Экспериментальное моделирование режимов эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Плосков, Александр Александрович

• Плосков, Александр Александрович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Плосков, Александр Александрович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 Эксплуатационное состояние скважин сеноманских залежей газовых месторождений Крайнего Севера

1.1 Основные итоги и состояние разработки сеноменских залежей газовых месторождений Крайнего Севера

1.2 Осложнения при эксплуатации скважин сепоманских газовых залежей на завершающей стадии разработки

1.3 Анализ технологического состояния скважин сеноманских газовых залежей на завершающей стадии разработки

1.4 Изученность процессов, ограничивающих добычные возможности скважин сеноманских газовых залежей на завершающей стадии разработки

Выводы и задачи исследований

Глава 2 Экспериментальные исследования процессов влияющих на добычные возможности скважин сеноманских залежей

2.1 Опыт разработки экспериментальных стендов для исследования газожидкостных потоков

2.2 Классификация экспериментальных стендов

2.3Разработка и совершенствование основных конструкций стендов для исследования газожидкостных потоков

2.4 Разработка экспериментального стенда для изучения условий совместного движения газа и жидкости по лифтовой колоне и через перфорационные отверстия в ее стенках (стенд «призабойная зона-скважина»)

2.4.1 Экспериментальная колонна степда«призабойная зона - скважина»

2.4.2 Аппаратно-программный комплекс измерения и регистрации экспериментального стенда «призабойная зона - скважина»

2.5 Методики проведения исследований на экспериментальном стенде «призабойная зона - скважина»

Выводы:

Глава 3 Результаты тестовых экспериментальных исследований на стенде «призабойная зона - скважина»

3.1 Исследования режима работы с постоянным расходом воздуха и частичным выносом жидкости

3.2 Исследования работы в режиме «самозадавливания»

3.3 Исследования гидравлических характеристик стенда «призабойная зона -скважина» в режиме ГДИ

3.4 Исследования условий работы в режиме барботажа жидкости

3.5 Исследования на стенде «призабойная зона - скважина» в режиме выноса

песка потоком воздуха

3.6 Исследования на стенде «призабойная зона - скважина» в режиме образования печано-жидкостных пробок

Выводы:

Глава 4 Алгоритмы выбора технологий эксплатации скважин в условиях осложненых из-за скоплений жидкости и результаты промысловых исследований

4.1 Разработка алгоритма выбора технологий

4.2 Условия стабилизации дебита обводняющейся сеноманской скважины в процессе эксплуатации

4.3 О потерях давления в сеноманских скважинах

Основные выводы и результаты

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экспериментальное моделирование режимов эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

В настоящее время в России более половины объемов газа добывается из сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона севера Западной Сибири, которые находятся на завершающей стадии разработки. Эксплуатация скважин сопровождается осложнениями из-за скоплений воды в интервале перфорации, стволе скважины и разрушения призабойной зоны. Эти осложнения приводят к увеличению потерь давления и снижению рабочих дебитов скважин и добычных возможностей залежей.

Методы обоснования рабочих дебитов скважин, базирующиеся на результатах газодинамических исследований без учета влияния скапливающейся на забое жидкости, недостаточно точны. Влияние жидкости на сопротивление движению газа в зоне его притока из продуктивного пласта исследовано не полностью. Это связано с многообразием газодинамических процессов, происходящих на забое сеноманской скважины: относительно небольшими рабочими депрессиями, неравномерностью притока газа по высоте зоны перфорации, большими диаметрами эксплуатационных колонн в зоне перфорации, обратной фильтрацией жидкости из работающей скважины в продуктивный пласт и другими факторами. Исследования совместного влияния указанных факторов на экспериментальных стендах до настоящего времени не проводились.

Таким образом, изучение процесса движения газа из перфорационных каналов через скопление жидкости на забое и по лифтовым колоннам при выборе режимов работы скважин и разработка специальных стендов для таких исследований являются актуальной задачей.

Цель работы

Разработать уточненные методы экспериментального исследования режимов эксплуатации скважин сеноманских залежей газовых месторождений для повышения эффективности их работы на базе стендовых испытаний.

Основные задачи исследований

1. Анализ особенностей эксплуатации скважин сеноманских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири на завершающей стадии. Оценка влияния водопроявлений на рабочие и прогнозируемые дебиты скважин на примере месторождения Медвежье.

2. Создание экспериментального стенда для лабораторного исследования условий совместного движения газа и жидкости по лифтовой колоне и через перфорационные отверстия в ее стенках (стенд «призабойная зона — скважина») с фиксацией результатов визуального наблюдения процессов течения газожидкостных потоков в цифровом и графическом формате.

3. Получить экспериментальные зависимости гидравлического сопротивления зоны перфорации от количества жидкости и расхода газа.

4. Провести экспериментальные исследования процессов барботирования газа через столб жидкости (режим «нулевой подачи»).

Научная новизна

Впервые разработан экспериментальный стенд для исследования гидродинамики газожидкостных потоков на забое скважины с фиксацией результатов измерений и визуального наблюдения процессов течения в цифровом и графическом формате.

Впервые получены экспериментальные результаты по исследованию характеристик газожидкостных потоков в вертикальных и наклонных лифтовых колоннах в условиях поступления жидкости и газа через перфорационные отверстия.

Впервые получены экспериментальные зависимости потерь давления при барботаже газа через столб жидкости в вертикальных и наклонных трубах в условиях малых скоростей газа (от 0,5м/с) и различных количествах жидкости. Экспериментально показано, что перепад давления, возникающий в столбе двухфазной смеси в режиме барботажа, существенно меньше перепада давления, создаваемого столбом неподвижной жидкости при том же ее количестве.

Основные защищаемые положения

Усовершенствованный метод экспериментального исследования процессов движения газа и жидкости по лифтовой колонне с перфорационными отверстиями, позволяющий исследовать процессы, имеющие место на забое газовой скважины в зоне перфорации в условиях водопроявлений.

