Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

Курсовая работа

на тему: "Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения"

Москва 2013 г.

Содержание

• Введение
• 1. Закономерности изменения предельного безводного дебита
• 2. Выбор технологического режима
• 3. Методика расчета
• 4. Определение безводной эксплуатации скважин Среднеботуобинского месторождения на текущий период
• 5. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода
• 6. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода на примере Среднеботуобинского месторождения
• Заключение
• Список использованной литературы

Введение

При проектировании разработки газовых и газоконденсатных скважин надо исходить из того, что как для скважин залежей массивного типа, так и при контурных частях залежей пластового типа существует возможность обводнения подошвенной водой. На поздней стадии разработки в продукции скважин возрастает вероятность появления подошвенных и краевых вод залежи в результате подъема уровня ГВК.

Часто по разным причинам приходится осуществлять разработку месторождения при дебитах, значительно превышающих их предельные значения, что приводит к интенсивному обводнению скважины. В связи с этим возникают серьезные проблемы: увеличение безводного периода и текущей газоотдачи; разработка методов расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта; разработка методов прогнозирования газоконденсатоотдачи залежей с подошвенной водой. Решение данных проблем весьма актуально, поскольку для большинства газоконденсатных месторождений прорыв подошвенной воды является одним из основных факторов, осложняющих работу скважин и занижающих конечный коэффициент газоконденсатоотдачи.

• Целью данного исследования является на основании текущих параметров эксплуатируемых скважин, оценить влияние изменения толщины газоносного пласта на безводный дебит скважин Среднеботубинского месторождения и спрогнозировать изменение безводных дебитов в процессе разработки.

В соответствии с основной целью, в работе решаются следующие задачи:

1. оценить дебиты скважин с учетом наличия подошвенных и краевой воды;

2. рассмотреть влияние анизотропии пласта.

1. Закономерности изменения предельного безводного дебита

Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Как правило, безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину при дебитах сравнительно меньших, чем расчетные. Тем не менее, в виду важности данной задачи при проектировании и эксплуатации газовых месторождений рассмотрим основные закономерности изменения предельного безводного дебита в зависимости от величины вскрытия и анизотропии пласта.

Предельным безводным дебитом будем считать производительность скважины, получаемую при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Отсюда следует, что для получения безводного дебита необходимо, чтобы уровень контакта газ-вода под скважиной был ниже нижних перфорационных отверстий. Это означает, в скважине необходимо создать такую депрессию, при которой уровень конусообразования воды будет меньше высоты [2].

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость k_в значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Q_пр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям..

Чем больше подъём ГВК, тем выше погрешность в величинах дебитов, определённых без учета подъёма ГВК. Величина подъёма контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водо-газоносного пласта и др. Внедрение в процессе разработки подошвенной воды приводит к изменению пластового давления и уменьшению газонасыщенной толщины пласта. При больших упругих запасах воды необходимо учитывать упругоёмкость воды и водоносного пласта.

Зависимость предельного безводного дебита Qпр от относительной толщины вскрытия

`h= hвс/h

показывает, что существует некоторое вскрытие, при котором предельный, безводный дебит становится максимальным (рис.1 и 2). При этом для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем пластов с высокой продуктивностью, так как с уменьшением проницаемости Q_пр тоже уменьшается.

Учет влияния анизотропии пласта показывает, с уменьшением вертикальной проницаемости предельный дебит существенно снижается (1). Кроме того, с уменьшением параметра анизотропии пласта

n=k_в/k_г

величина вскрытия пласта h_вс при которой Q_пр становится максимальным, увеличивается.



На величину безводного дебита влияют снижение р(t) и h(t). Чем меньше р(t) и h(t), тем ниже безводный дебит скважины, хотя в целом вторжение воды в газовую залежь несколько замедляет темп снижения пластового давления (рис. 2). На данном рисунке кривые 1-3 соответствуют безводным дебитам при р_пл(t)= 25,7; 21,9 и 14,4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. Безводные дебиты при этих же пластовых давлениях, но при неподвижном контакте газ-вода показаны пунктирными кривыми 2-5. Из рис. 2 видно, что при подвижном контакте газ-вода Q_пр снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Сравнение кривых зависимости Q_пр от h, построенных при одинаковых рпл(t) для h₀ и h(t), позволяет определить характер изменения Q_пр при подвижном контакте и прогнозировать безводные дебиты при проектировании разработки газовых месторождений. Для заданной величины вскрытия пласта hвс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема ГВК приводит к обводнению газовой скважины.

