Разработка технико-технологических решений по эксплуатации скважин газовых месторождений на стадии падающей добычи тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Епрынцев, Антон Сергеевич

• Епрынцев, Антон Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Епрынцев, Антон Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР И ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ПРОБЛЕМАМ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.

1.1 Принципы рациональной разработки газовых месторождений.

1.2 Промыслово-геологические особенности разрабатываемых газовых месторождений.

1.3 Теория и практика эксплуатации газовых скважин.

1.4 Обзор исследований по гидродинамике газожидкостных смесей в скважинах.

1.5 Обзор научных подходов к проблеме оптимизации конструкции скважин.

1.5.1 Гидродинамические параметры лифтовых колонн при наличии жидкости в стволе скважин.

1.5.2 Использование безмуфтовой длинномерной трубы в качестве лифтовой колонны меньшего диаметра.

1.6 Выводы по первому разделу.

2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (НА ПРИМЕРЕ МЕДВЕЖЬЕГО НГКМ).

2.1. Особенности геологического строения.

2.2. Уточнение начальных и текущих запасов газа.

2.3. Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу.

2.4. Анализ обводнения залежи, эксплуатационных участков и скважин.

2.4.1 Промыслово-геофизический контроль за ГВК.

2.4.2 Гидродинамический и гидрохимический контроль за обводнением залежи.

2.5. Анализ текущего состояния разработки.

2.6 Проблемы эксплуатации газодобывающих скважин на современном этапе разработки.

2.6.1 Динамика и состояние фонда скважин.

2.6.2 Анализ продуктивности эксплуатационных скважин.

2.6.3 Анализ технологических режимов работы скважин.

2.7 Выводы по разделу 2.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОБЛЕМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАН-СКИХ ЗАЛЕЖЕЙ.

3.1. Анализ проблемы самозадавливания скважин.

3.2 Анализ существующих технологических решений по удалению жидкости из обводняющихся скважин.

3.2.1 Применение ПАВ.

3.2.2 Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам.

3.2.3 Плунжерный лифт.

3.2.4 Закачка газа в межтрубное пространство.

3.2.5 Замена лифтовых колонн на насосно-компрессорные трубы меньшего диаметра.

3.3 Анализ зависимости количества выносимых механических примесей от объема и минерализации жидкости в стволах газовых скважин.

3.4 Рекомендации по проведению геолого-технических мероприятий.

3.5 Выводы по разделу 3.

4. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН.

4.1 Критерии выбора видов ГТМ для вывода скважин из бездействия

4.2 Расчет потерь давления при движении газожидкостной смеси по стволу скважины, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами, с учетом объема водопритока.

4.2.1 Общая методика расчета режима работы скважины по системе КЛК.

4.2.2 Методика расчета градиента давления однофазного потока газа в затрубном пространстве различной конфигурации.

4.2.3 Методика расчета градиента давления многофазного потока газа и смеси конденсационной и пластовой вод по центральной лифтовой колонне системы КЛК.

4.3 Оптимизация режима работы газовой скважины, оборудованной системой КЛК, с применением метода узлового анализа.

4.4 Выводы по разделу 4.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОНЦЕНТРИЧЕСКОГО ЛИФТА.

5.1 Технологическое обоснование эффективности внедрения системы эксплуатации скважин по технологии концентрических лифтовых колонн.

5.2 Исходные данные для технико-экономической оценки.

5.2.1 Исходные данные для оценки притоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения мероприятия.

5.2.2 Исходные данные для оценки оттоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения мероприятия.

5.3 Экономическая оценка эффективности внедрения системы КЛК.

5.3.1 Оценка притоков денежных средств, возникающих в результате внедрения системы КЛК.

5.3.2 Оценка оттоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения системы КЛК.

5.3.3 Оценка эффективности внедрения системы КЛК для ОАО «Газпром».

5.4 Оценка рисков внедрения системы КЛК.

5.5 Определение критических точек проекта внедрения системы КЖ.

