Обоснование технико-технологических решений по повышению эффективности добычи и подготовки природного газа на севере Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Величкин, Андрей Владимирович

• Величкин, Андрей Владимирович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Величкин, Андрей Владимирович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ

1.1 Проблемы эксплуатации газовых месторождений на поздних стадиях разработки

1.2 Проблемы сбора и подготовки газа на Медвежьем месторождении

1.3 Себестоимость добычи природного газа

1.4 Стоимость реконструкции Медвежьего НГКМ

1.5 Выявление перспективных направлений в использовании ННГвЯНАО

1.6 Выводы и рекомендации по первому разделу

2 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ НАУЧНЫХ И ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ДОБЫЧЕ И ПОДГОТОВКЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.1 Анализ функционирования месторождений ООО «Газпром добыча Надым»

2.2 Схемы сбора природного газа

2.3 Схемы поставок продуктов

2.4 Выбор и обоснование рекомендуемых к реализации технологических решений использования ННГ применительно к Медвежьему месторождению

2.5 Выводы и рекомендации по второму разделу

3 СПОСОБЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.1 Разработка составов твердых и жидких пенообразователей

л

для выноса жидкости с забоев скважин

3.1.1 Анализ применимости твердых и жидких ПАВ на скважинах Медвежьего НГКМ

3.1.2 Разработка рецептур твердых и жидких ПАВ для интенсификации добычи газа на скважинах Медвежьего НГКМ

3.1.3 Промысловые испытания твердых и жидких ПАВ на скважинах Медвежьего НГКМ

3.2 Разработка нового твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя скважины

3.3 Создание состава для обработки призабойной зоны газовой скважины

3.4 Дроссельный клапан повышенной надежности

3.5 Восстановление производительности газовых скважин на поздней стадии эксплуатации

3.6 Выводы и рекомендации по третьему разделу

4 КОНЦЕПЦИЯ УСТОЙЧИВОГО ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ

4.1 Основные технологические факторы, осложняющие

эксплуатацию газового месторождения Медвежье в период падающей

г 88 добычи

4.2 Динамика ввода мощностей

4.3 Выявление перспективных направлений в использовании низконапорного газа

4.4 Выводы и рекомендации по четвертому разделу

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование технико-технологических решений по повышению эффективности добычи и подготовки природного газа на севере Западной Сибири»

Введение

Снижение удельного веса добычи природного газа в общем объеме производства топлива и энергоресурсов связано с рядом проблем, испытываемых газовой отраслью России в настоящее время. Одной из важнейших является проблема выработанности базовых месторождений природного газа, в результате чего наблюдаются такое распространенное явление, как увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, под которыми понимаются запасы углеводородного сырья, которые невозможно извлечь существующими технологиями. Помимо этого, относительно нового, явления, добыча и транспортировка газа осложняется природно-климатическими условиями разработки месторождений и удаленностью будущих крупных центров добычи газа от сложившихся центров развития газовой промышленности.

До настоящего времени почти весь российский природный газ извлекается со сравнительно небольших глубин, характеризующихся относительно низким плстовым давлением и незначительным содержанием примесей в сеноманском («сухом») газе. Основной объем добывается на сравнительно небольшой территории, в Надым-Пур-Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, который имеет достаточно развитую газотранспортную инфраструктуру. В настоящее время большинство открытых месторождений сеноманского газа вступает или уже вступило в стадию падающей добычи, т.е. добываемый газ является низконапорным по своей сути [44,56,81].

Повышение степени извлечения газа из недр - одна из важнейших проблем в области рациональной разработки месторождений [6, 36, 37, 43, 50]. Для решения этой задачи немаловажное значение имеет поддержание фонда скважин в рабочем состоянии, при этом особое внимание необходимо уделять совершенствованию технологий повышения и восстановления производительности скважин [20, 21, 32].

На начальной стадии эксплуатации сеноманских газовых залежей и при сравнительно небольших объёмах поступающей жидкости из пласта её вынос осуществлялся за счет высокой скорости газа. Однако в последующем, при дальнейшей разработке, наряду с образованием глинисто-песчанных пробок на забоях скважин происходит скопление конденсационной воды, что приводит к снижению депрессии на пласт и, вследствие чего, к снижению дебитов скважин, вплоть до их самоглушения. Для предотвращения этих негативных явлений в процессе эксплуатации необходимо корректировать технологические режимы работы эксплуатационных скважин, что приводит к снижению объёмов добычи газа и, как следствие, уменьшению коэффициента газоотдачи продуктивных пластов [1, 2, 10, 15, 18, 19, 30, 77].

Решение проблем и разработка перспектив использования низконапорного газа (ННГ) является насущной и актуальной задачей для газовой отрасли РФ. Суть проблемы заключается в сложности и экономической невыгодности вовлечения в хозяйственный оборот значительных объемов газа, остающихся в уже выработанных месторождениях, вследствие низкого давления в пластах, и невозможности его транспортировки по газопроводам.

Следует отметить, что остаточные запасы газа сопоставимы с объемами новых газовых месторождений. Запасы низконапорного газа на

о

месторождениях ЯНАО к 2020 г. превысят 2,5 трлн. м , а к 2030 г. составят

о

около 5 трлн. м . Срок извлечения низконапорного газа, по сравнению со сроком добычи магистрального, на порядок больше - до двухсот лет. Стратегическая целесообразность добычи ННГ бесспорна. Добыча ННГ осуществляется на уже освоенных месторождениях, имеющих готовую инфраструктуру, тем самым повышая эффективность использования этих месторождений и снижая затраты на разработку новых месторождений. Основная проблема добычи ННГ заключается в более высокой по сравнению с обычной добычей стоимости и технической сложности, обусловленных низким давлением газа.

