – № 6. – P. 57–62.
6. Вагапов Руслан Кизитович Разработка комплексных методов обеспечения работоспособности газопроводов в условиях коррозионно-агрессивных сред. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 2022.
7. Чудиевич Д.А., Гибадуллин Р.Ф., Пастушкова С.М., Каргин Д.Д. Основные проблемы при очистке высокосернистых газов и пути их решения // Научный журнал Российского газового общества. 2024. № 3 (445). С. 128–135.
8. Лаврентьев И.А., Александров В.М. Деградация этаноламинов при абсорбционной очистке газов. Способы регенерации. Особенности восстановленных МЭА, ДЭА и МДЭА: сайт. URL: https://sintez-oka.com/upload/pdfs/publication11.pdf.
9. Gibadullin R.F, Chudievich D.A. Studying influence of different impurities on foaming of amine absorbents of sour gas treatment plants // Oil and gas technologies and environmental safety № 2, 2023 / https://doi.org/10.24143/1812-9498-2023-2-34-44.
10. Голубева, И.А. Актуальные проблемы аминовой очистки природных газов, анализ и пути решения / И.А. Голубева, А.В. Дашкина, И.В. Шульга // Нефтехимия. – 2020. – Т. 60, № 1. – С. 51–56. – DOI 10.31857/S0028242120010086.
11. Двойников М.В., Леушева Е.Л. Современные тенденции освоения углеводородных ресурсов // Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 879–880.
12. Двойников М.В., Будовская М.Е. Разработка углеводородной системы заканчивания скважин с низкими забойными температурами для условий нефтегазовых месторождений Восточной Сибири // Записки Горного института. 2022. Т. 253. С. 12-22. DOI: 10.31897/PMI.2022.4.
13. Korobov G. Y. et al. Analysis of Nucleation Time of Gas Hydrates in Presence of Paraffin During Mechanized Oil Production //International Journal of Engineering. – 2024. – Т. 37. – № 7. – С. 1343–1356.
14. Vega, F, Sanna, A, Navarrete, B, Maroto-Valer, MM & Cortés, VJ 2014, 'Degradation of amine-based solvents in CO 2 capture process by chemical absorption', Greenhouse Gases: Science and Technology, vol. 4, no. 6, pp. 707–733. https://doi.org/10.1002/ghg.1446.
15. Mardashov, D.V.; Rogachev, M.K.; Zeigman, Y.V.; Mukhametshin, V.V. Well Killing Technology before Workover Operation in Complicated Conditions. Energies 2021, 14, 654. https://doi.org/10.3390/en14030654.
16. Черных В.И., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Новый взгляд на учет минерального состава карбонатных коллекторов при глушении скважин: экспериментальные исследования // Записки Горного института. 2024. С. EDN QOALPE.
17. Пашкевич М.А., Данилов А.С. Экологическая безопасность и устойчивое развитие // Записки Горного института. 2023. Т. 260. С. 153-154.
18. Islamov S. R., Bondarenko A. V., Korobov G. Y., Podoprigora D. G. Complex algorithm for developing effective kill fluids for oil and gas condensate reservoirs (http://www.iaeme.com/MasterAdmin/UploadFolder/IJCIET_10_01_241/IJCIET_10_01_241.pdf) / International Journal of Civil Engineering and Technology, № 1, V 10, 2019. pp. 2697–2713.
19. Ng, E.L.S.; Lau, K.K.; Chin, S.Y.; Lim, S.F. Foam and Antifoam Behavior of PDMS in MDEA-PZ Solution in the Presence of Different Degradation Products for CO2 Absorption Process. Sustainability 2023, 15, 1608. https://doi.org/10.3390/su15021608.
20. Keewan, M.; Banat, F.; Alhseinat, E.; Zain, J.; Pal, P. Effect of operating parameters and corrosion inhibitors on foaming behavior of aqueous methyldiethanolamine solutions. J. Pet. Sci. Eng. 2018, 165, 358–364.
21. Alhseinat, E.; Keewan, M.; Banat, F. Impact of dissolved and undissolved organics on foaming of industrial amine. Int. J. Greenh. Gas Control. 2017, 60, 156–161.
22. Паникаровский Е.В., Паникаровский В.В., Ваганов Ю.В. Повышение эффективности применения пенообразователей для удаления жидкости с забоев газовых скважин // Известия вузов. Нефть и газ. 2019. № 3. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/povyshenie-effektivnosti-primeneniya-penoobrazovateley-dlya-udalen... (дата обращения: 03.11.2024). обращения: 03.11.2024).
23. Турицына М.В., Кучин В.Н., Гизатуллин Р.Р. Исследование влияния минерализации вод на технологические характеристики газожидкостных смесей. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2013. Т. 12. № 6. С. 64–73.
24. Патент № 2646991 Рос. Федерация, МПК С09К 8/536, С09К 8/92. Состав для выноса жидкости из газовых скважин: заявл. 07.09.2016, опубл. 13.03.2018 / Ридель И.А., Медведев М.В., Онищенко О.С., Бучельников С.В., Винник Д.В., Урусов Ю.А. – 3 с.
