Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Николаев, Олег Валерьевич

• Николаев, Олег Валерьевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Николаев, Олег Валерьевич

Обозначения

Введение

1. Проблемы эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений и их решения на современном этапе Ю

1.1. Обводнение низкодебитных газовых скважин

1.2. Современные представления о закономерностях вертикальных двухфазных потоков применительно к эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями

3.3. Сравнение с опубликованными экспериментальными результатами

3.6. Механизм возникновения дополнительных потерь за счет наличия в потоке жидкости

1.3. Существующие методики расчета технологического режима работы газовых скважин с водопроявлениями

2. Экспериментальные исследования вертикальных газожидкостных потоков на Стенде по отработке технологии эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений

2.1. Принципиальная схема Стенда

2.2. Методика экспериментальных работ, параметры измерительных приборов и функциональная схема Стенда

2.3. Анализ точности измерительной схемы

3. Результаты экспериментальных исследований и их анализ

3.1. Обоснование автомодельных параметров

3.2. Результаты экспериментальных исследований потерь давления в вертикальных газожидкостных потоках в трубах разного диаметра

3.4. Анализ применимости квазигомогенной модели для описания восходящих вертикальных двухфазных потоков

3.5. Анализ влияния расхода жидкости на потери давления. Уточнение набора автомодельных параметров

3.7. Составление по экспериментальным данным модели для расчета ^ двухфазных потоков при малых содержаниях жидкости и больших диаметрах труб

4. Примеры расчетов работы скважин, УКПГ и ПХГ

4.1. Расчет режима работы газовой скважины с водопроявлениями

4.2. Влияние воды в продукции газовой скважины на ее работу

4.3. Сравнение полученных данных с оценочными расчетами по формулам для минимальной скорости газа

4.4. Сравнение полученных результатов с расчетами по программе Eclipse

4.5. Прогнозирование задавливания скважины водой

4.6. Расчет работы ПХГ

4.7. Расчет технологического режима работы скважин

5. Технологии для эксплуатации скважин в условиях их задавливания водой

5.1. Уменьшение диаметра лифтовой колонны (замена НКТ)

5.2. Снижение устьевого давления

5.3. Газлифт

5.4. Эксплуатация скважины по концентрическому лифту

5.5. Закачка в затрубье сухого газа 132 Основные выводы 134 Список литературы

ОБОЗНАЧЕНИЯ

Ниже приводятся наиболее часто используемые обозначения, используемые в диссертационной работе. Нижние индексы ж, г или см при параметре относят данный параметр к жидкой фазе, газовой фазе или смеси. Нижние индексы пл, уст, раб относятся к условиям в пласте, на устье или рабочим. Нижний индекс 0 по умолчанию относится к стандартным условиям. а, Ь - коэффициенты фильтрационного сопротивления в уравнении притока газа к забою скважины;

Б, с! - диаметр трубы;

§ - ускорение свободного падения; в - объемный расход газа при рабочих условиях;

Ь - длина трубы; линейный масштаб; р - давление;

С> - дебит или расход газа; qж - объемный расход жидкости;

Б - площадь поперечного сечения трубы;

Т - абсолютная температура;

V - объем; и - среднерасходная скорость газа, приведенная к площади поперечного сечения трубы; wж - среднерасходная скорость жидкости, приведенная к площади поперечного сечения трубы;

- водогазовый фактор; х - коэффициент сверсжимаемости газа; 7«У* - модифицированный параметр Фруда по газу; г - безразмерные потери давления на трение; X - коэффициент гидравлического сопротивления трубы; Р - расходное объемное содержание; р - истинное объемное содержание; р- плотность; о, - коэффициент динамической вязкости; V - коэффициент кинематической вязкости; ст - коэффициент поверхностного натяжения.

Помимо приведенных основных обозначений в работе фигурируют дополнительные обозначения, которые определяются в работе по мере их использования.

