Разработка методики расчета внутрискважинной газлифтной эксплуатации для отбора нефти из оторочек тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Миних, Александр Антонович

• Миних, Александр Антонович
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Миних, Александр Антонович

Введение.

Актуальность проблемы.

Выбор способа эксплуатации при разработке газонефтяных месторождений.

1. Опыт применения бескомпрессорного газлифта.

1.1. Внутрискважинный газлифт (ВСГ).

1.2. Одновременно-раздельная схема «ВСГ-газ».

1.3. Автономный бескомпрессорный газлифт.

2. Совместный раздельный отбор различных фаз.

2.1. История решения вопроса о совместном раздельном отборе разных фаз.

2.2. Вопрос о совместном притоке нефти и газа.

2.3. Выбор методики расчета совместного отбора нефти и газа при разработке оторочек газовых и газоконденсатных месторождений.

3. Аналитическое описание совместного притока по методике Телкова А.П. и Стклянина Ю.И.

3. 1. Описание методики.

3. 2. Обработка результатов расчетов по методике

Телкова А.П. и Стклянина Ю.И.

4. Моделирование процесса совместного притока нефти и газа.

4.1. Характеристика методики и программного обеспечения для моделирования процессов совместного притока.

4.2. Описание модели применяемой для моделирования процессов совместного отбора нефти и газа.

4.3. Цели моделирования.

4.4. Порядок работы с моделью.

4.5. Обработка результатов моделирования.

4.6. Моделирование пласта с более низкими энергетическими параметрами.

5. Расчет внутрискважинного оборудования для отбора нефти из оторочек.

5.1. Алгоритм расчета внутрискважинного оборудования.

5.2. Пример расчета газлифтного подъемника с помощью предложенной методики.

5.3. Характеристика программного обеспечения используемого для расчета внутрискважинного газлифта.

5.4 Расчет подъема газа на поверхность.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики расчета внутрискважинной газлифтной эксплуатации для отбора нефти из оторочек»

В настоящее время все больше запасов нефти приходится на долю трудноизвлекаемых. Так называемой "легкой" нефти почти не осталось. Те запасы, которые можно было добывать без особых осложнений, уже добыты или же месторождения, содержащие эти запасы, находятся на поздних стадиях разработки.

В оторочках газонефтяных и газоконденсатных месторождений сосредоточены значительные запасы жидких углеводородов, но обеспечить их добычу с достаточно большим коэффициентом извлечения зачастую весьма затруднительно, и поэтому такие запасы относят к категории трудноизвлекаемых. Так, на Уренгойском месторождении они по самым скромным подсчетам находятся в пределах 700.800 млн.м , а это суммарные геологические запасы двух таких крупных месторождений, как Туймазинское и Арланское. Только по состоянию на 1.01.1983 г. на Севере Тюменской области открыто 20 газоконденсатнонефтяных месторождений, на сегодняшний день таких месторождений открыто еще больше. Кроме того, достаточно перспективной территорией по наличию газонефтеконденсатных месторождений является шельф Северного Ледовитого Океана. Большинство вышеупомянутых месторождений многопластовые. Например, на Уренгойском месторождении, помимо чисто газовых и газоконденсатных залежей, выявлено 8 газоконденсатонефтяных залежей в валанжине, на Новопортовском - 6 таких же залежей в нижнем мелу, на Песцовом - 5 залежей в валанжине, на Заполярном - 3 залежи в готерив-валанжине и т.д. При освоении более глубокозалегающих горизонтов на открытых месторождениях наблюдается тенденция к увеличению числа газоконденсатнонефтяных залежей и увеличению количества стабильного конденсата в них [91].

Газоконденсатнонефтяные залежи состоят из двух частей: газоконденсатной и нефтяной, находящихся, как правило, в динамическом равновесии. Любое изменение этого равновесия, как показывает отечественный, и зарубежный опыт [9, 10] приводит к невосполнимым потерям конденсата и нефти, особенно при разработке залежей на режиме естественного истощения пластовой энергии. Характерное для таких месторождений равенство начального пластового давления, давления насыщения нефти газом и давления начала конденсации приводит при разработке на "истощение" к выпадению конденсата в пласте и "омертвлению" нефти за счет выделения из нее растворенного газа. С увеличением содержания конденсата в пластовом газе и не вовлечении в разработку нефтяной оторочки или ее части эти потери становятся еще более ощутимыми и, в конечном счете, сказываются даже на газоотдаче пласта (Вуктыльское, Талаваевское месторождения).

