Колонна спускается на проектную глубину 2830, цементируется (тампонажный раствор) до 795 м, заполненяя пустоты, трещин и поры массива пород материалом, способным со временем затвердевать, и препятствовать тем самым движению по ним подземных вод, тем самым это дает возможность проходить горные выработки в относительно благоприятных гидрогеологических условиях.

После крепления скважины эксплуатационной колонной противовыбросовое оборудование демонтируется, на устье скважины устанавливается фонтанная арматура. На герметичность эксплуатационная колонна испытывается опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду. При испытании колонн на герметичность создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее, чем на 10% возможное пластовое давление. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем 0,5 МПа.

Рис. 4.1 Совмещенный график давлений при строительстве эксплуатационных скважин на Южно-Удмуртском месторождении

Рис.4.2 Конструкция наклонно-направленных добывающих и нагнетательных скважин

Определенные, с учетом вышеперечисленного, конструкции проектных скважин приведены в табл. 3.5.

Таблица 4.2.1. Сводные данные по типовой конструкции скважин

4.2 Выбор вида промывочных агентов

На данной площади Южно-Удмуртского месторождения было пробурено три разведочных и одна эксплуатационная скважины. Данные скважины бурились на глинистом растворе, что позволило довести предыдущие скважины до проектной глубины безаварийно. Проектируя новые скважины, логично будет применять аналогичный промывочный раствор.

Для обеспечения эффективной проводки скважин необходимо применять качественный раствор промывочной жидкости. Основным средством для предотвращения осложнений в процессе проводки скважин является применение промывочных жидкостей соответствующего качества, способных создавать необходимое противодавление на продуктивный пласт, предупреждая выбросы и открытое фонтанирование. Свойства и состав промывочной жидкости должны способствовать предупреждению обвалов и осыпей пород, обеспечивать создание минимальной зоны проникновения фильтрата в продуктивные пласты, способствовать качественной промывке ствола скважины и выносу шлама.

При подборе типов буровых растворов необходимо руководствоваться следующими требованиями:

· для приготовления растворов использовать экологически безопасные компоненты;

· максимально снизить отрицательное воздействие раствора на продуктивный пласт;

· обеспечить возможность получения максимальной геолого-технологической информации от скважины;

· обеспечить качественную промывку ствола скважины и работу забойных двигателей;

· уменьшить эрозию ствола скважины;

· максимально сократить общий объем отработанного бурового раствора.

Параметры промывочной жидкости определяются в первую очередь необходимостью создания гидростатического давления в стволе скважины, препятствующего проявлению пластового и порового давления геологических формаций. Кроме этого, состав и свойства промывочной жидкости должны способствовать предупреждению обвалов и осыпей пород, слагающих разрез скважины, обеспечивать создание минимальной зоны проникновения фильтрата в продуктивные поровые и трещинно-поровые коллектора и своими реологическими свойствами способствовать максимальной реализации технических характеристик забойных двигателей и наземного оборудования, качественной промывки ствола скважины и выносу шлама.

При проектировании типов буровых растворов и их свойств необходимо руководствоваться следующими требованиями:

§ для приготовления растворов использовать экологически безопасные, официально зарегистрированные компоненты;

§ максимально снизить отрицательное воздействие раствора на продуктивные пласты путем создания депрессии до 1,5-3,5 МПа;

§ обеспечить возможность получения максимальной геолого-технологической информации от скважины;

§ обеспечить качественную промывку ствола скважины и работу забойных двигателей;

§ уменьшить эрозию ствола скважины;

§ максимально сократить общий объем отработанного бурового раствора;

§ получить оптимальную стоимость бурового раствора.

Параметры промывочной жидкости, определенные согласно п. п. 2.7.3.3.-2.7.3.5- «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»:

2.7.3.3. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.