Поскольку в промысловой и лабораторной измерительной практике традиционно применяются системы единиц измерения физических величин, отличающиеся от международной системы СИ, эти отраслевые системы используются также и в настоящей работе (например, дебит газовых скважин измеряется в тыс.м /сут., пластовое давление в ряде случаев измеряется в атмосферах, перепад давления на измерительной колонне - в сантиметрах водного столба и т.д.). Для каждой конкретной физической величины указываются единицы ее измерения, а при использовании результатов экспериментов для промысловых расчетов или составления универсальных безразмерных соотношений осуществляется перевод одних единиц измерения в другие.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах»

Актуальность темы

В общей добыче природного газа ОАО «Газпром» последние десятилетия преобладающую часть составляет сеноманский газ месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. К настоящему времени основные запасы уникальных по запасам месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, уже выработаны. Естественно, что важнейшей задачей предприятий «Общества» является максимально полное извлечение из недр этих гигантов остаточных запасов газа, оцениваемых в несколько триллионов кубометров.

Однако доразработка этих месторождений связана с необходимостью адекватного решения комплекса проблем, возникающих на завершающей стадии отбора газа из продуктивного пласта. Они обусловлены снижением продуктивности добывающих скважин вследствие падения пластового давления, уменьшения фазовой газопроницаемости призабойной зоны коллектора в результате насыщения конденсационной и пластовой водой, неполного выноса жидкости из ствола скважины. При этом следует учитывать специфику отбора газа из продуктивного пласта на западносибирских месторождениях через систему скважин с эксплуатационными колоннами больших диаметров и кустовую компоновку групп скважин. Свой отпечаток накладывают суровые климатические условия, чем обусловлено наличие в разрезе осадочной толщи многолетнемерзлых пород.

В связи с этими особенностями месторождений Западной Сибири существующие методики расчетов технологического режима газовых скважин с водопроявлениями нуждаются в уточнении, поскольку для наиболее полного извлечения газа из недр необходимо поддержание работоспособности фонда эксплуатационных скважин.

Таким образом, создание методики расчетов режимов работы скважин на завершающей стадии эксплуатации уникальных газовых месторождений Западной Сибири является актуальной исследовательской задачей.

Цель работы

Разработать модель и обосновать методику расчета режима работы газовых скважин на завершающей стадии разработки применительно к условиям сеноманских залежей месторождений Западной Сибири на основе экспериментальных исследований вертикальных газожидкостных потоков с малым значением водогазового фактора в трубах большого диаметра, обобщения опыта использования существующих методик и анализа результатов промысловых исследований.

Основные задачи

1. Сравнительный анализ существующих методик расчета режимов работы газовых скважин при наличии в продукции воды и оценка степени их применимости к условиям сеноманских залежей на завершающей стадии разработки.

2. Анализ и обобщение результатов промысловых исследований скважин газовых месторождений Западной Сибири.

3. Усовершенствование стенда для исследования вертикальных потоков водогазовых смесей с целью расширения его возможностей, создание и отработка методики экспериментальных работ.

4. Проведение экспериментальных исследований на Стенде для условий завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Западной Сибири.

5. Создание математической модели вертикальных газожидкостных потоков и обобщение результатов экспериментов с использованием этой модели.

6. Обоснование и апробация методики расчета технологических режимов работы скважин с водопроявлениями.

Методы исследования

1. Сравнительный анализ существующих методик расчета режимов скважин с двухфазным потоком в стволе.

2. Стендовые исследования с использованием методов теории планирования эксперимента и методов подобия.

3. Математическая обработка данных лабораторных и промысловых исследований.

4. Методы численных решений дифференциальных уравнений и программирования.

5. Аналитическое обобщение результатов экспериментов с использованием методов теории движения смесей в вертикальных трубах и результатов численных решений.

Научная новизна

На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты:

Получены новые экспериментальные данные о газожидкостных потоках в вертикальных трубах большого диаметра (до 15,3 см) при малых

3 3 значениях водогазового фактора (от 0,1 до 20 см /м ) для условий завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера. Экспериментально показано, что квазигомогенная модель, применяемая в настоящее время для описания вертикальных газожидкостных потоков, имеет ограниченное применение при низких значениях водогазового фактора. Приведено обоснование формулы для расчетов технологических режимов газовых скважин с водопроявлениями, основанной на полученных экспериментальных результатах. Предложен безразмерный параметр подобия, характеризующий вклад жидкой фазы в общие потери давления вертикальных газожидкостных потоков с малым содержанием жидкости в трубах большого диаметра. Показано, что в устойчивой области движения двухфазной смеси этот параметр подобия в совокупности с двумя другими, известными ранее, однозначно определяет потери давления.

