СПОСОБ НЕПРЕРЫВНОГО ДИСКРЕТНОГО ОТБОРА ПРОБ ВЕЩЕСТВА МЕТКИ-ИНДИКАТОРА ИЗ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF CONTINUOUS DISCRETE INDICATOR MARK SAMPLING FROM GAS HOLE AND DEVICE TO THIS END

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при изучении флюидодинамики газовой среды на месторождениях углеводородов, в том числе и подземных хранилищах газа.
Уровень техники
Известны способы исследования скважин, заключающиеся в закачке в скважину люминесцирующего раствора, преимущественно флюоресценна, с последующим измерением интенсивности люминесценции по стволу скважины для целей повышения надежности обнаружения жил асбеста [см. Ферронский В.И. и др. Радиоизотопные методы исследования в инженерной геологии и гидрологии. - М.: Атомиздат, 1977. - с.168; а.с. СССР № 987554 от 28.07.81 г., кл. G01V 9/00], представляют определенный интерес технические решения, указанные в а.с. СССР № 1639/23 от 16.05.88 г. и №1473405 от 06.07.87 г.
Известен способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов [см. а.с. СССР № 1684491 от 30.03.89 г., кл. Е21В
47/10]. По способу вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, преимущественно гелий, отбирают пробы из добывающей скважины, определяют время появления индикатора в продукции добывающей скважины, а также зависимость изменения во времени концентрации индикатора в последней и судят о сообщаемости объектов по наличию индикатора в продукции.
Недостаток указанного способа заключается в получении недостоверных данных ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов на многопластовых газовых, нефтяных с газовой шапкой месторождениях и ПХГ. Неэффективно применение известного способа одновременно в нескольких скважинах, вскрывающих один и тот же горизонт (пласт) или различные горизонты (пласты) ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов из-за невозможности идентификации прихода гелия от какой-либо конкретной нагнетательной скважины и возможностью пропуска (потери) части индикаторной волны, обусловленной дискретностью взятия проб флюида. Многократное применение способа на одном месторождении также невозможно из-за повышения фоновых (остаточных) содержаний гелия, волнообразного прихода индикатора со значительной временной задержкой. Невозможно применять известный способ для коллекторов трещинного типа ввиду фиксации только одного максимума прихода индикатора в продукции добывающей скважины. К тому же способ неприменим на газовых и нефтяных, с газовой шапкой, месторождениях с высоким содержанием гелия в добываемой продукции.
Известен способ исследования динамических процессов газовой среды [см. патент US № 4742873, кл. Е21В 47/10, опубл. 10.05.88 г.]. По способу в нагнетательные скважины вводят различные индикаторы в газовом носителе, из добывающих скважин отбирают пробы и определяют концентрации индикаторов во времени в добываемой продукции.
Недостаток указанного способа связан с тем, что различные индикаторы могут иметь различные свойства по отношению к пластовым условиям, что вносит значительную погрешность в определение объективной картины миграции газа при эксплуатации многопластового месторождения углеводородов.
В качестве прототипа принят способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа [см. патент РФ № 2167288, опубл. 20.05.2001, кл. Е21В 47/00, 47/10]. По способу в период максимального давления через разные центральные нагнетательные скважины закачивают индикаторы в газовом носителе, в каждую из них закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величины одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую нагнетательную скважину, строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направление внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.
Недостаток прототипа связан с тем, что при отборе пробы нарушается технологический режим работы газовой скважины, заключающийся в том, что необходимо одновременно ежесуточно отбирать пробы газа из добывающих скважин в течение длительного времени, что вносит значительную погрешность в определение объемной картины миграции газа при эксплуатации ПХГ.
Пробы газа отбирают, пропуская его через мелкопористый фильтр с клейкой поверхностью с учетом расхода газа, замеренного газовым счетчиком. То есть, отбор проб носит дискретный характер и требует больших затрат рабочего времени на исследования.
Пробы газа пропускают через мелкопористый фильтр с клейкой поверхностью без учета его прочностных характеристик и расхода газа в процентном отношении от ее дебита.
Известно устройство для взятия проб газа из скважины, в продуктивный пласт которой предварительно введен трассер-маркер, или иначе вещество - метка-индикатор.
