Концепция управления техническим состоянием и повышение надежности промыслового оборудования Астраханского газоконденсатного месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Филиппов, Андрей Геннадьевич

• Филиппов, Андрей Геннадьевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Филиппов, Андрей Геннадьевич

Введение.

1 Текущее состояние разработки Астраханского газоконденсатного месторождения.

1.1 Краткая история разработки месторождения.

1.2 Техническое состояние газопромыслового оборудования.

1.2.1 Проектная комплектация подземного оборудования.

1.2.2 Состояние ингибиторной защиты подземного оборудования скважин.

1.2.3 Фактическое техническое состояние подземного оборудования после 15-летней эксплуатации.

2 Анализ риска опасного производственного объекта — скважины после 15-летней эксплуатации 3 Мероприятия по реконструкции промыслового оборудования.

3.1 Предложения по материальному и конструктивному исполнению лифтовых колонн и подземного оборудования эксплуатируемых скважин.

3.2 Предложения по материальному и конструктивному исполнению эксплуатационных, лифтовых колонн и подземного оборудования, выходящих из капитального ремонта и вновь lv строящихся скважин.'.

3.3 Способы повышения надежности обвязки устья эксплуатационных скважин.

3.3.1 Предложения по реконструкции уплотнений устьевого оборудования.

3.3.2 Способ временной герметизации уплотнений трубной головки.

3.4 Повышение эффективности ингибиторной защиты.

3.5 Рекомендации по эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонными давлениями.

3.5.1 Природа межколонных давлений и классификация скважин по степени их опасности.

3.5.2 Особенности эксплуатации и консервации скважин с МКД.

3.5.3 Методы исследования и контроля межколонных проявлений.

3.5.3.1 Барогидрогазодинамическне исследования.

3.5.3.2 Контроль межколонного флюида на содержание неокисленных соединений серы.

3.5.3.3 Геофизические методы контроля межколонных проявлений. г 3.5.4 Способы и технологии снижения межколонных давлений. уУ v ' 3.5.4.1 Способы снижения межколонных давлений.

3.5.4.2 Технологии снижения межколонных давлений.

3.5.5 Изоляционные и ремонтные работы по восстановлению герметичности крепи скважин

Чф 3.5.5.1 Способы и технологии изоляционных и ремонтных работ. h 3.5.5.2 Составы для проведения изоляционных и ремонтных работ.

3.5.6 Управление затрубными давлениями.

4 Анализ риска эксплуатации опасного производственного объекта — скважины после разработки технологических и противокоррозионных мероприятий.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Концепция управления техническим состоянием и повышение надежности промыслового оборудования Астраханского газоконденсатного месторождения»

Актуальность проблемы. Пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) состоит из следующих основных компонентов: газовые углеводородные компоненты С1-С4 до 60 % мол; неуглеводородные компоненты {HjS — до 30 % мол, СО2 — до 15% мол.); жидкие углеводородные компоненты (конденсат) в количестве 260 г/нм газа сепарации; сероорганические соединения (в пересчете на серу) до 10 г/нм3 газа сепарации, меркаптаны — до 2,21 г/нм3 газа сепарации; с газом выносится вода (пластовая и техногенная) — до 120 см3/нм3 газа сепарации, которая по своему составу в основном относится к хлоркальциевому типу. Общая минерализация воды доходит до 100-120 г/л, плотность до 1,06 г/см3. Перспектива и актуальность темы настоящей работы заключается в том, что объемы добычи на Астраханском газокоиденсатном месторождении на сегодняшний день составляют менее 4% от начальных геологических запасов, утвержденных ГКЗ, и от дальнейшей правильной разработки и эксплуатации месторождения зависит экономическое благополучие целого региона. Если дополнить картину аномально высокими пластовыми термобарическими и коррозионными условиями при добыче и сборе сырьевого флюида, то становится понятным, почему на АГКМ необходима разработка особых средств и методов обеспечения концепции управляемости техническим состоянием и надежности промыслового оборудования.

Ввиду вышеперечисленных особенностей эксплуатации техно-природного комплекса АГКМ, концепция управления техническим состоянием, средства и методы повышения надежности промыслового оборудования, применяемые на сегодня в том виде, в каком они представлены в инструкциях и других источниках, практически невозможно применить в условиях ООО «Астраханьгазпром». При столь высоком содержании в пластовом флюиде сероводорода, который является не только коррозиопиоагресеивным компонентом, но и сильным нервно-паралитическим ядом, концепция управления техническим состоянием промыслового оборудования должна быть настолько совершенной, чтобы не допускать даже малейших утечек газа. Соответственно, вновь разрабатываемые средства и методы повышения надежности промыслового оборудования совершенствуют и концепцию управления им. В работе предлагаются системные решения данных вопросов.

