Расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Актуальность выбранной темы заключается в том, что на практике довольно часто применяется расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Сущностью фонтанного способа эксплуатации является подъем пластового флюида с забоя скважины на дневную поверхность за счет пластовой энергии.

Объектом исследования является характеристика и расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Предметом исследования является непосредственно расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Целью настоящей работы является изучение фонтанного способа и расчет эксплуатации газовой скважины данным способом.

Для достижения поставленной цели необходимо решение следующих задач:

1) Выявить сущность фонтанного способа эксплуатации;

2) Определить классификацию и основные функции фонтанной арматуры;

3) Провести расчет эксплуатации газовой скважины фонтанным способом;

4) Проанализировать требования к безопасности при фонтанного способе эксплуатации.

Для написания данного курсовой работы были использованы как общенаучные, так и специфические методы исследования синтез, анализ, индукция, дедукция и другие.

Курсовая работа состоит из введения, основной части, поделенной на пункты и подпункты, заключения, библиографического списка.

1. Фонтанный способ эксплуатации газовых скважин

1.1 Сущность фонтанного способа эксплуатации газовых скважин

скважина газовый арматура фонтанный

Явление подъема пластового флюида с забоя скважины на дневную поверхность за счет пластовой энергии называется фонтанированием скважины, а способ эксплуатации скважин - фонтанным.

Фонтанирование скважин осуществляется либо за счет гидростатического напора пласта, либо за счет газа, выделяющегося из нефти, либо за счет пластового давления на забое при осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды или газа. Совершенно очевидно, что материальные затраты в этих случаях различны, причем небольшие затраты будут в случае применения поддержания пластового давления.

Скважина - это сложное и очень дорогостоящее горнотехническое сооружение, предназначенное для работы в сложных условиях в течение десятков лет. Весь срок жизни эксплуатационной скважины, с известной долей условности, можно поделить на следующие периоды:

- основное строительство (бурение, спуск обсадных колонн, крепление обсадных колонн)

- подготовка к эксплуатации (перфорация, конструирование забоя)

- эксплуатация

- ликвидация

В течение каждого периода на скважине проводиться определённый комплекс работ.

Освоение скважины - это комплекс технологических работ по:

1) вызову притока из пласта;

2) восстановлению (при необходимости) проницаемости породы прискважинной зоны пласта (ПЗП);

3) установлению технологического режима эксплуатации скважины.

Освоение скважины - важный этап при подготовки её к эксплуатации. От вида и качества проведённых работ при освоении в значительной степени будет зависеть степень гидродинамической связи скважины с пластом, качественная и количественная характеристики профиля притока в эксплуатационную скважину, длительность работы скважины без осложнений, надёжность функционирования конструкции забоя скважины, надёжность и долговечность самой скважины. Выбор технологии освоения скважины должен тесно указываться с геолого-физической характеристикой пласта, с фильтрационным и напряженным состоянием прискважинной зоны. Фильтрационное состояние прискважинной зоны, как известно, формируется в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, существенно изменяется при проведении подземных ремонтов скважин, постепенно изменяются в процессе обычной эксплуатации скважин. Первичным называется вскрытие продуктивного пласта бурением (разбуривание пласта). Вторичным называется вскрытие продуктивного пласта перфорацией. Применением перфораторов создаются отверстия в стенке обсадной колон, каналы в цементном кольце и в породе пласта для вторичного обеспечения гидродинамической связи скважины с продуктивной толщей пласта.

В перечень основных работ по подготовки скважины к эксплуатации, вводимой из бурения, могут быть включены следующие виды работ:

- перфорация скважины и конструирование забоя скважины;

- спуск в скважину одной или двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ);

- установка устьевой (фонтанной или иной) арматуры и ее обвязка;

- вызов притока из пласта с применением, при необходимости, методов воздействия на прискважинную зону;

- проведение гидродинамических исследований скважины и установление нормы отбора;

- кратковременная пробная эксплуатация скважины;

Задачей гидродинамических методов исследования скважин является изучение коллекторских, фильтрационных, геометрических и других свойств проницаемых пластов. По результатам гидродинамических исследований скважин оценивается их продуктивность и гидродинамическое совершенство, а так же устанавливается норма отбора из пласта.