Из литературных источников известно [2, см. Технология трассерных исследований с целью выявления путей миграции флюидов при формировании техногенных скоплений газа. Сборник научных трудов. Серия Нефть и газ. Выпуск 1, г.Ставрополь, СтГТУ, 1998 г, С.77-86. Авторы Варягов С.А., Арутюнов А.Е., Шамшин В.И.], что целью трассерных исследований является установление прямыми методами техногенных путей миграции флюидов. Пробы жидкости отбирались из скважин отдельной желонкой на тросе.
При извлечении из скважины проба жидкости разливалась в стандартные емкости, затем осуществляли фильтрацию жидкости и вели подсчет частиц трассера в данной пробе.
Недостатком конструкции прибора для взятия проб жидкости является ограниченный объем пробы, что не дает реальной картины события, наличие на фильтре трассера-маркера может дать лишь картину существования явления, например наличие затрубных перетоков жидкости. Для повышения достоверности результатов исследований необходимо многократное взятие проб жидкости.
Взятие проб газа желонкой проблематично, а применение для этих целей пробоотборника, имеющего малые габариты, не позволяет получить достоверную информацию даже при многократном взятии проб, т.е. взятие и анализ проб носит дискретный характер.
Известно пробоотборное устройство [4, см. а.с. № 1016496, М. кл. Е21В 49/08. Пробоотборное устройство, опубл. 01.05.83. Бюл. № 17. Авт. В.Г.Кондратенко, Г.А.Соболь].
Пробоотборное устройство представляет собой цилиндрический полый корпус с манометром, запорным механизмом в полости корпуса, выполненным в виде поршня с полым штоком и фиксатором. Поршень через радиальное отверстие и полый шток сообщается с выпускной трубой при нижнем положении поршня.
Конструкция пробоотборного устройства устанавливается на устье исследуемой скважины, после чего открывается устьевая задвижка. Под действием давления газа происходит движение поршня с полым штоком до крайнего нижнего положения, часть исследуемого газожидкостного потока через радиальное отверстие корпуса, стакан и штуцер по трубке высокого давления поступает к сепарационной установке, где происходит постоянный замер и отбор проб газожидкостного потока действующих скважин.
Недостатки конструкции устройства
При всех положительных достоинствах устройства сохраняется недостаток, который отмечен ранее, а именно производится дискретное взятие проб на сепарационной замерной установке, что требует длительного времени для получения достаточно достоверной информации о работе скважины и продуктивности пласта в целом.
Количественные параметры работы скважины определяются не данным замерным устройством, а внешним, т.е. сепаратором. Устройство не может осуществлять взятие и количественный анализ проб газожидкостного потока с веществом меткой-трассером при непрерывной подаче части газожидкостного потока.
Известно устройство для установки датчика контроля параметров газожидкостного потока [3, см. пат. РФ № 2094610, 6 Е21В 49/08, опубл. 27.10.97. Бюл. № 30. Авторы А.И.Варман, Ф.П.Донской, В.П.Патрай].
Устройство устанавливается на действующем фонде нефтяных и газовых скважин. Состоит из корпуса с шаровым запорным клапаном, с которым состыкован стакан с полым штоком, поршнем, съемным наконечником.
В корпусе выполнены отверстия, через которые осуществляется сообщение с атмосферой. В стенках стакана и корпуса выполнены каналы, которые соединяют полость корпуса с полостью над запорным органом. Наконечник устанавливается на нижнем конце полого штока и выходит внутрь исследуемого объекта.
Раскрытие изобретения
Технический результат в способе отбора проб газа с веществом-меткой-трассером, достигается с применением устьевого устройства, устанавливаемого в составе устьевой арматуры на фланце верхней задвижки с вводом в осевой канал фонтанной елки пробоотборной трубки, с расположением ее нижнего конца на уровне отводящего патрубка к газосборному коллектору.
Диаметр пробоотборной трубки определяют исходя из параметров скважины, технологических и прочностных характеристик фильтра-мембраны.
Технический результат по реализации способа достигается также с помощью устьевого устройства, устанавливаемого при необходимости проведения исследований по затрубному и внутритрубному пространству на задвижках междутрубного и затрубного пространства.
Устьевое устройство для реализации способа состоит из разъемного корпуса с подводящим и отводящим патрубками. В месте разъема корпуса установлен двойной фильтр, включающий фильтр-мембрану и керамический фильтр, отличающиеся различной проницаемостью и различной прочностью.