Усовершенствованный метод экспериментального исследования движения смесей жидкости, газа и твердых включений (песка) в вертикальных, наклонных и сложно профильных трубах, основанный на визуальной фиксации структуры потока на протяженном участке трубы.

Результаты экспериментальных исследований потерь давления в газожидкостных потоках в режиме барботажа при фиксированных количествах жидкости в вертикальных и наклонных колоннах при скоростях газа от 0,1 до 1,5 м/с.

Результаты экспериментальных исследований закономерностей двухфазной гидродинамики в условиях забоя скважин при поступлении жидкости и газа через перфорационные отверстия в стенках трубы.

Практическая значимость

Практическая значимость работы заключается в получении новых данных о закономерностях гидродинамики многофазных потоков в условиях забоя газовых скважин на завершающей стадии эксплуатации.

На основе проведенного анализа эксплуатации скважин и полученных экспериментальных данных был разработан алгоритм выбора технологий эксплуатации самозадавливающихся скважин.

Полученные экспериментальные результаты применяются в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для выбора и обоснования технологических режимов газовых скважин на завершающей стадии эксплуатации.

Результаты работы использованы при составлении:

-нормативного документа Р Газпром добыча Надым «Технологии эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин Медвежьего НГКМ»;

- проекта доразработки сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя (Уренгойское и Северо-Уренгойское нефтегазоконденсатные месторождения);

Результаты работы защищены патентами РФ:

- на ПМ «Стенд для исследований условий подъема жидкости с использованием газа» №118354; №119803; №121001; №123833; №123834; № 129146; №129553; № 131077;

- ПМ «Стенд для изучения фильтрации жидкости» № 118355;

- ПМ «Стенд для исследования подъема материалов в вертикальных и наклонных трубопроводах с использованием газа» № 123835;

- ПМ «Стенд для исследования газогидродинамических процессов» № 123454; №126756; №131079.

ГЛАВА 1 ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ СОСТОЯНИЕ СКВАЖИН СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО

СЕВЕРА

В период 1960-70 годов на Крайнем Севере России в сеноманских залежах были открыты крупнейшие в мире запасы газа, сосредоточенные в газовых месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др, с уникальными свойствами продуктивного пласта [34, 79, 82, 83]. До настоящего времени из этих залежей добывается основное количество газа в России. Многие годы характеристики продуктивных газонасыщенных пластов сеноманских залежей допускали эксплуатацию скважин с суточными дебитами газа более 1 млн. м3/сутки при рабочих депрессиях 1-4 атм. При обустройстве месторождений были применены технические решения, позволившие длительное время эксплуатировать газовые скважины с дебитами более 1 млн. м3 газа в сутки:

- скважины, оборудованные лифтовыми и эксплуатационными колоннами больших диаметров - 168-И 14 мм и 219мм;

- размещение в кусте по 3-8 газовых скважин.

В течение нескольких десятилетий в процессе эксплуатации скважин на месторождениях севера Тюменской области особых проблем не возникало. Избыточные энергетические возможности и достаточное количество резервных скважин позволяли добывать запланированные объемы газа за счет использования традиционных технологий эксплуатации скважин. С середины 1990-х годов ситуация резко изменилась: в настоящее время более половины добываемого в России газа приходится на месторождения, вступившие в период падающей добычи. С каждым годом это соотношение будет увеличиваться, а с 2020-25 гг. значительное количество действующих скважин будет сосредоточено на месторождениях, вступивших в заключительную стадию разработки.

1.1 Основные итоги и состояние разработки сеноменских залежей газовых

месторождений Крайнего Севера

Значительное количество скважин на сеноманскую залежь сосредоточены на месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбургское (Рисунок 1.1а). Уже отобрано от 40-80% от первоначальных запасов (рисунок 1.16). Еще многие годы из этих месторождений будут добываться значительные объемы газа.

Вынгапуровское

116 г .

Гуокинское

Ямсрвейское 118

Комсомольское 160

Запално-

Северо- | Таркосалинское

Уренгойское Юбилейное 85 109 Ю1

Уренгойское

.Ямбургское

Медвежье 414

а

Ггбкинское 41.5

Ен-Яхинское 6",9

Ямбургское

:8,3

Уренгойское

Бннгапуровског 84;:

Комсомольское 64,5

Ямсрвейсксе 49,3

СевероУренгойское

53,0

б

Рисунок 1.1- Распределение фонда скважин (а) и состояние текущей газоотдачи (б) месторождений Крайнего Севера добывающих газ из сеноманских залежей

/ / / / /-

/ / /

/ V

/

/

/ /

/ *

/ /

I. V /

/ /

/ / /

/ / /

/ /

/ /

/ /

£ /

/ /

/ /

7 </

/

гП—-

\\Г

\ Ц п\\ \

\ \\\ \ \\\\\

V \ \ \ *

\ \ Л \

¿ш \ \ \\\ \

\ \\\ \

\ \Ч \ \ \\\ \

-Л V \ V / /

/- /

/

/

а о в г

Рисунок 1.2 -Схемы размещения подвески и движение потоков в интервале перфорации в зависимости от расположения лифтовой колонны:

а - у верхних отверстий; б — в средней части; в - у нижних отверстий; г- в средней части

(наклонная скважина)

Основное количество газа сеноманских залежей добывалось и добывается из скважин оборудованных эксплуатационными колоннами Ду219 мм и лифтовыми Ду168 или Ду 114 мм. Искусственный забой скважин располагали выше уровня подошвенных вод. Вскрытие продуктивных отложений на месторождениях осуществлено перфорацией с плотностью от 6 до 12 отверстий на метр. Первоначально разбуривание сеноманской залежи проводилось одиночными скважинами, затем группами скважин, размещаемых кустами в количестве от 2-х до 8-ми. В кусте две-три скважины бурились вертикально, а остальные - с некоторым отклонением от вертикали. На месторождениях имеется значительные количества вертикальных и наклонных скважин. Во всех скважинах спущены лифтовые колонны с размещением подвески на уровне верхних отверстий перфорации, в средней и нижней его части (рисунок 1.2 а,б).