Технологический режим эксплуатации скважины - это дебит, состав продукции, давление температура на устье скважины. В технологический режим так же включаются параметры работы оборудования, которое обеспечивает тот или иной способ эксплуатации скважины.

1.2 Классификация и основные функции фонтанной арматуры

Фонтанная арматура устанавливается на верхний фланец колонной обвязки.

На скважинах нефтяных и газовых промыслов страны применяются, в основном, арматуры ГОСТ 13846-89 и ГОСТ 13846-84.

Основные функции фонтанной арматуры:

герметизация устья скважины;

управление, контроль и регулирование технологического режима эксплуатации (работы) скважины;

направление продукции скважины через манифольд в систему сбора и подготовки нефти и газа:

полное закрытие или глушение скважины;

обеспечение подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб (НКТ);

обеспечение спуска в скважину приборов, устройств, оборудования;

обеспечение закачки в скважину рабочих агентов для воздействия на пласт или призабойную зону пласта и других специальных веществ.

Фонтанная арматура (ГОСТ 13846-89) классифицируется:

o по рабочему давлению от 14 до 140 МПа;

o по размерам проходного сечения ствола от 50 до 150 мм;

o по числу спускаемых в скважину рядов насосно-компрессорных труб на однорядные и двухрядные;

o по типу запорных устройств с задвижками или с кранами:

o по конструкции фонтанной елки на крестовые и тройниковые.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки (трубной головки) и фонтанной елки (Приложнние 1).

1) Трубная обвязка предназначена:

для подвески колонн насосно-компрессорных труб;

для герметизации пространства между обсадной эксплуатационной колонной и НКТ (затрубное пространство);

для промывки и закачки в скважину рабочих агентов и других веществ;

для контроля давления в затрубном пространстве;

Трубную обвязку изготавливают для подвески одного или двух рядов НКТ. Она состоит из крестовины с двумя боковыми отводами и трубной подвески. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются либо на муфте, либо на резьбе

На одном из боковых отводов крестовины трубной обвязки устанавливается манометр для контроля давления в затрубном пространстве.

Если в скважину спускается два ряда НКТ, то на крестовину трубной обвязки устанавливается тройник.

В этом случае внутренний ряд труб крепится к стволовой катушке через переводник, а наружный ряд - к тройнику на патрубке. Возможна установка НКТ и на муфте (внутренний ряд труб на муфтовой подвеске, устанавливаемой в тройнике трубной обвязки, а наружный ряд - в крестовине).

2) Фонтанная елка предназначена:

для направления потока продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

для регулирования технологического режима эксплуатации скважины;

для обеспечения спуска в скважину приборов;

для закрытия скважины;

для контроля давления на устье (на буфере) скважины.

По ГОСТ 13846-89 предусмотрено выполнение шести схем фонтанных елок.

Устанавливается фонтанная елка на верхний фланец трубной обвязки.

Сверху елка заканчивается колпаком (буфером).

В тройниковой конструкции предусматриваются две выкидные линии: верхняя (рабочая) и нижняя (запасная).

В крестовой конструкции имеется два боковых отвода: запасной и рабочий.

Запасные линии открывают только в случае необходимости устранения каких-либо неполадок в работе рабочей линии (смена дросселя, коррозионное разрушение и т.п.).

Схему и число выкидных линий фонтанной елки выбирают в зависимости от характеристики скважины. Чаще всего для фонтанных скважин применяют елки тройникового типа с двумя выкидными линиями. Фонтанные елки с одной выкидной линией обычно применяют для скважин с небольшим устьевым давлением (до 14 МПа) без абразивных частиц в продукции.

2. Расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом

Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования.

Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др.

Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин - определение диаметра подъемных труб.

2.1 Расчет подъемника газовой скважины

Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.

Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб v'_r. Основное условие выноса следующее:

v'_r * 1.2v _кp, (2.1)

где v _кp - критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/с.

Расчет выноса твердых частиц

В этом случае критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц.

