Совершенствование научно-методических подходов к проектированию разработки месторождений природного газа в условиях арктического шельфа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.18, кандидат наук Захаров Антон Иванович

• Захаров Антон Иванович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Захаров Антон Иванович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ МЕТОДОЛОГИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОБСКОЙ ГУБЫ

1.1 Особенности освоения месторождений Обской губы

1.2 Анализ основных технико-технологических решений по разработке месторождений Каменномыское-море и Северо-Каменномысское

1.3 Методические подходы к проектированию разработки морских месторождений

1.3.1 Методические подходы к обоснованию зоны разбуривания

залежи

1.3.2 Методические подходы к обоснованию производительности скважин

1.3.3 Методические подходы к обоснованию технологических

схем обустройства

1.4 Обоснование целесообразности совершенствования методических подходов к проектированию разработки месторождений арктического шельфа

1.5 Выводы по Главе

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ОПЫТА РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ

ЗАЛЕЖЕЙ СУХОПУТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АНАЛОГОВ

2.1 Выбор группы сухопутных месторождений-аналогов для исследования

2.2 Геолого-геофизическая характеристика

2.3 Основные технико-технологические решения

2.4 Анализ истории разработки сеноманских залежей

2.5 Обводнение сеноманских залежей

2.6 Выводы по Главе

ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3.1 Общие положения по проектированию разработки морских месторождений

3.2 Метод оценки степени разбуренности сеноманской газовой

залежи морского месторождения

3.3 Метод обоснования длины ствола скважины в продуктивном интервале

3.4 Метод обоснования рациональной глубины спуска НКТ в горизонтальную газовую скважину

3.5 Выводы по Главе

ГЛАВА 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ ПОДХОДОВ К

ОБОСНОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В АКВАТОРИИ ОБСКОЙ И ТАЗОВСКОЙ ГУБ

4.1 Общие положения по обоснованию технологических схем освоения морских месторождений

4.2 Методические подходы к прогнозирования технологических показателей разработки морских месторождений

4.3 Обоснование принципа поиска эффективных технологических схем освоения газовых залежей морских месторождений

4.4 Экономические аспекты проектов освоения морских газовых месторождений

4.6 Выводы по Главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Освоение месторождений природного газа сопряжено с необходимостью комплексного решения технических, технологических и экологических проблем. Одним из осложняющих факторов при проектировании разработки месторождений арктического шельфа являются суровые природно-климатические условия, в том числе связанные с тяжелой ледовой обстановкой.

Основным отличием освоения морского месторождения является его обустройство и дополнительные ограничения на размещение забоев скважин. В связи с этим, важнейшим вопросом в проектировании разработки морского месторождения является обоснованный выбор схем размещения и конструкции скважин.

Обустройство месторождения в условиях открытого моря предполагает размещение технологического оборудования на ограниченной площади верхнего строения платформы (ВСП). Требования, предъявляемые к массогабаритным характеристикам ВСП, обуславливают уникальность применяемого оборудования, а, следовательно, его стоимость.

Весьма актуальным направлением исследований является поиск и обоснование выбора проектных решений по разработке и эксплуатации морского месторождения с учетом особенностей его обустройства. Очевидна тесная взаимосвязанность проектных решений по разработке и обустройству морского месторождения, определяющая формирование общей концепции его освоения на основе результатов комплексных исследований функционирования единой системы «пласт - скважина - установка комплексной подготовки газа - дожимная компрессорная станция» («пласт - скважина - УКПГ - ДКС»). Поэтому дальнейшее развитие научно-методических подходов к проектированию разработки морских месторождений природного газа, в условиях ограниченной возможности внесения корректив в проектные решения в процессе их эксплуатации, приобретает особую важность.

Разработанность темы диссертации

С начала прошлого столетия вопросам проектирования разработки месторождений природного газа посвящено множество научных работ

отечественных и зарубежных авторов: З.С. Алиев, К.С. Басниев, С.Н. Бузинов, В.А. Истомин, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Б.Б. Лапук, И.А. Чарный, В.В. Шеремет, J. Archer, J. Dupuy, F. Giger и другие. В большинстве работ внимание уделено отдельным элементам системы разработки месторождения, результаты основных научных исследований и разработок направлены на применение их в условиях освоения месторождений на суше. Научно-методические основы проектирования разработки морских месторождений, являющихся безальтернативным источником восполнения ресурсов природного газа и имеющих существенные особенности освоении, приобретает развитие и широкое распространение только в последнее время.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование научно-методических подходов к проектированию разработки месторождений природного газа в условиях арктического шельфа»

Цель работы

Совершенствование научно-методических подходов к исследованию элементов единой системы «пласт - скважина - УКПГ - ДКС» и прогнозированию ее функционирования в условиях арктического шельфа.

Основные задачи исследований

1. Анализ и обобщение геолого-геофизических характеристик и особенностей разработки сеноманских газовых залежей сухопутных месторождений Надым-Пур-Тазовского региона с целью их учета при проектировании разработки и эксплуатации морских месторождений арктического шельфа.

2. Разработка методических подходов к обоснованию степени разбуренности газовой залежи (или основной ее части) и определению радиуса круговой батареи наклонно-направленных скважин при строительстве куста добывающих скважин с морской платформы.

3. Совершенствование методических подходов к расчету дополнительных потерь давления в системе «пласт - скважина» и оценки продуктивности газовой скважины.

4. Совершенствование методических подходов к обоснованию выбора длины горизонтального ствола в продуктивном интервале и глубины спуска лифтовых труб (с учетом всех видов гидравлических сопротивлений и неоднородности пласта

по разрезу).

5. Разработка методических подходов к проектированию разработки морских месторождений (единая система «пласт - скважина - УКПГ - ДКС»), с учетом влияния ограничений на размещение технологического оборудования на площади ВСП, в том числе компрессорного.