1.2 Осложнения при эксплуатации скважин сеноманских газовых залежей на

завершающей стадии разработки

В скважины сеноманских залежей вместе с газом поступают пластовая и конденсационная воды. Конденсационная вода является результатом конденсации в лифтовой колонне паров воды, содержащихся в природном газе, по мере снижения температуры газа. Количество скважин, в которых отмечается присутствие только конденсационной воды почти в 3-5 раз больше, чем скважин, в которых отмечен приток пластовой воды (рисунок 1.3).

Скважины с

пластовой водой ___________

18%

Скважины с конденсационной водой 82%

Рисунок 1.3- Распределение фонда скважин месторождений Медвежье, Уренойское, Ямбурское по составу поступающей на забой жидкости

По ряду скважин, из-за уменьшения скорости газа в лифтовых колоннах ниже критического уровня, создаются условия, при которых вода скапливается на забое и работа скважин становится невозможной без проведения мероприятий по удалению воды. Вода и скопления песка увеличивают гидравлические потери давления в скважинах, дебиты снижаются.

После 25-30 лет с начала разработки основные факторы ограничивающие рабочие дебиты скважин:

- скопления воды в скважинах и шлейфах [2, 15, 29];

- разрушение породы продуктивного пласта из-за намокания и больших

депрессий [37, 86, 87].

В процессе эксплуатации из скважин наблюдается вынос песка и образование скоплений песка в интервале перфорации. Песок скапливается в наземных трубопроводах и в аппаратах для осушки газа. Например, за 12 месяцев 1995 год на Уренгойском месторождении из разделителей было извлечено в общей сложности 118 тонн песка. Разрушение породы продуктивного пласта в первую очередь связывают с поступлением в пласт конденсационной воды.

1.3 Анализ технологического состояния скважин сеноманских газовых залежей на завершающей стадии разработки

Указанная группа месторождений разрабатывается четыре десятилетия. Все годы месторождения являются предметом изучения исследователей. Большое внимание сеноманским месторождениям уделено в работах А.Г. Ананенкова, О.Ф. Андреева, З.С. Алиева, Ю.А. Архипова, К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, Ю.Н. Васильева, П.А. Гереш, Г.М. Гереш, Ю.А. Перемышцева, В.Ф. Горбачева, Л.Ф. Дементьева, В.А. Динкова, Д.В. Дикамова, Н.И. Дубины, В.И. Ермакова, О.М. Ермилова, И.П. Жабрева, С.Н. Закирова, И.А. Зинченко, Г.А. Зотова, A.M. Кирсанова, II.Р. Ковальчука, С.В. Колбикова, Ю.П. Коротаева, Л.Д. Косухина, Г.В. Крылова, А.II. Лапердина, В.Н. Маслова, В.В. Медко, Е.М. Нанивского, Б.Е. Сомова, В.В. Стрижова, А.П. Телкова, P.M. Тер-Саркисова, С.И. Райкевича, М.А. Токарева, Ю.А. Урмаицева, А.Н. Харитонова, А.И. Ширковского, П.Т. Шмыгли, В.И. Шулятикова и др.

Анализ текущего состояния разработки сеноманских залежей рассматриваемой группы месторождений учитывающий геологическое строение, распределения пластового давления, обводнения залежей и основные проблемы при эксплуатации залежей па современном этапе разработки, анализ динамики продуктивности и пр. рассмотрен во многих работах, A.C. Епрынцева [15], В.В. Медко [28] и др.

В 1995-2000гг. K.J1. Каприеловым [22] выявлена закономерность появления воды и песка на Медвежьем месторождении. II.В. Михайлов в 1989-1996 гг. разработал методы оперативного диагностирования и прогнозирования накопления жидкости в скважине и призабойпой зоне пласта по текущим замерам дебита, устьевых давлений и температур [29]. Предложена методика установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего полный вынос конденсационной воды. JI.C. Чугунов 1993-1998гг. проводил изучение условий самозадавливания скважин. Им предложен вариант прогноза основных технико-экономических показателей разработки месторождений с учетом эффекта самозадавливания скважин. A.B. Кустышев 1990-2000гг. разработал комплекс эффективных технологий по эксплуатации и ремонту газовых и газокондепсатных скважин, обеспечивающий повышение надежности работы, снижение потерь пластовой энергии по стволу и увеличение дебитов скважин [25]. Предложены технологии предотвращения выноса механических примесей, ограничения водопритока в скважину. О.М.Ермилов 1987-2007 гг. сформулировал основные принципы рациональной эксплуатации газовых и газокондепсатных месторождений, привел новые технические и технологические решения по технологии добычи газа, разработал методы управления режимами работы залежей и скважин [16]. Ю.Н.Васильев и Н.И. Дубина в 2000-2007 гг. предложили методику для определения скорость газового потока, начиная с которой для данной скважины будет осуществляться полный вынос конденсационной воды, что позволяет прогнозировать в динамике картину обводнения сеномаиских скважин конденсационной водой. Ю.А. Архипов [2] проводил сравнительную оценку режимов работы скважин в условиях водопескопроявлений на примере Медвежьего месторождения с применением программных комплексов, которая позволила определить скважины потенциально подверженные самозадавливанию и риску интенсивного абразивного износа оборудования, а также трубопроводы, где может скапливаться жидкость [2].

