Эффективность удаления газа из скважины

краткое сообщение

DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2018.4.359-364

УДК 622.276:53

Эффективность удаления газа из скважины

А.А. Исаев*, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин

ООО УК «Шешмаойл», Альметьвеск, Россия

Для исследования влияния газа на характеристики насосов, увеличения коэффициента подачи насоса, уменьшения попадания газа в насос и снижения износа штанговых винтовых насосов разработан комплекс оборудования по отбору газа из скважин с откачкой газа из затрубного пространства скважины. Исследовано влияние вакуума и повышения давления в затрубном пространстве на динамический уровень скважины. Обоснована необходимость удаления газа из межтрубного пространства и призабойной зоны скважин.

Ключевые слова: комплекс оборудования по вакуумированию скважин, установка штангового винтового насоса, износ эластомера

Для цитирования: Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. (2018). Эффективность удаления газа из скважины. Георесурсы, 20(4), Ч.1, с. 359-364 . DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2018.4.359-364

При эксплуатации скважин из пласта поступает жидкость с газом и происходит разгазирование жидкости, часть газа поступает в насос, а другая часть, отделившись из жидкости, поступает в затрубное пространство. Разгазирование протекает по причине снижения забойного давления при эксплуатации скважин ниже давления насыщения. Снижение забойного давления приводит к увеличению депрессии на пласт и притока нефти из пласта в скважину. При эксплуатации скважины с пластовым давлением (Р ) выше давления насыщения (Р ) газ в пласте находится в растворённом состоянии, что способствует снижению вязкости нефти и увеличению подвижности скважинной продукции в пласте (Исаев, 2017).

При добыче нефти пластовая энергия расходуется на преодоление гидравлического сопротивления, адгезионных, капиллярных и других сил. В пласте жидкость движется в капиллярах переменного сечения; в сужающемся капилляре четки нефти или газа в окружении воды деформируются, при этом радиусы кривизны передней и задней частей различаются, последняя является очень широкой по сравнению с суженной передней частью. В этом случае капиллярное давление становится бесконечно большим, такое явление называют эффектом Жамена. Эффект Жамена - это возникновение в пористой среде дополнительного противодавления вследствие того, что поровый канал представляет собой структуру капилляров переменного радиуса и формы (Гиматудинов, 1971). Влияние эффекта Жамена широко рассматривается буровиками при вскрытии продуктивных пластов, когда необходимо учитывать такие показатели, как мгновенная фильтрация бурового раствора и его кольматационные свойства с использованием эффекта Жамена; важно предотвращать неконтролируемое отрицательное воздействие на приза-бойную зону пласта (Андаева и др., 2013).

Эффект Жамена снижается благодаря вакуумирова-нию. На рис. 1 показан прямой эффект Жамена, где в скважине 1 с нефтяным пластом 2 происходит выделение

* Ответственный автор: Анатолий Андреевич Исаев

E-mail: isaev@shoil.tatais.ru

© 2018 Коллектив авторов

растворенного газа из нефти, при этом движение жидкостей в пористой среде становится более легким.

Опыт эксплуатации скважин с наличием газа в затрубном пространстве скважин показывает ухудшение наполнения динамограммы, уменьшение коэффициентов подачи и наполнения насосов, снижение дебитов и динамического уровня.

Как отмечалось, создание вакуума позволяет удалять газ из жидкости, находящейся в затрубном пространстве. Исследованиями установлено изменение химического анализа нефти при вакуумировании; это определено при замерах газового фактора, значения которого были при этом нулевыми. Тем самым можно полностью отказаться от газовых якорей, т.к. газ в насос при вакуумировании не поступает. До вакуумирования средние значения газового фактора были 24 м3/т. Замеры свободного и растворенного газа были выполнены при помощи установки УЗГФ, разработчиками которой являются сотрудники отдела инноваций и экспертизы ООО УК «Шешмаойл». Установка сертифицирована, методика по замеру газового фактора согласована и утверждена АО «Нефтеавтоматика».