На нефтеотдачу будет сильно влиять очередность вовлечения в разработку частей газокодненсатнонефтяного месторождения (газоконденсатная и нефтяная). Как показывает отечественная и зарубежная практика, при разработке нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождения с опережающей разработкой нефтяной части при поддержании пластового давления путем закачки сухого газа или заводнения могут быть достигнуты коэффициенты нефтеотдачи, равные 35-50 % (Алдье в Венгрии, Анастасиевско-Троицкое, Елшано-Курдюмское и др.). При одновременной разработке газовой и нефтяной частей залежи или, в худшем случае, при опережающей разработке газовой части залежи конечная нефтеотдача соответственно изменяется от 10 % до 2-3 % (Карадаг, Газли, Грузиновское, Западно-Рыбушанское и др.). Коэффициент нефтеотдачи гигантских сложнопостроенных газоконденсатнонефтяных месторождений будет еще ниже. Примером, таких месторождений являются Уренгойское, Оренбургское.

Главной особенностью газонефтеконденсатного месторождений является гетерогенность насыщения по толщине (в разрезе одной скважины в зависимости от ее положения на залежи могут быть вскрыты газовый, газонефтяной, нефтяной, водонефтяной, газонефтеводяной продуктивный интервалы), причем раздел фаз нефть-газ подвижен и зачастую сильно размыт по высоте (к примеру, высота переходной зоны объектов АВ] и АВ2+з Самотлорского месторождения - 50 м, высота чисто нефтяной зоны - 20 м, а запасы нефти в этих зонах сопоставимы).

Ввиду сложности строения газонефтяных месторождений, добывающей скважиной может быть вскрыт либо изолированный нефтяной пропласток, и тогда эксплуатация проводится по традиционной схеме, либо, что чаще и происходит, гетерогенный. Наихудшими из специфических считаются условия, когда нефть залегает в виде тонкого слоя в однородном изотропном пласте, повсеместно подстилаемом подошвенной водой и имеющим гидродинамически совершенный контакт с газовой шапкой по всей площади. В таких пластовых условиях применение обычных методов разработки и добычи препятствует главным образом явление конусообразования, при котором происходит быстрое загазовывание и обводнение скважин, что в конечном итоге ведет к потерям нефти в пласте и снижению эффективности системы разработки.

При сопоставимой по стоимости запасов углеводородов в нефтегазовой залежи экономически целесообразно отбирать из залежи сначала жидкие углеводороды и уже потом газ. Если же запасы газа намного превышают запасы нефти, то консервация газа на срок разработки нефтяной оторочки оказывается невыгодной для нефтегазодобывающей компании. В этом случае отборы газа и нефти надо осуществлять параллельно, с начала разработки месторождения при максимальном использовании пластовой энергии. Если отложить разработку оторочки на более поздний период, то даже при незначительной активности подошвенных или краевых вод отбор газа повлечет к перемещению оторочки, "размазыванию" нефти по пласту и невозвратимым потерям большей части извлекаемых запасов нефти в оторочке [85, 110, 111, 112].

Для стабилизации показателей добычи нефти посредством поддержания постоянного положения и первоначальной конфигурации газонефтяного контакта (ГНК) в призабойной зоне пласта предложены различные схемы дренирования нефти в скважину, две из которых нашли применение в промысловой практике [80].

В соответствии с первой схемой дренирования создается дополнительное сопротивление фильтрации газа газовой шапки в призабойной зоне пласта и тем самым предотвращается его дренирование в скважину. По второй схеме в результате дренирования свободного газа в скважину обеспечивается возможность контроля и регулирования процесса фильтрации газа в призабойной зоне пласта.

При реализации первой схемы дренирования в зоне ГНК создают искусственный непроницаемый для свободного газа барьер, экранирующий поверхность контакта нефть-газ по площади вокруг забоя скважины. При этом перфорацией вскрывают только нефтенасыщенный интервал коллектора, расположенный под указанным барьером. Экранирующий барьер может быть образован при закачке в пласт асфальтовых или битумных смесей [28,41], пенных систем и т.п. Сложность создания экранов долговременного действия и значительной площади простирания приводит к частым и внезапным прорывам газа газовой шапки в скважины, что дестабилизирует технологические показатели добычи нефти.