5.6 Критерии и алгоритм выбора скважин-кандидатов для внедрения системы КЛК.

5.7 Выводы по разделу 5. ^

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технико-технологических решений по эксплуатации скважин газовых месторождений на стадии падающей добычи»

Актуальность проблемы

Согласно планам развития газовой отрасли России на период до 2030 г. для обеспечения надежного снабжения потребителей внутри страны и выполнения текущих обязательств по экспортным контрактам предстоит

3 3 нарастить добычу газа с текущих 670 млрд. м в 2011 г. до 1 трлн. м в 2030 г.

Перспективы развития газодобывающей отрасли страны в целом и ОАО «Газпром» в частности связаны с разработкой месторождений природного газа севера Тюменской области, где в настоящее время добывается около 90 % российского газа.

В то же время многие крупные месторождения севера Западной Сибири, такие как: Вынгапуровское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское, - разрабатываются уже более 30 лет и к настоящему времени сильно истощены, газоотдача по ним составляет 60-80 %. Условия добычи газа на данных месторождениях осложнены вследствие падения пластового давления, подъема подошвенной воды, разрушения продуктивного коллектора (более 50 % скважин сеноманских залежей эксплуатируются с осложнениями).

По мере снижения пластового давления растет количество скважин, эксплуатация которых осложнена накоплением жидкости на забое, что резко сокращает производительность скважин вплоть до их полной остановки, так называемого самозадавливания. Проблема самозадавливания скважин становится все более актуальной. В частности на Медвежьем месторождении число таких скважин ежегодно увеличивается на 3-5 %.

В силу этих причин в последнее время особенно активно обсуждаются проблемы и перспективы извлечения из пласта низконапорного газа, запасы о которого оцениваются на уровне 3-5 трлн. м . Это станет возможным только за счет использования новых технико-технологических решений по эксплуатации скважин.

Учитывая сложность проблем, возникающих в период падающей добычи газового месторождения, необходимо проведение целого комплекса геолого-технических мероприятий, что потребует значительных капитальных вложений и способствует увеличению себестоимости добычи газа. Это определяет потребность в научном обосновании и комплексном подходе к разработке технико-технологических решений по эксплуатации скважин газовых месторождений на стадии падающей добычи.

Цель работы

Повышение коэффициента газоотдачи сеноманских газовых месторождений на стадии падающей добычи за счет совершенствования технико-технологических решений по эксплуатации скважин.

Основные задачи исследования

1. Анализ современных методов и технологий повышения эффективности разработки газовых месторождений и эксплуатации скважин на стадии падающей добычи, определение критериев их применения.

2. Исследование особенностей добычи газа из сеноманских залежей севера Западной Сибири на заключительном этапе разработки. Разработка предложений, направленных на улучшение дренирования периферийных участков залежей для повышения конечного коэффициента газоотдачи.

3. Разработка методики расчета режимов работы скважин, оборудованных концентрическими лифтовыми колоннами, с учетом объема пластовой и конденсационной жидкости, содержащейся в их продукции.

4. Разработка алгоритма подбора скважин и выбора оптимальной конструкции для внедрения системы концентрических лифтовых колонн (КЛК).

5. Технико-экономическая оценка предложенных решений по повышению эффективности эксплуатации скважин сеноманских газовых месторождений.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются системы разработки газовых месторождений севера Западной Сибири, находящихся на стадии падающей добычи; предметом - технологии и методы повышения газоотдачи сеноманских газовых залежей.

Научная новизна

1. Предложены критерии оценки целесообразности вывода скважин из бездействия с целью улучшения дренирования периферийных участков залежи для достижения максимального коэффициента газоотдачи.

2. Разработана методика расчета режимов работы скважин, оборудованных КЛК, с учетом объема пластовой и конденсационной жидкости, содержащейся в их продукции. Установлено, что работа скважин по системе КЛК возможна даже при значительном газожидкостном факторе.

3. Доказана технологическая и экономическая эффективность внедрения системы КЛК на скважинах сеноманских газовых залежей, находящихся на стадии падающей добычи.