Вследствие эксплуатации скважины с давлением на приёме (Р ) ниже давления насыщения материал эластомера штангового винтового насоса насыщается агрессивными газами. В ООО УК "Шешмаойл" по этой причине произошло 44,6% от всех ремонтов с установками штангового винтового насоса (УШВН) (Исаев, 2016). Анализ обрывов насосных штанг УШВН показал, что при эксплуатации Р >Р произошло 77% обрывов штанг

А ^ нас пр А А

(Исаев, Архипов, 2015). Снижение динамического уровня ниже величины Н -Н <100 м приводит к износу эласто-

подв дин ^

мера, насос начинает работать в условиях сухого трения, тем самым не обеспечиваются необходимое охлаждение

Рис. 1. Движение газа из нефтяного пласта в скважину: 1 -скважина, 2- нефтяной пласт

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

и смазка насоса, что приводит к перегреву эластомера. В результате чего эластомер увеличивается в размере, и происходит его разрыв. Такие факты зафиксированы на 202 внедренных УШВН в ООО УК "Шешмаойл" (66,8% от общего количества). На эксплуатацию УШВН сильно влияет значение уровня жидкости над винтовым насосом и давление насыщения. Поэтому, необходимо стремиться повышать уровень в затрубном пространстве, что возможно с помощью удаления газа над уровнем жидкости.

Вакуумирование позволит исключить давление насыщения, т.к. газ в системе «пласт-забой-прием насоса» отсутствует, особенно при низких уровнях жидкостей в скважине, а удаление газа из продуктивного пласта, при определенных условиях, позволит увеличить подвижность продукции пласта в связи с освобождением газом своего занимаемого пространства.

Для снижения давления газа в затрубном пространстве скважин применяются различные устройства: устьевые обратные клапаны; перепускные клапаны, установленные на НКТ; компрессоры, установленные на станке-качалке или устьевой арматуре (Севастьянов и др., 2014; Технология откачки газа..., 2012; Молчанова, Топольников, 2007; Мак-Кой, 2004). Такие устройства зависят от давления газа в затрубном пространстве и давления в манифольдной линии.

Первоочередной задачей было разработать устройство, позволяющее откачивать газ вне зависимости от давления в затрубном пространстве; этого можно добиться откачкой газа компрессором определенной производительности. Второй задачей была перекачка газа в напорную линию с давлением на выходе из компрессоров не ниже буферного давления. Наиболее подходящим как по откачке, так и по перекачке газа является компрессор поршневой. При откачке газа компрессор позволяет создавать вакуум, т.е. отрицательное давление. В отделе инноваций и экспертизы ООО УК «Шешмаойл» разработан, сертифицирован и запатентован комплекс для откачки газа из затрубного пространства скважины и закачки его в систему сбора продукции (КОГС), представленный на рис. 2. Технология создания вакуума в затрубном пространстве скважины, обеспечивающее отрицательное давление до 0,085 МПа, применяется на 6 месторождениях ООО УК «Шешмаойл» с 2010 года. Максимальная производительность компрессора КОГС составляет 0,95 нм3/мин, максимальное рабочее давление на выходе - 2,5 МПа. Габариты КОГС небольшие - 4,2 м2.

Принципиальная схема установки КОГС показана на рис. 3. Трехступенчатый компрессор состоит из головки компрессора 1-ой ступени, которая работает в режиме

Рис. 2. Комплекс оборудования по отбору газа из скважин

одноступенчатого компрессора с поршнями разного диаметра и осуществляет 1-ю ступень сжатия газа, и головки компрессора 2-й и 3-й ступени, представляющей собой двухступенчатый компрессор с поршнями разного диаметра, который осуществляет 2-ю и 3-ю ступени сжатия. Обе головки и два электродвигателя к ним монтируются на плитах, приваренных к ёмкости для сбора конденсата (ЕСК). Для контроля за критически низким уровнем и для визуального контроля за уровнем масла в системах смазки компрессорных головок установка оборудована внешней масляной емкостью (ЕМВ) с датчиком уровня масла (LS 1). Ёмкость для сбора конденсата (ЕСК) представляет собой стальной сосуд с выпуклыми эллиптическими днищами, имеющий четыре опоры. Для контроля уровня и слива конденсата из ёмкости (ЕСК) предусмотрен датчик уровня конденсата (LS2) и кран (КР2) слива конденсата. Система обогрева, в которую входит обогреватель РИЗУР, обеспечивает дополнительно к головкам компрессора, холодильникам (Х1, Х2) обогрев кабины при закрытых дверцах и при внешней температуре ниже +10 0С. Система вентиляции, в которую входит вентилятор ВГО2, осуществляет при необходимости принудительную вентиляцию кабины установки.