Научная новизна

1. Разработан метод оценки степени разбуренности газовой залежи, позволяющий, минуя перебор многочисленных вариантов схем размещения скважин, определить необходимый для равномерного дренирования запасов газа радиус батареи наклонно-направленных скважин.

3. Разработан метод расчета продуктивности газовых скважин, учитывающий неравномерность притока газа вдоль горизонтального ствола скважины, эффективную с точки зрения притока газа часть ствола в продуктивном интервале, а также глубину спуска лифтовой колонны (в зависимости от характера распределения фильтрационно-емкостных свойств по разрезу).

4. Предложены методические подходы к прогнозированию технологических показателей разработки морских месторождений, учитывающие ограничения на размещение технологического оборудования на площади ВСП, в том числе компрессорного.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Представленные методы позволяют на основе результатов комплексных исследований системы «пласт - скважина - УКПГ - ДКС» сформировать общую концепцию проектных технико-технологических решений по разработке и обустройству морских месторождений природного газа с учетом особенностей их освоения в условиях арктического шельфа.

2. Результаты научных исследований были использованы ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при составлении проектных технологических документов на разработку месторождений Каменномысское-море, Антипаютинское, Тота-Яхинское, Обское, Северо-Каменномысское и Чугорьяхинское.

3. Результаты научных исследований могут быть использованы при

проектировании разработки аналогичных месторождений.

Методы исследований основаны на использовании аналитических методов с применением прикладной математики, а также различных численных методов, реализованных в виде компьютерных программ.

Основные защищаемые положения

1. Метод оценки степени разбуренности газовой залежи, позволяющий определить необходимый для равномерного дренирования запасов газа радиус батареи наклонно-направленных скважин.

2. Метод выбора параметров конструкции горизонтальной газовой скважины в продуктивном пласте и метод расчета ее продуктивности.

3. Методические подходы к прогнозированию технологических показателей разработки морских месторождений, учитывающие ограничения на размещение технологического оборудования на площади ВСП, в том числе компрессорного.

Достоверность результатов работы подтверждается их апробацией в качестве научно-методических подходов к формированию проектных решений по разработке и обустройству реальных морских месторождений природного газа в условиях арктического шельфа.

Личный вклад автора заключается в выборе направления исследований, формулировке целей и задач, сборе и анализе информации, выполнении основного объема исследований, обработке и обобщении литературных источников и полученных результатов исследований, участии во внедрении результатов исследований и их апробации в виде публикаций и научных докладов.

Апробация результатов работы

Отдельные положения диссертационной работы докладывались на следующих конференциях и заседаниях:

- IX-й Международной конференции и выставке по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO / CIS OFFSHORE 2009) (Санкт-Петербург, 15-18 сентября 2009);

- XIII-й Конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого -геофизических данных. «Геомодель-2011» (Геленджик, 11-15 сентября 2011);

- У11-й Международной научно-технической конференции ОАО «Газпром» «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ЯОООБ - 2018, Москва, 27-28 ноября 2018);

- У111-й Международной научно-технической конференции ОАО «Газпром» «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ЯОООБ - 2020, Москва, 26-27 ноября 2020).

Публикации

Материалы исследований опубликованы в 14 научных работах, в том числе в 8 статьях в журналах, включенных в Перечень рецензируемых научных изданий, утвержденный ВАК Минобрнауки РФ и входящих в международные реферативные базы данных и системы цитирования.

Структура и объем работы

Диссертационная работа содержит введение, четыре главы, заключение, список литературы. Содержание работы изложено на 134 страницах машинописного текста, включая 44 рисунка и 22 таблицы.

Благодарности

Автор выражает глубокую признательность за внимание к работе, ее обсуждению и ценные советы при выполнении автором научных исследований ведущим специалистам газовой отрасли: доктору технических наук, профессору Мирзоеву Дилижану Аллахверди оглы; доктору технических наук, профессору Ермолаеву Александру Иосифовичу; доктору технических наук, профессору Мансурову Марату Набиевичу; доктору технических наук Михайловскому Александру Артемовичу; доктору геолого-минералогических наук

Соловьеву Николаю Николаевичу; кандидату технических наук Изюмченко

Дмитрию Викторовичу.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ МЕТОДОЛОГИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОБСКОЙ ГУБЫ

1.1 Особенности освоения месторождений Обской губы

Шельф Карского моря является вторым по площади после шельфа Баренцева моря [1], его площадь составляет порядка 1,1 млн км2. При этом, геолого-геофизическая изученность шельфа слабая. В его пределах проведены региональные и поисковые сейсморазведочные работы, по результатам которых изучено глубинное строение недр и выявлено большое число локальных структур. Относительно более хорошо изучена южная часть шельфа Карского моря, включающая Приямальский шельф и акватории Обской и Тазовской губ.

Следует отметить, что бурением в акватории Карского моря изучены отложения до аптских включительно. Успешность работ очень высокая - на всех разбуренных в акватории объектах установлены залежи углеводородов. В бурении пребывало 9 площадей. Открыто 5 газовых (Каменномысское-море, Обское, Семаковское, Антипаютинское и Тотаяхинское) и 4 газоконденсатных месторождения (Русановское и Ленинградское, Северо-Каменномысское и Чугоряхинское). На Русановском и Ленинградском месторождениях залежи газоконденсата выявлены в сеноманских, альбских и аптских отложениях. На Северо-Каменномысском кроме газовой залежи в сеноманских отложениях выявлена газоконденсатная залежь в готеривских отложениях. На Чугорьяхинском месторождении залежи газа выявлены в сеноманских отложениях, а газоконденсата в барремских. На месторождениях Каменномысское море, Обское, Семаковское, Антипаютинское, Тото-Яхинское залежи газа выявлены в сеноманских отложениях.

