Обоснование и совершенствование схемы вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с горизонтальным окончанием тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Кротов, Павел Сергеевич

• Кротов, Павел Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Кротов, Павел Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ. СТВОЛОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ И АНАЛИЗ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

1.1 Развитие технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на газовых месторождениях.

1.2 Эффективность горизонтальных скважин при разработке сеноманских газовых залежей.

1.2.1 Использование горизонтальных скважин при разработке Юрхаровского месторождения.

1.2.2 Оценка эффективности горизонтальных скважин Восточно-Таркосалинского месторождения.

1.2.3 Особенности эксплуатации горизонтальных скважин Ямбургского месторождения.

1.3 Обзор теоретических методов оценки продуктивности газовых скважин с горизонтальным окончанием.

Выводы по разделу 1.

2 АЛГОРИТМ МОДЕЛИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ВСКРЫВАЮЩЕЙ СЕНОМАНСКИЙ ГОРИЗОНТ.

2.1 Особенности геологического строения сеноманских отложений.

2.2 Методы моделирования притока к скважине в программном комплексе «ECLIPSE».

2.3 Усовершенствованная методика моделирования притока газа к горизонтальной скважине для условий высокой неоднородности разреза.

2.4 Алгоритм моделирования эксплуатации горизонтальной газовой скважины.

Выводы по разделу 2.

3 ВЛИЯНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ БАШМАКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.:.

3.1 Характеристика залежи в районе куста № 401 Ямбургского месторождения.

3.2 Создание трехмерной гидродинамической модели.

3.3 Выбор оптимального положения башмака НКТ.

Выводы по разделу 3.i.

4 ВЫБОР СХЕМЫ ВСКРЫТИЯ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ.

4.1 Методы расчетов и рассмотренные варианты.

4.2 Обоснование продуктивности модельных скважин.

4.3 Моделирование работы горизонтальных скважин на начальной стадии разработки.

4.4 Моделирование скопления воды в стволах горизонтальных скважин на стадии падающей добычи.

Выводы по разделу 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование и совершенствование схемы вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с горизонтальным окончанием»

Актуальность проблемы

В настоящее время около 85 % природного газа, добываемого в России, отбирается из сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Эти залежи эксплуатируются с 1972 г. и являются наиболее изученными как в геологическом отношении, так и с позиции технологии добычи газа. Сравнительно небольшие глубины залегания, высокие фильтрационно-емкостные свойства и не требующий сложной подготовки газ, создают возможности для их ускоренного ввода в разработку.

Эффективность разработки сеноманских отложений можно повысить за счет увеличения производительности эксплуатационного фонда. Необходимо стремиться не только к высоким рабочим дебитам скважин, но и к увеличению дренируемых запасов. При этом должны соблюдаться требования к величине предельной депрессии на пласт, так как увеличение скоростей потока газа в призабойной зоне способствует разрушению скелета породы. В результате возрастает вынос песка, в стволе образуются песчаные пробки, снижается продуктивность скважины, абразивное воздействие песчаных частиц разрушает элементы системы сбора и подготовки газа.

Скважины с горизонтальным окончанием способны обеспечить высокие дебиты газа без превышения предельных депрессий и улучшить дренирование залежи, однако решение этих задач возможно лишь при правильном выборе конструкции и профиля горизонтальных стволов. Несмотря на общепризнанную эффективность горизонтальных скважин (ГС), при разработке сеноманских залежей они применяются сравнительно редко. Основной причиной является отсутствие достаточного практического опыта эксплуатации и обслуживания таких скважин в условиях слабосцементированных коллекторов. Неизвестны оптимальная длина и профиль горизонтального ствола, обеспечивающие высокую продуктивность и самоочищение забоя от скоплений жидкости и песка. Многие исследователи предполагали, что с увеличением длины ствола увеличивается и продуктивность, однако результаты газодинамических исследований (ГДИ) этого не подтвердили. Для широкомасштабного внедрения ГС при разработке сеноманских отложений необходимы рекомендации по выбору конструкции и профиля забоя, опирающиеся на практический опыт эксплуатации.