Уточнены на основе экспериментальных данных алгоритмы расчета потерь давления в газовых скважинах с водопроявлениями, рабочего дебита и минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой и конденсационной воды. На основе экспериментальных данных предложена методика расчета режимов работы газовых скважин с водопроявлениями, позволяющая с большей точностью (по сравнению с существующими методиками) прогнозировать технологические показатели.

Основные защищаемые положения

1. Экспериментальные зависимости потерь давления от расходных характеристик вертикальных газожидкостных потоков с малым

3 3 содержанием жидкости (от 0,1 до 20 см Чы3) в трубах большого диаметра (до 15,3 см), моделирующих условия эксплуатации сеноманских скважин Западной Сибири на поздней стадии разработки.

2. Математическая модель расчета потерь давления в стволе газовой скважины с водопроявлениями для условий разработки сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера.

3. Усовершенствованная методика определения режима работы скважины при отборе водогазовой смеси и разработанный на ее базе программный комплекс для расчета технологических показателей эксплуатации газовых скважин применительно к условиям сеноманских залежей месторождений Западной Сибири.

Практическая ценность полученных результатов

Полученные экспериментальные результаты и разработанные на их основе методики применяется:

• для расчета технологического режима работы скважин с водопроявлениями;

• для прогнозирования условий работы скважин в завершающий период разработки газового месторождения или в конце сезона отбора на ПХГ;

• для оценки эффективности применения технологий эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями;

• для составления рекомендаций по выбору оптимальной технологии эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями;

• для оперативного определения режима работы газовых промыслов и ПХГ с учетом наличия жидкости в продукции скважин.

Созданные в процессе выполнения работы расчетные модели использовались в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для проведения расчетов по месторождениям Медвежье, Ямбургское и Уренгойское.

Использование результатов работы

Результаты работы использованы при подготовке нормативных документов:

• Стандарт организации ООО «Газпром добыча Надым» «Выбор режимов работы скважин на месторождении Медвежье на основании экспериментальных исследований газожидкостных потоков» (ВНИИГАЗ, 2010 г.), а при также при научном обосновании методов прогнозирования работы газовых скважин на завершающей стадии разработки в материалах отчетов

• «Совершенствование технологий и технических средств эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром», в том числе с падающей добычей и сложными горно-геологическими условиями»

• «Оптимизация режимов работы самозадавливающихся газовых скважин на поздней стадии разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения»

• «Разработка рекомендаций по режимам работ скважин на месторождении Медвежье на основании исследований газожидкостных потоков на специализированном стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

• «Авторское сопровождение проекта разработки сеноманской газовой залежи Ямбургского месторождения».

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Николаев, Олег Валерьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Для разработки газовых месторождений на поздней стадии характерным является задавливание скважин водой, что обусловлено в первую очередь уменьшением энергии пластового газа по мере выработки месторождения. Особенностями месторождений Крайнего Севера, с одной стороны, являются значительный слой вечномерзлых пород, что приводит к охлаждению газового потока на пути от забоя к устью и выпадению вследствие этого конденсационной воды в стволе скважины, и большие диаметры насосно-компрессорных труб эксплуатационных скважин, следствием чего являются низкие значения скоростей газового потока. С другой стороны, огромные остаточные запасы газа диктуют необходимость изучения и разработки специальных технологий эксплуатации газовых скважин в этих условиях.

2. Впервые проведены лабораторные экспериментальные исследования вертикальных газожидкостных потоков в условиях, близких к реально наблюдаемым при эксплуатации скважин сеноманских залежей газовых месторождений Крайнего Севера по уровню давлений, величине дебитов газа и жидкости и диаметрам труб.