Практическая ценность и реализация работы

Автором предложены новые научно-технические решения по оптимизации процессов эксплуатации скважин сеноманских газовых залежей. Результаты проведенных исследований позволили решить следующие практические задачи:

1. На базе разработанных критериев предложены геолого-технические мероприятия, необходимые для возврата в действующий фонд скважин, находящихся в бездействии и консервации, что позволяет обеспечить улучшение дренирования периферийных участков залежи и повысить конечный коэффициент газоотдачи.

2. Обоснована возможность применения системы КЛК в условиях значительного притока подошвенной воды, предложены адресные рекомендации по выбору скважин-кандидатов для перевода на эксплуатацию по данной технологии и определены оптимальные конструкции скважин для конкретных условий эксплуатации на месторождении Медвежье.

3. Разработан алгоритм подбора скважин и выбора оптимальной конструкции для внедрения технологии эксплуатации скважин по системе КЛК. Экономический эффект от внедрения системы KJ1K на одной скважине Медвежьего месторождения оценивается в 90 млн. руб.

Основные результаты исследований вошли в качестве самостоятельных разделов в проектные документы по разработке и отчеты по авторскому сопровождению месторождений ООО «Газпром добыча Надым» и ООО «Газпром добыча Ноябрьск». При непосредственном участии автора выполнены работы: «Технико-экономическое обоснование целесообразности применения технологии эксплуатации скважин с использованием концентрического лифта на месторождении Медвежье» и «Программа капитального ремонта бездействующего и находящегося в консервации фонда сеноманских газовых скважин месторождения Медвежье».

Автор выражает особую благодарность научному руководителю д.г-м.н. А.Н. Лапердину за выбор направления исследований, ценные советы и помощь в ходе научной работы. Искренняя признательность и благодарность к.т.н. И.Е. Якимову, д.т.н. A.B. Кустышеву, д.т.н. В.Н. Маслову, к.э.н. М.И. Мерку-шеву, к.т.н. П.С. Кротову, А.И. Мальцеву, к.ф.-м.н. А.Н. Харитонову, В.Г. При-секину, М.Н. Киселеву, Д.Н. Шемякину, A.A. Михалеву и своим коллегам по коллективу ООО «ТюменНИИгипрогаз» за оказанную помощь при выполнении работы.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Епрынцев, Антон Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. По результатам анализа существующих технологических режимов работы скважин и результатов газодинамических исследований скважин выявлены основные факторы, обуславливающие снижение дебитов скважин ниже критических значений и являющихся причиной самозадавливания: геолого-технологические причины - необходимость ограничения дебита для снижения выноса механических примесей или с целью не допустить превышения максимально-допустимой депрессии на пласт (61 %); интенсивный приток подошвенной воды (19 %); недостаточная скорость потока газа в лифтовых трубах (20 %).

2. На основе анализа результатов промысловых испытаний различных методов решения проблемы самозадавливания скважин газовых месторождений автором разработаны критерии выбора скважин-кандидатов для их внедрения.

3. Сформулированы критерии и предложен алгоритм выбора скважин для проведения мероприятий по выводу из бездействия скважин, расположенных в периферийной зоне, что обеспечит более полное дренирование сеноманских залежей и повысит их газоотдачу.

4. Разработана методика расчета режимов работы скважин, оборудованных концентрическими лифтовыми колоннами, с учетом объема пластовой и конденсационной жидкости, содержащейся в их продукции. При этом установлено, что:

- при поступлении в скважину смеси конденсационных и пластовых вод в объеме около 2 м3/сут по всей длине центральной лифтовой колонны сохраняется кольцевой режим потока, что позволяет производить расчет потерь давления по ее стволу на основе средних термобарических параметров скважины;

- применение ЦЛК диаметром Ду = 73 мм вместо 60 мм позволит уменьшить потери давления по стволу скважины на 0,05 МПа в случае водо-притока конденсационных вод в объеме 200 л/сут; при поступлении в скважину смеси конденсационных и пластовых вод объемом 2000 л/сут снижение потерь составит 0,08 МПа;