2.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

2.7.3.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

Для бурения в верхней части разреза применяется полимерглинистый буровой раствор для обеспечения устойчивости стенок скважины. С той же целью в процессе бурения под направление и кондуктор необходимо поддерживать температуру раствора до 5-10⁰С для предотвращения интенсивного растепления пород в зоне ММП. При бурении нижележащих интервалов необходимо дополнительно обрабатывать раствор химреагентами, снижать водоотдачу с 8-9 до 4-5 см³/30 мин. по мере углубления скважины.

Расчет относительной плотности раствора в проекте производится по формуле:

, где

со - относительная плотность бурового раствора.

Ка - коэффициент аномальности пластового давления

Кб - коэффициент безопасности, берется по правилам безопасности п. п. 2.7.3.3.-2.7.3.5 для скважины с проектной глубиной 2830 м.

Расчетная плотность проверяется по формуле:

?P=сgH-P_пл, где

?P - допустимая репрессия

Pпл - пластовое давление

с - плотность бурового раствора, кг/м3

g - ускорение силы тяжести, м/с2;

Н - глубина скважины, м.

Полученные результаты нормируются исходя из правил безопасности п. п. 2.7.3.3, т.е. коэффициент безопасности входит в интервалы 1,04-1,07 для интервалов от 1200 м и до проектной глубины скважины, допустимая репрессия не более 3,5 МПа.

4.3.Выборы техники и технологии для отбора образцов пород

Отбор керна из отложений мела и юры в большинстве случаев успешно осуществляется роторным способом колонковыми снарядами КД11-М 164/80 «Недра» и четырехшарошечными бурголовками К-212,7/80 СЗ. Для повышения выноса и качества керна возможно применение керноотборника изолирующего КИМ2-172/80, выпускаемого НПП СибБурМаш, и бурильных головок с поликристаллическими алмазно-твердосплавными пластинами типа У-АТП 212,7/80 МС-Л, разработанных СП ЗАО «Удол» (г. Ижевск) или аналогичных НПП «Азимут» (г. Уфа). При отборе керна из отложений юры и палеозоя применяются СКУ 122/67 и К-139,7/67 ТКЗ (или РСА-138/67).

4.4 Выбор техники и технологии испытания продуктивных (перспективных) горизонтов

Конструкция скважин позволяет осуществить проведение полного комплекса геолого-геофизических исследований (ГИС, испытание пластов в открытом стволе и в колонне, отбор керна, гидродинамические исследования, отбор глубинных проб воды, нефти и газа), использовать современное оборудование и инструмент для бурения и испытания скважин, а также применять в обязательном порядке станцию геолого-технологических исследований.

Опробование и испытание объектов может производиться как в открытом стволе скважины в процессе бурения, так и в обсаженном эксплуатационной колонной.

Объекты опробования в процессе бурения выбираются геологической службой на основе данных геофизических исследований и кернового материала. В открытом стволе опробуются объекты с неоднозначной характеристикой по каротажу (коллектор-неколлектор, неясное насыщение). Испытание проводится с помощью пластоиспытателя на трубах или опробователя на каротажном кабеле по методике сверху-вниз по мере углубления скважины. Перед проведением работ пластоиспытателем устье скважины должно быть оборудовано в соответствии с существующими техническими требованиями. Схема оборудования устья скважины должна приводиться в рабочих проектах на строительство скважин. При необходимости проводятся исследования по системе каротаж - ИП - каротаж в нижне-среднеюрских отложениях.

Опробование в процессе испытания с помощью испытателя пластов на трубах (ИПТ) дает возможность проследить за изменением забойного давления и температуры, оценить интенсивность притока во времени, отобрать пробы пластового флюида в глубинных или поверхностных условиях.

При применении трубных пластоиспытателей решаются следующие задачи:

оценка характера насыщения объектов опробования и определение их физических параметров;

определение гидродинамических параметров пласта, состояние прискважинной зоны и эксплуатационных возможностей объекта;

определение положения ВНК, ГНК или ГВК.

Выполнение указанных выше задач в комплексе с ГИС позволяет получать необходимые сведения о продуктивности пластов и контурах залежей уже во время бурения. При применении пластоиспытателей достигается относительно точная привязка объекта опробования по глубине.