3. Определен набор безразмерных автомодельных параметров, однозначно определяющих характеристики вертикальных двухфазных потоков для условий сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера. Впервые получен новый безразмерный параметр Ви, который определяет вклад жидкой фазы в величину потерь давления.

4.На базе полученных экспериментальных результатов разработана математическая модель для расчета режима работы газовых скважин с водопроявлениями в условиях месторождений Крайнего Севера, включающая использование впервые трех безразмерных параметров автомодельности процессов.

5.Выполнен анализ влияния содержания жидкости в газовом потоке на работу скважины, проведены расчеты работы скважин с водопроявлениями, включая работу группы скважин, объединенных в одну УКПГ, а также ПХГ на завершающем этапе отбора газа. Анализ позволяет сделать вывод, что на завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера расчеты технологического режима работы скважин необходимо проводить по корреляциям, основанным на специальных экспериментах, подобным проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

6.Расчетами технологических режимов эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями, таких как замена НКТ, ввод дополнительной ДКС, газлифт, совместная эксплуатация скважины по НКТ и межколонному пространству, показано, что выбор технологического решения зависит от конкретных условий работы скважины.

7.Обоснован алгоритм адекватного выбора технологии эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями для предотвращения негативных последствий самозадавливания скважин водой и обеспечения проектных показателей разработки, включая в первую очередь конечный коэффициент извлечения газа.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Николаев, Олег Валерьевич, 2012 год

1. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. - 279 с.

2. Арманд A.A. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе // Гидравлика и теплообмен при кипении в котлах высокого давления. М.: Изд. АН СССР, 1955. - С.21-34.

3. Ахмедов Б.Г. Оптимизация технологического режима работы газовых скважин с водопроявлениями: Дис . канд.техн.наук-М., 1982. 185 с.

4. Ахмедов Б.Г., Бузинов С.Н. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1980, вып.Ю. 37 с

5. Багдасаров В.Г. Теория, расчет и практика эргазлифта. -М., 1947.-348 с.

6. Барашкин Р.Л., Надирадзе И.А., Попадько В.Е., Самарин И.В., Сахаров В.А. Газлифтные скважины. Способы эксплуатации, модели газожидкостных потоков и методики гидравлических расчетов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 56 с.

7. Басниев К.С., Кононов В.И., Тер-Саакян Ю.Г., Каприелов К.Л., Ермилов О.М., Чугунов Л.С. Эксплуатация крупных месторождений Крайнего Севера на завершающей стадии // Газовая промышленность. -2000. № 4. - С. 20-22.

8. Белов И.Г. Теория и практика периодического газлифта. М.: Недра, 1975. - 144 с.

9. Бикбулатов С.М., Пашали A.A. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины // Нефтегазовое дело. -2005. С. 14-16.

10. Болтенко Э.А., Смирнов Ю.А., Болтенко Д.Э. Методы и средства для определения характеристик двухфазного потока в области дисперсно-кольцевого режима течения // Теплоэнергетика. 2002. - № 3. - С. 17-22.

11. Брилл Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.

12. Бузинов С.Н. Обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн // Проблемы добычи газа. М.: ВНИИГАЗ, 1979. - С. 117-125.

13. Бузинов С.Н., Бородин С.А, Пищухин В.М., Харитонов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. Экспериментальные исследования движения двухфазных систем в газовых скважинах // Георесурсы. 2010. - № 4. - С. 63-66.

14. Бузинов С.Н., Гереш Г.М., Бородин С.А., Михайлов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. О формуле для расчета потерь давления в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений" // Газовая промышленность. 2011. - № 12.

15. Бураков Ю.Г., Соколов В.А. Математическое моделирование работы установки циклического газлифта в режиме вынужденных колебаний // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2008. - 80 с.

16. Бычкова O.A. Разработка методики расчета параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости в морских трубопроводах: Дис . канд. техн. наук. М., 2009. - 101 с.

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

18. Витман J1.A., Кацнельсон Б.Д., Палеев И.И. Распыливание жидкости форсунками. М.: Госэнергоиздат, 1962. - 265 с.

19. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ. -Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1977. 27 с.