Цель работы. Совершенствование концепции управления техническим состоянием промыслового оборудования АГКМ, включая повышение его надежности.

Основные задачи исследовании

1.Ha основании обобщения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований произвести оценку технического состояния, средств и методов повышения надежности газопромыслового оборудования АГКМ.

2. Разработать и обосновать концепцию управления техническим состоянием газопромыслового оборудования, включая средства и методы повышения его надежности для условий добычи высокоагрессивного флюида.

3. Усовершенствовать средства и методы управления техническим состоянием и повышения надежности промыслового оборудования.

4. Определить техническое состояние и оценить ресурс газопромыслового оборудования после применения усовершенствованных средств и методов управления им и повышения его надежности.

Методы исследований. Поставленные в работе задачи решены путем теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием, в том числе, промыслового стенда изучения защитного действия ингибиторов коррозии и участков полевых коррозионных испытаний металлоизделий и промыслового оборудования. Обработка результатов, а также оценка их применимости и точности производилась в соответствии с РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов», ГОСТ Р 51901-2002 «Управление надежностью». Анализ риска технологических систем», ГОСТ 9.908-85 «Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости», «Методическими указаниями по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности» (1996 г.).

Научная новизна. На основании оценки технического и коррозионного состояния промыслового оборудования на начальной стадии разработки АГКМ проведён анализ и прогноз риска опасного производственного объекта - газодобывающей скважины.

Разработана, обоснована и опробована концепция управления техническим состоянием и повышения надёжности газопромыслового оборудования, работающего в условиях АВПД и высокой агрессивности пластовых флюидов.

Создана модель управления ресурсом безопасности эксплуатации газодобывающей скважины.

Предложены и защищены патентами РФ способ восстановления герметичности межколонного пространства, способ и состав для герметизации затрубного пространства, способ изоляции подошвенных вод и состав для обработки призабойиой зоны пласта.

Основные защищаемые положения

1. Концепция управления техническим состоянием газопромыслового оборудования, работающего в аномальных термобарических и физико-химических условиях пластовых систем.

2. Результаты экспериментального обоснования применения ингибиторов коррозии газопромыслового оборудования в условиях высокоагрессивных сред АГКМ.

3. Новые составы и технологии восстановления герметичности межколонного и затрубного пространства, изоляции подошвенных вод и обработки призабойной зоны пласта.

Практическая ценность н реализация результатов работы. Результаты теоретических и лабораторных исследований, разработанные методические подходы, концепции и модели управления, новые составы и технологии прошли апробацию в промышленном масштабе при эксплуатации АГКМ. Внедрение разработанного комплекса рекомендаций и технологий позволили значительно повысить надёжность работы газопромыслового оборудования, увеличить межремонтный период работы скважин, снизить энерго- и материалоёмкость производственных процессов добычи и подготовки газа и конденсата, а также дополнительно добыть 21,98 млн. м3 газа и 7,69 млн. т конденсата. Прибыль предприятия от внедрения технологий составила 5,1 млн. руб.

Апробация результатов исследования. Основные положения диссертационной работы доложены на: научно-технических советах предприятия ООО «Астраханьгазпром»; научно-техническом совете РАО «ГАЗПРОМ», секция «Защита от коррозии трубопроводов и оборудования», Астрахань, апрель, 1998 г.; III Международном конгрессе «Защита 98», Москва, июнь, 1998 г.; 3-й научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 27-29 января 1999 г.; Международной научно-технической конференции «Анализ диагностических работ за 1998 год на объектах предприятия «Оренбурггазпром» и перспективы их совершенствования в 1999 году на примере ОНГКМ», Оренбург, 27-28 февраля 1999 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах», Анапа, май 2000 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Научно-технические решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии», Оренбург, май 2000 г.; Международной конференции «Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона», Астрахань, 2-6 октября 2000г.; Международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», Оренбург, 20-24 ноября 2000 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ», «Пути совершенствования методики и организации исследований на кондепсатность в ОАО «ГАЗПРОМ», Ухта, ноябрь 2001 г.; IV Международной научно-технической конференции «Диагностика оборудования и трубопроводов подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», Оренбург, 2002 г.; научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Научно-технические решения по повышению эффективности защиты от коррозии магистральных газопроводов, труб, оборудования газовых промыслов и ГПЗ по результатам диагностики и коррозионного мониторинга, анализ и разработка НТД», Екатеринбург, октябрь 2002 г.; научно-техническом совещании по проблеме межколонпых давлений на Астраханском ГКМ, Астрахань, п. Аксарайский Красноярского р-на Астраханской области, 26-28 ноября 2002 г.