Работы по опробованию в процессе бурения производятся сразу же после вскрытия пласта по плану. В плане в обязательном порядке указывается цель, основная технология процесса и обвязка устья.

Интервал испытания обычно ограничивают наличием одного проницаемого пласта, но если возникает необходимость испытать объект с несколькими проницаемыми пластами, то испытание каждого пласта целесообразно проводить с использованием двухпакерной компоновки трубного пластоиспытателя для изоляции испытуемого пласта снизу и сверху. Для контроля состояния ствола скважины перед спуском ИПТ вместе с промежуточным стандартным каротажем в обязательном порядке проводится кавернометрия. Непосредственно перед опробованием ведется проработка ствола скважины. Интервал и скорость проработки указываются в плане работ. Компоновка ИПТ выбирается таким образом, чтобы пакер устанавливался непосредственно над пластом.

В целом же определение объектов опробования и количества спусков ИПТ проводится в зависимости от степени изученности объекта и технического состояния ствола скважины.

Безопасное время стояния ИПТ на забое скважины в песчано-глинистом разрезе месторождений Западной Сибири составляет 60-80 минут. Многоцикловое испытание позволяет изучать состояние ПЗП в процессе опробования. При двухцикловом испытании время каждого периода будет следующим: первый открытый период (кривая притока) - 10 минут, первый закрытый период (КВД) - 20 минут; второй открытый период - 25 минут, второй закрытый период - 35 минут.

Максимальная депрессия на пласт не должна превышать 50% от величины пластового давления.

При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе повторное испытание объекта в колонне не производится.

В случае получения положительных результатов при испытании объектов в открытом стволе, продуктивные интервалы следует испытать в эксплуатационной колонне.

Объекты, интерпретируемые по комплексу ГИС однозначно как продуктивные, испытываются, как правило, в обсаженном стволе скважин, так как только в этих условиях возможна наиболее надежная изоляция испытываемых объектов от влияния соседних пластов и осуществляется свободный доступ пластовых флюидов в систему труб и движение их к устью скважины.

При испытании устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой, которые испытывают на герметичность опрессовкой водой на давление, превышающее в 1,1 раза ожидаемое давление на устье скважины.

Вскрытие пластов и испытание ведется по методике снизу-вверх в соответствии с существующими техническими правилами и методическими указаниями. Тип перфоратора и плотность перфорации должны выбираться в соответствии с вышеназванными рекомендациями, учитывающими глубину залегания пласта, его возраст, вещественный состав, количество перекрывающих его колонн. Кроме того, необходимо учитывать толщины вскрываемых пластов, пластовое давление и пластовую температуру.

Строго обязательными являются рекомендации по точности установки перфораторов в интервалах вскрываемых объектов. При вскрытии объектов на глубинах более 3000 м привязка интервалов испытания производится только по радиоактивному каротажу или другому методу ГИС.

Перфорацию следует производить на глинистом растворе, который применялся при проходке данного объекта в процессе бурения. При этом интервал перфорации с превышением на 100 м заполняется растворами электролитов, ПАВ, специальными перфорационными жидкостями или 10% раствором HCl. Производиться она должна с выполнением Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Изоляция испытанных объектов должна осуществляться путем установки цементных мостов или взрывных пакеров с заливкой цементного раствора не менее 3 м над пакером. Мосты испытываются на герметичность согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Вызов притока пластового флюида производится путем смены глинистого раствора на техническую воду с последующим снижением уровня в стволе скважины свабированием, пенными системами, аэрацией.

При получении притока в виде перелива технической воды, а затем и фонтанирования, дальнейшее освоение ведется путем отработки скважины, обеспечивающей полный вынос с забоя на поверхность технической воды и поступающего из призабойной зоны фильтрата бурового раствора. Освоение ведется до стабилизации устьевых (буферного и затрубного) и забойного давлений и дебитов отбираемого из скважины флюида. В конце освоения скважина останавливается для замера в ней величины пластового давления (запись КВД).