20. Выбор режимов работы скважин на месторождении Медвежье на основании экспериментальных исследований газожидкостных потоков. Стандарт организации ООО «Газпром добыча Надым». М.: ВНИИГАЗ, 2010.-35 с.

21. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие. М.: Недра, 1988. - 575 с.

22. Глухенький А.Г. Разработка методов повышения эффективности эксплуатации системы "пласт скважина - шлейф - ДКС - УКПГ" на газовых промыслах Крайнего Севера: Дис . канд. техн. наук. - Надым, 2008. - 179 с.

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

24. Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А., Нанивский Е.М., Ремизов В.В. Технология разработки крупных газовых месторождений. М.: Недра, 1990. - 302 с.

25. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 400 с.

26. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. М.: Недра, 1994. - 240 с.

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

28. Грон В.Г., Сахаров В.А. Исследование газожидкостного подъемника. -М.: МИНГ, 1986. 69 с.

29. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973 .-240 с.

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

31. Гукасов H.A., Кучеров Г.Г. Теория и практика добычи газожидкостных смесей. М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2005. - 307 с.

32. Диб Айман Реда. Разработка методики расчета параметров работы скважин при периодическом газлифте: Дис . канд. техн. наук. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2000. - 103 с.

33. Дикамов Д.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки: Дис . канд. техн. наук. М.: ВНИИГАЗ, 2011 г. - 102 с.

34. Динариев О.Ю., Николаев О.В. Релаксационные явления при фильтрации плотного газа // Известия АН СССР, МЖТ. 1991. - № 1. - С. 105-113.

35. Дубина H.H. Прогнозирование обводнения продуктивных пластов сеноманских отложений на завершающей стадии разработки: Дис . канд. техн. наук. - Москва, 2002. - 156 с.

36. Дубров Ю.В. Совершенствование технологии и техники эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений: Дис . канд. техн. наук. Ухта, УГТУ, 2007. - 190 с.

37. Дудов А.Н. Совершенствование технологий эксплуатации скважин и подготовки природного газа на поздней стадии разработки крупных газовых месторождений: Дис . канд. техн. наук. Новый Уренгой, 2001. - 269 с.

38. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В., Чугунов JI.C. Эксплуатация газовых скважин. М.: Наука, 1995. - 360 с.

39. Ермилов О.М., Дегтярев Б.В., Курчиков А.Р. Сооружение и эксплуатация газовых скважин в районах Крайнего Севера: Теплофизические и геохимические аспекты. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2003. - 223 с.

40. Ермилов О.М., Лапердин А.Н., Иванов С.И. Добыча газа и газоконденсата в осложненных условиях эксплуатации месторождений. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. 291 с.

41. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.: Наука, 1996. - 541 с.

42. Зотов Г.А. Что такое рациональная энергосберегающая разработка месторождений природного газа? // Газовая промышленность. 2000. - № 1. -С. 8- 11.

43. Иванов С.И. Особенности разработки, освоения и эксплуатации газоконденсатных месторождений на завершающей стадии. М.: Недра, 2005.-247 с.

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

45. Истомин В.А., Квон В.Г. Методика и результаты расчета двухфазных равновесий природного газа с конденсированными водными фазами // Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера. -М.: ВНИИГАЗ, 1995. С. 180-204.

46. Казаков Б.О. Оптимизация технологического процесса удаления жидкости из газовых скважин с применением поверхностно-активных веществ: Дис . канд. техн. наук. Москва, 1986. - 184 с.

47. Козлов Б.К. Режимы и формы движения воздуховодяной смеси в вертикальной трубе // Гидравлика и теплообмен при кипении в котлах высокого давления. М.: Изд. АН СССР, 1955. - С. 11 - 20.

48. Коротаев Ю.П. Влияние жидкости на движение газа по вертикальным трубам // Коротаев Ю.П., Избранные труды в 3-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1996. - С. 35-54.

49. Коротаев Ю.П. К вопросу о газонасыщенности при движении газожидкостных смесей по вертикальным, наклонным и горизонтальным трубам // Коротаев Ю.П., Избранные труды в 3-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1996. - С. 72-78.