Цель работы

Повышение эффективности разработки сеноманских газовых залежей обоснованием и совершенствованием схемы вскрытия для скважин с горизонтальным окончанием.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов математического моделирования притока газа к горизонтальному стволу и эффективности применяемых конструкций забоя сеноманских горизонтальных скважин.

2. Разработка алгоритма математического моделирования эксплуатации горизонтальной газовой скважины с учетом потерь давления в горизонтальном, стволе, наличия песчаных пробок и скопления жидкости на забое, а также оценка адекватности разработанного алгоритма.

3. Изучение особенностей разработки сеноманских отложений скважинами с горизонтальным окончанием и оценка влияния глубины установки башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) на продуктивность скважин.

4. Выбор схемы вскрытия сеноманских газовых залежей, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин с горизонтальным окончанием на стадиях постоянных отборов газа и падающей добычи.

5. Оценка эффективности предлагаемых решений.

Научная новизна

1. Усовершенствована методика моделирования притока газа к горизонтальной скважине для условий значительной литологической неоднородности продуктивного пласта.

2. Разработан и опробован алгоритм моделирования эксплуатации газовой скважины с учетом потерь давления в горизонтальном стволе, наличия песчаных пробок и скопления жидкости на забое.

3. Создана трехмерная гидродинамическая модель Анерьяхинского участка сеноманской залежи Ямбургского газоконденсатного месторождения, позволяющая изучать состояние скважин и пласта, а также прогнозировать технологические показатели разработки.

4. Дано научное обоснование схемы вскрытия сеноманских газовых залежей, обеспечивающей наибольшую продуктивность скважин с горизонтальным окончанием на стадиях постоянных отборов газа и падающей добычи.

Практическая ценность и реализация работы

1. На основе разработанного алгоритма моделирования эксплуатации горизонтальных стволов создан и внедрен в ООО «ТюменНИИгипрогаз» программный продукт, позволяющий автоматизировать процесс создания модели горизонтальной скважины.

2. Предложенная усовершенствованная методика моделирования притока газа к горизонтальному стволу использовалась при расчетах технологических режимов работы скважин в научно-исследовательских работах: «Трехмерная геологическая модель Анерьяхинского участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения» (ООО «Газпромгеофизика», Москва, 2005 г.), «Технологическая схема разработки Юрхаровского месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, 2006 г.), «Трехмерная геологическая модель Харвутинского • участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения» (ООО «Газпромгеофизика», Москва, 2006 г.), «Проектирование разработки, авторское сопровождение проектов, создание и сопровождение геолого-технологических моделей месторождений ООО «Ямбурггаздобыча», Тюмень, 2007 г.).

3. В соответствии с предложенными рекомендациями по выбору конструкции забоя проводится строительство эксплуатационных скважин Харвутинского участка сеноманской залежи Ямбургского месторождения.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Кротов, Павел Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Доказана высокая эффективность применения горизонтальных I скважин при разработке сеноманских газовых залежей. Обоснована целесообразность использования сетчатых и проволочных фильтров в I интервале продуктивного пласта.

2 Разработан алгоритм моделирования работы горизонтальных газовых скважин с учетом потерь давления в горизонтальном стволе, скопления жидкости в пониженных участках профиля и наличия песчаных пробок. Усовершенствована методика моделирования притока газа к горизонтальному стволу, вскрывающему сеноманский горизонт. Погрешность вычислений алгоритма не превышает 5 %. На основе разработанного алгоритма создан программный продукт.

3 Доказано влияние положением башмака НКТ на продуктивность горизонтальных скважин. Для обеспечения максимальной продуктивности скважин необходимо устанавливать башмак НКТ в начале горизонтального участка без перекрытия интервала фильтра.

4 Обоснована схема вскрытия сеноманских газовых залежей скважинами с 400-метровым горизонтальным окончанием, оборудованным фильтром, как наиболее продуктивная на стадиях постоянных отборов и падающей добычи. В условиях высокой неоднородности' разреза более продуктивными будут волнообразные стволы. В выдержанных песчаных пачках предпочтительны горизонтальные профили.