Публикации. Основное содержание диссертационной работы изложено в 20 печатных работах и 5 патентах РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав и заключения. Объём работы составляет 129 страниц машинописного текста, содержит 17 таблиц, 37 рисунков и список использоваппых источников из 88 наименований.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Филиппов, Андрей Геннадьевич

Заключение

На основе выполненного анализа работы эксплуатационного фонда скважин установлены основные причины проведения капитальных ремонтов скважин: негерметичность элементов подземного оборудования (47 %), осложнения при освоении скважин (29 %), негерметичность насосно-компрессорных труб (12 %) и технологические причины (обрыв каротажного кабеля, негерметичность уплотнений и т.д. — 12 %).

Установлены закономерности распределения интенсивности коррозионных поражений НКТ по стволу скважин, бывших в капитальном ремонте, в зависимости от продолжительности их эксплуатации.

Анализ отказов подземного оборудования по фактам проведения капитальных ремонтов показал, что 38 % их приходится на пакеры, по 25 % — на клапаны-отсекатели и циркуляционные клапаны и 12 % — на расходные муфты.

По результатам проведённого комплекса лабораторных исследований и промысловых испытаний рекомендован к применению на АГКМ ингибитор коррозии Dodigen 4481 - 1 сопс. (с добавлением деэмульгатора), который показал высокие защитные свойства: скорость общей коррозии — не более 0,01 мм/год, величина остаточной пластичности проволочных образцов-свидетелей — 90-95 %, поток водорода через активную поверхность водородного зонда менее 0,02 см /см хсут.

Проведена системная идентификация предельных (опасных) состояний скважин астраханского ГКМ в процессе их эксплуатации, послужившая системной основой для разработки адекватных мер для их решения и предупреждения. Оценена вероятность эксплуатации опасного промыслового объекта — скважины — в зоне недопустимого риска.

Разработана концепция управления техническим состоянием и повышения надёжности промыслового оборудования АГКМ, включающая комплекс организационно-технических и геолого-технологических мероприятий по материальному и конструктивному исполнению лифтовых колонн и подземного оборудования, повышению надёжности обвязки устья скважин, увеличению эффективности ингибиторной защиты, эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонными давлениями.

В рамках реализации данной концепции предложены и защищены патентами РФ способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, способ и состав для герметизации затрубного пространства скважины, способ изоляции подошвенной воды в порово-трещинном коллекторе, состав для обработки призабойной зоны пласта.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Филиппов, Андрей Геннадьевич, 2005 год

1. Tyler W., Hamby Jr. Departament of High-Pressure Sour Gas Technology // Journal of Petroleum Technology. 1981. May. P.789-792.

2. Place Jr. Corrosion Inhibition for Severely Corrosive Gas Wells // Corrosion. 1992. V. 48. N4. P.341-352.

3. Gaschler V.W., Buyken K.P. Betriebserfahrungen mit ringraum-sicherheitsequipment and chemical injection lines in Sauergasbohrungen // Erdol Erdgas Kohle. 1991. Jahrgang. Heft 11. November. P.459-464.

4. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03, утвержденные Госгортехнадзором России 05.06.2003 г. №56.

5. РД 39-1-843-82. Инструкция по ремонту крепи скважин. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1983.-172 с.

6. Геологические отчеты Газопромыслового управления за 1986 2003 года.

7. Совершенствование систем разработки продуктивных пластов Ново-Елховского месторождения: Учебное пособие/ В.Е. Андреев и др. Уфа: издательство УГНТУ, 2001.-164 с.

8. Геологические отчеты Газопромыслового управления за 1986 2003 года., Проект разработки Астраханского месторождения. - М.: ВНИИгаз, 2001.-589 с.

9. Экспертное заключение № 2.1 по конструкциям и проектным технологическим параметрам работы скважин АГКМ. Астрахань: 1997. - 56 с.

10. Экспертное заключение № 2.3 по техническому состоянию и ресурсу НКТ, эксплуатационных колонн и внутрискважинного оборудования промыслов Астраханского ГКМ. Астрахань: 1997. - 65 с.

11. Отчёт о научно-исследовательской работе "Разработка технологии защиты оборудования скважин высокосернистых газоконденсатных месторождений методом закачки ингибитора в пласт". Астрахань: АНИПИгаз, 1995.-78 е.,

12. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. м.: Недра. 1984.-322 с.