При использовании второй схемы дренирования перфорацией фильтра скважины вскрывают одновременно газо- и нефтенасыщенные зоны коллектора. Количество свободного газа на забое скважины в этом случае определяется фильтрационными характеристиками коллектора и фильтра, что позволяет стабилизировать дренирование нефти и газа в скважину.

Выбор способа эксплуатации при разработке газонефтяных месторождений

При разработке нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений очень важна задача выбора способа эксплуатации скважин. Скважины, пробуренные на нефтегазовых месторождениях, прежде всего, характеризуются высоким газовым фактором [24, 71, 98, 100].

При переходе с фонтанного на механизированный способ эксплуатации скважин нефтегазовых залежей возникает проблема выбора способа добычи нефти, поскольку все способы конкурентоспособны. Помимо учета влияния на добычу высоких газовых факторов, проводится комплексная оценка других показателей. На стадии проектирования эксплуатации скважин исследуются следующие вопросы.

Условия и факторы, влияющие на выбор способов эксплуатации скважин. Дается качественная и количественная сравнительная оценка показателей, характеризующих ограничения или эффективность применения приемлемых механизированных способов. Целесообразность применения выбранных способов по основным критериям (дебит, экономика, возможности регулирования продвижения газонефтяного контакта, степень сложности обслуживания скважин).

Выбор скважинного оборудования с учетом наличия свободного газа на приеме насосного оборудования или необходимости одновременного отбора жидкости и газа по самостоятельным каналам. Режим работы скважинного оборудования.

С учетом полученных результатов принимается решение о выборе способа эксплуатации скважин. В [116] рассматривается пример сравнительной оценки показателей способов эксплуатации скважин: с применением СШН, установок гидропоршневых насосов (ГПН), установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), газлифта, струйных насосов и плунжерного лифта. В табл. 1-2 приведены основные факторы и показатели, рассматриваемые Гиббсом и Брауном [116] при предварительном выборе способа эксплуатации скважин.

Окончательный выбор способа обусловлен экономикой и влиянием свободного газа на производительность скважинного оборудования.

В заключении [24] сказано, что наиболее приемлемым способом эксплуатации на нефтегазовых месторождениях является газлифт различных модификаций.

Разработка оторочки насосными способами не только сопряжена с осложнениями в работе оборудования [95], но и требует значительных дополнительных капиталовложений. Как правило, в этом случае оторочка разбуривается самостоятельной сеткой добывающих скважин, создается отдельная система сбора и подготовки нефти. При прорыве газа в добывающие нефтяные скважины резко осложняется работа подземного оборудования. Борьба с образованием газовых конусов осуществляется регулированием отбора нефти, что приводит к необходимости эксплуатации скважин с низкими дебитами, или сооружением экранов, что довольно дорого и не столь эффективно [55].

Все упрощается при разработке оторочки внутрискважинным газлифтом (ВСГ), когда для подъема нефти используется природный газ, отбираемый из этой же скважины.

К сожалению, этот способ эксплуатации не получил до сих пор широкого применения. Причинами чаще всего называют сложность и низкую надежность применяемого оборудования и затруднения при смене режима работы скважины. Но в большинстве случаев при ВСГ возможно применение стандартного скважинного оборудования компрессорного газлифта, а смену режима можно осуществить изменением диаметра седла рабочего клапана, сменив его с помощью канатной техники, или заменой устьевого штуцера.

ВСГ одновременно с реализацией совместного отбора сулит большие выгоды. Во-первых, предотвращение конусообразования, во вторых, отбор

Ограничения и недостатки механизированных способов добычи сшн гпн УЭЦН Газлифт Струйный насос Плунжерный лифт

Осложнения в Осложнения в Нецелесообразность Низкая Сложность Невозможность пескопроявляющих пескопроявляющих применения эффективность на проектирования системы эксплуатации скважин до скважинах. скважинах в неглубоких и небольших полного истощения: малодебитных месторождениях и Недостаточная требуется переход на

Снижение Затрудненность скважинах. одиночных эффективность метода другой способ подъема коэффициента промывки скважинах. подъема жидкости наполнения насоса подпакерной зоны Разрушение кабеля при откачке при высоких Трудности при Необходимость для Пригодность для скважин газированной В ряде случаев температурах извлечении вязких улучшения подъема с дебитом не более 30 жидкости высокие нефтей жидкости погружения м3/сут эксплуатационные Осложнения при насоса на большую