Вызов притока из объектов, вскрываемых гидропескоструйной перфорацией, осуществляется методом плавного запуска скважины в работу - путем замены глинистого раствора на техническую воду или путем аэризации с противодавлением на устье. При получении переливающего притока в этом случае без предварительной обработки сразу же проводится исследование объекта на одном из минимальных штуцеров (обычно 2 мм), обеспечивающем устойчивое фонтанирование. Работа производится до полной замены сырой нефти на пластовый флюид по всему стволу. За все время исследования необходимо получить полную карту изменения забойного и устьевого давлений и дебита флюида.

В конце работы на данном режиме путем поинтервальных замеров давления и температуры необходимо построить эпюру по стволу и убедиться в отсутствии технической воды на забое, а затем отобрать глубинные и поверхностные пробы нефти и попутного газа. Только после выполнения такой минимальной программы исследований можно перейти к более форсированным режимам исследований, постепенно увеличивая диаметр штуцера.

Исследование фонтанирующих нефтяных объектов ведется методом установившихся отборов на 3-4 разных режимах со снятием кривой восстановления давления на одном из режимов и замеров пластового давления. При работе на минимальном штуцере в скважине отбирается глубинная проба нефти в количестве не менее 4-х пробоотборников, на поверхности (после трапа) - пробы сепарированной нефти и газа. При отборе глубинных проб необходимо руководствоваться существующей инструкцией по отбору глубинных проб. На всех режимах после трапа отбираются пробы нефти для определения содержания механических примесей и воды в пробе. Величина газового фактора измеряется глубинными приборами непосредственно в скважине.

Для оценки стабилизации режима постоянства величины дебита не достаточно. Дополнительным критерием является величина забойного давления. Если дебит и забойное давление практически не меняются (разница до 10%), то режим можно считать установившимся.

Исследование на стационарных режимах фильтрации необходимо проводить только от меньшего диаметра штуцера к большему во избежание работы на неоправданно высоких депрессиях, что может привести к выделению растворенного газа в призабойной зоне пласта и стволе скважины.

Нефтяные не переливающие объекты исследуются методом прослеживания уровня или давления, а периодически фонтанирующие - путем пуска в работу на одном из монотонных режимов с фиксированием через 0,5-1 час точного объема извлеченной нефти (изохронный метод). При очень малых пульсирующих притоках исследование проводится методом накопленного притока, т.е. после выброса скважиной некоторого объема нефти ее закрывают на сутки и наблюдают за ростом давления на устье, а с помощью глубинного манометра снимают кривую восстановления давления. Ровно через сутки скважину открывают, замеряют точный объем выброшенной ею нефти. По окончанию выброса скважина вновь закрывается на сутки, замеряется рост давления т.д. Исследования данным методом продолжаются 4-5 суток. В конце прослеживания при не переливающем объекте или перед пуском скважины при периодически фонтанирующем объекте глубинными манометрами и термографами снимается эпюра давления по всему стволу с интервалами замеров через 200 м и производится контрольный отбор проб с забоя. При наличии значительных объемов технической воды или фильтрата бурового раствора на забое производится промывка нефтью и дополнительная отработка скважины, после чего исследования повторяются.

Переливающие водяные объекты исследуются методом установившихся отборов на 2-х различных режимах, а не переливающие - методом прослеживания уровня или давления.

Целью исследования водяных объектов является определение физических параметров пласта (положения статического уровня или величины статического давления и т.д). Отбираются также пробы пластовой воды и замеряется ее газонасыщенность после достижения постоянства состава воды по хлору. При замере газонасыщенности четко соблюдаются и фиксируются условия отбора (глубина отбора пробы должна быть максимально возможной, положение уровня должно быть близким к статическому, отмечается температура пласта, объем и номер пробоотборника, объем жидкой и газообразной фаз и т.д.).