- сокращение потерь давления по ЦЛК существенно расширит выбор скважин для внедрения данной технологии, что особенно актуально для скважин с низким давлением входа в шлейф, находящихся на значительном отдалении от дожимной компрессорной станции. Кроме того, использование лифтовых колонн Ду = 73 мм в качестве ЦЛК, в течение достаточно длительного периода эксплуатации позволит осуществлять вынос жидкости не только по ЦЛК, но и по МКП;

- применение ЦЛК диаметром Ду = 89 мм даже при низких пластовых давлениях потребует поддержания достаточно высоких дебитов газа, поэтому на поздних стадиях разработки месторождений при ухудшении продуктивных характеристик скважин нельзя будет гарантировать стабильный вынос жидкости;

- для компоновок системы КЛК Ду=73/127 мм и Ду= 73/114 мм характерна сравнительно малая разница в потерях давления по стволу между МКП и ЦЛК (менее 0,05 МПа), поэтому система очень легко может выйти из регулирования при изменении давления в шлейфе, т.о. данные конструкции являются неприемлемыми.

5. На основе разработанной методики и опыта эксплуатации сеноманских газовых скважин, оборудованных концентрическими лифтовыми колоннами, предложены критерии и алгоритм выбора скважин-кандидатов для внедрения данной технологии.

6. Оценка технико-экономической эффективности внедрения системы КЛК на примере месторождения Медвежье на период с 2011 по 2029 гг., показала, что прирост добычи по одной скважине составит около 305 млн. м газа, формируя чистый доход около 90 млн. руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Епрынцев, Антон Сергеевич, 2012 год

1. Анализ промысловых испытаний технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам: Отчет о НИР / ООО «ВНИИГаз»; руководитель И.В. Шулятиков. Москва, 2009. - 98 с.

2. Архипов Ю.С. Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин / автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук // «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2011. 25 с.

3. Афанасьев А.П., Лапердин А.Н. Оценка возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах // Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области: тр. ВНИИЭгазпрома вып. 10, 1981. - Москва-С. 48-51.

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

5. Брилл Д.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. М. ООО «Библиотека нефтяного инжиниринга»: 2006. - 384 с.

6. Бузинов С.Н. Обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн // Труды ВНИИГАЗа. Проблемы добычи газа (на примере разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения). М.:, 1979. - 206 с.

7. Бузинов С.Н., Шулятиков В.И. Экспериментальные исследования потерь давления в малодебитных газовых скважинах, работающих с жидкостью. Труды «ВНИИГАЗа», 1974. С. 60-69.

8. Васильев Ю.Н., Дубина Н.И. Прогнозирование обводнения газовых скважин конденсатной водой. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 64 с.

9. Гасумов P.A., Минликаев В.З. Повышение и восстановление производительности газовых и газоконденсатных скважин. М.: ООО «Газпром экспо», 2010.-478 с.

10. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П. Кустышев A.B., Дмитрук В.В., Чабаев Л.У. Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. - 208 с.

11. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев A.B., ЛистакМ.В. Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли // Обз. информ. сер.: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007.- 112 с.

12. Государственная экспертиза материалов подсчета запасов свободного газа залежи пласта ПК1 Медвежьего месторождения на 12.02.2008 г. / протокол № 1495 заседания государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ Роснедра). Москва, 2008

13. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. М.: «Наука», 1995. - 523 с.

14. ГукасовН.А., Кучеров Г.Г. Теория и практика добычи газожидкостных смесей. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 306 с.

15. Гукасов H.A., Кучеров Г.Г. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 214 с.

16. Гукасов H.A. Механика жидкости и газа: Учеб. пособие для вузов. -М.: «Недра», 1996. 443 с.

17. Дементьев Л.Ф. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата / Л.Ф. Дементьев, Ю.В Шурубор, В.И. Азаматов и др. М.: «Недра», 1981.-380 с.