Г.И. Облеков, А.Н. Харитонов, Ю.А. Архипов [38] определяли дебит газа, при котором содержание механических примесей в потоке не превышает максимально допустимых норм, разработанных для безопасной эксплуатации внутрипромысловых газопроводов и при условии не превышения максимально допустимой депрессии на пласт, величина которой зависит от стадии разработки месторождения, наличия жидкости на забое скважин и степени обводнения участка пласта.

A.A. Ахметов [4] в 1988-2000 гг. обобщил характер осложнений, возникающих при разработке газовых месторождений в условиях водопескопроявлений, в период снижающихся отборов, на завершающей стадии эксплуатации.

Вода, скопившаяся в скважинах, оказывает дополнительное гидравлическое давление на забой скважины. В результате приток газа из продуктивного пласта ограничивается этим противодавлением, дебит газа уменьшается, а скважина, при определенных значениях давления на устье и скоплении воды в трубах, может прекратить работу, т.е. подачу газа в газосборный коллектор.

Стабильная работа большинства скважин (около 50%) обеспечивается за счет работы дожимных компрессорных станций (ДКС), которые поддерживают разность давлений в продуктивном пласте и в общем газосборном коллекторе на уровне, при котором скорость газа по лифтовым колоннам достаточна для выноса жидкости. Количество таких скважин с каждым годом уменьшается на 2-3% от общего количества эксплуатационных скважин. На рисунке 1.4 показаны значения средних скоростей газа в эксплуатационных колоннах па уровне входа в лифтовую колонну по 3 крупным месторождениям Межвежье, Уренгойское, Ямбургское. При скоростях газа на уровне 2,9 - 4,5 м/с ниже подвески лифтовых колонн в эксплуатационных колоннах Ду219 мм, всегда будет находиться жидкость. Относительно высокие средние скорости газа на Уренгойском месторождении объясняется тем, что в расчетах во внимание были приняты

скважины, пробуренные недавно в зонах с более высокими пластовыми давлениями и, как следствие, большими дебитами.

Рисунок 1.4 - Диаграмма средних скоростей газа в эксплуатационных колоннах на уровне входа в лифтовую колонну месторождений Медвежье, Уренгойское и

Нами рассмотрены и проанализированы особенности эксплуатации скважин газовых месторождений Крайнего Севера России в сеноманских залежах: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др. В настоящее время из месторождений отобрано 40-80 % от первоначальных запасов и еще многие годы будут добываться значительные объемы газа.

С каждым годом количество самозадавливающихся скважин будет только увеличиваться, а к ним лавинообразно будут добавляться скважины, эксплуатация которых будет осложняться притоком пластовой воды на забой скважин.

На части скважин воду удаляют за счет применения технологических продувок в атмосферу. В периоды между циклами удаления жидкости, скважины этой группы работают с постепенно уменьшающимися дебитами газа. Количество скважин, которые приходится продувать, с каждым годом увеличивается.

Ямбургское

Искусственный забой скважин расположен выше уровня подошвенных вод. Лифтовые колонны спущены с размещением подвески на уровне верхних отверстий перфорации, в средней и нижней его части. Рабочие депрессии по многим скважинам не превышают 2-^5 атм.

Уменьшение скорости газа в лифтовых колоннах до уровня критической обусловливает скопление на забое конденсационной и пластовой воды, вследствие чего работа скважин становится невозможной без проведения мероприятий по ее удалению. Большие диаметры эксплуатационных колонн (219 мм) способствуют созданию особо благоприятных условий для накопления воды в интервале перфорации ниже подвески лифтовых колонн. Вода может заполнять значительную часть объема, а ее уровень отстоять от подвески лифтовой колонны всего на несколько метров.

Для оценки предельного столба жидкости, который может скапливаться на забое, автором были изучены данные о скважинах Северо-Ставропольского (данные 1980 г.), Ямбургского, Уренгойского и Медвежьего месторождений. Учитывались размеры интервалов перфорации и расстояния от подвески лифтовой колонны до нижних отверстий перфорации. В результате были выявлены скважины с интервалом перфорации, превышающим 40 м, для СевероСтавропольского (76 %), Уренгойского (37 %), Ямбургского (84 %) и Медвежьего (66 %) месторождений (рисунок 1.5 а) с расстоянием больше 20 м от подвески до нижних отверстий перфорации 100, 31, 19 и 62 % соответственно (рисунок 1.5 б). Ниже подвески лифтовых колонн может скапливаться столб жидкости, создающий на забое давление, превышающее давления рабочей депрессии и пластовое.

60.0

55.0

50.0

45.0

40.0

= = 35.0 /

к /

я а 30.0

¡е * 25.0 /

20.0

г 15.0

10.0

5.0 0.0

в инт. перф. меньше 20 м.% винт. перф. 20<х<40.% и инт. перф. 40<х<60.% я инт. перф. 60<х<80,% и инт. перф. 80<х<100.% и инт. перф. более 100 м.%

Ставропольское Уренгойское

Ялоургское

Медвежье

а

нрасст. перф.

врасст. перф.

■ расе I. перф.

в расет. перф.

от оашм. до н.о. меньше 20 м, %

от башм. до н.о. 20<х<40,%

оI оашм до н.о. 40<х<60,%

от башм. до н.о. 60<х<80, %

|расст. от оашм. до н.о. перф. 80<х<100,%

Ставропольское Уренгойское

Ямбургское

Медвежье

В расст. перф.