Характер изменения Q_пр, соответствующего максимуму кривых зависимости Q_пр от `h при неподвижном (кривая 1) и подвижном (кривая 2) ГВК, показан на рис. 3. Из кривой 2 видно, что при заданной величине h_вс по мере снижения пластового давления и подъема ГВК Q_пр резко снижается и по достижении h(t) = h_вс скважина обводняется. Для избежания обводнения в процессе разработки необходимо синхронно с изменением h(t) изменять и вскрытую толщину пласта h_вс. Только тогда скважина будет эксплуатироваться до полного истощения залежи.

Для анизотропного пласта независимо от величины параметра анизотропии n при снижении Р_пл и уменьшении h(t) Q_пр снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости k_в или параметра анизотропии n Q_пр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. В конечном счете, при существенном снижении вертикальной проницаемости безводный дебит стремится к дебиту скважины, вскрывшей пласт толщиной h_вс, где имеет место только плоскорадиальная фильтрация газа к скважине. Следовательно, при снижении параметра анизотропии n наиболее выгодно полное вскрытие пласта [4].

2. Выбор технологического режима

Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, обуславливают завышение капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.

В значительной степени правильность технологического режима эксплуатации скважин зависит от качества и количества исходной информации, получаемой газогидродинамическими методами исследования в процессах разведки и опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений [16].

При установлении технологического режима эксплуатации скважин используются данные, накопленные в процессе поиска, разведки и эксплуатации месторождения путем изучения его геологического строения, проведения газодинамических, газоконденсатных, геофизических и лабораторных исследований свойств пористой среды и содержащихся в ней газов, конденсата и воды [3].

При проектировании разработки газовых и газоконденсатных скважин надо исходить из того, что для скважин залежей массивного типа, так и при контурных частях залежей пластового типа существует возможность обводнения подошвенной водой. Причем для залежей пластового типа опасность обводнения скважин, расположенных в приконтурных частях залежи, так как процесс обводнения приконтурных скважин происходит через горизонтальную проницаемость. Точное решение проблемы обводнения скважин подошвенной водой практически невозможно [4].

К настоящему времени предложено несколько методов определения, так называемого предельного безводного дебита, обеспечиваемого при поддержании в скважине допустимой депрессии на пласт. Однако постановочно такой подход к вопросу эксплуатации скважин без обводнения допускает очень большую неточность[11]. Безводные дебиты текущие будут изменяться в процессе разработки в зависимости от подъема ГВК, изменения свойства газа, воды и пористой среды, изменения газонасыщенной толщины пласта, относительного вскрытия, пластового давления и т.д. [3]

Для исследования данной темы было рассмотрено Среднеботуобинское месторождение. Исходя из технологических данных для оценки безводных дебитов, были выбраны эксплуатирующие скважины СБт-156, СБт-163 и обводненная скважина СБт - 74 на улаханском горизонте. Основным критерием для выбора скважин, обоснован близостью подошвенных вод, что увеличивает возможность обводнения скважин. На рисунке 4 представлен геологический разрез продуктивных пластов, в котором видна близость вод.

Рис.4. Геологический разрез продуктивных пластов

3. Методика расчета

скважина пласт месторождение залежь

1. Наиболее точный метод определения безводного дебита скважины предложено З.С. Алиевым [3], где были усовершенствованы и учтены некоторые недостатки методов Б.Б. Лапука и И.А. Чарнова [3].

Согласно с этой методикой, при заданном в призабойной зоне гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта предельный безводный дебит газовый скважины определяется по формуле:

(1)

где - относительный радиус контура питания, определяется

;

µ - вязкость газа, мПас; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа; Т_пл - пластовая температура, К; Q_пр - предельный безводный дебит скважины, тыс. мі/сут; k - коэффициент проницаемости пласта, мкмІ; h - толщина пласта, м; Т_ст - стандартная температура, К; с_ат - плотность газа при атмосферных условиях, кг/мі; Р_ат - атмосферное давление, МПа; l - макрошереховатость фонтанных труб, м;

С достаточной для практики точность величину можно определить:

(2)

где

(3)

с_г, с_в - соответственно плотности газа и воды в пластовых условиях, кг/мі; g - ускорение свободного падения, м/сІ.

k₀ - коэффициент проницаемости, определяемый по формуле

(4)

где

(5)

А и В - коэффициенты фильтрационного сопротивления, учитывающие степень вскрытия пласта скважиной, МПа 2сут/тыс мі; R_скв - радиус скважины, мм.

Согласно этой методике предельный дебит определяется по формуле:

(6)

где Q_пр - это предельный безводный дебит, мі/сут; Q* - безразмерный безводный дебит скважины, определяемый по формуле:

(7)

По этому методу можно оценить только текущий безводный дебит скважины.