18. Дубина Н.И. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 109 с.

19. Дубров Ю.В. Совершенствование технологии и техники эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторожденийавтореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук // «УГ-ТУ», Ухта: 2007. 24 с.

20. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В. и др. Эксплуатация газовых скважин. М.: «Наука», 1995. - 359 с.

21. Ермилов О.М., Гордеев В.Н., Гацолаев A.C. и др. Применение математического моделирования при разработке крупных газовых месторождений Западной Сибири.- Новосибирск.: «СО РАН».- 2003.- 78 с.

22. Ермилов О.М. Добыча газа и газоконденсата в осложненных условиях эксплуотации месторождений / О.М. Ермилов, А.Н. Лапердин; С.И. Иванов; отв. редактор А.Э. Конторович. Новосибирск: «СО РАН», 2007. - 289 с.

23. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин нефтеотдача».-М.: «Грааль», 2002.- 314 с.

24. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.- М.: «РАН, Институт проблем нефти и газа», 2004.- 520 с.

25. ЗейгманЮ.В. Динамика перераспределения нефти и воды в приза-бойной зоне пласта: Монография / Ю.В. Зейгман, В.И. Васильев, Г.И. Облеков, В.М. Демин. Уфа, 1998. - 228 с.

26. Зотов Г.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах / Г.А. Зотов, A.B. Динков, В.А. Черных. М.: «Недра», 1987. - 169 с.

27. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконден-сатных пластов и скважин / Г.А. Зотов, З.С. Алиев. М.: «Недра», 1980, - 380 с.

28. Кашпаров М.М., Конторщикова O.A. Оценка производительности скважин куста / «Газовая промышленность». №3, 2003. - Москва. - С. 44-46.

29. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М.: «Недра», 1968. - 426 с.

30. Коротаев Ю.П., МаргуловР.Д. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Том 1. -М.: «Недра», 1984. - 360 с.

31. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. М.: «Недра», 1975.-415 с.

32. Кротов П.С. Влияние циклической добычи на пластовые условия газовой залежи Вынгапуровского месторождения / П.С. Кротов, И.М. Давлетши-на, A.B. Кононов, A.B. Колмаков // «Наука и ТЭК». № 2, 2011. - Тюмень. -С. 12-14.

33. Крылов А.П., БелашП.М., Борисов Ю.П., БучинА.Н., Воинов В.В. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.- М.: «Гостоптехиз-дат», 1962.- 730 с.

34. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ / Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений.- М.: «Гостоптехиздат», 1957.- С. 116-139.

35. Кустышев A.B. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. М.: ООО «Газпром экспо» , 2010. - 212 с.

36. Лапердин А.Н. Оптимизация рабочих дебитов газовых и газоконденсатных скважин / А.Н. Лапердин, Ю.Ф. Юшков, В.Н. Маслов // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений: Тр. «ВНИИО-ЭНГ». -М.:, 1987. Вып.11. - С. 8-12.

37. Ли Д., Генри Н., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин»/Перев. с английского. М.: ООО «Премиум инжиниринг», 2008.- 384 с.

38. Мамаев В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, Н.И. Семенов и др. М.: «Недра», 1969. - 208 с.

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

40. Масленников В.В., Крылов Г.В., МасловВ.Н. и др. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000.- 243 с.

41. Медко В.В. Промысловые испытания технологии эксплуатации мало-дебитных скважин с закачкой газа в затрубное пространство / В.В. Медко, А.Н. Харитонов, С.Н. Бузинов // «Газовая промышленность». № 11, 2006. -Москва-С. 29-32.

42. Меньшиков С.Н. Особенности эксплуатации газовых скважин медвежьего месторождения / С.А. Варягов, И.В. Мельников, А.Н. Харитонов, Ю.А. Архипов // «Наука и ТЭК». 2011. - № 3. - С. 33-36.