Установка КОГС оснащена кранами шаровыми электроприводными (К1 и К2) на входе и выходе установки, обратным клапаном (ОК1) на выходе из установки, предохранительными сбросными клапанами (КП1, КП2, КПЗ) на ступенях и выходе компрессора, обратным клапаном (ОК2), клапаном предохранительным сбросным типа (КПС) и краном шаровым (КР5) в системе сбора сбросных газов, кранами шаровыми (КР1и КР6) на входе и выходе из установки, вентилями газовыми (КРЗ, КР4) в газопроводах, для активации байпасной линии в начале запуска компрессора в работу.

Установка оснащена манометрами (МН1 и МН2) и датчиками давления (РТ1 и РТ2) для контроля давления на входе и выходе из установки; мановакууметром (МВ) для контроля величины вакуума на входе в установку; датчиками температуры (ТТ1 и ТТ2) для контроля температуры снаружи и внутри кабины установки; датчиками температуры (ТТЗ и ТТ4) для контроля температуры масла в картере головки компрессора 1-ой ступени, а также 2-ой и 3-ей ступени; датчиками температуры (ТТ5, ТТ6, ТТ7 и ТТ8) для контроля температуры газа на входе, после 1-ой, 2-ой и 3-ей ступени компрессора. Для контроля загазованности в кабине установки установлен датчик загазованности ^Т1).

Трубопроводы соединяют между собой элементы установки и имеют вход к затрубному пространству скважины и выход к системе сбора продукции скважины. На выходе из ёмкости для сбора конденсата установлен фильтр в напорном корпусе (ФН).

Станция управления, которая в транспортном положении размещается в кабине установки, а в рабочем положении выдвигается на безопасное расстояние, состоит из комплектующих элементов, позволяющих осуществлять безопасную работу установки в автоматическом режиме.

Установка КОГС работает следующим образом (Рис. 3). Начало работы установки обеспечивается одновременным пуском электродвигателей обеих компрессорных головок. Газ из затрубного пространства скважины

Н^В SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

H GEDRESDURCES

Рис. 3. Принципиальная схема установки КОГС. Описание в тексте

через вход в установку поступает в ёмкость для сбора конденсата (ЕСК) и, пройдя через фильтр в напорном корпусе (ФН), поступает в цилиндры первой ступени сжатия, где предварительно сжимается, и через холодильник по трубопроводу поступает во вторую, а затем в третью ступень сжатия. Сжатый газ подаётся в систему сбора продукции через выход из установки по нагнетательному трубопроводу, через узел закачки в линию и узел контроля закачки газа (Рис. 4). В среднем КОГС работает 45 минут, затем идет набор газа в течение 161 минуты.

Применение КОГС увеличивает добычу газа, который используется для подогрева нефти при ее подготовке на пунктах сбора и подготовки нефти. Только по показаниям счетчиков газа на объектах ДНС-6а и УПСВ-567 АО «Шешмаойл» объем дополнительной добычи газа

Рис. 4. Схема подключения установки КОГС на кусте скважин: КР7, КР8, КР9, КР10, КР11, КР12 - кран шаровый, ОК3 -клапан обратный, РТ3 - датчик давления, М- манометр

составляет в среднем 120 м3/сут на одну установку КОГС. Немаловажным преимуществом КОГС является исключение выбросов вредных веществ (газа) в атмосферу.

Положительной стороной использования КОГС стало снижение изнашивания эластомера штангового винтового насоса (ТТТВН) При благоприятных условиях эксплуатации скважин УШВН (Рнас<Рпр) среднее значение степени изнашивания эластомера составляет 29,5%, т.е. происходит естественный износ эластомера штангового винтового насоса. Степень износа эластомера определялся посредством анализа актов стендовых испытаний ШВН до внедрения и после извлечения и сравнения показателей расхода при напоре 1000 м (Исаев, 2018).