от оашм. до н.о. более 100 м, %

б

Рисунок 1.5 -Диаграмма распределение фонда скважин по величине: а - интервала перфорации; б - расстояния от нижних отверстий перфорации до подвески

лифтовых колонн

Ю£ИО_________100.Д__________ККШ

Ставропольское Уренгойское Ямоургское Медвежье

В Скважины с лифтовыми колоннами, %

У Скважины с лифтовыми колоннами у верхних отверстий перфорации,%

У Скважины с лифтовыми колоннами выше верхних отверстий перфорации,%

В Скважины с лифтовыми колоннами ниже верхних отверстий перфорации,%

а

Ставропольское Уренгойское Ямоургское

Медве;кье

В Столб (предельный) жидкости меньше 20 м,%

У Столб (предельный) жидкости 20<х<40,%

■ Столб (предельный) жидкости 40<х<60,%

В Столб (предельный) жидкости 60<х<80,%

■ Столб (предельный) жидкости 80<х<100,%

У Столб (предельный) жидкости более 100 м,%

б

Рисунок 1.6 - Группировка скважин по:

а - положению подвеска лифтовых колонн относительно верхних отверстий перфорации; б -

предельному столбу жидкости

Нами проведена группировка скважин по конструктивному признаку. В настоящее время скважины в обязательном порядке оборудуются лифтовыми колоннами (НКТ Ду 114- 168мм), в 1965-80 годы на Северо - Ставропольском лишь 76,6% скважин были оборудованы лифтовыми колоннами, в 23,4% скважин газ добывался по эксплуатационной колонне. Положение подвеска (рисунок 1.6 а) выше верхних отверстий перфорации находятся у 29,6% скважин на Северо -

Ставропольском, почти 18% на Уренгойском, 13% на Ямбургском и 20% на Медвежьем месторождении.

и Средняя депрессия на тает, атм

I Среднее давление, создаваемое столбом (предельным) жидкости, атм

Ставропольское Уренгойское Ямоургское Мелвежье

а

96,9

а

'А

100.0 90.0 80.0 70,0 60,0 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0

"58,8

щшт

Ставропольское Уренгойское Ямоургское Мелвелае

I Скважины со столбом жидкости меньше максимально допустимого. %

I Скважины со столбом жидкости больше максимально допустимого. 9 о

б

Рисунок 1.7 - Группировка скважин по:

а - величине давления, создаваемого предельным столбом жидкости и по депрессии на пласт; б - превышению максимально допустимого столба жидкости над величиной депрессии

Нами проведена группировка скважин по величине предельно возможного столба жидкости (рисунок 1.6 б) скапливающейся в зоне фильтрации газа из продуктивного пласта. На Северо - Ставропольском месторождении 84% скважин с предельным столбом жидкости более 20 м, на Уренгойском - 30% (малое количество из-за отсутствия информации по скважинам), на Ямбургском - 53%,

на Медвежьем - 63%. Можно сделать вывод - условия для обратной фильтрации имеются.

Были также сопоставлены между собой давление (среднее), создаваемое предельным столбом жидкости и депрессией (средней) на пласт (рисунок 1.7 а). Давление, создаваемое предельным столбом жидкости значительно превосходит создаваемую депрессию на пласт (в 10 раз для Северо - Ставропольского, почти в 2 раза для Ямбургского и в 4 раза для Медвежьего). Таким образом, в таких работающих скважинах происходит процесс обратной фильтрации.

Также представлен результат проведенного анализа между скважинами с предельными столбами жидкости больше предельно допустимого (рисунок 1.7 б). Таких скважин на Северо - Ставропольском месторождении оказалось почти 97%, на Уренгойском - 26,5% и на Ямбурге - 44%.

г

и

а

мэо

1<0

100

Ддак-кне г.иа

ч Д|5И1

сю.лшш

(рхчп!

I

« К

^ Я

Дота

Рисунок 1.8 - Диаграмма изменения фактического измеренного и расчетного дебитов во времени (скважина№722, месторождение Медвежье)

Существующая система контроля за режимами работы скважин (из-за отсутствия расходомеров на устье скважин), основанная на результатах только

ГДИ, предусматривает замеры параметров на устьях, но наличие жидкостных пробок на забоях искажает расчетные характеристики скважин, полученные по результатам газодинамических исследований, что приводит к неверному определению дебитов и невозможности оперативного контроля за работой этих скважин. Для оценки различий фактических дебитов от расчетных проанализированы данные по скважинам сеноманских залежей месторождения Медвежье, оборудованных устьевыми расходомерами. Было установлено, что фактический дебит скважины меньше расчетного в несколько раз (рисунок 1.8). Например, по скважине №722 фактический дебит меньше расчетного в 4 раза (55 и 200 тыс. м3/сут. соответственно). [14]

О количестве жидкости в зоне ниже подвески лифтовой скважинам можно судить только на основании замеров глубинными манометрами. Оценить влияние этих скоплений на режим работы скважины можно только условно, так как вода может частично выноситься потоком газа, фильтроваться в продуктивный пласт. Специальных исследований условий накопления и влияния на режим работы скважины пока не проводилось.

1.4 Изученность процессов, ограничивающих добычные возможности скважин сеноманских газовых залежей на завершающей стадии разработки

Жидкость в скважине и ее скопления увеличивают гидравлическое сопротивление притоку и движению газа, песок образует протяженные пробки на забоях скважин, а поднявшись до устья вместе с газом, способствует абразивному износу оборудования газосборной системы, особенно запорных и регулирующих устройств. Предмет нашего исследования: процессы эксплуатации газовых скважин сеноманских газовых залежей в условиях осложненных наличием жидкости и разрушением породы продуктивного пласта, выносом песка.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Плосков, Александр Александрович, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев З.С. Анализ результатов исследования газовых скважин Ямбургского ГКМ и Заполярного НГКМ / Хабибуллин P.A., Панкин H.A.. Рекомендации по объемам исследований. - Казань: Изд-во Казан.гос. техн. ун-та. -1999.- 140 с.

2. Архипов Ю.А. Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин.Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИГАЗ. - 2011. - 24 с.

3. Ахмедов Б.Г. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки / Бузинов С.II. // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Вып. 10. - М. - 1980. - 37 с.

4. Ахметов А.А.Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. - Уфа: «УГНТУ», - 2000. - 219 с.