Высокоширотное положение района расположения месторождений Обской губы определяет суровый арктический климат, который является переходным от морского арктического к континентальному [2-4]. Глубина моря изменяется незначительно - от 10,3 до 12,0 м. Большую часть года Обская губа покрыта

льдом. Глубина ледового выпахивания может достигать 0,3-0,5 м [5]. Основной навигационный период приходится на август - первую декаду октября, когда акватория Обской губы бывает свободна от льда.

Наряду со слабой геолого-геофизической изученностью, суровыми климатическими условиями и тяжелой ледовой обстановки при проектировании разработки месторождений данного региона необходимо учитывать особенности техники и технологии добычи углеводородов.

В первую очередь, следует сказать об отсутствии отечественного и зарубежного опыта освоения сеноманских залежей, запасы газа которых составляют львиную долю энергетического потенциала шельфа Карского моря, в аналогичных природно-климатических условиях. Вместе с тем, соответственно, отсутствуют наработанные техники и технологии освоения залежей углеводородов, в том числе специализированные технические средства для строительства высокодебитных скважин с подводным размещение устья, большим отходом забоя от центра разбуривания и наличием дополнительных стволов.

Как известно, основной отличительной особенностью освоения морского месторождения является необходимость применения гидротехнических сооружений различного типа, характеристики которого могут значительно отличаться в зависимости от тех или иных природно -климатических и технико-технологических факторов. Для условий освоения месторождения углеводородов арктического шельфа существует ряд ограничений в области разработки и обустройства залежи, налагаемых в основном наличием ледовой обстановки.

С учетом достаточно непродолжительного периода навигации в районе Обской губы строительство и обустройство скважин, обеспечение темпа их ввода в эксплуатацию и возможности круглогодичного доступа обуславливают целесообразность применения стационарных гидротехнических сооружений, позволяющих вне зависимости от времени года осуществлять бурение, эксплуатацию и обслуживание проектного фонда скважин. Наиболее предпочтительными в данном случае будут являться ледостойкая стационарная платформа (ЛСП) и искусственное островное сооружение (ИОС), размещаемые в

зоне наибольших эффективных газонасыщенных толщин продуктивного интервала.

Стремление обеспечить сравнимую с сухопутными аналогами степень вовлечения запасов в активную разработку, т.е. зону разбуривания, предполагает расположение на месторождении дополнительных кустов добывающих скважин. Размещение дополнительных ЛСП не всегда будет является рациональным с точки зрения капитальных затрат технологическим решением. Как правило, для обустройства дополнительных кустов предусматривается использование ледостойкого блок-кондуктора (ЛБК). При этом бурение скважин происходит с привлечением специализированной мобильной ледостойкой буровой установки (МЛБУ), устьевое оборудование размещается на технологической площади ЛБК, а подготовка извлекаемой продукции происходит на основной платформе (ЛСП).

Применение подводных добычных комплексов (ПДК) по вышеуказанным причинам является менее предпочтительным технологическим решением.

Для исключения взаимовлияния добывающих скважин размещение их забоев предусматривается осуществлять таким образом, чтобы расстояние между ними было максимально возможным, т.е. по круговым батареям. При этом общий фонд скважин куста может быть разделен на группы, каждая из которых имеет собственный радиус батареи. Очевидно, что с отдалением забоев скважины от центра разбуривания способствует вовлечению большего количества запасов в активную разработку. Однако в случае с куполовидной структурой залежи наибольшей продуктивностью будут характеризоваться скважины, забои которых размещены в сводовой и присводовой областях, где эффективные газонасыщенные толщины принимают максимальные значения.

Значительное превышение стоимостных показателей строительства скважин в морских условиях по отношению к таковым на суше, а также ограниченность технологической площади для размещения устьевого оборудования обуславливают необходимость применения высокодебитных добывающих скважин, позволяющих без существенного снижения технологических показателей разработки сократить потребный фонд эксплуатационных скважин. При этом

высокая производительность достигается за счет использования современной техники и технологии бурения добывающих скважин сложной конструкции, в том числе с горизонтальным окончанием, наличием дополнительных стволов, применением гравийных фильтров и т.д. Кроме того, применение высокодебитных скважин с учетом меньшего их потребного количества способствует сокращению площади верхнего строения платформы, необходимой для размещения устьевого оборудования.

1.2 Анализ основных технико-технологических решений по разработке месторождений Каменномыское-море и Северо-Каменномысское

Наибольший интерес для обзора и анализа геолого-геофизических характеристик, технико-технологических решений по разработке и обустройству, а также экономических показателей освоения месторождений арктического шельфа представляют месторождения Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, расположенные в акватории Обской губы Карского моря и намечаемые к вводу в разработку в ближайшей перспективе.

Основные запасы газа месторождений Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, открытых в 2000 г. в акватории Обской губы, сосредоточены в песчано-алевролитовых отложениях сеноманских залежей [6]. Обзорная схема района показана на рисунке 1.1.

Размеры залежи месторождения Каменномысское-море составляют 14-20 х 60 км, высота 95,6 м. Сеноманская газовая залежь Северо-Каменномысского месторождения имеет размеры 26,5 х 18,5 км, высоту залежи 107 м. Залежи газа массивные, подстилаются пластовой водой. Положение газо -водяного контакта (ГВК) принято на отметке минус 1027 м для месторождения Каменномысское-море и минус 1052,8 м для Северо-Каменномысского. Эффективные газонасыщенные толщины на месторождения Каменномысское -море составляют до 75 м, на Северо-Каменномыссском - порядка 60 м. Средневзвешенные коэффициенты пористости, газонасыщенности и проницаемости для залежи месторождения Каменномысское-море составляют

31,8 %, 72,1 % и 519 мД, соответственно, для Северо-Каменномысского - 33,3 %, 75 % и 510 мД. Отмечается общий характер ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) от поверхности ГВК к кровле залежи. При испытании сеноманских отложений месторождения Каменномысское-море полученные притоки газа составляли до 423 тыс. м3/сут, на Северо-Каменномысском месторождения дебиты разведочных превышали 507 тыс. м3/сут. Пластовый газ по составу преимущественно метановый, содержание метана 98,72-99,16 %.