13. Цхай В.А. Лященко А.В.: Филиппов А.Г. Рекомендации по ингибированию соляной (абгазной) кислоты при проведении солянокислотных обработок на скважинах Астраханского ГКМ. Астрахань: АНИПИгаз, 1995. - 41 е.,

14. Амиян В.А., Уголев В.А. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. - 259с.

15. Ибрагимов Г.З., Фазлутдииов К.С., Хисамутдииов Н.И. Применение химреагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. - 205 с.

16. Логинов В.Л. Малышев Л.Г., Гарифуллин III.C. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966. - 287 с.

17. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин М.: Наука, 1995, - 523с.

18. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под. Ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М.: Недра, 1980, - 301с.

19. Г.А. Зотов, С.М. Тверковкин Газогидродинамические методы исследований газовых скавжин М.: Недра, 1970, - 192с.,

20. Ю.П. Коротаев. Определение параметров пласта и энергосберегающего дебита с учетом верхней границы применимости закона Дарси./Отраслевой сборник научных трудов М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1990, -с.90 - 109 с.

21. А.с. 1562435 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ для обработки призабойной зоны карбонатного пласта / И.А. Галанин, Л.М. Зиновьева, А.Д. Осташ, Р.Е. Шестирикова, Г.П. Ли, А.З. Саушин,

22. А.с. 1647202 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.Н. Цыбизов, Ю.М. Басарыгин, Н.Ф. Больбат, Е.Н. Рылов. В.М. Лачимов, В.И. Соколов. Заявл. 19.05.89. Опубл.07.05.91.Б.И.№ 17.

23. А.с. 1745898 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ отбора жидкостей из подземного резервуара / B.C. Семенякин, А.З. Саушин, Е.Н. Рылов, А.И. Банькин. Заявл. 24.08.89. Опубл. 07.07.92. Б.И.№25.

24. А.с. № 1803546 СССР, МПК Е21 В 43/26; С 09 К 7/02. Состав для гидравлического разрыва пласта / Л.И. Мясникова, Н.В. Рябоконь, В.В. Медведева, В.А. Киреев, Н.Е. Середа, А.З. Саушин, Е.Н.Рылов, А.В. Калачихин. Заявл.04.04.91. Опубл.23.03.93. БИ №11.

25. А.с. № 1808858 СССР, МПК С09 К 7/06. Эмульсионный состав для обработки скважин. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.М. Басарыгин, Е.Н. Рылов, А.П. Артамохин, В.Г. Перфильев, В.А. Алчинов, Ю.Н. Чибизов. Заявл. 19.12.90. Опубл. 15.04.93. БИ № 14.

26. А.с. 1808859 СССР, МПК С09 К 7/06. Эмульсионный состав для обработки скважин. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.М. Басарыгин, Е.Н. Рылов, А.П. Артамохин, ВТ.Перфильев, В.А.Алчинов, Ю.Н. Цибизов. Заявл. 19.12.90. Опубл. 15.04.93.Б.И. № 14.

27. Патент № 1835136 Россия, МПК С09 К 7/06. Способ очистки призабойной зоны пласта/ В.Е. Шмельков, В.М. Найденов, Ю.В.Терновой, А.З.Саушин, А.Ф. Ильин. Заявл. 05.12.89. Опубл. 10.03.95. Б.И. № 7.

28. Саушин А.З., Прокопенко В.А. Новая технология интенсификации притока на основе фосфороорганических комплексонов / В сб. "Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного Комплекса". Труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -1999. -с. 146-149.

29. Саушин А.З., Токунов В.И., Поляков Г.А., Шевяхов А.А., Прокопенко В.А. Зависимость межколонных давлений от кислотных обработок / В сб. "Проблемы освоения Астраханского36 газоконденсатного комплекса". Труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -1999.-е. 170-173.

30. Круглов Ю.И., Саушин А.З., Сиговатов JI.A. Об одном критерии оптимизации добычи газа / В сб. "Теория и практика добычи, транспорта и переработки газоконденсата". Вып.1. РАЕН, АНИПИГАЗ. Астрахань. - 1999. - с. 115-119.

31. Шевяхов А.А, Саушин А.З., Поляков Г.А., Прокопенко В.А., Поляков И.Г. Справочпо-информационный комплекс АГКМ фонд скважин. Свидетельство о регистрации № 2000610856. Зарегестрировано 06.09.2000. Приоритет 05.01.2000.