Фильтр-мембрана с меньшей проницаемостью устанавливается первым к потоку фильтруемого газа и покрыт слоем клея расчетной толщины.
Устройство снабжено регулятором расхода газа, манометром и обратным предохранительным клапаном.
Анализ изобретательского уровня показал следующее. Совокупность технологических приемов по отбору проб газа на действующей скважине и оценка полученных результатов по количеству введенных частиц вещества-метки-трассера, уловленных и аккумулируемых на липком слое фильтра-мембраны устройства, с последующей интерпретацией результатов по расходу газа и времени отбора проб, не выявлена по имеющимся источникам в научно-технической и патентной литературе.
Не выявлена конструкция устьевого устройства, пропускающего через себя известный замеренный расход газа и фильтрующего частицы трассера на поверхности фильтра-мембраны, с фиксацией последних в слое клея, расчетной толщины и последующим подсчетом количества частиц трассера.
Технический результат сводится к следующему.
1. Повышается эффективность отбора проб газа с веществом-меткой-трассером и увеличивается достоверность результатов исследований.
2. Обеспечивается непрерывность отбора проб путем пропуска расчетного объема газа через устройство в течение длительного времени в процессе добычи газа и улавливания трассера на липком слое клея фильтра-мембраны с последующей оценкой емкостных характеристик пласта по количеству уловленных частиц трассера в сравнении с общим количеством частиц трассера, введенных в продуктивный пласт через соседние скважины.
3. Возможно применение одного и того же устройства для взятия проб газа с веществом-меткой-трассером и межтрубного, внутритрубного и затрубного пространства.
Реализация способа улавливания вещества-метки-трассера и исследование осуществляется с помощью устройства, которое представлено в разрезе на фиг.1.
На фиг.2. обвязка устья скважин и установка устройства в составе фонтанной арматуры для взятия проб газа с веществом-меткой-трассером из лифтовой колонны, межтрубного и затрубного пространства.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается достоверность исследований за счет непрерывного взятия проб индикатора из газового потока при оптимальных условиях, не нарушающих технологический процесс эксплуатации скважины.
Технический результат достигается тем, что в способе непрерывного дискретного отбора проб вещества метки-индикатора из газовой скважины, основанном на введении в пласт через разные нагнетательные скважины индикаторов в газовом носителе в виде газонаполненных микрогранул степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, отборе проб из добывающих скважин и определении концентраций индикаторов во времени в продукции добывающих скважин, при этом отбор проб индикаторов осуществляют путем пропуска части газа через устройство (пробоотборник) с контролем времени пропуска газа и дебита скважины, причем величину расхода газа через пробоотборник определяют из соотношения
,
вн.пр
где d - внутренний диаметр корпуса пробоотборника, м;
г.пр
3
Q - расход газа через пробоотборник, м/с;
2
3
ρ - плотность газа, кг/м, а содержание микрочастиц индикатора определяют из соотношения
i
i
г.пр.i
i
-1
C=K·(Q·t),
i
где K - количество микрочастиц индикатора на поверхности фильтра-мембраны, шт.;
г.пр.i
i
3
Q - средний расход газа через пробоотборник за промежуток времени пропуска (фильтрации) газа t, (с), м/с.
Устройство для реализации способа включает в себя разъемный корпус с пробоотборной трубкой для подачи и ввода газа, манометр, регулятор расхода и снабжено двойным фильтром, включающим мембрану и керамический фильтр, имеющих разную проницаемость, причем фильтр-мембрана покрыт со стороны потока газа слоем клея, удельная масса которого определяется из соотношения
уд.кл
2
где М - удельная масса клея, кг/м;
част
d - диаметр микрочастиц индикатора, м;
кл
3
ρ - плотность клея, кг/м,
а диаметр пробоотборной трубки определяется из соотношения
mp
вн.НКТ
г.пр
скв
0,5
d=d·(Q/Q),
вн.НКТ
где d - внутренний диаметр труб лифтовой колонны (НКТ), м;
скв
Q - дебит скважины, м/с,
причем пробоотборная трубка для взятия проб газа из межтрубного пространства выполнена в виде полукольца, диаметр которой определяется из соотношения
вн.кол
где d - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
нар.НКТ
d - наружный диаметр труб лифтовой колонны, м.