5. Багдасаров В.Г. Теория, расчет и практика эрлифта. М: Гостоптехиздат, 1947 г.

6. Барашкин Р.Л.Моделирование движения газожидкостной смеси в пасоспо-компрессорных трубах газлифтной скважины // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2011, №5 - С.41-46.

7. Бондарев Э.А. Оценка влияния отклонений от закона Дарси на форму индикаторных кривых / Николаевский В.Н. Изв. АН СССР, ОТН, Механика и машиностроение, JNT» 1, 1962.

8. Бородин С.А.Эксперимеитальпое обеспечение разработки технологий эксплуатации газовых скважин на поздней стадии. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИГАЗ. -2012. - 155 с.

9. Бузинов С.Н. Обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн // Тр. вниигаза: Проблемы добычи газа. - 1979 - С. 117-125.

10. Бузинов С.Н. Экспериментальные исследования потерь давления в малодебитных газовых скважинах, работающих с жидкостью / Шулятиков В.И. // Тр. ВПИИГАЗа, 1974. - С. 60-69.

11. Гереш Г.М. Особенности формирования технологического режима куста скважин на завершающей стадии разработки месторождений / Николаев О.В., Шулепин С.А., Михайлов A.M. // Вести газовой науки. - 2013. - № 4.

12. Гриценко А.И. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах / Клапчук О.В., Харченко Ю.А.. - М.: Недра. - 1994. - 238 с.

13. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. - М.: Наука. -1995. - 523 с.

14. Дикамов Д.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИГАЗ.-2011. - 102 с.

15. Епрынцев A.C. Разработка технико-технологических решений по эксплуатации скважин газовых месторождений на стадии падающей добычи. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень: ТюменЫИИгипрогаз. - 2012. - 175 с.

16. Ермилов О.М. Эксплуатация газовых скважин. / АлиевЗ.С., РемизовВ.В., Чугунов Л.С. - М.: Наука. - 1995. - 359 с.

17. Зотов Г.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах / Динков A.B., Черных В.А.. - М.: Недра. - 1987. - 172 с.

18. Идельчнк И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям /Под ред. Штейнберга М.О. -3-е изд., перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1992. -672 е.: ил.

19. Изюмченко Д.В. Газожидкостные потоки в вертикальных трубах: парадоксы гидродинамики / Николаев О.В., Шулепин С.А. // Вести газовой науки. -2013.-№4.

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

21. Казаков Б.О. Оптимизация технологического процесса удаления жидкости из газовых скважин с применением поверхностно-активных веществ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИГАЗ. - 1986,- 142 с.

22. КапрнеловК.Л.Анализ эффективности работ по перфорации скважин и динамики образования песчаных пробок на месторождении Медвежье. // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. - 1990. -№ 4. - С.20-25.

23. Коротасв Ю.П. Влияние жидкости па движение газа по вертикальным трубам. Тр.ВНИИГАЗа.- М:Гостоптехиздат.- 1958.- Вып.2(10).

24. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. - М.: Недра. - 1968. - 428 с.

25. КустышевА.В.Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. - М.: ООО «Газпром экспо». - 2010. - 212 с.

26. ЛапердинА.Н.Оцеика возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах / Афанасьев А.П. // Проблемы освоения

газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области: тр. ВНИИЭгазпрома. -вып. 10.-1981.- С.48-51.

27. Мамаев В. А. Движение газожид костных смесей в трубах / Г.Э. Одишария, О.В. Клапчук и др. М.:«Недра», 1978, 270 с.

28. Медко В.В. Технология удаления жидкости из газовых скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВЫИИГАЗ. - 2007. - 142 с.

29. Михайлов Н.В. Поддержание устойчивой работы скважин Медвежьего месторождения на поздней стадии разработки / Тимашев Г.В., Березняков А.И. и др // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа: Сб. науч.тр. - М: ВНИИГАЗ, 1994. - С. 137-146.

30. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Андриасов P.C., Гиматудинов Ш.К., Говорова Г.Л., Полозков В.Т.. М: Гостоптехиздат, 1958 г., 495 с.

31. Николаев О.В. Влияние глубины спуска лифтовых труб на работу обводненной газовой скважины / Шулепин С.А. // Вести газовой науки. - 2013. -№4.

32. Николаев О.В.Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИГАЗ. - 2012. -147 с.

33. Николаевский В. Н. О расчете дополнительного фильтрационного сопротивления скважин, несовершенных по степени вскрытия. Изв — АН СССР, OTI-I, JVs 8, 1957.

34. Облеков Г.И. Обеспечение рациональной разработки сеноманских газовых залежей па поздней стадии разработки. Сборник докладов. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера. -М. Наука, 1997 г., 665с. С 163-175.

35. Облеков Г.И.Подсчет запасов свободного газа месторождений предприятия Надымгазпром по данным истории разработки на основе геолого-газодинамической модели // Материалы HCT ОАО «Газпром» / Современное состояние и перспективы совершенствования методов подсчета запасов газа по данным истории разработки. -М.:000 «ИРЦ Газпром», 2000 г. - С 67-71.

36. Облеков Г.И.Использование остаточных запасов природного газа крупных месторождений Западной Сибири / Архипов Ю.А. // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии: Тезисы

Докладов Первой Международной конференции. -СПб,«ВНИГРИ», 2002 г. - С 7778.

37. Облеков Г.И.Месторождение Медвежье - технология диагностики и эксплуатации скважин / Ермилов О.М., Немировский И.С., Ремизов В.В., Середа M.I-I. // Газовая промышленность. -№11,1989. - С 28-29.

38. Облеков Г.И.Оптимизация процесса добычи газа на поздней стадии разработки месторождения на основе гидродинамического моделирования / Харитонов A.M., Чупова И.М., Архипов Ю.А. // Наука и техника в газовой промышленности. - №2,2007. - С 13-14.