Режим течения определяется параметром Рейнольдса

Re = v _кpт d_т с_г /м_г (2.2)

или параметром Архимеда

Ar = dі_т с_г g(с_{т ?} с_г)/мІ_г, (2.3)

где d_T - диаметр твердой частицы, м; с_т - плотность твердых частиц, кг/м³ (при расчетах принимают с_т = 2400 кг/м³). Выделяют три режима течения:

ламинарный Re ? 2 или Аr ?36; (2.4)

переходный 2 < Re ?500 или 36<Ar? 83 000; (2.5)

турбулентный Re > 500 или Ar > 83000. (2.6)

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:

ламинарный режим

v _кpт =dІ_т g (с_{т ?} р_г)/(18 м _г); (2.7)

переходный режим

н_крт= ; (2.8)

турбулентный режим

v _крт=5,46, (2.9)

где р_г - плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м³; м _г - динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па• с.

Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление

р_заб= (2.10)

или по заданному забойному давлению вычисляют дебит. Внутренний диаметр (в м) подъемника

d_вн=0,1108 (2.11)

где V_г - дебит газа, тыс. м³ /сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение d_вн округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

Расчет выноса жидких капель

Критическая скорость выноса жидких капель с забоя газовой скважины

v _крж =16,47 (45-0,455р_заб)^0,25/, (2.12)

где р_заб - забойное давление, МПа.

Если в продукции скважины имеются твердые и жидкие частицы, то при расчете диаметра подъемника из полученных двух значений диаметра выбирают наименьшее.

Иногда при расчете диаметра подъемника принимают v'_r = 5-10 м/с.

Расчет диаметра подъемника из условия минимальных (заданных) потерь давления в трубах

Диаметр подъемника можно определить из условия минимальных (заданных) потерь давления в подъемнике. При глубине спуска подъемника до забоя внутренний диаметр

d_вн= (2.13)

где л - коэффициент гидравлических сопротивлений; z_ср - средний коэффициент сжимаемости газа (при р_ср и Т_ср); Т_ср-средняя температура в скважине, К; V_r - дебит газа, тыс. м³/сут; р_у - давление на устье скважины, Па; s - показатель степени:

s =(0,03415L_с р_г)/(z_срТ_ср) (2.14)

р_ср = (р_у+р_заб)/2 (2.15)

Т_ср = (Т_заб - Т_у)/ln(Т_заб/Т_у) (2.16)

Вычисление (2.13) проводят методом итераций, так как коэффициент гидравлических сопротивлений неизвестен.

Задача 2.1 Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы диаметром d_т = 0,002 м, а м_г = 1,4 • 10^-5 Па• с.

Решение. Рассчитываем по (2.3) параметр Архимеда (дано: с_г = 1,06 кг/м³; L_c = 2500 м; а = 0,6439 - 10^-4; b = = 2,139 •10^-10; р_за6 = 39,03 МПа; V_г = 1,15. 10³ тыс. м³/сут; Т_заб = = 337 К; z_заб ?0,811)

Аr = (0,002)³ •1,06•9,81 (2400-1,06)/(1,4 - 10^-5)² = 1018183.

Так как Аr = 1018183 > 83000, то режим течения, в соответствии с (2.6), турбулентный, а критическая скорость рассчитывается по (2.9):

v _крт = 5,46 м/с.

По формуле (2.1) рассчитываем: v'_г = 1,2• 11,62 = 14 м/с.

Вычисляем по (2.11) внутренний диаметр подъемника

d_вн= 0,1108?0,05 м.

Выбираем трубы с условным диаметром 60 мм; внутренний диаметр d_вн = 0,0503 м.

Задача 2.2 Для условий предыдущей задачи рассчитать диаметр подъемника, если в продукции содержится также жидкая фаза.

Решение. Вычисляем по (2.12) критическую скорость выноса жидких капель

v _крж= 16,47 (45 -0,0455 • 39,03) ^0,25= 6,76 м/с.

По формуле (2.1) рассчитываем: v'_r = 1,2. 6,76 = 8,11 м/с. По формуле (2.11)

d_вн = 0,1108= 0,0645 м.

Учитывая, что в соответствии с (2.11) внутренний диаметр подъемника 0,05 < 0,0645, оставляем выбранный ранее диаметр подъемника 60 мм, d_вн = 0,0503 м.

Задача 2.3 Рассчитать внутренний диаметр подъемника, исходя из заданных потерь давления в подъемнике. Исходные данные следующие:

V_r = 1,15 • 10³ тыс. м³/сут; z _ср =0,811; L_с = 2500 м;

р_г = 1,06 кг/м³; Т_у = 303 К; Т_заб = 337 К;

р_у =31,13 МПа; р_заб= 39,03 МПа.