Анализ изобретательского уровня показал следующее. Совокупность технологических приемов по отбору проб газа на действующем фонде скважин и оценка полученных результатов по количеству введенных частиц вещества-метки и уловленных на фильтре-мембране с последующей интерпретацией результатов по расходу газа и времени отбора проб не выявлена по имеющимся источникам известности научно-технической и патентной информации.
Не выявлена конструкция устьевого устройства, пропускающего через себя замеренный расход добываемого газа, фильтрующегося на фильтре-мембране, с задержанием частиц вещества-метки на его липкой поверхности и последующим подсчетом их количества.
Краткое описание чертежей
Реализация способа непрерывного дискретного отбора проб вещества-метки индикатора из газовой скважины осуществляется с помощью устройства, конструкция которого поясняется следующими чертежами: где на фиг.1 представлена в разрезе конструкция устьевого устройства в положении пропуска газа с частицами вещества-метки, на фиг.2 - обвязка устья действующей скважины и устройство для отбора проб газа с веществом-меткой из лифтовой колонны труб (а), а также из межтрубного (б) и затрубного (в) пространства.
Осуществление изобретения
Устройство состоит из разъемного корпуса 1 с подводящим патрубком 2 и отводящим патрубком 3. В средней части разъемного корпуса 1 установлены последовательно друг за другом фильтр-мембрана 4 с липкой поверхностью, например слоем клея, и керамический фильтр 5 с разной проницаемостью, составляющие двойной фильтр. Кроме того, для сохранения целостности фильтра-мембраны 4 и стабильности проведения взятия пробы разъемный корпус 1 снабжен предохранительным клапаном 6. Усилие (давление) срабатывания предохранительного клапана 6 регулируется винтом (не показан). Давление внутри разъемного корпуса 1 замеряется манометром 7.
Подводящий патрубок 2 снабжен комплектом пробоотборных трубок 8 для доставки проб газа внутрь разъемного корпуса 1.
На отводящем патрубке 3 устанавливается регулятор расхода газа (не показан).
Рассмотрим работу устройства при взятии проб газа с веществом-меткой-трассером из лифтовой колонны труб при одновременной добыче природного газа.
Для этого устройство оснащается пробоотборной трубкой 8, расчетного диаметра и длины, устанавливаемой в подводящем патрубке 2, и закрепляется на верхнем фланце задвижки фонтанной арматуры при закрытой коренной задвижке (не обозначены).
Открывают коренную задвижку, и верхнюю задвижку, и задвижку на подачу газа в промысловый коллектор. Определяют и поддерживают расчетный перепад давления в устройстве и регулятором расхода газа оценивают суммарный расход за время проведения исследований, который сравнивают с дебитом скважины.
Затем через расчетный промежуток времени останавливают подачу газа в разъемный корпус 1 пробоотборного устройства, снимают фильтр-мембрану 4 меньшей проницаемости и осуществляют подсчет количества частиц вещества-метки на его поверхности в лабораторных условиях, после чего полученные результаты коррелируют по количеству введенных частиц в исследуемый пласт. При увеличении перепада давления выше допустимого срабатывает предохранительный клапан 6 и часть газа выбрасывается в атмосферу.
Для варианта отбора проб из межтрубного пространства устройство снабжено пробоотборной трубкой 8 в виде полукольца, вводимого в кольцевой зазор между трубой лифтовой колонны и эксплуатационной колонной, причем отбор газа осуществляется при перекрытии не менее 10% живого сечения кольцевого пространства между лифтовой колонной и обсадной.
Диаметр и длина пробоотборной трубки 8 определяется исходя из конструктивных параметров фонтанной арматуры, и внутреннего диаметра труб лифтовой колонны, и режима эксплуатации скважин.
В то же время необходимо учитывать, что фильтр-мембрана 4 меньшей проницаемости обладает известными прочностными характеристиками, исходя из которых возможно определить расход газа и диаметр пробоотборной трубки 8.
6
Скоростной напор газа не должен превышать прочность материала фильтра-мембраны 4 с меньшей проницаемостью, принятую σ=0,2·10 Па.