43. Михайлов Н.В. Повышение эффективности эксплуатации газопромысловых объектов Крайнего Севера в осложненных условиях: диссерт. на соиск. ученой степени к.т.н. в форме научного доклада: 25.00.15 / Михайлов Николай Владимирович. Уфа, 1996. - 27 с.

44. Облеков Г.И. Месторождение Медвежье технология диагностики и эксплуатации скважин / Г.И. Облеков, О.М. Ермилов, И.С. Немировский, В.В. Ремизов, М.Н. Середа // «Газовая промышленность». - № 11, 1989. - Москва-С. 28-29.

45. Одишария Г.Э., Точигин A.A. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / Всерос. науч.-исслед. ин-т природных газов и газовых технологий, Ивановский государственный энергетический университет. М., 1998.400 с.

46. Пеливанов Ю.П. Методика оценки объема конденсационной воды, выделяющейся в стволах газовых скважин / Ю.П. Пеливанов, A.C. Епрынцев, П.С. Маслаков, A.B. Нурмакин // «Наука и ТЭК» №5, 2011. - Тюмень. - С. 6162.

47. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения по методу падения пластового давления: Отчет о НИР / «ТюменНиигипрогаз»; руководитель Е.М. Нанивский.- Тюмень, 1987.401 с.

48. Проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; руководитель А.Н. Лапердин. Тюмень, 2010.-615 с.

49. Р Газпром 086-2010: Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть I. / ООО «Газпром экспо». Москва, 2011.-234 с.

50. Р Газпром добыча Надым 012-2011: Рекомендации по назначению технологического режима скважин газового промысла / ООО «Газпром добыча Надым». Надым, 2011. - 33 с.

51. Рындин Е.А. Методы решения задач математической физики / Учебное пособие. Таганрог: «ТРТУ», 2003. - 119 с.

52. Свалов А.М. Механика процессов бурения и нефтегазодобычи. -М.: ООО «Либроком», 2009. 256 с.

53. Симанов Е.С. Применение длинномерных труб в качестве быстродействующих колонн труб / «Время колтюбинга» № 1-2 (027), 2011. - Москва. -С. 38-40.

54. Степанов Н.Г. Влияние растворенного в пластовых водах газа на обводнение газовых залежей: Монография / Н.Г. Степанов, Н.И. Дубина, Ю.Н. Васильев. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 214 с.

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

56. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой.- М.: «Недра», 1990. 267 с.

57. Уэссон Г.Р., Шурсен Д.Л. Удаление воды из газовой скважины через гибкую колонну насосно-компрессорных труб. «Нефть, газ и нефтехимия за рубежом» № 7, 1989. - Москва. - С. 7-11.

58. Шулятиков И.В. Разработка технологии и оборудования для удаления жидкости из скважин / автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук // «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2007. 28 с.

59. Alves, I. N. et at.: "Modeling Annular Flow Behavior for Gas Wells" paper presented at the 1988 Annual Winter Meeting of ASME, Chicago, 27 November-2 December.

60. Ansari, A.M. et. at. "A Comprehensive Mechanistic Model for Two Phase Flow in Wellbores', SPEPF (Vay 1994) 143: Trans., AIME, 297.

61. Aziz, K.: "A Mechanistic Model for Multiphase Flow in Pipes," J. Can. Pet. Tech., 39, 43-55, 2000.

62. Aziz, K., Govier, G.W., and Fogarasi, M.: «Pressure Drop in Wells Producing Oil and Gas», J. Cdn. Pet. Tech. (July-September 1972) 11, 38.

63. Bernea, D.: "A Unified Model for Predicting Flow-Pattern Transition for the Whole Range of Pipe Inclinations", Intl. J. Multiphase Flow (1987) 13, 1.

64. Bird, R.B., Stewart, W.E., and Lightfoot, E.N.: Transport Phenomena", John Whiley & Sons, new York City (1960).

65. Brown, К. E. Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis / К. E. Brown. PennWell Publishing Company, Tulsa, 1983.