2.2 Выбор режима работы газовой скважины

скважина газовый арматура фонтанный

Режим работы газовой скважины задается совокупностью параметров, входящих в общее уравнение притока, а также имеющимся в наличии оборудованием. При этом учитывается большое количество факторов, ограничивающих дебит газовой скважины. К основным из этих факторов относятся вынос частиц породы из пласта в скважину; образование водяного конуса; образование конденсата в пласте или в скважине; чрезмерное охлаждение газа в местах его дросселирования и возможность образования гидратов, вероятность смятия обсадной колонны и т.д.

При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата).

В этом случае необходимо определение минимального дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки.

Минимальный дебит газовой скважины (в м³/с), при котором не образуется на забое жидкостная пробка, рассчитывают по формуле (при глубине спуска подъемника до забоя)

V _{r min} = (2.17)

Минимальная скорость газа (в м/с), при которой не образуется пробка воды

v _{rв min} = (1,23 (45 -0,45 р_заб)^0,25)/, (2.18)

а минимальная скорость газа (в м/с), при которой не образуется пробка конденсата

v _{rк min} = (1,71 (67 -0,45 р_заб)^0,25)/, (2.19)

где р_заб - забойное давление, МПа.

Задача 2.4 Рассчитать минимальный дебит обводненной газовой скважины без образования на забое водяной пробки для следующих условий: d_вн = 0,062 м; р_заб = 16 МПа; Т_за6 = 330 К; z_заб= 0,83.

Решение. Вычисляем по (2.18) минимальную скорость газа, при которой не происходит осаждения водяных капель:

v _{rв min} = (1,23 (45 -0,45 •16)^0,25)/=1,14 м/с

По (2.17) рассчитываем минимальный дебит газа

v _{r min} =(1,14•239•16•3,14•(0,062) І)/(4•0,1•0,83•330)= 0,5888 м³ /с

или

v _{r min} = 0,5888 •86400 = 5,087 • 10⁴ м³/сут.

Таким образом, минимальный дебит данной газовой скважины, при котором не будет образования водяной пробки на забое, равен 50870 м³/сут.

Задача 2.5 При каком минимальном дебите газовой скважины не будет происходить осаждение конденсата на забое скважины? Сохраняются условия предыдущей задачи.

Решение. Минимальная скорость газа, при которой весь конденсат выносится на поверхность, вычисляется по (2.19):

v _{rк min} = (1,71 (67 - 0,45 •16)^0,25)/=1,77 м/с.

Определяем по (2.17) минимальный дебит газа

V _{rк min} =(1,77• 293• 16•3,14• (0,062) ²)/4•0,1•0,83•330= 0,9142 м³/с

или

V _{r min} = 0,9142 •86400 = 78987 м³/сут.

Сравнивая решение задачи 2.4 с решением задачи 2.5 отмечаем, что при прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды. Данный вывод является принципиальным.

2.3 Определение условий гидратообразования газовых скважин

Одним из основных процессов, осложняющих эксплуатацию газовых скважин, является процесс образования кристаллогидратов. Кристаллогидраты образуются при определенных термобарических условиях при наличии в газе капель влаги. Отложения гидратов в виде снегообразной массы или льда в подъемнике газовой скважины снижают пропускную способность (дебит), повышают расход энергии на добычу газа и могут полностью перекрыть живое сечение потоку газа.

Условия образования гидратов могут быть определены экспериментально, графоаналитически и аналитически.

Расчет образования кристаллогидратов при положительных и отрицательных температурах

При положительных температурах взаимосвязь между равновесной температурой и равновесным давлением гидратообразования имеет вид:

t_р = 18,47 (1+lgp_p) - В (2.25)

или lg p_p= - 1,

а при отрицательных температурах:

t_р = -58,5 (1 + lg p_p)+ В₁ (2.26)

или lg p_p= - 1,

где t_р - равновесная температура гидратообразования,°С; р_р - равновесное давление гидратообразования, МПа; В, В₁ - числовые коэффициенты (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Зависимость коэффициентов В и В₁ от относительной плотности р_г