Ограничения при расходы наличии свободного Невозможность глубину (не менее 20 % Потребность в отборе жидкости, газа и мехпримесей эксплуатации динамического уровня) техобслуживании для содержащей H2S на приеме насоса глубоких скважин до регулирования подачи полного истощения Снижение подачи газа

Ограниченность жидкости при добыче выбора типоразмера Воздействие на свободного газа через Опасность разрушения насоса в скважинах обсадную колонну насос устьевого оборудования малого диаметра давления при высоких скоростях закачиваемого газа движения плунжера

Сложность обеспечения безопасности в системе подачи газа высокого давления

Преимущества механизированных способов добычи

Таблица 2 сшн гпн

УЭЦН

Газлифт

Струйный насос

Плунжерный лифт

Относительно простая система расчета и проектирования

Простота установки на скважинах при минимальных затратах

Возможность вентиляции свободного или отсепарированного газа

Возможность использования нефтяного газа или электроэнергии для работы установки

Использование полых штанг для отбора жидкости в скважинах малого диаметра

Применимость в глубоких скважинах (до 5500 м)

Подача с глубины 4570 м -80 м3

Возможность применения в сильноискривленных скважинах

Гибкость регулирования производительности в зависимости от дебита скважины

Возможность использования нефтяного газа или электроэнергии для питания силового привода

Применимость в морских скважинах

Применимость для высокодебитных скважин (до 19 тыс.м3/сут.) в неглубоких скважинах большого диаметра

Простота установки забойных датчиков давления для системы телеметрирования с использованием кабеля

Применимость в морских скважинах

Низкие эксплуатационные затраты при высоких темпах отбора жидкости

При эксплуатации высокопродуктивных скважин возможность отбора жидкости с дебитом до 7950 м3/сут при непрерывном газлифте

Гибкость перехода от непрерывного газлифта к периодическому, камерному или плунжерному лифту по мере истощения скважины

Возможность обслуживания канатной техникой и закачиваемым инструментом

Применимость в сильноискривленных и морских скважинах

Возможность извлечения насоса без подъема НКТ

Отсутствие движущихся деталей

Применимость в сильноискривленных и морских скважинах

Возможность использования воды в качестве рабочей жидкости

Возможность использования отдаленного источника энергии и обеспечение отбора жидкости до 7770 м3/сут

Извлечение скважинного оборудования без подъема НКТ

Небольшая стоимость установки

Автоматическая очистка труб от парафина и солеотложения

Применимость при высоких газовых факторах

Возможность применения в сочетании с периодическим газлифтом

Возможность применения для отбора жидкости с забоя газовых скважин газа и нефти одновременно, в третьих, снижение эксплутационных расходов, за счет использования энергии природного газа для подъема нефти и увеличения межремонтного периода. В свете выше сказанного большое применение может найти технология совместного или одновременно-раздельного отбора.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Миних, Александр Антонович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Создана радиальная математическая модель для изучения совместно-раздельного притока газа и жидкости в скважину.

2. Разработана методика расчета совместной работы пласта и скважины при добыче нефти и газа из оторочки внутрискважинным газлифтом.

3. Исследовано влияние величены и положения интервала перфорации газовой части пласта на отбор газа, обеспечивающий допустимую деформацию газонефтяного контакта при заданном отборе нефти.

4. Установлено, что наиболее выгодной является перфорация средней части газонасыщенного интервала. При перфорации ее в верхней части происходит перемещение ГНК в газовую часть вдали от скважины. При перфорации газовой части пласта вблизи ГНК система не устойчива и любые неточности в исходных данных могут привести к прорыву нефти в интервал перфорации газовой части пласта.

5. Установлено, что газовый конус, образующийся при эксплуатации скважины, относительно быстро ликвидируются после остановки скважины. Нефтяные конуса сохраняются относительно долгое время.

6. Установлено, что поведение ГНК в районе скважины практически не зависит от условий на контуре питания.

7. При разработке залежи на режиме истощения, при постоянном диаметре седла рабочего газового клапана, дебит скважины падает. Для его поддержания необходим клапан с большим диаметром седла.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Миних, Александр Антонович, 2002 год

1. Абасов М.Т., Джалилов К.Н. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтегазовых и газовых месторождений. Баку, 1960.

2. Активное вовлечение в разработку газонефтеконденсатных залежей Уренгойского месторождения. / Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Пономарев А.И., Алиев З.С. и др. М.: МИНХ И ГП им. Губкина, 1981.

3. Амелин И. Д. Краснодарский филиал ВНИИ. Отсчет. «Анализ разработки IV меотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения с целью обоснования возможности разработки газовой шапки и нефтяного прослоя. 1958.

4. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. М.: Недра. 1978.

5. Амелин И.Д. Разработка нефтяных и нефтегазовых залежей в условиях многофазности. Докторская диссертация. М. 1969.

6. Анализ состояния и повышения эффективности использования добывающего фонда скважин Самотлорского месторождения. / Захарченко Н.П., Иванов В.Н. // Вопросы интенсификации добычи и подготовки нефти Западной Сибири. Сб.научных трудов СибНИИНП.-Тюмень, 1982.

7. Андриасов Р.С., Сахаров В.А. Методика расчета внутрискважинного газлифта. / Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, вып. 129, М.: Недра, 1977.

8. Афанасьева А.В. Опыт разработки нефтегазовых месторождений за рубежом. / Обзор зарубежной литературы, сер. "Нефтепромысловое дело", М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

9. Афанасьева А.В., Зиновьева А.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. М.: Недра, 1980.

10. Афанасьева А.В., Зиновьева А.А. Разработка нефтяных месторождений при одновременном отборе газа из газовой шапки. // Нефтяное хозяйство №10, 1967.

11. Ахмеджанов М.С. Об оптимизации режимов работы газлифтных скважин на месторождении Узень. // сер. "Нефтепромысловое дело", №6, 1981.

12. Базлов М.Н., Завертайло М.М. Бескомпрессорный газлифт на Анастасиевско-Троицком месторождении. // М.: ВНИИОЭНГ РНТС сер. "Нефтепромысловое дело", №5, 1982.

13. Балин В.П., Медведский В.Р. Особенности разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения. // Сборник научных трудов ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1987.

14. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.

15. Беликов И.М., Малышев А.В., Смирнов Б.В. и др. Пути совершенствования разработки газоконденсатных залежей (на основе опыта эксплуатации месторождений Саратовской области). // Обзорная информация. Изд. ВНИИЭГазпром, вып 3, 1985.

16. Белогорцев Г.П., Салатинян И.З. Опыт бескомпрессорного способа эксплуатации в ПО «Ставропольнефтегаз» // Экспресс-информация М.: ВНИИОЭНГ. РНТС сер. «Нефтепромысловое дело: отечественный опыт». №2, 1986.

17. Бережная JI.H., Смирнов B.C., Кудрин А.А. Режимы исследования и эксплуатации нефтяных скважин УГКМ. // Газовая промышленность №10, 1999.

18. Бернадирнер М.Г., Синайский Э.Г., Капторович E.JI. Расчет совместной работы пласта и скважины в газлифтном режиме // Сборник научных трудов ВНИИнефть, вып. 97, 1986.

19. Брусиловский А.И., Закиров С.Н., Щепкина Н.Е. Прогнозирование технологических показателей разработки и эксплуатации газоконденсатного месторождения при реализации сайклинг-процесса. //

20. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием давления» Сборник научных трудов ВНИИГАЗа М. 1988.

21. Бузинов С.Н., Миркин М.И., Соколов В.А. Перспективы внедрения сайклинг процесса в отечественную газопромысловую практику. / Сб. трудов ВНИИГАЗа вып.45(53), 1972.

22. Булавинов Л.Б. Исследование капиллярного вытеснения газа водой из естественных песчаников. // Газовое дело, №7, 1966.

23. Варакин Г.А. Эффективность использования энергии природного газа при бескомпрессорной газлифтной эксплуатации скважин на нефтепромыслах Краснодарского края. // М.: ВНИИОЭНГ. РНТС сер. «Нефтепромысловое дело». №5, 1985.

24. Воробьев В.Д. Эксплуатация скважин нефтегазовых залежей за рубежом. / М.: ВНИИОЭНГ, Обзорная информация ,сер. «Нефтепромысловое дело» вып. 18(125), 1986.

25. Газлифтная эксплуатация высокодебитных скважин / Эртэ Е.П., Егоров П.П., Ермолов Б.П. и др. // Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». 1980.

26. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.

27. Гирфанов А.А. О газлифтной эксплуатации скважин на месторождении Узень. // Серия «Нефтепромысловое дело». №6, 1974.

28. Глазова В.М., Григоренко Е.М. Разработка сложнопостроенных нефтяных залежей за рубежом. Обзорная информация. / М.: ВНИИОЭНГ,сер. «Нефтепромысловое дело», 1984.