66. Caetano, E.F., Shoham, O., and Brill, J.P.: "Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus, Part I: Single-Phase Friction Factor, Taylor Bubble-Rise, Velocity and Flow-Pattern Prediction", J. Energy res. Tech. (March 1992) 114, 1.

67. Colebrook, C.F.: "Turbulent Flow in Pipes With Particular reference to the transition Region Between the Smooth and Rough Pipe Laws" J. inst. Civil Eng. (1939) 11,133.

68. Coleman, S.B., Clay, H.B., McCurdy, D.G., and Norris, H.L. III. "A New Look at Predicting Gas-Well Load Up", Journal of Petroleum Technology, March 1991, pp. 329-333.

69. Davies, R. M. and Taylor, G.: «The Mechanics of Large Bubbles Rising Through Extended Liquids and Through Liquids in Tubes», Proc, Royal Soc, London (1949) 200A, 375.

70. Dodge, N.A.: "Friction Losses in Annular Flow", ASME PN (1964) 63-WA-11.

71. Dumitrescu, D.T.: «Stromumg an Einer Luftblase im Senkrechten Rohr», Z Agnew. Math. Mech. (1943) 23,139.

72. Duns, HJr. and Ros, N.C.J.: «Vertical Flow of Gas and Liquid Mixtures in Wells», Proc, Sixth World Pet. Cong., Tokyo (1963) 451.

73. El-Saden, M.R.: "Heat Conduction in an Eccentrically Hollow, Infinitelly long Cylinder with Internal Heat Generation", J. heat Transfer 91961) 83, 510.

74. Gunn DJ., Darling C.W.W.: "Fluid Flow and Energy Losses in Non-Circular Conduits", Trans., AlChE (1963) 41, 163.

75. Heyda, J.F.: "A Green's Function Solution for the Case of Laminar Incompressible Flow Between Non-Concentric Circular Cylinders", J. Franklin Inst. (January 1959) 267, 25.

76. Knudsen, J.G. and Katz, D.L.: "Fluid Dynamics and Heat transfer", McGraw-Hill Bok Co. Inc., New York City (1958).

77. Lea J. F., Nickens. H. V. Solving Gas-Well Liquid-Loading Prob-lems//SPE 72092 // Journal of Petroleum Technology, April, 2004.

78. Lockhart, R.W. and Martineiii, R.C.: "Proposed Correlation of Data for Isothermal Tow-Component Flow in Pipes", Chem. Eng. Prog. (1949) 45. 39.

79. Lopes, J.C.B, and Dukler, A.E.: "Droplet Entrainment in Vertical Annular Flow and its Contribution to Momentum Transfer", AIChE J. (1986) 32, 1500.

80. Nikuradse, J.: "Forschungsheft" (1933) 301.

81. Redberger, P.J. and Charles, M.E.: "Axial Laminar Flow in a Circular Pipe Containing a Fixed Eccentric Core", Cdn. J. Chem. eng. (1962) 40, 148.

82. Snyder, W.A. and Goldstein, G.A.: "An Analysis of Fully developed laminar Flow in Accentric", AlChE J. (1965) 11, 462.

83. Taitel, Y.M., Barnea, D., Dukler, A.E.: "Modeling Flow Pattern Transitions for Steady Upward Gas-Liquid Flow in Vertical Tubes", AIChE J. (1980) 26, 345.

84. Turner, R.G., Hubburd, M.G., and Dukler, A.E. "Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells", Journal of Petroleum Technology, Nov. 1969. pp. 1475-1482.

85. Wallis, G.B.: "One Dimensional Two-Phase Flow", McGraw-hill Book Co. Inc., New York City (1969).

86. Whalley, P.B. and Hewitt, G.F.: "The Correlation of Liquid Entrainment Fraction and Entrainment Rate in Annular Two-Phase Flow, UKAEA Report, AERE-R9187, Harwell, U.K. (1978).

87. Winkler, H.W.: "Single and Two-Phase Vertical Flow Trought 0.996x0.625-Inch Fully Eccentric Plain Annular Configurations', PhD dissertation, U. of Texas, Austin, Texas (1968).