Исследование газонефтяных объектов проводится по методу установившихся отборов на 4-х различных уровнях (от меньшего к большему), обеспечивающих полный и равномерный вынос жидкости с забоя на поверхность. В работающей скважине при депрессии в МПа, а в конце исследования и в остановленной скважине при помощи глубинного самопишущего термографа и глубинного дифференциального манометра против опробуемого интервала (замеры через 1-2 м) целесообразно записать термограммы и градиент давления, которые используются для определения его плотности и производятся замеры (поинтервально через 150-200 м по стволу скважины) давления и температуры. Эти данные используются для выделения из трапной жидкости отдельно нефти и отдельно конденсата. При отработке скважины и на каждом режиме исследований значения устьевых давлений снимаются по показаниям образцовых манометров через 1-2 часа, значения дебитов (отдельно жидкости и отдельно газа) - через 3-4 часа. Забойные давления записываются глубинными самопишущими манометрами после стабилизации устьевых давлений и дебитов в течении 4-5 часов.

В связи с тем, что нижне-, среднеюрские пласты часто обладают невысокими коллекторскими свойствами, в результате чего притоки бывают малодебитными или непромышленными, необходимо предусматривать применение методов интенсификации притоков при испытании скважин.

Для повышения продуктивности скважин следует применять повторные перфорации ПГД-БК в кислотных ваннах, гидропескоструйную перфорацию, соляно-глинокислотные обработки ПЗП, метод переменных давлений.

Комплекс ГИС предназначен для оценки качества испытаний, контроля процесса испытания, контроля кислотных обработок и других методов воздействия по интенсификации притока.

Комплекс ГИС и технология его выполнения в скважине должны обеспечивать решение следующих задач:

определение местоположения интервала перфорации в колонне;

оценку качества разобщения объектов испытаний;

определение интервалов притока в скважину пластовых флюидов;

определение интервалов поступления интенсификаторов в объект и заколонное пространство;

определение поглощающих и работающих толщин в объекте;

определение состава пластовых флюидов в стволе скважины.

Технология проведения ГИС в процессе испытания в колонне предусматривает несколько циклов измерений. Первый цикл выполняется с целью контроля качества перфорации и цементирования колонны и получения контрольных (фоновых) замеров методами ГИС. Последующие циклы измерения выполняются после каждой технологической операции, приводящей к изменению свойств жидкости в скважине и состояния призабойной зоны изучаемого объекта (после вызова притока, после закачки интенсификатора в объект, после прекращения испытания и др.).

4.5 Буровое оборудование

Бурение скважин будет осуществляться на глубину порядка 2830 метров. В виду отдаленности объектов от источников электроснабжения целесообразно производить на буровых установках с дизельным приводом, способ бурения - роторно-турбинный.

Буровая установка должна доукомплектовывается блоком очистки бурового раствора, обеспечивающим замкнутую систему циркуляции бурового раствора, состоящим из:

двух вибросит производства;

центрифуги производства;

блока гидроциклонов;

блока ФСУ (блок флокулянтной очистки).

Замкнутая система циркуляции с использованием системы очистки раствора (вибросито, центрифуги и брикетировочного оборудования) позволит исключить загрязняющее влияние бурового производства на окружающую среду и обеспечит наиболее полный контроль за количественным и качественным состоянием бурового раствора.

Основными параметрами буровых установок являются: предельная нагрузка на крюке и условная глубина бурения. Таким образом для проведения проектируемых работ нам потребуется установка 5 класса.

Допускаемая нагрузка на крюке 2000 кН. Скорость подъема крюка при расхаживании обсадных колонн и ликвидации аварий 0,15 м/c. Мощность на приводном валу подьемного агрегата 750 кВТ. Проходной диаметр стола ротора 560 мм. Мощность на приводном валу ротора не более 370 кВТ. Число основных буровых насосов 2. Мощность привода бурового насоса 600 кВТ. Номинальная длина свечи 25 метров. Высота основания не менее 5 метров.

Превенторные установки включают в себя: два плашечных и один универсальный превентор, пульт управления превенторами СН-6-76, выкидные линии МПБКЗ-80 на ожидаемое пластовое давление, блоки глушения и дросселирования, сепаратор.