Скоростной напор, создаваемый потоком газа на фильтре меньшей проницаемости, определится
г
2
где ρ - плотность газа, кг/м;
2
г.кр
V  - критическая скорость движения газа в газоотборнике, м/с.
Тогда
Чтобы поток движущегося газа не привел к разрушению фильтра-мембраны 4 меньшей проницаемости, расход газа через устройство (пробоотборник) должен удовлетворять неравенству
3
где  - максимальный расход газа через пробоотборник, м/с;
- внутренний диаметр разъемного корпуса 1 пробоотборника в месте расположения фильтра-мембраны меньшей проницаемости, м.
С другой стороны, чтобы не наблюдалось выход или выпадение трассера из газового потока, расход газа через пробоотборник должен удовлетворять неравенству
3
где  - минимально возможный расход газа через пробоотборник, м/с;
г.min
-3
V - минимальная скорость движения газа, при которой не наблюдается выход микрогранул трассера из потока, м/с, и которая равна 5·10 м/с.
Исходя из вышеизложенного, расход газа через пробоотборник определится из неравенства
Откуда диаметр пробоотборной трубки 8 с учетом вышеотраженной зависимости определится
пр.mp
НКТ
г.пр
скв
0,5
d=d·(Q/Q),
НКТ
где d - внутренний диаметр труб лифтовой колонны, м;
скв
3
Q - дебит газа исследуемой скважины, м/c.
Способ взятия проб газа из действующей скважины с применением предлагаемого устройства осуществляется следующим образом.
Открывают задвижки на фонтанной елке и по пробоотборной трубке 8 заданного поперечного сечения осуществляют подачу газа в разъемный корпус 1 пробоотборника.
Определяют перепад давления на фильтре-мембране 4 и керамическом фильтре 5 и регулятором расхода газа задают расход и оценивают суммарный объем газа, пропущенного через пробоотборник за время взятия пробы или за время измерения. Время взятия пробы газа и его суммарный расход через пробоотборник сравнивают с общим дебитом скважины. Затем останавливают подачу газа в разъемный корпус 1 пробоотборника, осуществляют разборку и съем фильтра-мембраны 4 с налипшими на его липкой поверхности частицами микрогранул трассера.
После этого осуществляют подсчет суммарного количества частиц трассера на поверхности фильтра-мембраны 4 и оценивают общую концентрацию микрогранул трассера на определенный момент времени из выражения
i
i
г.пр.i
i
-1
C=K·(Q·t),
i
где K - количество микрогранул трассера на поверхности фильтра-мембраны, шт.;
г.пр.i
3
Q - расход газа через пробоотборник, м/с;
i
t - время взятия проб (фильтрации) газа через пробоотборник, равное времени между сменой фильтров меньшей проницаемости, с;
i
3
С - концентрация микрогранул трассера на момент времени , м.
i
По концентрации С и величине ее изменения во времени судят о геофлюидодинамических параметрах коллектора [см. Луккер Л., Шестаков В.М., «Моделирование миграции подземных вод». М.: Недра, 1986 г., 208 с.].
Необходимо отметить, что при увеличении перепада давления на фильтре-мембране 4 срабатывает предохранительный клапан 6 и часть газа выбрасывается в атмосферу.
Конструкция фильтра-мембраны 4 меньшей проницаемости разработана с учетом необходимости фильтрации газа, улавливания и накопления микрогранул трассера на его поверхности. Поскольку его поверхность покрыта клеем с расчетной толщиной, определяемой из размеров микрогранул трассера, клей на поверхность фильтра наносится с удельной массой
част
где d - диаметр микрогранул трассера, м;
кл
3
ρ - плотность клея, кг/м.
Для варианта отбора проб из межтрубного пространства устройство (пробоотборник) снабжается пробоотборной трубкой 8 в виде полукольца, вводимого в кольцевой зазор между трубой лифтовой колонны и эксплуатационной колонной, причем отбор газа осуществляется при перекрытии не менее 10% живого сечения кольцевого пространства.
Последовательность проведения отбора проб газа из межтрубного пространства и интерпретация полученных результатов аналогичны таковым при отборе проб газа из лифтовой колонны.
Пример конкретного осуществления способа.
Принимаем дебит скважин
mp
Внутренний диаметр труб лифтовой колонны d=0,062 м.
НКТ
Наружный диаметр труб лифтовой колонны (НКТ) d=0,073 м.