32. Саушин А.З., Токунов В.И., Прокопенко В.А. Интенсификация притока газа // Газовая промышленность. 2000. - № 8. -с.28-30.

33. Саушин А.З, Токунов В.И. Гидрофобно-эмульсионные растворы на основе биологически активной дисперсионной среды//Нефтяное хозяйство.-2000.-№7.- с. 1618.

34. Саушин А.З., Токунов В.И., Прокопенко В.А. Технология интенсификации притока газа из порово-трещинных коллекторов большой мощности // Промышленность России. 2000. - № 10-е. 42-45.

35. Саушин А.З., Поляков Г.А., Прокопенко В.А. Совершенствование технологии СКО на АГКМ. / В сб. "Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений". Научные труды АНИПИГАЗ. Астрахань. - 2001. - с. 172-175.

36. Викторин В.Д, Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей.-М: Недра, 1988, 150с.

37. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / M.JI. Сургучев, В.И. Колганов, А.В. Гавура и др.- М: Недра, 1987, 230с.

38. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.-Самара: Кн. изд-во, 1996, 440с.

39. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин.- М: Недра, 1966, 219с.

40. Баширов В.В., Андреев В.Е., Гизетдинов М.С. Исследование статики и кинетики процесса растворения карбонатных пород соляной кислотой.-В кн.: Бурение геотехпологических скважин.- М: ГИГХС, 1984, с.124-128.

41. Особенности кинетики процесса выщелачивания карбонатных пород-коллекторов нефти/Андреев В.Е., Блинов С.А. и др. // НТЖ "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений",- М: ВНИИОНГ, 1996, N3, с. 46-54.

42. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти карбонатных коллекторов/ Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. // Учебное пособие-Уфа: Из-во УГНТУ, 1997.-137с.

43. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983, 312 с.

44. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов/ Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура А.В. и др. М.: Недра, 1987, 230 с.

45. Головко С.А., Ефанова Э.А., Вайсман М,Ш. Кинетика взаимодействия серной кислоты и реагентов на её основе с карбонатной породой пласта.- Нефтепромысловое дело: РНТС / ВНИИОЭНГ, 1978, N6.

46. Иванов Р.В., Богданов Ц.М., Семенов Ю.В. Исследование кинетики растворения карбонатных пород в кислотных растворах на установке УИПК-1М.-Нефтепромысловое дело:РНТС/ВНИИОЭНГ, 1974, N12, с.21-24.

47. Качмар Ю.Д. Проектирование кислотной обработки поровых слабокарбонатных коллекторов.-Нефт. хозяйство, 1981,N1, с.33-35.

48. Киреев В.А., Назаров В.М. Результаты экспериментальных исследований растворения углекислого кальция соляной кислотой.-Тр./Всес.н.-и. ин-т газ. прм-сти, 1974, вып.1, с.117-124.

49. Мищенков И.С. Влияние некоторых факторов на глубину проникновения активной соляной кислоты в карбонатную пористую среду. -Тр./Перм.политехн.ин-т,1970, N66, с.68-72.

50. Консервация газовых скважин.- Газовая промышленность, № 2 1997, с. 36-37. (Соавторы: Токунов В.И., Рылов Е.Н., Бусыгин Г.И. и др.)

51. Проблемы коррозии и ингибиторной защиты на месторождениях природного газа. Практика противокоррозионной защиты, № 3, 2000, с. 53-59. (Соавторы: Антонов В.Г., Набутовский З.А.)

52. Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины. (11) Патент № 2153571. № 4/2000, (19) RU. (46) 27.07.2000 Бюл. № 21. (Соавторы: Фаттахов З.М., Поляков И.Г., Кунавин В.В., Костанов И.А.)

53. Состав для обработки призабойной зоны пласта. (11) Патент №2153579. № 5/2000, (19) RU. (46) 27.07.2000 Бюл. № 21. (Соавторы: Саушин А.З., Прокопенко В.А., Токунов В.И. и др.)

54. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ. Астрахань, ИПЦ «Факел», 2001, 44 с. (Соавторы: Тихонов В.Г., Вагнер Г.Р., Круглов Ю.И. и др.)

55. Екатеринбург, октябрь 2002 г.), М., ИРЦ Газпром, 2002, с. 111-119. (Соавторы: Ляшенко А.В., Мерчева B.C.)

56. Способ герметизации затрубного пространства скважины. Официальный бюллетень российского агентства по патентам и тов. Знакам. Патент на изобретение № 2183726, г. Москва, 20 июня 2002 г., с. 1-10 (Соавторы: Токунов В.И., Поляков И.Г., Кунавин В.В. и др.)