Степень износа эластомера при работе ШВН до 21 млн оборотов и при Р >Р соответствует степени износа

нас пр

эластомера при благоприятных условиях. Дальнейшее увеличение количества оборотов ротора в совокупности с условием Рнас>Р приводит к еще большему износу эластомера, тем самым необходимо поддерживать динамический уровень над винтовым насосом. Одним из решений проблемы является откачка газа из затрубного пространства скважины (Исаев, 2018). На 16 скважинах с УШВН (на Дачном, Краснооктябрьском, Северном и Летнем месторождениях Республики Татарстан) проведены промысловые эксперименты с вакуумированием затрубного газа. После проведения ремонта на данных скважинах и демонтажа насосов проводились стендовые испытания ШВН с определением степени износа винтовых насосов. Степень изнашивания эластомера ШВН при эксплуатации УШВН с КОГС составил 24% (Рис. 5).

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Таким образом, вакуумирование газа в затрубном пространстве позволяет снизить износ насосов и увеличить наработку УШВН (Рис. 6).

Наибольший эффект от использования КОГС может быть достигнут при максимальном давлении в затрубном пространстве (Рзатр) и минимальной разности пластового и забойного давлений (Рпл-Рзаб) (Тронов, 2002; Исаев, 2017). Согласно критерию эффективности Кэф, 3/4 скважин, на которых следует проводить вакуумирование, имеют дебит свыше 2 м3/ сут. Вне зависимости от дебита критерий Кэф не превышает 35% (Исаев, 2018).

Внедрение КОГС на скважинах приводит к повышению динамического уровня с последующим увеличением коэффициента наполнения насоса и добычи нефти. За 8 лет опытно-промысловой эксплуатации КОГС на 424 скважинах в ООО УК «Шешмаойл» накоплен богатый опыт по эффективной работе КОГС и подбору скважин. Создание вакуума может привести к отсутствию газа в

Рис. 5. Степень изнашивания ШВН в зависимости от условий эксплуатации: 1 - благоприятные, 2 - при Рш менением КОГС

>Р . 3 - с при-

нас пр Г

Наработка, сут

Рис. 6. Зависимость степени изнашивания от наработки и условий эксплуатации УШВН

откачиваемой жидкости и нулевым замерам счетчиков количества жидкости (СКЖ), поэтому на этих скважинах минимальное давление при запуске КОГС принималось равным 0,05-0,1 МПа. Значительного увеличения вязкости нефти при вакуумировании не выявлено, только на 5 скважинах было зафиксировано увеличение вязкости, в среднем с 120 до 180 мПас. Увеличение наполнения ди-намограммы при вакуумировании, в среднем, составляет 40% (рис. 7).

На скважинах 9708 и 9302 Краснооктябрьского месторождения (Табл. 1) проведен сравнительный эксперимент с замерами динамического уровня и дебитов установки. Сначала вакуумировалось затрубное пространство при помощи КОГС на постоянном режиме с давлением от минус 0,05 МПа до 0 МПа и в периодическом режиме. Периодический режим вакуумирования подразумевает сначала создание вакуума до минус 0,05 МПа, затем открытие затрубной задвижки для выравнивания давления в затрубном пространстве до атмосферного с последующим повышением давления до 0,2 МПа. Такой процесс повторялся 4 раза. Последующий анализ показал, что повышение динамического уровня при описанном периодическом давлении по сравнению с постоянным вакуумом составляет 2,4%, дебит по жидкости повышается дополнительно на 6-7%. Планируется проведение дополнительных сравнительных промысловых экспериментов с постоянным и периодическим вакуумированием на скважинах с различными физико-химическими свойствами продукции и геологическими условиями эксплуатации.

Все КОГС укомплектованы станцией управления БС-21-УВС-2, предназначенной для автоматического (по давлению) и местного управления установкой КОГС. В автоматическом режиме станция обеспечивает управление установкой КОГС по сигналам с датчиков давления, установленных на приемной и выкидной линиях. В режиме местного управления установка включается и отключается кнопками управления, расположенными на лицевой стороне станции. Данные по установке передаются на АРМ-диспетчера в режиме реального времени не зависимо от режима работы станции. В автоматическом режиме станция обеспечивает возможность пуска/остановки КОГС с АРМ-диспетчера. Станция управления обеспечивает дистанционный контроль и изменение основных параметров работы установки КОГС. В состав комплекса автоматизации за КОГС помимо станции управления входят два клапана электромагнитных фланцевых не прямого действия, один клапан обратный, один датчик температуры воздуха ДТС125Л, один датчик давления Метран-75 и два датчика давления Метран-55-Ех. В таблице 2 приведены технические характеристики станции управления БС-21-УВС-2.