5 Использование разработанного программного продукта «Multisegments» позволило сократить в 4 раза время создания моделей горизонтальных скважин и получить экономический эффект в размере 300 тыс. рублей. Ожидаемая дополнительная добыча газа после перемещения башмака НКТ в скважинах куста № 401 Ямбургского газоконденсатного месторождения составляет 180 тыс.м /сут. Реализация рекомендуемой схемы вскрытия сеноманских отложений позволит увеличить добычу газа в 1,5 раза.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Кротов, Павел Сергеевич, 2008 год

1. Стокли И.О. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта / И.О. Стокли, Р.Т. Дженсен // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1992. - № 4. - С. 20-25.

2. Joshi S.D. Method calculate area drained by horizontal wells // Oil and Gas Journal. Sept 17, 1990. - P.77-82.

3. Григорян A.H. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969. - 190 с.

4. Акопян Н.Р. Техника и технология вскрытия газоносных пластов на Расшеватском месторождении Ставропольского края //Бурение. 1963. - № 8. -С. 24-29.

5. Ремизов В.В. Горизонтальные скважины на Ямбургском ГКМ // Газовая промышленность. 1997. - № 4. - С. 22-30.

6. Гноевых А.Н. Опыт и перспективы горизонтального бурения / А.Н. Гноевых, Б.А. Никитин, А.А. Рябоконь, В.Н. Левшин, А.А. Бабичев // Газовая промышленность. 1995. - № 9. - С. 16.

7. Ремизов В.В. Мировой и отечественный опыт бурения скважин с горизонтальными забоями / В.В. Ремизов, В.Н. Маслов, А.Н. Лапердин, О.М. Ермилов, Л.С. Чугунов // Газовая промышленность. 1995. - № 3. - С. 30.

8. Телков А.П. К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительной эффективности ее работы и трещин гидравлического разрыва пласта / А.П. Телков, И.Б. Дубков, А.П. Гринько. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2000. - С. 141-148.

9. Пересчет геологических и извлекаемых запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа Юрхаровского месторождения Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области по состоянию изученности на 01.10.2005. Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2006 г.

10. Технологическая схема разработки Юрхаровского месторождения. -Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2007.

11. Результаты геологоразведочных работ на Восточно-Таркосалинском нефтегазоконденсатном месторождении. Тарко-Сале: ОАО НК «Таркосаленефтегаз», 2004.

12. Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Восточно-Таркосалинского месторождения. — Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2005.

13. Дополнению к проекту разработки сеноманской залежи ЯНГКМ. -М.: ООО «ВНИИгаз», 2001.

14. Геологический отчет ООО «Ямбурггаздобыча» 2004 г. Новый Уренгой: ООО «Ямбурггаздобыча», 2005.

15. Авторское сопровождение проекта разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения. М.: ООО «ВНИИгаз», 2005.

16. Дополнения к коррективам проекта разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения. М.: ООО «ВНИИгаз», 2006.

17. Кротов П.С. Технологическая эффективность конструкции горизонтальных скважин * куста 401 Ямбургского ГКМ / П.С. Кротов, Н.Н. Закиров // Бурение и Нефть. 2007. - № 10. - С. 37-39.

18. Алиев З.С. Технологический режим работы газовых скважин / З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко, Ю.П. Коротаев. М.: Недра, 1978. - 279 с.

19. Минский Е.М. Нестационарное движение газа через пористые среды при нелинейном законе сопротивления // Тр. ВНИИГАЗа. М.: Гостоптехиздат, 1963.-С. 32.

20. Бузинов С.Н., Григорьев А.В. Дренирование залежи системой горизонтальных скважин / С.Н. Бузинов, А.В. Григорьев // Компьютеризация научных исследований и научного проектирования в газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1993. - С. 52-59.

21. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальные пласты // Подземная гидромеханика и разработка нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1960. - Вып.32. - С. 29-57. ,

22. Модюи Д. Определение продуктивности скважины с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1988. - № 11. - С. 64-65.

23. Борисов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков. М.: Недра, 1964. - 132 с.

24. Mutalik M.N. Decline curve analysis predicts oil recovery from horizontal wells / M.N. Mutalik, S.D. Joshi // Oil and Gas Journal. Sept. 7, 1992. - P. 42-48.

25. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов. -М.: Наука, 1995. 109 с.

26. Гриценко А.И. Теоретические основы применения горизонтальных газовых скважин / А.И. Гриценко, Г.А. Зотов, Н.Г. Степанов // Юбилейный сб. науч. тр. М.: ИРЦ «Газпром», 1996. - Т.2. - 71 с.

27. Брехунцов A.M. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин / A.M. Брехунцов, А.П. Телков, В.К. Федорцов. Тюмень: СибНАЦ, 2004. - 290 с.

28. Саттаров М.М. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин / М.М. Саттаров, М.Х. Мусин, И.А. Полудень. -М.: ВНТИЦентр ГКНТ СССР, 1991.-С. 101-103.

29. Reeves S.R. Utilization of Horizontal Wells for Secondary Oil Recovery. -SPE 25350, 1993.-P. 95-97.

30. Кнеллер JI.E. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин / Л.Е. Кнеллер, Я.С. Гайдуллин, А.П. Потапов // Геология, геофизика и разработка нефтяныхместорождений. 1996. - № 4. - С. 34-38.

31. Муслимов Р.Х. Система разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами / Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Рамазанов//Там же. С. 26-33.

32. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многопластовом нефтяном пласте // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. 1998. -№ 3. — С. 6т10.

33. Зотов Г.А. Методика газогидродинамических исследований горизонтальных скважин на примере эллиптической и прямоугольной форм пласта. М.: ВНИИГАЗ, 1999. - С. 100-114.

34. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. — М.: ООО «Недра— Бизнесцентр», 2001 199 с.

35. Бузинов С.Н. Создание высокопродуктивных газовых скважин на ПХГ России / С.Н. Бузинов, А.В. Григорьев, А.Л. Ковалев // Юбилейный сб. тр. М., 1996. - Т. 2. - С. 119-126.

36. Алиев З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / З.С. Алиев, В.В. Шеремет. М.: Недра, 1995. - 132 с.

37. Минский Е.М. О работе системы газовых скважин, дренирующих истощающиеся газовые пласты // Разработка и эксплуатация газовых месторождений: Тр. ВНИИГАЗа. М.: Гостоптехиздат, 1960. - Вып. 9 (17). -С. 3-24.

38. Dikken B.J. Pressure drop in horizontal well and it's effect on production performance // Journal of Petroleum Technology. 1990. - Vol. 42, № 11.-P. 1426-1433.

39. Черных В.А. Гидродинамика горизонтальных газовых скважин1. -М.ВНИИГАЗ, 2000. 189 с.

40. Зотов Г.А. Методика газодинамических , исследований горизонтальных газовых скважин. М.: ВНИИГАЗ, 2000. - 114 с.

41. Малых А.С. Оценка продуктивности горизонтальных газовых скважин в режиме стационарной фильтрации: Обзорная информ. Сер Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / А.С. Малых, А.А. Соколов. М.: ИРЦ Газпром, 2005. ,

42. Никитин Б.А. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах / Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев. М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 30 с.

43. Басниев К.С. Исследование влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных и газоконденсатных скважин / К.С. Басниев, З.С. Алиев, C.JI. Критская. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

44. Черных В.В. Разработка методов определения дебитов и забойных давлений многоствольно-горизонтальных скважин. Диссертация на соискание уч. степени к.т.н. М., 2000.

45. Лапердин А.Н. Уточнение начальных запасов свободного газа / А.Н. Лапердин, И.Д. Рамазанов // Газовая промышленность. 1997. - Вып. 5. -С. 37-39.

46. Ремизов В.В. Геолого-технологические принципы освоения нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.В. Ремизов,

47. Л.Ф. Дементьев, А.Н. Кирсанов и др.; Под ред. А.Н. Кирсанова. М.: Недра, 1996.

48. Берман Л.И. Некоторые особенности коллекторов газоконденсатного месторождения Медвежье / Л.И. Берман, С.П. Омесь, Н.С. Романовская // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений: Реф. сб. ВНИИЭгазпрома. М., 1975. - № 6. - С. 20-24.

49. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов. -М.: Недра, 1975.I

50. Ермаков В.И. Методы изучения геологической неоднородности сеноманских продуктивных отложений месторождений Западной Сибири / В.И. Ермаков, А.Н. Кирсанов, А.А. Шаля. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2003.

51. Масленников В.В. Методика определения фильтрационно-емкостных и механических свойств коллекторов /В.В. Масленников, Н.А. Туренков, А.Н. Лапердин // Тр. ВНИИгазэкономика. М., 1979. - Вып. 1/11. - С. 14-22.

52. Нанивский Е.М. Расчет продвижения воды в неоднородные газовые месторождения // Тр. ВНИИЭгазпрома. М., 1977. - Вып. 1/9. - С. 26-33.

53. Дивеев И.И. Методика расчета продвижения пластовых вод при разработке газовых залежей по промыслово-геофизическим данным // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -1978.-№6.-С. 7-12.

54. Ефименко В.И. Минерализация и химический состав внутриконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири / В.И. Ефименко, Н.А. Пих, Г.В. Таужнянский // Тр. ЗапСибНИГНИ. — Тюмень, 1981.-Вып. 162.

55. Кирсанов А.Н. Технология подсчета и дифференциации запасов углеводородов по качеству терригенных коллекторов газовых и газоконденсатных месторождений // Международ, выставка «Нефть и газ 92»: Сб. тез. -М.: ВНИИЭгазпром, 1992. С.60-63.

56. Леонтьев Е.И. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами / Е.И. Леонтьев, Л.М.

57. Дорогиницкая, Г.С. Кузнецов, А .Я. Малыхин. М.: Недра, 1974.

58. Масленников В.В. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходу к их состоянию /В.В. Масленников, Г.В. Крылов,

59. B.Н. Маслов. М.: ИРЦ «Газпром», 2000.

60. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1989.

61. Закиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений /

62. C.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. М.: Недра, 1974.

63. Eclipse Technical Description. Schlumberger, 2001.

64. Eclipse user's guide. Schlumberger, 2001.

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

66. Golan М., Whitson С.Н., Well performance. Second edition. University of Trondheim. -N.J.: PTR Prentice Hall, 1991. P. 132-155.

67. Юшков А.Ю. Методика расчета проводимости ячеек трехмерной модели, вскрытых горизонтальной скважиной / А.Ю. Юшков, П.С. Кротов, А.В. Красовский // Сб. науч. тр. — Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; СПб:

68. Недра. С.-Петербург, отд-ние, 2007. С. 107-117.

69. Геологический отчет ООО «Ямбурггаздобыча» 2006 г. Новый Уренгой: ООО «Ямбурггаздобыча», 2007.

70. Брискман А.А. Добыча и транспорт газа / А.А. Брискман, А.К. Иванов, A.JI. Козлов. М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1955.

71. Бекиров Т.М. Сбор и подготовка к трансцорту природных газов / Т.М. Бекиров, А.Т. Шаталов. -М.: Недра, 1986.

72. Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / Г.Э. Одишария, А.А. Точигин. — М.: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий, 1998.

73. Гриценко А.И. Гидродинамика газо-жидкостных смесей в скважинах и трубопроводах / А.И. Гриценко, О.В. Клапчук, Ю.А. Харченко. — М.: Недра, 1994.

74. Мамаев В.А. Движение газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария. М.: Недра, 1973.

75. Трехмерная геологическая модель Анерьяхинской площади сеноманской залежи Ямбургского месторождения. — М.: ООО «Газпромгео-физика», 2005.

76. Кротов П.С. Особенности моделирования горизонтальных газовых скважин / П.С. Кротов, А.Ю. Юшков, А.В. Красовский // Известия ВУЗов. Нефть и газ. 2007. - № 3 (63). - С. 39-45.

77. Трехмерная геологическая модель Харвутинской площади сеноманской залежи Ямбургского месторождения. М.: ООО «Газпромгеофи-зика», 2006.

78. Закиров Н.Н. Выбор конструкции забоя сеноманских горизонтальных скважин / Н.Н. Закиров, П.С. Кротов, А.Ю. Юшков, А.В. Красовский, В.В. Овчинников // Бурение и Нефть. 2007. - № 5. - С. 30-31.