29. Глоговский М.М. Дебит скважин, несовершенных по степени вскрытия. // Труды МНИ, вып.11, Гостоптехиздат, 1951.

30. Глоговский М.М. Диссертация, МНИ, 1947.

31. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов В.В. и др. Руководство по исследованию скважин. М.:Наука, 1995.

32. Гужов A.JI. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М., Недра, 1974.

33. Гуревич Г.Р. Сайклинг-процесс за рубежом. // «Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием давления» Сборник научных трудов ВНИИГАЗа М. 1988.

34. Гутников А.И., Закиров И.С. Совместный приток газа и жидкости к скважине. / Геология, бурение и разработка газовых месторождений. // Экспресс-информация ВНИИЭгазпрома, вып. 16, 1081.

35. Дж. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг Физика нефтяного пласта. М:.Гостоптехиздат, 1962г.

36. Джиембаева К.И. «Разработка методик технологических расчетов при эксплуатации скважин внутрискважинным газлифтом». Диссертация к.т.н. ГАНГ им. И.М. Губкина, 1998.

37. Донков П.В., Леонов В.А. Обоснование целесообразности и оценка эффективности бескомпрессорного газлифта на Ван-Ёганском месторождении. / Научная конференция. СибНИИНП. Тюмень. - 2000.

38. Донков П.В., Леонов В.А., Соколов А.Н., Спивак Т.С. Исследование скважин, эксплуатируемых бескомпрессорным газлифтом на Ван-Еганском месторождении. / Научная конференция. СибНИИНП. -Тюмень. 2000.

39. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. М.: Недра, 1979.

40. Желтов Ю.В. Возможные способы разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. В кн.: Фильтрация, теплоперенос и нефтегазоотдача в сложных пластовых условиях. М.: Наука, 1978.

41. Завертайло М.М., Гарушев А.Р., Базлов М.Н. Об использовании энергии газа для подъема нефти из скважин. // Нефтяное хозяйство №1, 1975.

42. Закиров И.С. Влияние параметров пласта и технологического режима эксплуатации скважин на эффект совместного отбора флюидов.

43. Межвузовский сборник научных трудов. «Вопросы интенсификации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений» УГНТУ-Уфа, 1994.

44. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто неоднородными коллекторами. Диссертация к.т.н. ИПНГ РАН, ГАНГ им. И.М. Губкина, М.1998.

45. Закиров И.С. Совместный приток газа и нефти. // Нефтяное хозяйство №2, 1988.

46. Закиров С.Н. Моделирование процессов эксплуатации скважин при наличии подошвенной воды. // М.: Изд. ВНИИЭГазпром, 1979.

47. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М. "Струна", 1998.

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

49. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П. Новое в технологии добычи нефти из оторочек месторождений природного газа. // Обзорная информация, сер. « Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Изд. ВНИИЭгазпром, 1982.

50. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Колбиков С.В. и др. Состояние и перспективы разработки месторождения Медвежьье. // Обзорная информация. Изд. ВНИИЭгазпром, 1980.

51. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Николаев Н.М. и др. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 т. М.: ВНИИОЭНГ, 2001г. Том 1.

52. Интенсификация процессов газлифтной добычи./ Эртэ Е.П., Попов В.А., Шибанов В.А, Ли Г.С. и др. // Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

53. Использование энергии газовых горизонтов в добыче нефти на месторождении Узень. / Халиков Г.А., Утесинов Р.У., Захаров О.П., Нурсултанов Г.М. // Сборник MB ССО КазССР, «Горное дело» Алма-ата, 1967.

54. Использование энергии газовых горизонтов в добыче нефти на полуострове Мангышлак. / Шалабаев С.А., Халиков Г.А., Утесинов Р.У., Захаров О.П. // Издательство Госплана КазССР, Алма-ата, 1970.

55. Клещенко И.И., ГригорьевА.В., ТелковА.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М. Недра, 1998.

56. Козлов Н.Ф. Разработка технологии эксплуатации скважин дренирующих нефтяные оторочки (на примере Оренбургского и Олейниковского месторождений). Диссертация к.т.н. М.: МИНХ и ГП, 1984.

57. Красильников К.М., Гусейнов М.Г., Тажгалиев У.Т. и др. Некоторые вопросы экономической эффективности скважин, оборудованных бескомпрессорным газлифтом на месторождении Узень. // сер. "Нефтепромысловое дело", №11, 1974.

58. Курбанов А.К. Особенности эксплуатации подгазовых нефтяных залежей. М.: 1958.