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1 000 1 100 1 200

Рис. 7. График динамограммы по скважине № 3737 до вакуумирования

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1 000 1 100 1 200

SCIENTl FK AND TECHNICAL JOURNAL

GEDRESDURCES

№ п/п № скважины Дата пуска КОГС Глубина подвески насоса, м Интервал перфорации, м Ндин/Рзатр до вакуумирования Ндин с постоянным вакуумом Ндин с периодическим вакуумом

1 9708 11.08.2017 837 839-842 807/7,4 719 701

2 9302 27.07.2017 970 978-982, 989-994 876/3,3 823 804

Табл. 1. Основные характеристики скважин 9708 и 9302

№ п/п Наименование параметра Значение параметра

1 Общее питание станции, В 3х380 ±38

2 Номинальная частота, Гц 50±1

3 Мощность потребляемая станцией, не более, кВт 20

4 Габаритные размеры, не более, мм 800х600х250

5 Масса, не более, кг 40

6 Степень защиты IP54

Табл. 2. Технические характеристики станции управления БС-21-УВС-2

При работе КОГС мощность электродвигателей (компрессоров - 12 кВт*ч, нагревателя - 1,5 кВт*ч, вентилятора - 0,3 кВт*ч, обогрева всасывающих и напорного рукавов - 5 кВт*ч, электрического привода двух задвижек -0,2 кВт*ч) составляет 19 кВт*ч. В теплое время обогрев и печка отключены. Учитывая среднюю загруженность КОГС в 31,7% потребление энергии электродвигателей составит 91 кВт*ч/сут.

За время внедрения КОГС в совокупности дополнительно добыто 12 702 тонн нефти (Рис. 8). По состоянию на 01.09.2018 г. в эксплуатации находятся 45 КОГС (24 - в АО «Шешмаойл», 17 - в АО «Иделойл», 4 - в АО «Геотех») с обвязкой 194 скважин. После оптимизации всех скважин прогнозируемая дополнительная добыча нефти за 2018 год составляет 18 000 тонн.

При дисконтированном сроке окупаемости 1,09 лет индекс доходности дисконтированных затрат составляет 1,35.

Рис. 8. Дополнительная добыча от внедрения КОГС

Выводы

1. Проведенные исследования вакуумирования в за-трубном пространстве скважины выявили улучшение условия притока нефти к скважине, увеличение коэффициентов наполнения и подачи насосов, дополнительную добычу нефтяного газа и нефти, снижение износа винтовых насосов и увеличение наработки УШВН, а также исключение выбросов вредных веществ в атмосферу.

2. Вакуумирование позволяет обнулять газовый фактор, т.к. газ в насос при вакуумировании не поступает.

3. Для создания вакуумирования в затрубном пространстве скважины и последующей перекачкой газа в манифольд разработан комплекс оборудования по вакуу-мированию скважин.

4. Дополнительная добыча нефти за время проведения внедрения КОГС с 2010 года составила 12 702 тонн.

5. Окупаемость от внедрения КОГС на скважинах составляет 1,09 лет.

Литература

Андаева Е.А., Сидоров Л.С., Сидоров Ю.Л. (2013). Эффект Жамена как фактор увеличения продуктивности скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 5, с. 26-30.

Гиматудинов Ш.К. (1971). Физика нефтяного и газового пласта. 2-е изд., перераб. и доп. Москва: Недра, 312 с.

Исаев А.А. (2016). Разработка штанговых лопаток для винтовых насосных установок при эксплуатации осложненных скважин. Дисс. канд. техн. наук. Уфа, 126 с.

Исаев А.А. (2017). Мероприятие по снижению износа штанговых насосов. Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института, 16, с. 119-124.

Исаев А.А. (2018). Влияние удаления газа на работу винтовых насосных установок. Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института, 17, с. 60-64.

Исаев А.А., Архипов К.И. (2015). Влияние условий эксплуатации на обрывность колонны насосных штанг. Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института, XIII, 1, с. 192-196.

Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. (2017). Разработка автоматизированного комплекса по отбору газа из скважин. Нефть.Газ.Новации, 12, с. 65-72.

Мак-Кой Ч. (2004). Работающий от балансира станка-качалки газовый компрессор полезен в различных промысловых операциях. Нефтегазовые технологии, 3, с. 44-46.

Молчанова В.А., Топольников А.С. (2007). Исследование эффективности устройства для откачки газа из затрубного пространства. Нефтепромысловое дело, 10, с. 27-33.