Анализ мирового и отечественного опыта показывает, что основные опробованные направления использования низконапорного газа следующие: компримирование и транспортировка через систему газопроводов; производство синтетических жидких углеводородов; производство метанола; выработка электроэнергии; переработка на технический углерод; производство аммиака;производство сжиженного природного газа [46, 47, 49].

В этой связи оценка перспективности технологических решений для использования ННГ на основе всесторонней их систематизация, выделения и анализа «сильных и слабых» технических и экономических сторон является весьма насущной проблемой.

Цель диссертационной работы. Повышение эффективности добычи и подготовки природного газа на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений севера Западной Сибири путем создание новых устройств и способов добычи и подготовки природного газа.

Идея работы. Использование разработанных способов и устройств позволит повысить эффективность добычи и подготовки природного газа на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Основные задачи исследований.

1.Выполнить анализ проблем добычи природного газа на различных стадиях разработки.

2. Обобщить практический опыт эксплуатации низкодебитных газодобывающих скважин на месторождениях севера Западной Сибири.

3.Обосновать технико-технологические решения по добыче и подготовке природного газа на поздних стадиях разработки месторождений, повышающие их эффективность.

4.Разработать концепцию функционирования газодобывающих предприятий на севере Западной Сибири, обеспечивающую их устойчивое развитие.

Методы исследования.

При выполнении работы автором использованы методы логистического анализа, теоретические основы разработки газовых и газоконденсатных месторождений и эксплуатации промыслов, методы математического моделирования, методики оптимизации параметров работы технологического оборудования, статистические методы обработки данных, программные комплексы многомерного газогидродинамического моделирования.

Научная новизна.

1. Систематизированы проблемы эксплуатации газовых месторождений на поздней стадии их разработки, основными из которых являются: гидроабразивный износ запорной арматуры и трубопроводов, накопление воды и песка в пониженных участках газопроводов, образование гидратов, накопление воды и механических примесей на забоях скважин, понижение давления и повышение температуры контакта «газ-абсорбент», повышенный унос абсорбента при использовании поверхностно-активных веществ (ПАВ). На основании проведенного комплексного технико-экономического анализа сформулированы перспективные направления повышения эффективности разработки газовых месторождений, включающие использование ПАВ новой рецептуры и устройств, позволяющих увеличить отбор газа и контролировать величину депрессии на продуктивный пласт.

2. Предложены новые научные и технические решения по добыче газа на поздних стадиях разработки газовых месторождений (составы жидких и твердых пенообразователей, состав для обработки призабойной зоны пласта с целью предотвращения гидратообразования, способ и технология удаления жидкости с забоев скважин, дроссельный клапан повышенной надежности), позволяющие повысить дебит «самозадавливающейся» скважины на 20%.

3. Предложена концепция долговременного и эффективного функционирования газодобывающего предприятия, заключающаяся в комплексном подходе к решению проблемы продления жизненного цикла добывающего предприятия, и предусматривающая освоение малых

месторождений в районах с развитой инфраструктурой и позволяющая продлить жизненный цикл газодобывающего предприятия.

Научное положение, выносимое на защиту:

Научно обоснованный комплекс технико-технологических решений, включающий в себя создание специальных технических устройств и разработку рецептуры технологических жидкостей для эксплуатации скважин и промыслового оборудования, позволяющий повысить эффективность добычи и подготовки природного газа из слабосцементированных пород коллекторов сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Практическая ценность полученных результатов и реализация работы.

Результаты работы нашли свое применение в практике эксплуатации на газовом месторождении Медвежье, характеризующемся наличием большого объема остаточного газа - более 300 млрд. мЗ, на Юбилейном и Ямсовейском месторождениях, вступающих в период падающей добычи, а также на Бованенковском месторождении, находящемся в процессе освоения.

Авторские рекомендации были использованы при разработке проектных документов по разработке месторождений ООО «Газпром добыча Надым», обустройству промыслов: «Реконструкция и техническое перевооружение Медвежьего газового промысла», «Обустройство сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ», авторского надзора за разработкой месторождений ООО «Газпром добыча Надым».

На основе проведенных исследований: а) разработаны СТО ООО «Газпром добыча Надым» «Применение жидких и твёрдых поверхностно-активных веществ (ПАВ) для интенсификации добычи газа на скважинах Медвежьего НГКМ» и «Технология применения пеногасителей для оптимизации процессов подготовки газа в условиях использования пенообразующих составов»; б) выполнена оценка эффективности научно-технической разработки с управленческим эффектом; в) разработаны

технические условия на твёрдые и жидкие ПАВ; получен сертификат на новый состав ПАВ, а также получены 3 патента РФ на изобретения и 1 на полезную модель.