4. Определение безводной эксплуатации скважин Среднеботуобинского месторождения на текущий период

По формуле (6) рассчитывались предельно безводные дебиты скважин с исходными данными, представленными в таблице 1 для различных относительных вскрытий.

Таблица 1. Исходные данные для расчета

Показатели	Скважины
	СБт-156	СБт-163	СБт-74
Рпл, МПа	12,42	11,48	12,29
Тпл, К	284	284	284
А	0,04629	0,01257	0,057074
В	4,2*10-8	3,3*10-7	1,6*10-7
сотн	0,65	0,65	0,65
Rc	0,1	0,1	0,1
Rk	300	350	250
h	37,2	12	13

При использовании формулы (1) необходимо рассчитать относительные параметры:

1. Относительное вскрытие пласта на текущий момент разработки месторождения, определяется по формуле:



2. Относительный радиус контура питания скважины

3. По формуле (11) рассчитываем коэффициенты фильтрационного сопротивления:

4. Плотность газа определяется по выражению:

5. Используя формулу (9) находим коэффициент Джоуля - Томсона:

6. Полученные значения, подставив в формулу (4) получаем коэффициент проницаемости:

7. Для определения безразмерного дебита используем формулу (7), подставив значения в выражение, получаем:

8. Исходя из полученных значений, определяем безводный режим скважины по формуле (6):

9. По формуле (6) рассчитывалось предельный безводный дебит для различных значений относительных вскрытий пласта. Полученные значения представлены в таблице 2. Из полученных значений построен график зависимости Q_пр от h_отн скважины СБт - 74, в которой видно, что при

h_отн = 0,4 Q_пр =188,48 тыс. мі/сут. (рис.5)

Таблица 2. Зависимость предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта СБт -74

hвс	hотн	Qпр
0	0	0
1,3	0,1	139,29
2,6	0,2	173,50
3,9	0,3	187,26
5,2	0,4	188,48
6,5	0,5	180,02
7,8	0,6	163,00
9,1	0,7	137,65
10,4	0,8	103,41
11,7	0,9	58,74
13	1	0

Рис. 5. Зависимость Q_пр от h_отн скважины СБт - 74

Аналогично произведены расчеты для скважин СБт-156 и СБт-163.

Результаты расчета скважины СБт-156 и СБт-163 приведены в таблице 3.

Таблица 3. Результаты расчетных показателей скважин СБт-156 и СБт-163

Показатели	СБт-156	СБт-163
hотн	0,26	0,83
Rотн	3000	3500
А, МПа 2сут/тыс мі	0,0004966	0,00015
В, (МП·сут/тыс.мі)І	1,12*10-6	2,75*10-6
сг	127,8	117,3
D	10,44	3,14
k0	1912,07	15228,17
Q*	17,04	39,55
Qпр, МПа	374,84	108,37

Значение Q_пр в зависимости от относительного вскрытия пласта скважин СБт-156 и СБт-163представлены в таблице 4 и в таблице 5, соответственно.

Таблица 4. Зависимость предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта СБт -156

hвс	hотн	Qпр
0	0	0
3,72	0,1	272,54
7,44	0,2	352,43
11,16	0,3	392,94
14,88	0,4	408,53
18,6	0,5	404,15
22,32	0,6	381,23
26,04	0,7	338,93
29,76	0,8	273,52
33,48	0,9	174,72
37,2	1	0

Таблица 5. Зависимость предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта СБт -163

hвс	hотн	Qпр
0	0	0
1,2	0,1	100,37
2,4	0,2	132,35
3,6	0,3	150,13
4,8	0,4	158,87
6	0,5	160,30
7,2	0,6	154,87
8,4	0,7	142,15
9,6	0,8	120,45
10,8	0,9	84,81
12	1	0

Графики зависимости скважин СБт-156 и СБт-163 представлены на рисунках 6 и 7, соответственно.

Рис. 6. Зависимость Q_пр от h_отн скважины СБт - 156



Рис. 7. Зависимость Qпр от hотн скважины СБт - 163

5. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода

В процессе разработки изменяются свойства газа, воды, пористой среды, толщина газоносного пласта, положение ГВК, пластовое давление и т.д. Эти изменения должны быть учтены при прогнозировании показателей разработки [11]. Параметры, которые входят в расчетные формулы для определения предельно безводных дебитов, зависят от давления, а давление - от отбора газа из залежи в процессе разработки. Эти параметры определяются по следующим формулам [3]:

(8)

где R_c - радиус контура газоносности залежи принятой круговой формы, м; Q_в(t) - объем воды, вторгшейся в газоносную часть залежи за время t, [тыс.мі] определяется:

(9)

где k_в - средняя для воды проницаемость водоносного пласта, мкмІ; h - толщина водоносного (газоносного пласта) у стенки укрупненной скважины, м; µ_в - динамическая вязкость воды, мПас; ч_в - средневзвешенный коэффициент пьезопроводности, определяемый по формуле:

(10)

m - пористость; в - коэффициент объемной упругости, определяемый по формуле:

в_в, в_п - коэффициенты объемной упругости воды и пласта, - безразмерная функция, зависящая от параметра Фурье f0, определяемого по формуле:

(11)

Вычислив Q_в(t) на каждый момент времени, необходимо определить Р_пл(t) и h(t), а по известным Р_пл(t) и h(t) - величину Q_пл(t).

Значение текущего пластового давления определяем по формуле:

(12)

где Р_пл(t), - соответственно текущее и начальное давление пласта, МПа; z(Р_пл,T_пл), - начальный и текущий коэффициенты сверхсжимаемости газа; Vн - начальный объем газоносной части пласта, мі; бг - средний по залежи коэффициент газонасыщенности пласта; Q_доб(t) - отбор газа из залежи за время t.

С учетом изложенного предельный безводный дебит скважины при подвижном контакте газ-вода и гиперболическом характере изменения толщины изотропного пласта в призабойной зоне будет определяться по формуле:

(13)

где Q* - безразмерный безводный дебит газовой скважины при подвижном контакте газ-вода и гиперболическом характере изменения толщины изотропного пласта, определяем по формуле [16]:

(14)

где h(t) - относительное вскрытие пласта по годам:

(15)

D - коэффициент Джоуля - Томсона:

 (16)

a* и b* - коэффициенты фильтрационного сопротивления

(17)

6. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода на примере Среднеботуобинского месторождения

Таблица 6/ Исходные данные для расчета

Параметры	Значения
Рнач., МПа	14,1
сотн	0,65
Тпл, К	284
ДР, МПа	0,8
Qгод, млн.мі	23
А, МПа 2сут/тыс мі	0,046
В, (МП·сут/тыс.мі)І	0,00000042
Кр	0,02
Кэ	0,9
h, м	37,2
m	0,12
Кв, мкмІ	0,9
ч, мІ/с	1
mв, мПа с	0,78
б	0,8
Qзап, млн.мі	3700
Tкр, К	205,737
Pкр, МПа	4,62888

Безводные дебиты определенные по формуле (6) как текущие, окажутся значительно выше их истинных значений в процессе разработки из-за непрерывного уменьшения газонасыщенной тощины. Интенсивность подъема контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водогазоносных пластов и других не менее важных факторов.

Для определения текущей толщины газоносного пласта применяется формула (8). Как следует из выше перечисленного уравнения для расчета изменения текущей толщины пласта во времени разработки, необходимо знать объем вторгшейся воды. Для определения используем формулу (9),где

t - время разработки, годы;

(18)

Расчет изменения пластового давления по интервалам разработки производится по следующим формулам:

=

Аналогично для последующих годов.

Или по годам разработки:

Аналогично для последующих годов.

Для определения предельно безводного дебита с подвижном контакте газ-вода, определяем необходимые параметры по формулам с (14) по (17) за момент времени t, полученные значения представлены в таблице 7. На рисунке 8 представлен график изменения накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь в процессе разработки месторождения. Зависимость предельного безводного дебита от пластового давления наглядно представлен на рисунке 9.