50. Коротаев Ю.П. Лабораторные исследования работы газовых скважин с жидкостью на забое // Коротаев Ю.П., Избранные труды в 3-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1996. - С. 263 - 281.

51. Крылов Г.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2005. - 392 с.

52. Кучеров Г.Г. Методика гидродинамического анализа движения потока в стволе газоконденсатной скважины при промысловых исследованиях: Дис . канд. техн. наук. Москва, 2001. - 168 с.

53. Кутателадзе С. С. Анализ подобия и физические модели. -Новосибирск: Наука, 1986. 296 с.

54. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976. - 296 с.

55. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Физматлит, 1959. - 700 с.

56. Ли Д., Никенс Г., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.

57. Лутошкин Г.С. Исследование влияния вязкости жидкости и поверхностного натяжения системы "жидкость-газ" на работу эргазлифта: Дис . канд. техн. наук. М.: ВНИИ, 1956. - 173 с.

58. Мазанов C.B. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин: на примере месторождений Крайнего Севера: Дис . канд. техн. наук. Ставрополь, 2006. - 161 с.

59. Мамаев В. А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И., Точигин A.A. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1969. - 208 с.

60. Мае л ов В.H. Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири: Дис . канд. техн. наук. Тюмень, 2007. - 392 с.

61. Медко В.В. Технология удаления жидкости из газовых скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров: Дис . канд. техн. наук. М., 2007. - 144 с.

62. Меньшиков С.И., Лапердин А.Н., Ермилов О.М., Морозов И.С. Эксплуатация объектов газодобычи на поздней стадии разработки // Газовая промышленность. 2010 г. - Спец. выпуск "РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина - 80 лет". - С. 40 - 44.

63. Метод определения минимально необходимой скорости выноса жидкой фазы с забоя скважины и прогнозирование изменения ее на последующие этапы разработки: Отчет о НИР / Коми филиал ВНИИГАЗа; Руководитель Долгушин Н.В.; № РГ 0188.0029281. Ухта, 1988. - 40 с.

64. Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Глухенький А.Г., Мельников И.В., Шулятиков И.В. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождений // Газовая промышленность. -2010.-№2.-С. 76-77.

65. Михайлов Н.В. Комплекс мероприятий по улучшению условий эксплуатации газопромысловых объектов сеноманских залежей Крайнего Севера // Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера. М.: Недра, 1997. - С. 145-153.

66. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 816 с.

67. Мукерджи X. Производительность скважин. М.: 2001. - 183 с.

68. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. М.: ГНТИНЛ, 1949. - 451 с.

69. Муравьев В.М., Ямпольский В.И. Основы газлифтной эксплуатации скважин. М.: Недра, 1973. - 186 с.

70. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Часть 1. - М.: Наука, 1987. - 464 с.

71. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Часть 2. - М.: Наука, 1987.-360 с.

72. Николаев О.В. Аппроксимация Паде применительно к численной обработке результатов лабораторных экспериментов // Повышение эффективности систем и разработки месторождений природного газа. М.: ВНИИГАЗ, 1988. - С. 98-103.

73. Николаев О.В. Влияние микроструктуры пористой среды на фильтрационные параметры // Разработка газовых месторождений с АВПД. -М.: ВНИИГАЗ, 1985. С. 20-27.

74. Николаев О.В. Отклонения от закона Дарси в условиях ламинарного режима фильтрационного потока // Технологические проблемы освоения газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИГАЗ, 1986. С. 121-128.

75. Николаев О.В., Динариев О.Ю. Релаксационные явления в насыщенных пористых средах при нестационарной фильтрации жидкостей иплотных газов // Проблемы нефтегазового комплекса забота молодых. - М.: ВНИИГАЗ. - 1990. - С. 94.

76. Николаев О.В., Николаев В.А. Влияние эффектов релаксации на извлечение углеводородов из пласта при разработке газоконденсатного месторождения. Газовая промышленность. - 2011. - № 2. - С. 12-14.