Севастьянов А.В., Иванов А.А., Фаткуллин А.С. (2014). Технология отвода газа из затрубного пространства нефтяных скважин. Нефтепромысловое дело, 9, с. 54-55.

Технология откачки газа из затрубного пространства добывающих скважин (2012). Производственно-сервисная компания Югсон-Сервис. Нефтегазовая вертикаль, 6, с. 12-14.

Тронов В.П. (2002). Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань: Фэн, 408 с.

Благодарности

Авторы выражают благодарность рецензенту за ценные критические замечания и рекомендации, которые способствовали улучшению содержания статьи.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

сведения об авторах

Анатолий Андреевич Исаев - канд. техн. наук, ведущий инженер отдела инноваций и экспертизы ООО УК «Шешмаойл»

Россия, 423458, Альметьевск, ОПС № 8, а/я 192 Тел: +7 8553 39 39 95, e-mail: isaev@shoil.tatais.ru

Рустем Шафагатович Тахаутдинов - генеральный директор

ООО УК «Шешмаойл»

Россия, 423458, Альметьевск, ОПС № 8, а/я 192

Владимир Иванович Малыхин - главный специалист по инновационной деятельности ООО УК «Шешмаойл»

Россия, 423458, Альметьевск, ОПС № 8, а/я 192

Алмаз Амирзянович Шарифуллин - канд. техн. наук, начальник отдела инноваций и экспертизы ООО УК «Шешмаойл»

Россия, 423458, Альметьевск, ОПС № 8, а/я 192

Статья поступила в редакцию 08.05.2018; Принята к публикации 25.09.2018; Опубликована 30.11.2018

IN ENGLIsH

Gas removal efficiency from a well

A.A. Isaev*, R.Sh. Takhautdinov, V.I. Malykhin, A.A. Sharifullin

Sheshmaoil Management Company LLC, Almetyevsk, Russian Federation *Corresponding author: Anatoly A. Isaev, e-mail: isaev@shoil.tatais.ru

Abstract. The set of equipment for evacuation of wells by pumping gas out from the annulus of the well was developed to study the effect of gas on the characteristics of pumps, increase the pump's feed rate, to reduce gas ingress into the pump and reduce wear of rod screw pumps. The influence of vacuum and pressure increase in the annulus on the dynamic level of the well was studied. The necessity of gas removal from the annular space and bottomhole well zone was substantiated.

Keywords: set of equipment for evacuating of wells, cavity pump installation, wear of elastomer

Recommended citation: Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. (2018). Gas removal efficiency from a well. Georesursy = Georesources, 20(4), Part 1, pp. 359-364. DOI: https://doi.org/10.18599/ grs.2018.4.359-364

Acknowledgments

The authors are grateful to the reviewer for valuable critical comments and recommendations which have been very helpful in improving the manuscript.

References

Andaeva E.A., Sidorov L.S., Sidorov Yu.L.

Gimatudinov Sh.K.

Isaev A.A.

Isaev A.A., Arkhipov K.I.

Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A.

Mak-Koi Ch.

Molchanova V.A., Topol'nikov A.S.

Sevast'yanov A.V., Ivanov A.A., Fatkullin A.S.

Technology of Gas Withdrawal from the Annular Space of Producing Wells.

Tronov V.P.

About the Authors

AnatoliyA. Isaev - PhD (Engineering), Leading Engineer of the Department for Innovations and Examination Sheshmaoil Management company LLC P.O. 8, box 192, Almetyevsk, 423458, Russian Federation Phone: +7 8553 39 39 95, e-mail: isaev@shoil.tatais.ru

Rustem Sh. Takhautdinov - General Director

Sheshmaoil Management company LLC

P.O. 8, box 192, Almetyevsk, 423458, Russian Federation

Vladimir I. Malykhin - Chief Specialist for Innovation Activities

Sheshmaoil Management company LLC

P.O. 8, box 192, Almetyevsk, 423458, Russian Federation

Almaz A. Sharifullin - PhD (Engineering), Head of the Department for Innovations and Examination Sheshmaoil Management company LLC P.O. 8, box 192, Almetyevsk, 423458, Russian Federation

Manuscript received 8 May 2018;

Accepted 25 September 2018;

Published 30 November 2018

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

GEDRESDURCES