39. Одишария Г.Э.Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / Точигин A.A.. М.: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий. Ивановский государственный энергетический университет, 1998, 400 с.

40. Патент РФ № 48580, Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа из скважин газовых, газоконденсатиых и нефтяных месторождений. Приоритет 12.05.2005. Опубликован БИ №30 от 27.10.2005

41. Патент РФ № 48581, Установка для моделирования натурных условий работы скважин газовых, газоконденсатиых и нефтяных месторождений. Приоритет 13.05.2005. Опубликован БИ № 30 от 27.10.2005

42. Патент РФ ПМ №118354, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2012107910/03; заявлено 02.03.12; опубл. 20.07.12.-6 с.

43. Патент РФ ПМ №118355, МПК Е21В47/10. Стенд для изучения фильтрации жидкости / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2012108355/03; заявлено 05.03.12; опубл. 20.07.12. - 7 с.

44. Патент РФ ПМ №119803, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков, JI.B. Кочетова (РФ). - № 2012116373/03; заявлено 24.04.12; опубл. 27.08.12. - 7 с.

45. Патент РФ ПМ №121001, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков, JI.B. Кочетова (РФ). - № 2012129683/03; заявлено 13.07.12; опубл. 10.10.12. - 9 с.

46. Патент РФ ПМ №123454, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования газогидродинамических процессов / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2012135769/03; заявлено 21.08.12; опубл. 27.12.12. - 7 с.

47. Патент РФ ПМ №123833, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2012132232/03; заявлено 27.07.12; опубл. 10.01.13.-7с.

48. Патент РФ ПМ №123834, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2012134104/03; заявлено 09.08.12; опубл. 10.01.13.-7с.

49. Патент РФ ПМ №123835, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования подъема материалов в вертикальных и наклонных трубопроводах с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2012135381/03; заявлено 17.08.12; опубл. 10.01.13. - 6 с.

50. Патент РФ ПМ №126756, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования газогидродинамических процессов / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков, М.И. Захаров, C.B. Петипа (РФ). - № 2012150641/03; заявлено 26.11.12; опубл. 10.04.13.-6 с.

51. Патент РФ ПМ №128654, МПК Е21В43/00. Стенд для исследования работы плунжерного лифта в вертикальных и наклонных колоннах с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков, М.И. Захаров, C.B. Петина (РФ). - № 2012149527/03; заявлено 20.11.12; опубл. 27.05.13. -6 с.

52. Патент РФ ПМ №129146, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков, М.И. Захаров, C.B. Петина (РФ). - № 2012153143/03; заявлено 07.12.12; опубл. 20.06.13. - 6 с.

53. Патент РФ ПМ №129553, МПК Е21В47/00. Устройство Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков, М.И. Захаров, C.B. Петина (РФ). - № 2013103846/03; заявлено 29.01.13; опубл. 27.06.13. - 6 с.

54. Патент РФ ПМ №129561, МПК F01P5/10. Устройство для циркуляции газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2012157833/06; заявлено 27.12.12; опубл. 27.06.13. -6 с.

55. Патент РФ ПМ №131077, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2013106565/03; заявлено 14.02.13; опубл. 10.08.13.-6 с.

56. Патент РФ ПМ №131078, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A.

Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2013110470/03; заявлено 11.03.13; опубл. 10.08.13.-6 с.

57. Патент РФ ПМ №131079, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования газогидродинамических процессов / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2013111022/03; заявлено 12.03.13; опубл. 10.08.13. - 6 с.

58. Патент РФ ПМ №131080, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2013112639/03; заявлено 21.03.13; опубл. 10.08.13.-6с.

59. Патент РФ ПМ №133194, МПК Е21В47/00. Стенд для исследования газогидродипамических процессов / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков (РФ). - № 2013111024/05; заявлено 12.03.13; опубл. 10.10.13. - 6 с.

60. Плосков A.A. Анализ потерь давления в зоне вскрытия продуктивных пластов в условиях обратной фильтрации конденсационной воды в пласт на завершающем этапе разработки сеноманских залежей / И.В. Шулятиков, Г.М. Гереш, Д.В. Дикамов, В.В. Моисеев//ПМеждународпая научно-практическая конференция «Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов (IICFD-2012)» // Сборник тезисов докладов. М: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - 2012. - 107 с.

61. ПлосковА.А.Количественная оценка потерь давления при барботаже жидкости на экспериментальном стенде в режиме нулевой подачи жидкости / И.В. Шулятиков //Сборник научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». М: ООО "Газпром ВНИИГАЗ". - 2011. - 147 с.

62. Плосков А. А.Влияние малоизученных процессов в призабойной зоне скважины сеноманских залежей на разработку месторождений в период падающей добычи газа//ХШМеждународная молодежная научная конференция «СЕВЕРХГЕОТЕХ-2012» // Сборник тезисов докладов. Ухта: УГТУ. - 2012. - 305 с.

63. Плосков A.A. Газлифтпая эксплуатация самозадавливающихся скважин сеноманских залежей на завершающем этапе разработки /И.В. Шулятиков, В.В. Моисеев, И.И. Исмагилов, М.Д. Закиев /ЛХВсероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» // Сборник тезисов докладов. М: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина". - 2012. - 310 с.

64. Плосков A.A. Движение газа в призабойной зоне скважины сеноманских залежей на завершающем этапе разработки месторождений /И.В. Шулятиков /ЛХВсероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» // Сборник тезисов

докладов. М: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина". - 2012. -310 с.

65. ПлосковА.А.Количественная оценка потерь давления в зоне вскрытия продуктивныхпластовсеноманских залежей на завершающем этапе разработки /И.В. Шулятиков, Д.В. Дикамов// Девятая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой отрасли» // Сборник тезисов докладов. М: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2011. - 46 с.