Яптиксале Минховское Северо-Соленинское Мессояха

^о*- Мвссояхское ^жно-Соленинское

Среднеямальское Усть-Юрибейсков Нурминское Ростовцевское

Северр-

Камённомысское Пар

Тотаяхинское Днтипаюта

15

< а 3 0 • с

' Антипаютинское

Каменномь сское

йрусовое

Свмаковсков

мор»

Малоямальское

Западно Мвссояхское

Восточно-Мессояхское

Новолортовское

Новый ПорТ1

Ямбургское Ямбург

Ъ

<0 Л

|

Южно-Мвссояхское

Находкинское _

,л Пякяхинское

Юрхаровское

Хальмерлаютинское Салекапатское ОГазовский

ЯргСале

, ,, Северо-| Уренгойское

^ Тазовское

Песцовое Енъяхинское Сэмбург запопярнов Мангазейское " Непонятное

Русскореченское

Нфдг

Лензитское а

У}юнгойское \

Сидоров

ск

Нори

Медвежье

Надым

Погоды

Юбилейное

Условные обозначения:

Северо-Пуровское

Яро-_ _ Яхинское

енгой^о? . ренгои

Коротчаево

/

^ Береговое

Русское

Промысловое

Южно-Русское

V

Красноселькуп Черничное

Рисунок 1.1 - Обзорная схема района Разработку месторождения Каменномысское-море планируется производить 4 кустами добывающих скважин с общим фондом 42 единицы [7]. Схема

размещения забоев скважин представлена на рисунке 1.2. В первую очередь планируется строительство двадцати добывающих скважин в юго-западной части залежи, характеризующейся наибольшими газонасыщенными толщинами пласта, высокой продуктивностью и значительными запасами газа. Проектный фонд основного куста из 20 добывающих скважин с отклонением забоев от центра 3500 м, длиной ствола в продуктивном интервале 500 м и начальным дебитом газа 2,13 млн м3/сут планируется вводить в эксплуатацию в течении трех лет. На последующих этапах вводятся остальные кусты скважин. За тридцатилетний период разработки месторождения Каменномысское-море накопленная добыча газа прогнозируется в объеме 66,9 % от начальных запасов. Вместе с тем, накопленный объем воды, поступивший в залежь, оценивается в 14,5 % от объема порового пространства.

Северо-Каменномысское месторождение планируется разрабатывать 2 кустами скважин с общим фондом 24 единицы [7]. Схема размещения кустов скважин приведена на рисунке 1.3. Забои скважин основного куста из 16 единиц размещаются по круговым батареям радиусом 2000 м и 2500 м. Забои скважин второго куста располагаются по круговой батарее радиусом 1500 м. Длина ствола скважины в продуктивном интервале принята равной 500 м, начальные дебиты газа 1,8 млн м3/сут. В течении тридцатилетнего периода эксплуатации залежи прпогнозируется извлечь свыше 83% от начальных запасов.

Обустройства основных кустов добывающих скважин предусматривается с использованием ЛСП или ИОС, где предполагается размещение технологического оборудования для бурения эксплуатационных скважин, а также дальнейшего сбора и предварительной подготовки (первичная сепарация и компримирование) извлекаемой продукции. Дополнительные кусты скважин предполагается обустраивать с применением ЛБК или ПДК, а бурение скважин производить с МЛБУ. Полную подготовку газа предусматривается производить на береговых объектах производственной инфраструктуры. Схемы размещения основных объектов обустройства для месторождения Каменномысское-море и Северо-Каменномысское при их автономной разработке представлены на рисунках 1.4-1.5 соответственно.

КМ 0 2 4 6 8 КМ

Количество кустов - 4 Количество скважин - 42 Отход забоев - 2000м, 2500м, 3500м Длина ГС - 500м

10 0

Условные обозначения:

о КМ-1 - пробуренные разведочные скв.;

- изолинии эффективных газонасыщенных толщин;

- тектонические нарушения;

- проектная горизонтальная скваж.; Ц - стационарное сооружение;

□ - надводный добычной комплекс.

Рисунок 1.2 - Схема размещения забоев скважин на месторождении Каменномысское-море

----------------- ГВК залежи продуктивного пласта; Фонд добывающих скважин - 24

20 - изопахиты продуктивного пласта; Фонд контрольных скважин - 1.

— - проектные скважины на продуктивную залежь;

о 0 - ПДК и ледостойкое сооружение с вертикальной скважиной.

Рисунок 1.3 - Схема размещения забоев скважин на Северо-Каменномысском месторождении

Семаковское

Каменном,

мысское

аменномысское-море

Обское

Условные обозначения

Ледостойкое стационарное сооружение на акватории месторождения

Лсдостойкий блок-кондуктор УКПГ-2 Ямбургского ГКМ ГКС Ямбургского ГКМ Вну тринромысловый газопровод Межпромысловый I аюпровод Мстанолопровод

Г

М.КруТЯЩ!'

Л,! фЯ^ОФТ

м.Каменны

УППГ -7

дке -;с

. . - . ? ь УКПГ-4 ■

; ^-УКПГ-З ,<

УКПГ-6

УКТТГ-5 О УКПГ-1 КС - Ям бург.