Оборудование устья скважин (превенторные установки совместно с приустьевой частью обсадных колонн) опресовываются водой (и дополнительно газом) на давление, превышающее ожидаемое на 10%.

Предлагается использовать буровые установки имеющиеся на предприятии. К установкам отвечающим необходимым требованиям относятся: БУ 2500 ДГУ.

Список используемой литературы

1. В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Е.Е. Поляков, А.В. Ахияров, В.Е. Ермолкин, Е.Н.Сысоева Седиментолого-фациальное моделирование при поисках, разведке и добыче скоплений углеводородов Москва, 2010 г.

2. Вылцан И.А. «Фации и формации осадочных пород» учебное пособие. Изд. 2-е, перераб. и доп. - Изд-во: Томский государственный университет, 2002.- 484 с.

3. «Проект пробной эксплуатации Южно-Удмуртского нефтяного месторождения», ГеоНАЦ ОАО «Сибнефть-ННГ», Ноябрьск, 2006 г.

4. «Проект пробной эксплуатации Южно-Удмуртского нефтяного месторождения», ГеоНАЦ ОАО «Сибнефть-ННГ», Ноябрьск, 2006 г.

5. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Москва, 2002 г

6. Регламент скважинных исследований компании. Часть I. Гидродинамические исследования скважин. Часть II. Промыслово-геофизические исследования скважин при контроле разработки месторождений нефти и газа, Москва, 2004 г.

7. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. М.: Минтопэнерго РФ, ВНИИнефть, 1996 г.

8. Геологические модели ловушек нефти и газа осадочного чехла Западной Сибири, в сборнике статей «Гидродинамика в подсчете запасов», Корсунь В.В., ЗапСибБурНИПИ, Тюмень 1992 г.

9. Неантиклинальные ловушки нефти в песчаных телах нижней части неокома и верхней юры Ноябрьского региона в связи с палеогеоморфологической моделью строения Западно-Сибирской плиты, материалы конференции: Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз», Корсунь В.В., ОАО «ВНИИОЭНГ», 1998 г.

10. Геолого-геофизические основы поисков и разведки месторождений нефти и газа в Западной Сибири, сборник научных трудов под ред. А.П. Соколовского, ЗапСибНИГНИ, Тюмень 1986 г.

11. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н. Эффективный подход к описанию свойств пластовых углеводородных систем при планировании разработки нефтяных и газонефтяных залежей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №7 (июль), 2005 г., с. 50 - 54.

12. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва-Тверь, 2003г.

13. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра, 1988 -303 с.

14. Инструкция по предупреждению газонефтепроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98. Москва, Госгортехнадзор России, 1998 г.

15. Ахияров В.Х. Методика выделения продуктивных коллекторов по каротажу в глинистых полимиктовых отложениях // Сб. «Геолого-промысловые методы изучения полимиктовых коллекторов Западной Сибири», Тюмень, 1980, 132с.

16. Алексеев Ю.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин ориентированного профиля ствола установками погружных электроцентробежных насосов, Дисс. на соиск. учен. ст. канд. техн. наук, Уфа, 2000.

17. Beggs, H. Dale. Production optimization. Using NODAL Analysis. OGCI Publications, Tulsa, Ok., 1991.

18. Рагулин В.В., Волошин А.И., Михайлов А.Г. Хлебников С.П. Исследование солеотложения в скважинах ОАО «НК «Роснефть»-Ставропольнефтегаз» и ОАО «НК «Роснефть»-Пурнефтегаз» и рекомендации для его предупреждения. - М.: Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», №1, 2006, с. 38-41.

19. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03).

20. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений (ВНТП 3-85).

21. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Москва, 2002 г.

22. Регламент скважинных исследований компании. Часть I. Гидродинамические исследования скважин. Часть II. Промыслово-геофизические исследования скважин при контроле разработки месторождений нефти и газа, Москва, 2004 г.

Размещено на Allbest.ru