Таблица 7. Результаты решений

t, годы	Qt, млрд. мі/год	Qдоб, млрд.мі	Qct, тыс.мі/сут	Qвt, млн.мі	Pt(3), МПа	Z	fot	ДP	Q(Fo)
1985	0,00	0,00	474,47	0,01	14,10	0,78	0,02	0,17	0,18
1990	88,00	440,00	419,57	0,14	12,51	0,79	0,11	0,16	0,42
1995	88,00	880,00	365,84	0,33	10,95	0,80	0,19	0,13	0,59
2000	66,19	1227,97	323,62	0,53	9,73	0,81	0,28	0,11	0,73
2005	58,50	1535,50	285,92	0,73	8,64	0,82	0,37	0,10	0,85
2008	54,29	1702,51	265,25	0,86	8,04	0,83	0,42	0,10	0,92
2009	52,94	1755,45	258,66	0,90	7,85	0,83	0,44	0,09	0,94
2010	51,63	1807,08	252,22	0,95	7,67	0,83	0,46	0,09	0,97
2011	50,35	1857,43	245,91	0,99	7,49	0,84	0,47	0,09	0,99
2012	49,09	1906,52	239,74	1,03	7,31	0,84	0,49	0,09	1,01
2013	47,86	1954,38	233,71	1,08	7,13	0,84	0,51	0,09	1,03
2014	46,66	2001,04	227,81	1,12	6,96	0,84	0,53	0,08	1,05
2015	45,48	2046,53	222,04	1,16	6,80	0,85	0,54	0,08	1,08
2020	39,98	2257,18	195,01	1,37	6,02	0,86	0,63	0,07	1,18
2025	35,05	2442,05	170,83	1,58	5,32	0,87	0,72	0,07	1,28
2030	30,64	2603,88	149,24	1,77	4,70	0,88	0,81	0,06	1,37
2035	26,72	2745,14	130,02	1,96	4,14	0,89	0,89	0,05	1,46
2040	23,23	2868,11	112,96	2,14	3,65	0,90	0,98	0,05	1,55
2045	20,15	2974,87	97,88	2,30	3,22	0,91	1,07	0,04	1,64
2050	17,43	3067,30	84,59	2,45	2,83	0,92	1,16	0,04	1,72
2055	15,03	3147,13	72,93	2,59	2,50	0,93	1,24	0,03	1,80
2060	12,94	3215,90	62,73	2,72	2,20	0,94	1,33	0,03	1,88
2065	11,11	3275,02	53,85	2,84	1,95	0,94	1,42	0,02	1,96
2070	9,53	3325,75	46,13	2,94	1,73	0,95	1,51	0,02	2,04



Рис.8. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь

Рис.9. Зависимость изменения безводного дебита с падением пластового давления

Заключение

Исходя из произведенных расчетов и полученных данных, в соответствии с поставленной целью, были с сделаны следующие выводы:

1. Технологический режим эксплуатации газовых при наличии подошвенной воды, их предельные безводные дебиты определяются приближенно. Метод Алиева З.С. наиболее близка к истинным значениям скважин, так как этот метод, более объективно описывает процесс изменения предельно безводного дебита в зависимости от степени вскрытия пласта и величины допустимой депрессии на пласт. Полученные значения хорошо согласуется с реальными значениями Среднеботуобинского месторождения.

2. Согласно по методике, существует некоторое вскрытие, при котором предельно безводный дебит становится максимальным. Для скважины СБт-74 при относительном вскрытии равной h_отн=0,4 максимальный безводный дебит скважины СБт - 74 равно 188 тыс. мі/сут, но в данное время относительное вскрытие скважины составляет 0,9, тогда как предельно безводный дебит скважины ограничен до 58,74 тыс.мі/сут, но при этом скважина эксплуатировалась с суточным дебитом равной 98,5 тыс. мі/сут, что привело к прорыву подошвенной воды. В текущий момент относительное вскрытие скважины СБт - 156 составляет hотн = 0,2, при этом вскрытии предельный безводный дебит равен Q_пр = 352,43 мі/сут. В данное время скважина эксплуатируется суточным дебитом Q = 34 тыс. мі/сут, что обеспечивает безводную эксплуатацию скважины. Из полученных данных, видно, что скважина СБт-163 тоже эксплуатируется в безводном режиме при текущем относительном вскрытии равной h_отн =0,5 предельно безводный дебит составляет Q_пр = 160 мі/сут.

3. Для того, чтобы скважины не обводнялись в процессе разработки, необходимо синхронно изменять рабочий дебит скважины с учетом изменения относительного вскрытия пласта h_отн.

Список использованной литературы

1. Показатели технологической схемы разработки Среднеботуобинского газоконденсатного месторождения 2008 гг. Текст:отчет о НИП/Закрытое Акционерное Общество "КрасноярсГеофизика", -Красноярск, 2008. - 335 с

2. Шакиров А.Б. Отчет "Технологическая схема разработки Центрального и Северного блоков Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения", - Мирный, 2004. - 265с.

3. Алиев P. C., Мараков Д.А. Разработка месторождений природных газов: Учебное пособие для вузов. - М.: МАКС Пресс, 2011. - 340 с.

4. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений Текст: утв. Госгортехнадзором СССР 06.04.1970. - М.: Недра, 1971. - 104 с.

5. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 880 с.

6. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебник для ВУЗов. - М.: "ЦентрЛитНефтеГаз", 2006. - 720 с.

7. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика"; Удмуртский госуниверситет, 2008. - 720 с.

8. Мищенко И.Т., Сахаров А.В., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и техники нефтедобычи. - М.: Недра, 1984 г. - 272 с.

9. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Издательство "Недра", 1969 г. - 116 с.

Размещено на Allbest.ru