Личный вклад автора состоит анализе и обобщении материалов по проблемам добычи и использовании низконапорного газа, в разработке способов скважинной добычи газа в условиях низких пластовых давлений, разрушения пород призабойной зоны и прогрессирующего обводнения скважин, в создании технических средств, позволяющих повысить надежность работы промыслового оборудования.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на следующих научно-практических конференциях:

1) «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов», г. Надым 2003;

2) Вторая научно-практическая конференция, посвященная 45-тилетию ОАО «СевКавНИПИгаз» «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!», октябрь 2007 года, г. Ставрополь;

3) 15-я Всероссийская конференция по проблемам газовой промышленности «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, сентябрь 2007 года, г. Москва;

4) Третья научно-практическая конференция «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!», ОАО «СевКавНИПИгаз», октябрь 2008 года, г. Ставрополь;

5) Пятая научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов ООО «Газпром добыча Надым», март 2009 года, г. Надым;

6) Шестая научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов ООО «Газпром добыча Надым», апрель 2011 года, г. Надым;

7) Девятая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, октябрь 2011 года, г. Москва.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликованы 11 научных работ, в том числе одна монография, четыре патента. Пять работ опубликованы в журналах, рекомендованных ВАК РФ, рекомендованных для публикации материалов диссертации.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 85 наименований. Общий объем работы составляет 157 печатных страниц. Текст работы содержит 31 рисунок и 22 таблицы.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю д.т.н. профессору О.М. Ермилову за выбор направления исследований, ценные советы и предложения в ходе работы. Искренняя признательность и благодарность к.э.н. С.Н. Меньшикову, к.т.н. Г.К. Смолову, к.ф.-м.н. А.Н. Харитонову, к.т.н. Ю.А. Архипову, д. г.-м. н. С.А. Варягову, д.т.н. K.M. Давлетову, д. г.-м. н. А.Н. Лапердину и своим коллегам по коллективу ООО «Газпром добыча Надым».

и

1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ

1.1 Проблемы эксплуатации газовых месторождений на поздних стадиях разработки

В настоящее время добыча природного газа из сеноманских залежей севера Западной Сибири составляет около 80 % в общем балансе России. Ближайшие перспективы развития отечественной газовой промышленности также связаны в значительной мере с разработкой сеноманских продуктивных горизонтов, поскольку они характеризуются большими геологическими запасами, высокой потенциальной продуктивностью [5, 9, 16, 25, 33].

Районы газодобычи на севере Западной Сибири достаточно развиты в социальном и экономическом отношении, а, следовательно, являются приоритетными в освоении.

Для поддержания должных уровней добычи газа на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, а также принятия эффективных мер по использованию остающегося в них низконапорного газа, необходимы новые научно-технические и технологические решения и значительные финансовые затраты. Здесь требуется комплексный подход к управлению разработкой на базе внедрения инновационных решений, проведения своевременной реконструкции и технического перевооружения промыслов, оптимизации режимов работы промыслового оборудования [79, 85].

Ярким примером реализации комплексного подхода к проблемам разработки залежи и эксплуатации промыслов является Медвежье месторождение. ООО «Газпром добыча Надым» осуществляет здесь добычу газа с 1972 г. [52, 53]. До последнего времени разработка сеноманской залежи осуществлялась согласно «Уточненному проекту разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего газоконденсатного месторождения на поздней стадии эксплуатации», выполненного ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 2000 г

[83]. В конце 2010 г. был создан новый проектный документ, в котором основной упор сделан на реконструкцию промыслового оборудования с учетом существующих реалий разработки и эксплуатации [51].

Основными проблемами Медвежьего месторождения, находящегося на завершающем этапе разработки, являются: снижение добывных возможностей пласта и продуктивностей скважин; обводнение залежи и интенсивные водо- и пескопроявления при эксплуатации скважин; физический и моральный износ промыслового оборудования, требующего постоянного обновления и, соответственно, значительных объемов капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение объектов [7, 9, 12, 24, 34, 38, 57].

Типовая схема обустройства крупных газовых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа предусматривает их разделение на несколько эксплуатационных участков. Площади, фильтрационно-емкостные свойства, начальные и остаточные запасы газа этих участков различны, поэтому в процессе управления разработкой важно распределить отборы газа между скважинами эксплуатационного фонда так, чтобы обеспечить не только минимум потерь пластовой энергии, но и равномерность выработки запасов по площади, что возможно только при условии эффективного и достоверного моделирования процесса разработки с использованием современных компьютерных технологий.

Применение автоматизированного комплекса решения задач разработки сеноманских залежей и добычи газа началось в конце 1980-х гг. А. С. Гацолаевым, В. П. Гороховым, Л. Н. Семеновой были построены двухмерные сеточные модели почти всех разрабатываемых сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири [33, 39]. Сегодня для решения этих задач широко используются комплексы трехмерного

геологогазогидродинамического моделирования, позволяющие дать достоверный прогноз показателей разработки и своевременно наметить пути повышения эффективности добычи газа [14, 15].

Добыча газа как в России, так и за рубежом в подавляющем большинстве случаев осуществляется фонтанным способом [23]. На промысле газ обрабатывают до определенной кондиции для обеспечения условий его магистрального транспорта, извлечения углеводородного конденсата и других компонентов.

В практике разработки распространены три промысловых способа обработки газа:

- низкотемпературный (предназначенный для извлечения жидких углеводородов и влаги путем охлаждения пластового сырья);

- абсорбция (для извлечения жидких углеводородов и воды поглощающими жидкостями - маслами, гликолями);

- адсорбция (для извлечения жидких углеводородов и воды твердыми поглотителями).

На заключительной стадии разработки основными проблемами в работе системы подготовки газа являются: увеличение удельного влагосодержания газа и суммарной нагрузки по влаге на установке, повышение массовой и линейной скоростей в аппаратах, линейных скоростей и гидравлических сопротивлений в схемах регенерации и другие проблемы, возникающие в связи с падением давления и повышением температуры газа при его компримировании [54, 58, 62, 71, 73, 74, 75].

В 1990 г. на Медвежьем месторождении был предусмотрен ввод первого, а в 1992 г. - второго цехов централизованной дожимной компрессорной станции (ЦДКС). К указанным срокам проектные решения по развитию дожимного комплекса на месторождении не были реализованы. В связи с отставанием сроков ввода ЦДКС и строительства дополнительных скважин, начиная с 1991 г. (на три года раньше проектного срока) месторождение в целом перешло в режим падающей добычи. По отдельным участкам переход на падающую добычу охватывал период с 1988 по 1994 г. и подчинялся общей закономерности, связанной со сроками ввода отдельных участков в разработку.