77. Одишария Г.Э., Толасов Ю.А., Клапчук О.В. Область существования и истинное газосодержание при восходящем кольцевом режиме течения в трубах // Разработка газовых месторождений, транспорт газа. М.: ВНИИГАЗ, 1974. - Вып.З. - С. 128 - 138.

78. Одишария Г.Э., Точигин A.A. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 398 с.

79. Патент РФ N 48581. Установка для моделирования натурных условий работы скважин газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений / Тер-Саркисов P.M., Бузинов С.Н., Шулятиков И.В. и др. Приоритет 13.05.2005; Опубликован 27.10.2005, BHN 30.

80. Пирвердян H.A. Определение гидравлических сопротивлений газожидкостных потоков с учетом реальных свойств жидкости и газа для широкого диапазона газосодержания и различных структур потока: Дис . канд. техн. наук. Баку, 1984. - 122 с.

81. Поваров И.А., Валюшкин A.A. О возможности эксплуатации обводненных газовых скважин // Экспресс-Информация. Серия "Геология, бурение и разработка газовых месторождений". - М.: ВНИИЭГазпром, 1982. -Вып. 21.-С. 1 -5.

82. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера / Под ред. проф. Вяхирева Р.И. // Сб. научных трудов. М.: Недра, 1997. - 655 с.

83. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1977. - 184 с.

84. Рачинский М.З. Конденсационные воды газовых и газоконденсатных залежей. М.: Недра, 1981. - 84 с.

85. Ремизов В.В., Крылов H.A., Иванова Н.Г. Запасы месторождений, ожидаемых к открытию в сеноманском комплексе Западной Сибири // Газовая промышленность. 2001. - № 1. - С. 77-80.

86. Ротов A.A., Трифонов A.B., Сулейманов В.А., Истомин В.А. Моделирование работы газового промысла как единой термогидравлической системы // Газовая промышленность. 2010. - № 10. - С. 46 - 49.

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

88. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. М.: Наука, 1977.-440 с.

89. Сиротин A.M., Смирнов B.C., Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Шулятиков В.И. Приоритетные технологии и техника эксплуатации скважин // Газовая промышленность. 1998. - № 8. - С. 46 - 48.

90. Совершенствование систем разработки, добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера / Под ред. проф. Вяхирева Р.И. М.: Наука, 1996.-415 с.

91. Телетов С.Г. Об обработке в безразмерных величинах опытных данных по паро- и газожидкостным смесям и о методике эксперимента // Гидродинамика и теплообмен при кипении в котлах высокого давления. М.: Изд. АН СССР, 1955. - С. 46 - 64.

92. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999.-659 с.

93. Тер-Саркисов P.M., Амурский Г.И., Степанов Н.Г. Классификация извлекаемых остаточных запасов газа // Газовая промышленность. 2000. -№ 12. - С. 32-33.

94. Тер-Саркисов P.M., Илатовский Ю.В., Бузинов С.Н. и др. Особенности добычи низконапорного газа // Газовая промышленность. 2005. - № 11. - С. 67-71.

95. Тер-Саркисов P.M., Сулейманов P.C., Бузинов С.Н. и др. Новый этап в изучении газожидкостных потоков в вертикальных трубах // Газовая промышленность. 2006. - № 3. - С. 64 - 67.

96. Тер-Саркисов P.M., Цыбульский П.Г., Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г. Особенности освоения Уренгойского месторождения // Газовая промышленность. 2000. - № 4. - С. 22 - 24.

97. Ткач Г. Определение оптимальных условий движения газожидкостных смесей в системе забой выкидная линия (применительно к фонтанным и газлифтным скважинам): Дис . канд. техн. наук. -М.: 1984. - 172 с.

98. Толмачев Д.В. Условия эффективной эксплуатации ПХГ при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин: Дис . канд. техн. наук. М., 2007. - 150 с.

99. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: Мир, 1972. - 440 с.

100. Федосеев А. В. Газлифтная эксплуатация глубоких газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений: Дис . канд. Техн. наук. М.: ВНИИГАЗ, 1992. - 201 с.