• 'ч лЛлЛ

Ш.Ои'рпая'^

Рисунок 1.4- Схема размещения основных объектов обустройства месторождения Каменномысское-море

Рисунок 1.5 - Схема размещения основных объектов обустройства Северо-Каменномысского месторождения

На примере месторождения Каменномысское-море, как более крупного по запасам газа, в таблице 1.1 представлены основные технико-экономические показатели эффективности разработки. Подробный технико-экономический анализ сценариев освоения месторождений Каменномысское-море и Северо-Каменномысского, а также предложения по повышению экономических показателей разработки представлены в работе [8].

Таблица 1.1 - Технико-экономические показатели разработки месторождения Каменномысское-море_

Показатели Ед. изм. Значение

Расположение УКПГ - м. Парусный

Период строительства лет 4

Расчетный период эксплуатации лет 25

Максимальный уровень добычи % от НБЗ 2,8

Капитальные вложения % 100

в т.ч. эксплуатационное бурение % 13,5

верхнее строение платформы % 15,3

основание платформы % 6,2

трубопроводы морские % 14,3

морской комплекс % 49,3

береговые сооружения % 45,9

Внутренняя норма доходности % 9,0

1.3 Методические подходы к проектированию разработки морских месторождений

Для оценки степени влияния отдельных элементов системы разработки залежи на показатели экономической эффективности освоения месторождения, как правило, формируются различные варианты, отличающиеся количеством кустов скважин, фондом добывающих скважин и их конструкцией, а также технологической системой обустройства.

Выявление наиболее эффективного, как с технологической, так и с экономической точек зрения сценария освоения производится с учетом объемов капитальных вложений и эксплуатационных затрат в морской добычной комплекс и береговые объекты обустройства месторождения.

1.3.1 Методические подходы к обоснованию зоны разбуривания залежи

Учитывая специфику освоения морского месторождения, основным положением при проектировании его разработки является оценка степени влияния дополнительных кустов на газовой площади на технико-экономическую эффективность [9].

Методически решение данной задачи связано с проведением многовариантных расчетов, где варианты разработки залежи отличаются количеством кустов скважин, скважин в кусте и схемой их размещения, в т.ч. отходом забоя от центра разбуривания. Для каждого варианта производится расчет основных технологических показателей разработки, параметров работы промысловой газосборной сети, динамики ввода потребных компрессорных мощностей. Набор полученных параметров является основой для оценки технико -экономической эффективности и обоснования выбора рекомендуемого варианта разработки залежи.

Расчет основных технологических показателей разработки месторождения производят с применением тех или иных цифровых гидродинамических моделей пласта. Каждая модель пласта должна быть проблемно ориентирована и настроена на адекватное решение конкретной задачи исследования, обеспечивая рациональный объем трудозатрат физического и компьютерного моделирования [10]. С одной стороны, модель по количеству и составу параметров должна наиболее полно соответствовать целям исследования. С другой стороны, параметров модели должно быть минимально необходимо и достаточно для решения поставленной задачи. Так, при исследовании, например, укрупненных показателей газовой залежи, во многих случаях достаточно использование упрощенных гидродинамических моделей. Для исследования систем размещения скважин требуются более сложные модели.

Применение той или иной гидродинамической модели в решающей степени зависит от сложности геологического строения пласта и объема достоверных исходных лабораторных, геофизических, геологических и промысловых данных.

Область предпочтительного применения упрощенных гидродинамических моделей распространяется на пласты сравнительно однородного геологического строения, а также на пласты с ограниченным объемом достоверных исходных данных. Областью предпочтительного применения сложных гидродинамических моделей являются сложно построенные неоднородные пласты, по которым имеется достаточно большой объем исходных данных.

Адекватность полномасштабной модели пласта, описывающей пласт в целом, поставленной задаче и соответствие такой модели объему и достоверности исходных данных, имеющихся по разным областям пласта, обеспечиваются путем комплексирования - объединения разных по сложности моделей, описывающих отдельные области пласта.

Например, при проектировании разработки морских газовых месторождений Каменномысское-море и Северо-Каменномысское применялись цифровые трехмерные гидродинамические модели. При этом, геолого-промысловая характеристика месторождений в основном базируется на результатах интерпретации данных сейсморазведки, объем прямых (скважинных) исходных данных о геологическом строении месторождений крайне ограничен (менее 10 разведочных скважин) суровыми природно-климатическими условиями, в том числе связанными с тяжелой ледовой обстановкой. Тем не менее, было сформировано и рассчитано на моделях 10 вариантов разработки месторождения Каменномысское-море с различным количеством кустов скважин (рисунок 1.6), количеством скважин от 32 до 76, отходом забоев от устья до 3500 м и 5 вариантов разработки Северо-Каменномысского месторождения с 1 и 2 кустами скважин, количеством скважин в кусте от 24 до 32, и отходом забоев от устья до 3000 м.

Рисунок 1.6 - Схемы размещения скважин на месторождении

Каменномысское-море

Упрощенные и сложные гидродинамические модели пластов, а также получаемые с их использованием результаты расчетов взаимно дополняют и могут служить в качестве проверки друг друга. Так, низкомерные укрупненные модели позволяют описать некоторую интегральную в пространстве характеристику состояния газовой залежи, многомерные детальные сеточные модели -дифференциальную картину распределения насыщенности и давления в пласте. Результаты расчетов на укрупненных моделях могут служить интегральной проверкой результатов, полученных на детальных сеточных моделях, результаты сеточного моделирования представляют собой определенную детализацию решений на укрупненных моделях. Исходя из этого контроль результатов моделирования при решении как прямых, так и обратных задач, особенно для сложно построенных неоднородных пластов, целесообразно осуществлять путем последовательного использования нескольких гидродинамических моделей разного уровня и сопоставления полученных результатов. Последовательный переход от «крупносеточных» к «мелкосеточным» моделям позволит в прямых задачах более обоснованно и экономично получать прогнозные решения, при

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Захаров Антон Иванович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Шилов, Г.Я. Состояние изученности ресурсной базы углеводородов шельфа РФ / Г.Я. Шилов, А.И. Захаров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. - № 5. - С. 13-20.