На сегодняшний день технологические режимы работы скважин свидетельствуют, что в целом режим экономии пластовой энергии соблюдается, аномального снижения устьевого давления не фиксируется. Однако, как и в предшествующие годы, практически по всем эксплуатационным участкам имеет место сезонное колебание дебитов скважин. Сезонное снижение среднего дебита во втором квартале 2010 г. составило 5,6%, в третьем - 9,7 %. В предшествующие годы оно достигало 20 и более процентов. Таким образом, можно констатировать, что сезонная неравномерность приобрела более сглаженный характер, что положительно сказывается на работе промыслового оборудования и режиме работы залежи.

В целом в эксплуатационном поле текущее пластовое давление относительно начального снизилось с начала разработки на 83,7 %. Как в зонах расположения эксплуатационных скважин локальных участков, так и по эксплуатационным полям южного, центрального и ныдинского участков пластовое давление распределено достаточно равномерно. Разница между давлениями на перифериях и центральными частями не превышает 0,6 МПа, что свидетельствует о достаточно равномерном охвате дренированием запасов газа в зонах отбора. В активное дренирование вовлечено 87 % от утвержденных запасов [48, 49, 52, 62, 84]. Стабилизация внутрипромысловых фильтрационных процессов обеспечила равномерное снижение пластового давления. В течение последних пяти лет ежегодно темп его падения составляет в среднем 0,14 МПа. Энергетический потенциал залежи частично поддерживается внедряющейся пластовой водой [65].

По результатам анализа материалов за обводнением сеноманской газовой залежи выполнена оценка объемов воды, внедрившейся в залежь. Согласно выполненным расчетам, средняя высота подъема газоводяного контакта оценивается в 25,8 м, объем внедрившейся воды на сегодняшний день составляет более 36 % эффективного объема залежи. В то же время обводнение скважин подошвенной водой является фактором, осложняющим добычу газа.

1.2 Проблемы сбора и подготовки газа на Медвежьем месторождении

На Медвежьем месторождении сбор газа от скважин производится на девяти установках комплексной подготовки газа (УКПГ). К каждой УКПГ подключено от 23 до 81 скважины. Газ собирается по лучевой, коллекторной или индивидуальной схеме. От индивидуальных скважин осуществляется попутная врезка в один шлейф 2-3 скважин, от кустов через гребенку подключаются 2-5 скважин, на один или два шлейфа. Шлейфы запроектированы на максимальное начальное давление 11 МПа, поэтому в настоящее время при фактических давлениях 1,5-2,0 МПа, несмотря на физический износ, они имеют значительный запас по прочности.

Поток продукции скважин по межпромысловому коллектору поступает на ЦДКС, где газ компримируется для подачи в магистральный газопровод. Межпромысловый коллектор выполнен из труб диаметром 1420 мм.

В период падающей добычи режимы эксплуатации систем сбора газа осложняются выносом пластовой воды и механических примесей, снижением расходов и скоростей газового потока в трубах, что часто приводит к их загрязнению и снижению гидравлической эффективности.

В результате статистической обработки большого объема фактических данных в качестве критерия эффективности работы шлейфов были установлены следующие значения скорости (V) газового потока [53].

• если V < 2 м/с, то капли жидкости достаточно быстро скапливаются в пониженных частях газопровода;

• если 2 м/с < V < 5 м/с, то большая часть жидкости собирается на пониженных участках и волнообразно перемещается по трубам;

• если 5м/с<У<10 м/с, жидкость переносится в потоке газа в виде плёнки на стенке газопровода и в дисперсном состоянии;

• если V > 10 м/с, возникают значительные потери давления на проблемных участках, возрастает опасность абразивного износа наземного оборудования.

Скорости газового потока на отдельных участках коллекторов меняются в широких пределах в зависимости от диаметра и расхода, однако на большинстве участков составляют около 3-5 м/с, что недостаточно для самоочистки труб.

Еще одним фактором, осложняющим разработку месторождения, является производительность дожимных компрессорных станций (ДКС). В результате проведенного анализа были определены возможные сроки эксплуатации всех промысловых ДКС в штатном режиме на существующем оснащении.

Следует отметить, что сегодня резерв по напору отсутствует, так как входные давления низкие, а располагаемая степень сжатия имеет ограничения. Температура компримируемого газа приближена к максимальной температуре работы установленной запорно-регулирующей аппаратуры.

Перечисленные условия указывают на необходимость выполнения реконструкции ДКС на ряде УКПГ.

На некоторых ДКС необходима модернизация существующих газоперекачивающих агрегатов ГТН-6, которая включает в себя доработку газотурбинного привода и установку нового центробежного компрессора. После проведения модернизации газотурбинного привода его номинальная мощность будет составлять 5,0 МВт, а номинальная частота вращения силовой турбины - 10000 об/мин.

После завершения основного объема работ по реконструкции, эксплуатация месторождения может осуществляться согласно рекомендуемым технологическим показателям разработки.

1.3 Себестоимость добычи природного газа

С начала 2005 года и по 2011 год (включительно) средняя себестоимость добычи на месторождениях «Газпрома» выросла с 10 долл. за 1 тыс. м до

о

21,5 долл. за 1 тыс. м . Себестоимость добычи газа на Медвежьем НГКМ наоборот будет расти (таблица 1.1).