Диаметр труб эксплуатационной колонны:
- наружный
D=0,168 м.
- внутренний
D<sub>вн</sub>=0,148 м.
пр
Внутренний диаметр пробоотборника в сечении установки мембраны d=0,032 м.
г(н.у.)
3
Плотность газа ρ=0,668 кг/м.
6
Прочность материала фильтра-мембраны σ=0,2·10 Па.
част
Размер микрогранул трассера d=0,5÷0,6 мкм.
кл
3
Плотность клея ρ=1200 кг/м.
2
Давление газа р=30 кгс/см=3,0 МПа (хадумский горизонт Североставропольского ПХГ).
Определяем плотность газа в скважине
0
где р - атмосферное давление, Па.
Из условия прочности мембраны определяем критическую скорость движения газа (скоростной напор), м/с
Этой скорости соответствует расход газа через мембрану пробоотборника:
г.min
-3
Минимальная скорость движения газа для обеспечения удержания микрогранул трассера в потоке V=5·10 м/с. Расход газа через мембрану, соответствующий этой скорости:
Таким образом
-6
г.пр
4,02·10<Q<0,362
г.пр
3
Для дальнейших расчетов принимаем средний расход Q=0,18 м/с. Из соотношения расходов газа в скважине и через пробоотборник определяем диаметр пробоотборной трубки (внутренний)
.
Далее, в лабораторных условиях происходит подсчет трассера и определяется его концентрация по формуле
i
i
г.пр.i
i
-1
C=K·(Q·t).
Удельная масса клея
.
Площадь фильтра
.
Таким образом, на поверхность фильтра нужно нанести
уд.кл
ф
-6
-3
М·S=0,00048·0,0008=0,384·10 кг=0,384·10 г=0,384 мг клея. Толщина слоя
.
Равномерно распределенный по поверхности фильтра слой клея должен составлять порядка 0,4 мкм.
Рассчитаем диаметр пробоотборной трубки для тех же значений расхода при отборе газа из межтрубного пространства:
Радиальный зазор: Δr=(0,148-0,073)/2=0,0375 м=37,5 мм.
Проверка условия выполнения требования перекрытия не менее 10% живого сечения межтрубного пространства:
10% площади сечения межтрубного пространства составит
10%
2
2
2
f=(0,148-0,073)·0,785·0,1=0,0013 м.
Пробоотборная трубка 8 диаметром 38 мм, срезанная вдоль оси в виде полукольца и вставленная через задвижку в межтрубное пространство до упора в НКТ, закроет площадь, равную
mp.м
2
2
f=d·Δr=0,038·0,0375=0,001425 м>0,0013 м - условие выполняется.
Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества:
- повышение эффективности отбора проб газа;
- повышение достоверности исследований за счет непрерывного взятия проб индикатора из газового потока при оптимальных условиях в течение длительного времени;
- упрощение конструкции и повышение надежности устройства.
Источники информации
1. Варягов С.А., Арутюнов А.Е., Шамшин В.И. Технология трассерных исследований с целью выявления путей миграции флюидов при формировании техногенных скоплений газа / Сб. научных трудов. Серия «Нефть и газ» - Вып.1. - Ставрополь СтГТУ, 1998. - с.77-86.
2. Бекетов С.Б., Варягов С.А., Трунов Н.М., Тарасов М.Г. и др. Технология трассерных исследований с целью выявления путей миграции флюидов при формировании техногенных скоплений газа. Строительство газовых и газоконденсатных скважин / Сб. научных трудов, М.: ВНИИгаз, 1998.
3. Пат. РФ № 2094610, М. кл. Е21В 49/08. Устройство для установки датчика контроля параметров газожидкостного потока. Опубл. 27.10.97. Бюл. № 30. Авт. Варман А.Л, Донской Ф.П., Патрай В.П.
4. А.с. № 1016496, М. кл. Е21В 49/08. Пробоотборное устройство. Опубл. 07.05.83 г. Бюл. № 17. Авт. Кондратенко В.Г., Соболь Г.А.
5. А.с. № 176218, М. кл. Е21В 43/00. Способ обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны газовой скважины. Опубл. 02.11.65 г. Бюл. № 22. Авт. Ашуев А.П., Балабанов В.Ф. и др.