2. Обобщение и переинтерпретация материалов локальных инженерно-геологических изысканий в Обской и Тазовской губ с целью зонального прогноза параметров: тематический отчет / ФГУП «АМИГЭ» — Мурманск, 2003. — 202 с.

3. Морские инженерные изыскания для постановки СПБУ на точки бурения газопоисковых скважин на акватории Обской губы Карского моря: технический отчет / ОАО «АМИГЭ» — Мурманск, 2004. — 215 с.

4. Определения расчетных экстремальных характеристик гидрометрежима для стадии обоснования инвестиций обустройства морских месторождений (Северо-Каменномысское ГКМ, Обская губа): технический отчет / ОАО «АМИГЭ» — Мурманск, 2005. — 195 с.

5. Исследование льда в акватории Обской губы для определения его характеристик и предельно допустимых концентраций вредных веществ: технический отчет / ГУ «ААНИИ» — Санкт-Петербург, 2015. — 193 с.

6. О результатах проведения работ по обработке и интерпретации сейсморазведочных данных МОГТ-3D на Северо-Каменномысском месторождении в Обской губе: отчет / ООО «Геофизические системы данных» — Москва, 2004. — 174 с.

7. Чернов, Ю.Я. К проблеме обоснования эффективных схем освоения газовых залежей в акватории Обской и Тазовской губ / Ю.Я. Чернов, А.И. Захаров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. -№ 6. - С. 34-39.

8. Журавлев, Е.А. Экономические аспекты проектов освоения морских газовых месторождений / Е.А. Журавлев, Ю.Я. Чернов, А.И. Захаров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2013. — № 1. — С. 45-48

9. Мирзоев, Д.А. Проблемы проектирования освоения морских нефтегазовых месторождений / Д.А. Мирзоев, А.Е. Корнилов, Ю.Я. Чернов, А.И. Захаров // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2011. - № 2. - С. 28-32.

10. Михайловский, А.А. Научные основы регулирования и контроля количества газа в пористых пластах подземных хранилищ: дис. докт. техн. наук: 25.00.17/ А.А. Михайловский; Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий. — Москва, 2010 — 411 с.

11. Joshi, S.D. Основы технологии горизонтальной скважины: перевод с английского Будников В.Ф., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. — Краснодар: Советская Кубань, 2003. — 155 с.

12. Joshi, S.D. Angmentation of well productivity with stant and horizontal well / S.D. Joshi // J. of Petrol. Techn. — 1988. — June — P. 729-739.

13. Joshi, S.D. Horizontal Well Technology / S.D. Joshi // PennWell Books, 1991. - 535 p.

14. Rose, W.D. Theoretical Generalizations Leading to the Evaluation of Relative Permeability / W.D. Rose // Journal of Petroleum Technology. — 1949 — Vol 1 — P. 111-126.

15. Babu, D.K. Productivity of a horizontal well / D.K. Babu, A.S Odeh // SPERE. 1989 - November - P. 417-421.

16. Folefac, A.N. Modeling of horizontal well. Performance to provide insight in coning control / A.N. Folefac, J.S Archer // Oil & Gas Science and Technology-revue De L Institut Francais Du Petrole. — 1990 — Vol 45 — P. 51-62.

17.Renard, G.I. Formation damage efects on horizontal-well flow efficiency / G.I. Renard, J.M. Dupuy //Journal of Petroleum Technology. - 1991. - vol. 43, № 7 -P. 786-869. DOI: 10.2118/19414-PA

18. Giger, F.M. Reduction du number de Puits Par L'itilisation de Forages Horuzontaux/ Giger F. M. // Revue De L'institut Fr. du Petrole. — 1983. — vol. 38, №3.

19. Giger, F.M. Horizontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs / F.M. Giger // SPE 13710. - 1985. DOI: 10.2118/13710-MS.

20. Giger, F.M. The reservoir engineering aspects of horizontal drilling / F.M. Giger, L.H. Reiss, A.P. Jourdan // SPE 13024. - 1984.

21. Economaides, M.J. Perfonmance and Stimulation of Horizontal Wells / M.J. Economaides, J.D. McLennan, E. Brown // A Word Oil. —1989. — №6. — Р. 4145.

22. Economides, M.J. Reservoir Stimulation. Third Edition. / M.J. Economides, K.G. Nolte -Schlumberger, Published by John Wiley and Sons Ltd. - 2000. - 807 p.

23. Шеремет, В.В. Разработка методов определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты: автореф. дис. канд. техн. наук: 05.15.06 / В.В. Шеремет; Институт проблем нефти и газа РАН и Министерства высшей школы и технической политики РФ - Москва, 1993 - 26 с.

24. Алиев, З.С. Определение дебита горизонтальной газовой скважины в процессе разработки полосообразной залежи с подошвенной водой при нелинейном законе фильтрации / З.С Алиев., Б.Е. Сомов, В.В. Шеремет // Газовая промышленность. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 1993. - № 6-7. - С. 19-27.

25. Алиев, З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты: учеб. Пособие / З.С. Алиев, В.В. Шеремет. - Москва: Недра, 1995. — 131 с.

26. Алиев, З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений: учеб. пособие / З.С. Алиев, В.В Бондаренко. — Печора: Печорское время, 2002. — 894 с.