Таблица 1.1- Себестоимость добычи газа Медвежьего НГКМ

Показатель Значение по годам

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Себестоимость добычи газа 1314,14 (НДПИ -237 р.) 1802,25 (НДПИ -509 р.) 1979,23 (НДПИ -582 р.) 1873,13 (НДПИ -622 р.) 2031,89 2176,15 2228,16 2269,59 2354,7 2337,3

Значение по годам

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Себестоимость добычи газа 2250,77 2211,04 2275,21 2351,56 2458,54 2335,59 2277,76 2288,84 2282,8 2436,2

Рост себестоимости добычи природного газа на Медвежьем НГКМ является ограничивающим фактором, снижающим как рентабельность планируемых к внедрению технологий использования низконапорного газа, так и общую инвестиционную привлекательность дальнейшей эксплуатации месторождения Медвежье.

Требованием сегодняшнего времени является повышение энергоэффективности производства, снижение расхода газа на собственные нужды, что в свою очередь замедлит рост себестоимости газа. В условиях падения добычи газа на Медвежьем НГКМ это требование обретает особую актуальность. В связи с этим проведен большой объем работы по сбору материала и его анализу. Результатом стала информационно-аналитическая система Газпром добыча Надым - Энергомонитор, позволяющая обработать собранную и накопленную информацию по параметрам технологического процесса и применить предложенные подходы к мониторингу энергоэффективности [4].

1.4 Стоимость реконструкции Медвежьего НГКМ

При реконструкции Медвежьего НГКМ выделяются два основных фактора, определяющие конкурентоспособность конкретных предложений добычи и использования низконапорного газа:

- объем низконапорного газа, требуемого для переработки и выпуска определенного количества конечной продукции в соответствии с емкостью выбранного рынка;

- объем капитальных затрат на реконструкцию месторождения.

Выявление влияния стоимости реконструкции Медвежьего НГКМ на

выбор конкретных предложений добычи и использования низконапорного газа:

1. Компримирование и транспортировка через систему газопроводов.

Проведение реконструкции и технического перевооружения

промысловых объектов месторождения Медвежье позволяет снизить ежегодное падение объемов отбираемого природного газа, а также способствует максимально полному вовлечению запасов низконапорного газа в переработку из-за высокой емкости рынка, ограниченной только производственными возможностями самого месторождения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Величкин, Андрей Владимирович, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев, З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко. - Печера: Изд-во Печерское время, 2002. - 894 с.

2. Анализ технических решений, применяемых при ремонтах скважин на месторождениях севера Тюменской области: отчет о НИР / Кустышев A.B. - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1997. - 73 с.

3. Величкин, A.B. Способы повышения надежности работы низкодебитных скважин в условиях их обводнения / A.B. Величкин // Наука и техника в газовой промышленности. - ОАО «Газпром промгаз», 2013. -№1.-С. 40-41.

4. Величкин, A.B. Мониторинг эффективности потребления газа на собственные нужды в ООО «Газпром добыча Надым» / A.B. Величкин, О.М. Ермилов, В.Ю. Глазунов, В.Г. Тарасовский, И.С. Петухов, O.A. Шантуева // Наука и техника в газовой промышленности. - ОАО «Газпром промгаз», 2013.-№3.-С. 62-70.

5. Вяхирев, Р.И., Теория и опыт разработки месторождений природных газов / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев. - М.: Недра, 1999. - 412 с.

6. Гвоздов, В.Г. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений / В.Г. Гвоздов, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов. -М.: Недра, 1993.-327 с.

7. Голубкин, В.К. Опыт разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье (обзор) / В.К. Голубкин, В.Н. Маслов, В.В. Дмитрук, О.М. Ермилов, В.В. Масленников // Обзорная информация / Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ИРЦ Газпром, 2001. -51 с.

8. Гордеев, В.Н. Оперативный контроль и анализ состояния разработки месторождения Медвежье/ В.Н. Гордеев // Сборник рефератов/

Серия Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. - М.: ИРЦ Газпром, 1997.-№ 12.- С. 14-18.

9. Гордеев, В.Н. К вопросу разработки месторождений ООО «Надымгазпром». Анализ текущего состояния разработки месторождения Медвежье / Гордеев, В.Н., Голубкин В.К., Дмитрук В.В.// НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - № 4. - С. 116-119.

10. Гордеев, В.Н. Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера: дис. канд. техн. наук: 05.15.06/ Гордеев Владимир Николаевич. -Надым, 1997.- 130 с.

11. Гриценко, А.И. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа / А.И. Гриценко, А.Н. Дмитриевский, О.М. Ермилов, А.Н. Кирсанов, Г.А. Зотов, Е.М. Нанивский, P.C. Сулейманов. - М.: Недра, 1992. -368 с.

12. Гриценко, А.И. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири / А.И. Гриценко, Е.М. Нанивский, О.М. Ермилов - М.: Недра, 1991. - 304 с.

13. Гудзь, А.Г. Оценка эффективности разбуривания месторождения Медвежье / А.Г. Гудзь, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский // Газовая промышленность -1980. - № 9. - С. 28-29.

14. Дементьев, JI.B. Оценка точности основных геолого-промысловых параметров Медвежьего и Уренгойского месторождений/ J1.B. Дементьев, А.Н. Кирсанов, А.Н. Лапердин // Тр. ВНИИЭгазпром/ Серия Бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири. - 1978. - вып. 1/10. - С. 23-26.

15. Дмитрук, B.B. Анализ текущего состояния разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения/ В.В. Дмитрук // НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром. - 2004. - № 5. - С. 2836.