59. Курбанов А.К., Садчиков П.Б. Расчет положения интервала вскрытия и предельного дебита скважины в нефтяном пласте с подошвенной водой и газовой шапкой. // Труды ВНИИнефть., вып.37. 1962.

60. Лапук Б.Б., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах.

61. Газовая промышленность.№2, 1961.

62. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти газа и воды. М.: Недра, 1974.

63. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. Гидродинамика газожидкостных систем. М., Недра, 1981.

64. Маринин Н.С., Попов В.А., Эртэ Е.П. Пути совершенствования газлифтного способа добычи нефти // М.: ВНИИОЭНГ. РНТС сер. «Нефтепромысловое дело». 1979, №9.

65. Маричев Ф.Н., Арнопольский Г.С., Гречнев Н.П. Особенности бескомпрессорной газлифтной эксплуатации скважин Самотлорского месторождения. // М.: ВНИИОЭНГ. РНТС сер. «Нефтепромысловое дело». №1, 1980.

66. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1953.

67. Маскет М. Течение однородной жидкости через пористую среду. Гостоптехиздат, 1949.

68. Медведский Р.Н. Современные и перспективные способы эксплуатации газоконденсатных месторождений Западной Сибири. // Обзорная информация изд. ВНИИЭгазпром, вып. 4, 1980.

69. Миллионщиков М.М. Докторская диссертация. Институт механики АН СССР, 1944.

70. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.Г., Басниев К.С. и др. Технология добычи природных газов. М.: Недра, 1987.

71. Миркин М.И., Шнейдер Б.А., Акиев П. Экспериментальное изучение сайклинг-процесса при снижающемся пластовом давлении. / Сб. трудов ВНИИГАЗа вып.45(53), 1972.

72. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Трон В.Г. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: Недра, 1984.

73. Муллаев Б.Т., Ахмеджанов М.С., Конысбаева К.К. Применение газлифтного способа эксплуатации на месторождениях Мангышлака. // Обзорная информация ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело", №1, 1980.

74. Оптимизация работы, газлифтных скважин в условиях прогрессирующего обводнения. / Сахаров В.А., Воловодов А.В., Акопян Б.А. // Обзорная информация М.: ВНИИОНГ. сер. «Нефтепромысловое дело». 1989.

75. Отчет ВНИИнефть по договору №43.89. Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти из нижнемеловых залежей Уренгойского нефтегазового месторождения. М: 1989г.

76. Павлов А.В., Пермякова JI.A., Сысоева Л.И. О результатах внедрения бескомпрессорного газлифта на Самотлорском месторождении. / Экономика нефтяной промышленности, №1, 1977.

77. Панфилов М.Б. Деформации межфазной поверхности раздела при движении расслоенной системы флюидов к скважине. Межвузовский сборник научных трудов «Вопросы разработки и эксплуатациинефтяных и газовых месторождений Западной Сибири», Тюмень, ТГУ, 1987.

78. Панфилов М.Б. Единая концепция разработки сложнопостроенных месторождений. М.: Недра, 1994.

79. Перспективы развития газлифтной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. / Захарченко Н.П., Маринин Н.С., Попов В.А. и др. // Проблемы нефти и газа Тюмени. НТС вып.55 - Тюмень. 1982.

80. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Под ред. Гиматудинова Ш.К. М.: Недра, 1988.

81. Райко В.В. Повышение эффективности добычи и использования нефтяного газа при эксплуатации нефтегазовых месторождений. // Научно-технический информационный сборник ВНИИОЭНГ. сер. «Нефтепромысловое дело и транспорт нефти». №7,1985.

82. Расчет процессов скважинной добычи нефти с применением ЭВМ. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Мохов М.А. М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1992.

83. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00, М.: 2000г.

84. Сайфеев Т.А., Коноваленко М.Ф., Филатов Ю.А. Выбор метода борьбы с гидратообразованием при газлифтной добыче нефти на месторождениях Западной Сибири. // М.: ВНИИОНГ. сер. «Нефтепромысловое дело». -№5, 1974.

85. Сафронов С.В., Аллахвердиева Р.А. Экспериментальное исследование совместного притока нефти и воды к несовершенной скважине. // Труды ВНИИ, вып. 10. Гостоптехиздат, 1957.

86. Сахаров В.А. Проблемы разработки оторочек газовых и газоконденсатных месторождений. // НТЖ «Нефтепромысловое дело», №10, 1999.