27. Руководство по исследованию скважин: учеб. / А.И. Гриценко [и др.]; под ред. Е.Н. Ивакин. — Москва: Наука, 1995. — 523 с.

28. Алиев, З.С. Технология применения горизонтальных скважин: учеб. пособие / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко. — Москва: Нефть и газ, 2006. —710 с.

29. Алиев, З.С. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко, Б.Е. Сомов. — Москва.: Нефть и газ, 2001. — 167 с.

30. Определение основных параметров горизонтальных газовых скважин: учебн. пособие / З.С. Алиев [и др.] - Москва: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. —229 с.

31. Борисов, Ю.П.. Разработка нефтяных месторождений с горизонтальными и многозабойными скважинами: учебн. пособие / Ю.П. Борисов, В.П Пилатовский, В.П. Табаков. — Москва: Недра, 1964. —154 с.

32. Борисов, Ю.П. О притоке нефти к горизонтальным и наклонным скважинам в изотропном пласте конечной мощности / Ю.П. Борисов, В.П. Табаков // НТС ВНИИ. Москва — 1962. — Вып. 16. — 82 с.

33. Чарный, И.А. Подземная гидрогазодинамика: учебн.пособие / И.А. Чарный. — Москва: Гостоптехиздат, 1963. —397 с.

34. Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений: Теория и практика / В.Д. Лысенко. — Москва: Недра. 1996. —367 с.

35. Лысенко, В.Д. К расчету дебита горизонтальных скважин / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. — 1997. — № 7. — С. 4-8.

36. Penmatcha, V. R. A comprehensive reser-voir /wellbore model for horizontal wells / V.R. Penmatcha, K. Aziz // SPE India Oil and Gas Conference, New Delhi, India. SPE 39521. — 1998 — Pages 191-204.

37. Khalid, A. Productivity of Horizontal and Multilateral Wells / Khalid Aziz, Liang-Biao Ouyang // Petroleum Science and Technology— 2001—Volume 19, Issue 78. — P. 1009-1025.

38. Никитин, Б.А. Определение параметров газонефтяного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной / Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев // Газовая промышленность. — 1997. — № 10. — С. 18-19.

39. Торопчин, О. П. Исследование оптимальных конструкций и схем размещения перфорационных отверстий в горизонтальных и пологих скважин: дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / О.П. Торопчин; ИПТЭР. — Уфа, 2010. — 174 с.

40. Фатхлисламов, М.А. Исследование процессов турбулентного движения однородной жидкости в стволе горизонтальной скважины при различных типах перфорационных отверстий / М.А. Фатхлисламов, И.В. Владимиров,

О.П. Торопчин, С.А. Кротов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 2009. — № 9. — С. 36-40

41. Владимиров, И.В. Оптимальное применение горизонтальных стволов скважин в разработке контактных водонефтяных зон месторождений нефти / И.В. Владимиров, О.П. Торопчин, С.А. Кротов, А.Р. Сарваров // Нефтепромысловое дело. — 2009. — № 11. — С. 15-19

42. Фатхлисламов, М.А. Изменение ламинарного характера движения однородной жидкости в поле сил тяжести при наличии распределенных источников (перфорационных отверстий) в горизонтальном стволе скважины / М.А. Фатхлисламов, О.П. Торопчин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 2009. — № 11. — С. 40-45.

43. Доманюк, Ф.Н. Моделирование продуктивности нефтяных скважин со сложной траекторией горизонтального ствола / Ф.Н. Доманюк // Труды нефти и газа им. И. М. Губкина. —2011. — № 3 — С.37-47.

44. Доманюк, Ф.Н. Определение дебита скважины с прямолинейным профилем в вертикально-анизотропном пласте / Ф.Н. Доманюк, А.Б. Золотухин // Нефтяное хозяйство. — 2011. — № 4. — С. 92-95.

45. Доманюк, Ф.Н. Стационарный приток жидкости к скважине с волнообразным профилем / Ф.Н. Доманюк // Нефтепромысловое дело. — 2011. — № 7 — С. 21-26.

46. Сохошко, С. К. Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач: дис. докт. техн. наук: 25.00.17 / С.К. Сохошко; ТюмГНГУ — Тюмень, 2008. — 190 с.

47. Сохошко, С. К. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами / С. К. Сохошко, С. И. Грачев // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 1999. — № 1. — С. 20-25.

48. Сохошко, С.К. Расчет оптимальной длины горизонтального участка ствола скважин, эксплуатирующих подземные газовые хранилища / С.К. Сохошко, А.П Телков, И.И. Клещенко // Нефтепромысловое дело. — 2002. — № 9. — С. 5-7.

49. Сохошко, С.К. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии / С.К. Сохошко, С.И. Грачев // Известия вузов. Нефть и газ. — 1999. — № 2. — С. 10-11.

50. Сохошко, С.К. О возможности создания полностью направленной трещины при гидроразрыве пласта в горизонтальных скважинах / С.К. Сохошко, С.И. Грачев // Известия вузов. Нефть и газ. — 2001. — № 3. — С. 11-12.

51. Оценка длины горизонтального ствола скважин, эксплуатирующих подземные газовые хранилища / С.К. Сохошко, А.П. Телков, И.И. Клещенко // Тез. докл. третьей Всеросс. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию ТГНГУ, 1920 апреля 2002 г. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. — С. 18.

52. Пат. 2176021 Российская Федерация, МПК Е21В 43/26 Е21В 43/17. Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта / С. К. Сохошко, С. И. Грачев — № 98111388/03; заявл. 11.06.1998; опубл. 10.03.2000, Бюл. № 32. - 3 с.

53. Неустановившийся приток к многозабойной горизонтальной скважине в пласте с подошвенной водой / С.К. Сохошко // Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовка кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: Тез. докл. Всерос. науч. -техн. конф. 10-11 декабря 2001 г. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. — С. 21-22.