16. Дмитрук, В.В. Особенности геологического строения Медвежьего месторождения/ В.В. Дмитрук // НТС Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром,- 2004,- № 5 - С. 7-15.

17. Дроссельный клапан: пат № 57861 Рос. Федерация: авторы Козинцев А.Н., Матушак А.К., Гришанович С.М., Ахмадиев Р.З., Величкин A.B., Дмитрук В.В., Лесниченко А.Г., Медко В.В., Мельников И.В. Заявка 2006119646. Опубликовано 27.10.2006. Бюл. № 30.

18. Дубина, Н.И. Совершенствование технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении/ Н.И. Дубина, А.М. Шарипов // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 1999.- 33 с.

19. Ермилов, О.М. Эксплуатация газовых скважин / О.М. Ермилов, З.С. Алиев, В.В. Ремизов. - М.: Наука, 1995. - 359с.

20. Закиров, И.С. Регулирование разработки месторождений природных углеводородов / И.С. Закиров, Э.С. Закиров // Газовая промышленность. - 1997. -№7. - С.68-71.

21. Закиров, С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.С. Закиров, М.Н. Баганова, A.B. Спиридонов - М.: РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004.520 с.

22. Закиров, С.Н.. Проектирование и разработка газовых месторождений/ С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. - М.: Недра, 1974. - 374 с.

23. Зотов, Г.А. Техногенное воздействие разработки нефтяных и газовых месторождений на геологическую среду / Г.А. Зотов // Труды ВНИИГазэкономика /

Научно-методологические и технологические проблемы разработки месторождений со сложными геологическими условиями. - М., 1990. - 120 с.

24. Калугин, М.В. Состояние добычи газа на Медвежьем месторождении/ М.В. Калугин, Т.П. Козьмина, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский, Ю.Ф. Юшков //Реф. сб. ВНИИЭгазпрома / Серия Геология, бурение и разработка газовых месторождений. Вып. 7 -1979. - С. 5-8.

25. Кирсанов, А. Н. Моделирование геологического строения газовых залежей на основе системного подхода при разработке месторождений Тюменского Севера: дис. ...д-ра геол.-минерал, наук: 04.00.17 / Кирсанов Алексей Николаевич. - М., 1993. - 59 с.

26. Клещенко, И.И. Поверхностно-активные вещества для удаления жидкости с забоев газовых и газоконденсатных скважин / И.И. Клещенко, A.B. Кустышев, Н.М. Михайлов // Обзорная информормация / Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ИРЦ Газпром, 1999.- 37 с.

27. Козинцев, А.Н. Низконапорный газ. Проблемы и перспективы его использования / А.Н. Козинцев, A.B. Величкин // Наука и техника в газовой промышленности. - ОАО «Газпром промгаз», 2013. - №1. - С. 10-12.

28. Козинцев, А.Н. Опыт использования поверхностно-активных веществ на Медвежьем месторождении / А.Н. Козинцев, А.Н. Лапердин, A.B. Величкин, О.М. Ермилов // Наука и техника в газовой промышленности -ОАО «Газпром промгаз», 2013. - №3. - С. 35-38.

29. Колбиков, C.B. Оптимизация распределения отбора газа из месторождения по скважинам /С.Н. Колбиков // Обзорная информация/ Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, - 1981. - Вып. 3. - 33 с.

30. Кондрат, P.M. Повышение газоотдачи на заключительной стадии разработки месторождений при водонапорном режиме/ P.M. Кондрат, С.Н. Закиров, Б.Е. Сомов. - М.: ВНИИЭгазпром, 1987. - 44 с.

31. Кондрат, P.M. Техника и технология эксплуатации газоконденсатных скважин в осложненных условиях / P.M. Кондрат, Ю.В. Марчук // Обзорная информация / Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1978.- Вып. 7.- 36 с.

32. Коротаев, Ю.Л. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений / Ю.Л. Коротаев, С.Н. Закиров. - М.: Недра, 1981. -346с.

33. Крылов, Г.В. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири / Г.В. Крылов, А.Н. Лапердин, В.Н. Маслов. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2005. - 388с.

34. Кустышев, A.B. Анализ состояния и эффективности применения на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин/ A.B. Кустышев, Т.И. Чижова, В.И. Кононов, В.В. Дмитрук // Обзорная информация / Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2002.- 28 с.

35. Кустышев, A.B. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири / A.B. Кустышев. - Тюмень: Вектор Бук, 2002.- 168 с.

36. Ланчаков, Г.А. Перспективы доразработки сеноманской газовой залежи Северо-Уренгойского месторождения/ Г.А. Ланчаков, В.Н. Маслов // Экспресс-инф. ИРЦ Газпром / Серия Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газокондесатных месторождений. № 7-8. М.: 1995. с.5-9.

37. Лапердин, А.Н. Оптимизация рабочих дебитов газовых и газоконденсатных скважин / А.Н. Лапердин, В.Н. Маслов, Ю.Ф. Юшков //

Серия Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных скважин. - № 14. -М.: ВНИИЭгазпром, 1987. -С.31-36.

38. Лапердин, А.Н. Опыт разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье / А.Н. Лапердин, В.К. Голубкин, В.Н. Маслов, В.В. Дмитрук, О.М. Ермилов, В.В. Масленников //Обзорная информация/ Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИТЦ Газпром, 2001. - 51с.

39. Лапердин, А.Н. Разработка газовых залежей в условиях обводнения/ А.Н. Лапердин, В.Н. Маслов, A.C. Гацолаев // Тезисы докладов Всесоюзной конференции «Нефть и газ Западной Сибири». Проблемы добычи и транспортировки. - Тюмень. 1985. - С.39.