101. Фукс H.A. Испарение и рост капель в газообразной среде. М.: Изд. АН СССР, 1958.-93 с.

102. Ходжаев В.В. Совершенствование технологии эксплуатации газовых скважин с наличием жидкой фазы на забое: на примере Уренгойского месторождения: Дис . канд. техн. наук. Уфа, 2008. - 127 с.

103. Хьюитт Дж., Холл-Тэйлор Н. Кольцевые двухфазные течения. М.: Энергия, 1974. - 408 с.

104. Чикайса Финлай Дарио. Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника: Дис . канд. техн. наук. -Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003. 87 с.

105. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках. -М.: Недра, 1986. 204 с.

106. Шестакова А.В. Технологические параметры эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений // Газовая промышленность.-2011.-№2.-С. Ю-11.

107. Шулятиков И.В. Разработка технологии и оборудования для удаления жидкости из скважин: Дис . канд. техн. наук. Москва, 2007. - 112 с.

108. Юдов Ю.В. Особенности моделирования гидродинамики расслоенного и дисперсно-кольцевого режимов течения двухфазного потока в расчетном коде КОРСАР // Теплоэнергетика. 2002. - № 11. - С. 30 - 35.

109. Aziz К., Govier G.W., Fogarasi М. Pressure Drop in Wells Predicting Oil and Gas // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1972. - July-September. - P.3 8.

110. Chupin G., Ни В., Haugset Т., J.Sagen, M.Claudel. Integrated Wellbore/Reservoir Model Predicts Flow Transients in Liquid-Loaded Gas Wells. SPE 110461. - P. 1-11.

111. Coleman S.B., Clay H.B., McCurdy D.G., Lee Norris III H. A New Look at Prediction Gas-Well Load-Up // Journal of Petroleum Technology. 1991. -March. - P. 329 - 333.

112. Duns, H., Jr. Ros, U.C.J.: Vertical flow of gas and liquid mixtures in wells // Proc. 6th World Petri. Congress. Frankfurt. - 1963. - Sect. II. - P. 451 - 465.

113. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental Study of Pressure Gradients Occuring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits // Journal of Petroleum Technology . 1965. - April. - P. 475 - 484.

114. Hughmark G.A., Pressburg B.S. Holdup and Pressure Drop With Gas-Liquid Flow in a Vertical Pipe // A.I.Ch.E. Journal. Vol. 7. - № 4. -1961. - December. -P. 677 - 682.

115. Gill L.E., Hewitt G.E., Lacey P.M.C. Sampling probe studies of the gas core in annular two-phase flow. II. Studies of the effect of phase flowrates on phase and velocity distribution // Chem. Eng. Sci. 1964. - V.19. - P.665.

116. Ilobi M.I., Ikoku C.U. Minimum Gas Flow Rate for Continuous Liquid Removal in Gas Wells // SPE 10170. 56-th Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the SPE, Texas, October 5-7, 1981.

117. Lea J.F., Tighe R.E. Gas Well Operation With Liquid Production // SPE 11583. Production Operation Symposium, Oklahoma, 1983. - P. 307 - 319.

118. Moltz A.K. Predicting Gas Well Load-Up Using System Analysis // SPE 24860. 67-th Annual Technical Conference and Exhibition of SPE, Washington, 1992. - P. 983 - 988.

119. Orkiszewski J. Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical Pipe // Journal of Petroleum Technology. 1967. - June. - P. 829-838.

120. Oudeman P. Improved Prediction of Wet-Gas-Well Perfomance // SPE Production Engineering, August, 1990. P. 212-216.

121. Petalas N., Aziz K. A Mechanistic Model for Stabilized Multiphase Flow in Pipes // Petroleum Engineering Department. -Stanford University. 1997. -August.

122. Turner R.G, Hubard M.G., Dukler A.E. Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for Continuous removal of Liquids from Gas Wells // Journal of Petroleum Technology. 1969. - November. - 1475 Trans. AIME, 246.

123. Turner R.G. Liquid Removal from Gas Wells // 1970 European Gas Seminar. 28 p.

124. VFPi User Course. Schlumberger. - GeoQuest. - 1999. - 90 p.