66. ПлосковА.А.Малоизученные вопросы притока газа в скважину на завершающем этапе разработки сеноманских залежей /И.В. Шулятиков, В.В. Моисеев//ХУПнаучно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири» // Сборник тезисов докладов. Тюмень: ООО "ТюменНИИгипрогаз". - 2012. - 307 с.

67. ПлосковА.А.Новый подход к экспериментальному исследованию вертикальных и наклонных газожидкостных потоков / И.В. Шулятиков/ЛУНаучно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» // Сборник тезисов докладов. М: ООО «Газпром ВИИИГАЗ». - 2012. - 118 с.

68. ПлосковА.А.Обратпая фильтрация конденсационной воды в пласт в работающей скважине /И.В. Шулятиков, В.В. Моисеев // Девятая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой отрасли» // Сборник тезисов докладов. М: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. -2011.-46 с.

69. ПлосковА.А.Определение эффективных параметров течения газа в зоне вскрытия продуктивного пласта на завершающем этапе разработки сеноманских залежей. //ПНаучно-технический семинар «Актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов»/ И.В. Шулятиков, Д.В. Дикамов, В.В. Моисеев // Сборник тезисов докладов. М: ООО "Газпром ВНИИГАЗ".-2011.-24 с.

70. ПлосковА.А.Оценка характера изменения потерь давления в зоне вскрытия продуктивного пласта/ И.В. Шулятиков, Д.В. Дикамов //Сборник научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». М: ООО "Газпром ВНИИГАЗ". - 2012. - 162 с.

71. ПлосковА.А.Первый опыт эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам /И.В. Шулятиков, Д.В. Дикамов //ХУШГубкинские чтения «Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России: наука и образование» // Сборник тезисов

докладов. М: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2009. -286 с.

72. ПлосковА.А.Потери давления в зоне вскрытия продуктивного пласта скважин сеноманских залежей в период падающей добычи / И.В. Шулятиков, Д.В. Дикамов, И.В. Мельников, В.В. Моисеев //Сборник Газовая промышленность №5. 2012.

73. ПлосковА.А.Условия фильтрации конденсационной воды в пласт в работающей скважине в условиях больших эффективных мощностей, обладающих высокими фильтрационными свойствами / И.В. Шулятиков //Сборник научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВЫИИГАЗ». М: ООО "Газпром ВНИИГАЗ". - 2012. - 162 с.

74. ПлосковА.А.Фильтрация конденсационной воды в пласт в работающих скважинах сеноманских залежей/ И.В. Шулятиков, В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, С.Н. Меньшиков, В.В. Моисеев, И.Е. Якимов, В.В. Гончаров //Сборник Газовая промышленность №5. 2013.

75. Положительное решение на заявку №2013135690.Устройство для исследования газожидкостных потоков / И.В Шулятиков, A.A. Плосков, В.И. Шулятиков, С.В. Спиридонов (РФ). Заявлено 31.07.13.

76. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин.

77. Самарин И.В. Моделирование режимов работы промыслового газожидкостного подъемника при газлифтном способе эксплуатации скважины /Попадько В.Е. Молодежь и современные информационные технологии. Сборник трудов V всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Томск: Изд-во ТПУ, 2007-С. 151-152.

78. Сахаров В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках / Мохов М.А.. М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 204. 398с. 2004 г.

79. Степанов Н.Г. Системный анализ проблем газоотдачи: Монография / Дубина II.И., Васильев Ю.Н. - М.:000 «Недра-Бизнесцентр», 2001 - 204 с.

80. Тер-Саркисов P.M. Новый этап в изучении движения газожидкостных потоков в вертикальных трубах / Сулейманов P.C., Бузинов С.Н., Васильев Ю.Н., Медко В.В., Шулятиков В.И // Газовая промышленность - 2006. -№ 3. - С. 64-67.

81. Тер-Саркисов P.M. Особенности добычи низконапорного газа / Илатовский Ю.В., Бузинов С.Н., Медко В.В., Харитонов А.Н., Нифантов В.И., Казарян В.П., Серегина TI.B. Журнал «Газовая промышленность» №11, 2005. - с. 67-70.

82. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. -М.; Недра, 1999 г. -659 с.

83. Тер-Саркисов Р.М. Уровни добычи и запасы низконапорного газа на месторождениях Надым-Пуртазовского региона. Сборник докладов. Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающего регионов /Ставкин Т.П., Цыбульский П.Г., Степанов Н.Г.. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003, С. 17.

84. Требин Ф.А. Добыча природного газа / Макогон Ю.Ф., Басниев К.С. -М.: Недра. - 1981.-248 с.

85. Хьюитт Дж. Кольцевые двухфазные течения / Холл-Тэйлор Н.. Пер. с англ. М.: «Энергия», 1974, 408 с.

86. ШулятиковВ.И. Технологические процессы для эксплуатации скважин сеноманских месторождений Тюменской области на поздней стадии разработки в условиях водопроявления и разрушения призабойной зоны / Сидорова С.А., Шулятиков И.В. // Материалы научно-технического совета РАО «Газпром». Проблемы добычи и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии их разработки, г. Оренбург. - 1997. -СП.

87. Шулятиков И.В. Технология эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений в современных условиях // Сборник научных трудов. ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии. М.: -2003.-с 191.

88. Щелкачев В.Н. Сопоставление исследований скважин различными методами / Донцов К. М.. Нефт. хоз., JY» 2—3, 1945.

89. G AS LIFT. Book 6 of VOCATION AL TRAINING SERIES. Production Department of American Petroleum Institute. Dallas, Texas, 1965

90. TurnerR. G.Liquidremovalfromgaswells. USA, BakerOilTools, Inc. -

1970.

91. http://omfi.mpei.ac.ru

92. http://www.poHs-instruments.ru/node/120