40. Мазанов, C.B. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин: автореф. дис. ...канд. техн. наук: 25.00.17/Мазанов Сергей Владимирович. - Ставрополь, 2006. - 27 с.

41. Мальцев, А.И. Концептуальные подходы к освоению малых месторождений на севере Западной Сибири / А.И. Мальцев, И.Е. Якимов, A.B. Кустышев, A.B. Величкин // Нефтепромысловое дело - 2011. - №10. - С. 20-22.

42. Маслов, В.Н. Анализ эксплуатации скважин с водо- и пескопроявлениями на Уренгойском месторождении / В.Н. Маслов // Научно-технический сборник / Серия Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 1. М.: ИРЦ Газпром, 2000. -С.28-33.

43. Маслов, В.Н. Влияние сезонной неравномерности добычи газа на потенциальные добывные возможности сеноманских газовых залежей/ В.Н. Маслов //Научно-технический сборник / Серия Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 1. М.: ИРЦ Газпром, 2000. - С. 17-20.

44. Маслов, В.Н. Опыт эксплуатации скважин увеличенного диаметра на месторождении Медвежье/ В.Н. Маслов, Ю.Ф. Юшков // Материалы республиканской Н-Т КМУИС по технологии добычи и использованию газа в народном хозяйстве. - Ташкент, 1974. - С. 87-88.

45. Маслов, В.Н. Особенности обводнения сеноманских газовых залежей севера Тюменской области/ В.Н. Маслов, А.П. Каменев, А.Е. Нелепченко // Сб. научных трудов / Проблемы освоения и развития ЗападноСибирского нефтегазодобывающего комплекса. - Тюмень: НПО «Тюменгазтехнология», 1989. - С. 6-12.

46. Маслов, В.Н. Оценка объемов и перспективы использования низконапорного газа в Надым-Пур-Тазовском регионе (статья)/ В.Н. Маслов // Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов /Материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Надым., 2003. - С. 112-121.

47. Маслов, В.Н. Принципы рациональной разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири / В.Н. Маслов // Наука и техника в газовой промышленности. -2007. - №1 - С.5-9.

48. Маслов, В.Н. Текущее состояние разработки сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения / В.Н. Маслов, A.M. Свечников, В.И. Кислова // Серия Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1981. - № 16. - С.6-8.

49. Маслов, В.Н. Эксплуатация газовых месторождений на поздней стадии разработки в условиях сезонной неравномерности добычи газа / В.Н. Маслов // Наука и техника в газовой промышленности. -2007.-№2 - С.5-7.

50. Маслов, В.Н.. Методика расчета объемов дополнительного бурения при обводнении эксплуатационных скважин / В.Н. Маслов // Сб. научных трудов / Проблемы и перспективы реализации ресурсосберегающей

политики в Тюменском нефтегазодобывающем комплексе. - Тюмень: НПО «Тюменгазтехнология», 1990. - С. 84-88.

51. Меньшиков, С.Н. Оптимизация издержек газодобывающих предприятий на завершающей стадии разработки месторождений (на примере ООО «Газпром добыча Надым») / И.В. Крутиков, В.В.. Ёлгин, И.В. Мельников, Б.Л. Лавровский, A.B. Величкин. Новосибирск: Издательство СО РАН, 2011 -98С/20С.

52. Меньшиков, С.Н. Геолого-технологические подходы к рациональной разработке газовых месторождений / С.Н. Меньшиков, А.Н. Лапердин, И.С. Морозов, Г.И. Облеков. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2009. - 175 с.

53. Меньшиков, С.Н., Эксплуатация объектов газодобычи на поздней стадии разработки / С.Н. Меньшиков, А.Н. Лапердин, О.М. Ермилов, И.С. Морозов // Газовая промышленность. - 2010. - № 3. - С. 40-44.

54. Методические указания (РД) по составлению технологического режима работы промысла (УКПГ), с расчетом технологических параметров от пласта до входа в ГКС: отчёт о НИР (Этап №1.)/ Бузинов С.Н. - М.: Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий

- «ВНИИГАЗ» (ООО «ВНИИГАЗ»), 2006. - 75 с.

55. Мирзаджанзаде, А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. - М.: Недра, 1973.

- 304 с.

56. Мищенко, И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И.Т. Мищенко, А.Т. Кондратюк - М.: Нефть и газ, 1996. - 190 с.

57. Морозов, И.С. Медвежье месторождение. Проблемы разработки и пути их решения / И.С. Морозов, А.И. Мальцев, А.Н. Козинцев, A.B. Величкин // Наука и ТЭК. -2011.-№3. - С 15-16.

58. Морозов, И.С. Системы интегрированного моделирования для повышения эффективности управления разработкой месторождений /

И.С. Морозов, А.Н. Харитонов, М.Н. Киселев, М.А. Скоробогач // Газовая промышленность - 2011. - № 10. - С. 31-35.

59. Нанивский, Е.М. Распределение запасов газа по площади месторождения Медвежье/ Е.М. Нанивский, В.Н. Маслов, Т.А. Гавриловская //Газовая промышленность. - 1979. - № 12. - С. 21-23.

60. Нанивский, Е.М. Расчет продвижения воды в неоднородные газовые месторождения/ Е.М. Нанивский // Серия Бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири: - Тр. ВНИИЭгазпрома - М., 1977. -Вып. 1/9. - С.26-33.

61. Немировский, И.С. Совершенствование технологии проведения газодинамических и теплофизических исследований скважин и шлейфов газовых месторождений Севера Тюменской области: дис. ...к.т.н.: 05.15.06/ Немировский Игорь Соломонович. - Уфа., -1995. -23 с.