54. Неустановившийся приток к многозабойной горизонтальной скважине в пласте с подошвенной водой / С.К. Сохошко, А.П. Телков, В.Ф. Гринёв // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: Межвуз. сб. науч. тр. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002. — С. 69-70.

55. Расчет профиля притока к пологой скважине / С.К. Сохошко // Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Тез. докл. конф., 2426 сентября 2002 г. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. — С.9.

56. Сохошко, С. К. Режим работы пологой газовой скважины / С.К Сохошко // Нефтепромысловое дело. — 2006. — № 4. — С. 33-35.

57. Сохошко, С.К. Регулирование профиля притока к пологому стволу газовой скважины / С.К Сохошко, В.К. Романов, И.И. Клещенко, В.Ф. Штоль // Газовая промышленность. — 2006. — № 12. — С. 67-69.

58. Сохошко, С. К. Приток к пологой газовой скважине с боковым стволом / С.К Сохошко // Газовая промышленность. — 2008. — № 1. — С. 43-44.

59. Приток к пологой газовой скважине с боковым стволом в полосообразном пласте / С.К. Сохошко // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. II Междунар. науч.-практ. конф. г. Геленджик, Краснодарский край 21-26 мая 2007 г. — Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2007. — С. 45-47.

60. СТО Газпром 2-3.7-320-2009. Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений. —Введ. 2009-12-14 — Москва: Газпром экспо, 2009. — 96 с.

61. Дополнение к проекту разработки сеноманской залежи ЯГКМ: отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз» — Тюмень, 2002. —192 с.

62. Уточненный проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения на заключительной стадии эксплуатации: отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз» — Тюмень, 2000. — 178 с.

63. Уточненный проект разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения: отчет о НИР / ОАО «ВНИПИгаздобыча», ООО «ТюменНИИгипрогаз» — Тюмень, 2000. — 196 с.

64. Дополнение к проекту разработки сеноманской газовой залежи Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения: отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; — Тюмень, 2009. — 185 с.

65. Проект разработки сеноманской залежи Ямсовейского НГКМ с учетом регулирования сезонной неравномерности в отборах газа: отчет о НИР / ООО «Газпром добыча Надым», ООО «ТюменНИИгипрогаз»— Тюмень, 2007. — 210 с.

66. Отчет по геологии и разработке месторождений ООО «Газпром добыча Ямбург»: отчет / ООО «Газпром добыча Ямбург» — Новый Уренгой, 2004. — 165 с.

67. Голубин, С.И. Особенности обустройства акваториальной части Крузенштернского газоконденсатного месторождения с учетом мирового опыта строительства искусственных островов / С.И. Голубин, К.Н. Савельев, А.И. Захаров // Наука и техника газовой промышленности. - 2021. - № 2. - С. 60-73.

68. Вяхирев, Р.И. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений / Р.И. Вяхирев, Б.А. Никитин, Д.А Мирзоев. - 2-е изд., доп. -Москва: Издательство Академии горных наук, 2001. - 457 с.

69. ООО «Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе: Сб. статей. / под ред. А.Я Манделя. [и др.] —Москва: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. — 232 с.

70. Захаров, А.И. Обоснование степени разбуренности газовой залежи месторождений акваторий Обской и Тазовской губ / А.И. Захаров // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2012. - № 3. - С. 29-31.

71. Закиров, С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений: учебн. пособие / С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. - Москва: Недра, 1974. — 376 с.

72. Ермолаев, А.И. Модели формирования вариантов размещения скважин на залежах нефти и газа: учебн. пособие / А.И Ермолаев— Москва: МАКС Пресс, 2010. — 77 с.

73. Идельчик, И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям: учебн. пособие / И.Е Идельчик; под ред. М.О. Штейнберга. - 3-е изд., перераб. и доп. — Москва: Машиностроение, 1992 — 672 с.

74. Захаров, А.И. Совершенствование методов обоснования продуктивности горизонтальных скважин при проектировании разработки газового месторождения / А.И. Захаров, О.Ю. Ященко // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. — 2013. — № 2. — С. 35-39.

75. Захаров, А.И. Учет неоднородности пласта при обосновании глубины спуска насосно-компрессорных труб в горизонтальную газовую скважину /

А.И. Захаров, Р.Р. Исхаков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2009. — № 7. — С. 34-40.

76. Морев, Ю.А. Штокман: оптимизация разработки / Ю.А. Морев, А.И. Захаров // Нефтегазовая вертикаль. — 2012. — № 5. — С. 68-73.

77. Захаров, А.И. Обоснование рациональной динамики добычи газа на шельфовых месторождениях Арктики / А.И. Захаров // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2018. - №11(83) - С.82-85.

78. Черепанов, В.В. Концепция освоения углеводородных ресурсов арктического шельфа Российской Федерации / В.В. Черепанов, А.И. Гриценко, Д.А. Мирзоев, В.Е. Петренко // Москва: Международный научно-технический журнал «НефтеГазоПромысловый Инжениринг» спецвыпуск №12: Итоги-2015 и прогноз-2016. — С. 2-24

79. Освоение морских нефтегазовых месторождений: состояние, проблемы и перспективы: Сб. науч. тр. / Д.А. Мирзоев [и др.]; под науч. ред. Д.А. Мирзоев, М.Н. Мансуров, П.Б. Никитин — Москва: ВНИИГАЗ, 2008. — 370 с.

80. Мирзоев, Д.А. Основы нефтепромыслового дела. Том 1 - Обустройство и эксплуатация морских нефтегазовых месторождений: учебник / Д.А. Мирзоев. — Москва: Изд-во ООО День Серебра, 2009 — 288 с.