Сг	В	В1	Сг	В	В1	Сг		В	В1
0,56	24,25	77,4	0,71	13,85	43,9	0,86		12,07	37,6
0,57	21,8	70,2	0.72	13,72	43,4	0,87		11,97	37,2
0,58	20	64,2	0,73	13,57	42,9	0.88		11,87	36,8
0,59	18,53	59,5	0,74	13,44	42,4	0,89		11,77	36,5
0,6	17,67	56,1	0,75	13,32	42	0,9		11,66	36,2
0,61	17	53,6	0,76	13,2	41,6	0,91		11,57	35,8
0,62	16,45	51,6	0,77	13,08	41,2	0.92		11,47	35,4
0.63	15,93	50	0.78	12,97	40,7	0,93		11,37	35,1
0,64	15,47	48,6	0,79	12,85	40,3	0,94		11,27	34,8
0,65	15,07	47,6	0,8	12,74	39,9	0,95		11,17	34,5
0,66	14,76	46,9	0,81	12,62	39,5	0,96		11,1	34,2
0,67	14,51	46,2	0,82	12,50	39,1	0.97		11	33,9
0,68	14,34	45,6	0,83	12,4	38.7	0,98		10,92	33,6
0,69	14,16	45	0,84	12,28	38,3	0,99		10,85	33,3
0,7	14	44	0,85	12,18	37,9	1		10,77	33,1

Задача 2.6 Определить возможность образования кристаллогидратов в скважине, если давление на устье скважины р_у = 12 МПа, температура t_у = 28,5°С, а относительная плотность газа при этом давлении р_г = 0,65.

Решение. По таблица 2.1 для р_г = 0,65 определяем В?15,07 и В₁= 47,60. Рассчитываем по формуле (2.25) равновесную температуру

t_p = 18,47 (1 + lg 12) - 15,07 = 23,33°С.

Вычисляем равновесную температуру по (2.26):

t_p = -58,5 (1 + 12) + 47,60 = -74,03°С.

Сравнивая температуру на устье t_у = 28,5°С с рассчитанной по (2.25) t_p = 23,33°С, устанавливаем, что образование кристаллогидратов в скважине невозможно, так как t_у > t_p.

3. Правила безопасности при фонтанной эксплуатации газовых скважин

Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200°C должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

Фонтанные скважины с большим дебитом, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

В процессе эксплуатации скважины клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80^° C и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

Заключение

В первом разделе рассматривается фонтанная эксплуатация газовых скважин: сущность фонтанного способа эксплуатации, классификация и основные функции фонтанной арматуры. Фонтанирование нефтяных скважин обычно происходит в начале разработки месторождений, когда запас пластовой энергии велик и давление на забое скважины достаточно большое, чтобы поднять жидкость до устья скважины. Скважины газовых и газоконденсатных месторождений могут работать фонтанным способом даже до давления забрасывания месторождения, устьевые давления на них сравнительно высокие в течение длительного периода разработки месторождений.

Во втором разделе приведены расчеты эксплуатации газовых скважин фонтанным способом. Произведен расчет подъемника газовой скважины (расчет выноса твердых частиц, расчет выноса жидких капель, расчет диаметра подъемника из условия минимальных (заданных) потерь давления в трубах); выбран режим работы газовой скважины и определены условия гидратообразования газовых скважин (рассчитано образование кристаллогидратов при положительных и отрицательных температурах образования).

В третьем разделе представлены вопросы безопасности технологических процессов и производств при эксплуатации газовых скважин. Даны правила безопасности при фонтанной эксплуатации газовых скважин.

Библиографический список

1. Мищенко, И.Т. Расчеты в добыче нефти [Текст]: учеб. пособие для техникумов/ И.Т. Мищенко. - М.: Недра, 1989. -245 с.: ил.

2. Мордвинов, А.А. Устьевое оборудование фонтанных и нагнетательных скважин [Текст]: метод. указания/ А.А. Мордвинов, А.А. Захаров, Е.Л. Полубоярцев, О.А. Миклина. - Ухта: УГТУ, 2004. - 31 с. ил.

3. Мордвинов, А.А. Освоение эксплуатационных скважин [Текст]: учебно-метод. пособие / А.А. Мордвинов. - Ухта: УГТУ, 2004 -104 с.

4. Ширковский, А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: учебник для вузов/ А.И. Ширковский. - М.: Недра, 1979. -303 с.

Размещено на Allbest.ru