62. Облеков, Г.И. Особенности назначения и расчета технологического режима работы скважин ГКМ Медвежье / Г.И. Облеков, А.Н. Харитонов И.М. Чупова, Ю.А., Архипов, М.А. Скоробогач // Наука и техника в газовой промышленности - 2008. - № 6. - С. 68-75.

63. Облеков, Г.И. Технология повышения выработки запасов месторождений природных газов / Г.И. Облеков, Ю.А. Архипов, В.Н. Гордеев // Материалы Всероссийской науч.-практ. конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов». -Надым, 2003.-С. 98-104.

64. Облеков, Г.И. Установление технологических режимов, обеспечивающих бесперебойную эксплуатацию скважин на поздней стадии разработки, при активном водопроявлении/ Г.И. Облеков, В.Н. Маслов, В.Н. Гордеев, И.М. Чупова // Экспресс-инф. ИРЦ Газпром/ Серия Геология,

бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2000. - № 1. - с.28-33.

65. Оптимизация темпов разработки газовых месторождений с учетом ресурсосбережения. / И.С. Тышляр, А.Р. Маргулов, Г.П. Ставкин, В.Р.

- М.: Недра, 1994. -270 с.

66. Проект разработки сеноманской газовой залежи Юбилейного месторождения: отчет о НИР / Маслов В.Н. - Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1997 - 398 с.

67. Проект разработки сеноманской залежи Ямсовейского месторождения: отчет о НИР / Лапердин А.Н.- Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1999 - 335 с.

68. Проект разработки сеноманской залежи Ямсовейского месторождения: отчет о НИР.- Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 2000.

69. Разработка составов твердых и жидких пенообразователей (ПАВ) для интенсификации добычи газа на скважинах Медвежьего НГКМ: отчет о НИР (1 этап)/ Мохов С.Н. - Ухта: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010. - 58 с.

70. Разработка составов твердых и жидких пенообразователей (ПАВ) для интенсификации добычи газа на скважинах Медвежьего НГКМ: отчет о НИР (2 этап)/ Мохов С.Н. - Ухта: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010. - 45 с.

71. Режимы работы скважин: технология регулирования / О.М. Ермилов, И.С. Немировский, В.В. Ремизов и др. // Газовая промышленность.

- 1988. -№6. -С. 26-27.

72. Сафин, С.Г. Методика оптимизации обработки призабойной зоны/ С.Г. Сафин // Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - Вып. 3. - С. 3-9.

73. Скоробогач М.А. Методика оперативного управления системой добычи газа на основе рационального использования пластовой энергии./ М.А.Скоробогач // Сборник тезисов докладов девятой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам

газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2011.

74. Скоробогач М.А. Проблемы эксплуатации системы сбора газа на месторождении Медвежье / М.А.Скоробогач // Технологии нефти и газа -2011.- №6. -С. 42-47.

75. Скоробогач, М.А. Повышение производительности газового промысла за счет снижения потерь пластовой энергии в системе добычи и сбора продукции / М.А. Скоробогач, А.Н. Харитонов, Ю.А. Архипов, В.Н. Юмшанов // Сборник тезисов докладов 16 научно-практической конференции молодых ученных и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири». - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2010.

76. Состав комплексного действия для обработки призабойной зоны газовой скважины: пат. № 2456326 Рос. Федерация: авторы Волков A.A., Чернышов И.А., Меньшиков С.Н., Морозов И.С, Величкин A.B., Мосеев В.В., Мельников И.В. Заявка 2011112415. Опубликовано 20.07.2012. Бюл. № 20.

77. Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин: пат. 2124635 Рос. Федерация, / Гордеев В.Н.; патентообладатель ООО «Надымгазпром».

78. Способ разработки газового месторождения с подошвенной водой: пат. № 1347541 Рос. Федерация: авторы Нанивский Е.М., Косухин Л.Д., Маслов В.Н., Зотов Г.А., Калинин A.B.

79. Степанов, Н.Г. Влияние растворённого в пластовых водах газа на обводнение газовых залежей / Н.Г. Степанов, Н.И. Дубина, Ю.Н. Васильев. -М.: Недра - Бизнесцентр, 1999. - 124 с.

80. Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины: пат. № 2456324 Рос. Федерация: авторы Волков A.A., Чернышов

И.А., Меньшиков С.Н., Морозов И.С, Величкин A.B., Моисеев В.В., Мельников И.В. Заявка 2011112417. Опубликовано 20.07.2012. Бюл. № 20.

81. Тер-Саркисов, P.M. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов/ P.M. Тер-Саркисов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005.-407 с.

82. Установка для удаления пластовой жидкости из скважины и способ его осуществления: пат. № 2471968 Рос. Федерация: авторы Меньшиков С.Н., Морозов И.С., Варягов С.А., Мельников И.В., Моисеев В.В., Величкин A.B., Машков В.А., Одинцов Д.Н. Заявка 2011125983. Опубликовано 10.10.2013. Бюл. № 1.

83. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: отчет о НИР / Маслов В.Н. - Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 2000 - 477 с.

84. Харитонов, А.Н. Обзор существующих методов моделирования процессов разработки нефтяных и газовых месторождений / А.Н. Харитонов, Ю.А. Архипов, М.А. Скоробогач, В.Н. Юмшанов, А.Ю. Никишин, А.Ю. Юшков // Обзорная информация/ Серия Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Газпром экспо, 2010.

85. Энергосберегающий режим надежной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин / В.В. Савченко, Г.Г. Жиденко, Ю.П. Коротаев и др. //Обзорная информация / Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭГазпром, 1989. - Вып.8. -30 с.