87. Сахаров В.А., Воловодов А.В. Анализ методик расчета промысловых газожидкостных подъемников и условия разработки универсальной методики. // НТЖ «Нефтепромысловое дело», №2, 1994.

88. Сахаров В.А., Джеимбаева К.И. Эксплуатация скважин внутрискважинным газлифтом при расположении газового пласта ниже нефтяного. // НТЖ «Нефтепромысловое дело», №10-11, 1997.

89. Сахаров В.А., Миних А.А. Определение интервала перфорации газовой части пласта при добыче нефти из оторочки внутрискважинным газлифтом // НТЖ "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", №8, 2000.

90. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. М.: Недра, 1986.

91. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа (часть 1). М.: Недра, 1974.

92. Скрипунов Б.В., Шмыгля П.Т. К вопросу промышленного освоения нефтяных оторочек Севера Тюменьской области. // Сб. научных трудов ВНИИгаз, Освоение газовых месторождений Севера Западной Сибири. М.:1984.

93. Сливнев B.JI. Математическое моделирование процессов конусообразования при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. / ИРЦ Газпром Обзорная информация. Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». 1995.

94. Смирнов А.С., Патик И.Ф. К вопросам разработки газоконденсатных месторождений. / Обзорная информация сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»,№ 6, 1970.

95. Смирнов B.C., Бережная JI.H. Метод прогнозной оценки технологических режимов работы нефтяных скважин Уренгойского месторождения. // Вопросы разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. Сборник научных трудов ВНИИГаз. М.:1993.

96. Смирнов B.C., Бережная JI.H. О применении электроцентробежных насосов (ЭЦН) для добычи нефти на Уренгойском месторождении. II Вопросы методологии и новых разработки месторождений природного газа. 4.1. М.: ВНИИГАЗ, 1994.

97. Соременные методы и системы разработки газонефтяных залежей./ Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

98. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Гиматудинова Ш.К. -Недра, 1974.

99. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Бухаленко Е.И. М.: Недра, 1983.

100. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Гиматудинова Ш.К. -Недра, 1983.

101. Степанова Г.С. и др. Оценка степени взаимодействия между газовой и нефтяной частями месторождения. // Газовая промышленность №7, 1986.

102. Телков А.П. Диссертация. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, М.1962.

103. Телков А.П., Стклянин Ю.И. О влиянии капиллярного давления на предельные безводные дебиты. // Изв. выш. учеб. заведений. Сер. "Нефть и газ", №8, 1962.

104. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра ,1965.

105. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Расчет предельных безводных и безгазовых дебитов в подгазовых нефтяных залежах с подошвенной водой. // Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, вып.42, Гостоптехиздат, 1963.

106. Чарный И.А. О совместном притоке к скважинам двух жидкостей с различными вязкостью и плотностью. // Инж. сборник, t.VII,1950.

107. Чарный И.А. Расчет дебита несовершенной скважины перед прорывом подошвенной воды или верхнего газа. ДАН СССР, т. 92, №1, 1953.

108. Чарный И.А., Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Увеличение предельного безводного дебита несовершенной скважины в нефтяном пласте сподошвенной водой за счет одновременного раздельного отбора воды и нефти. // Нефть и газ, №2, 1958.

109. Ченей П.Е. Как перфорировать и эксплуатировать скважины, чтобы не допустить образование водяных и газовых конусов. Реферативный сборник. Серия «Нефтепромысловое дело», вып. 144, 1957.

110. Чуносов П.И., Артамонова Н.В. Интенсификация разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения с помощью форсированного отбора. // «Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием давления» Сборник научных трудов ВНИИГАЗа М. 1988.

111. Эфрос Д.А., Аллахвердиева Р.Г. Расчет предельных безводных и безгазовых дебитов несовершенных скважин по данным исследования. Труды ВНИИнефть, вып. 10, 1967.

112. Юсуфзаде Х.Б., Дурмишьян А.Г. Пути рациональной разработки газоконденсатного месторождения Бахар. // Нефтяное хозяйство №1, 1975.

113. Янке и Эмде. Таблицы функций. Физматгиз, 1959.

114. Brown К.Е. Overview of artificial lift systems // Petrole et technol. Vol. 34, № 10, - P. 2384-2396.

115. Eclipse 100 Справочное руководство. Schumberger GeoQuest, 1996r.

116. VIP. Руководство по использованию. Western Atlas International, 1994.