Кроме вышеперечисленных источников в районах поглощающих скважин располагаются установки для сжигания твердых бытовых отходов.

К периодическим выбросам относятся продувки скважин, газопроводов, непостоянно действующие факелы, свечи пуска и стравливания газа, т.е. источники, выбросы из которых не связаны с основным технологическим процессом, а обусловлены отклонением технологических параметров, например, ремонтными работами и т.п.

Перечень вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу и классы их опасности приведены в Таблице 7.5.

Таблица 7.5 Класс опасности вредных веществ

Наименование веществ	ПДК, м.р. ОБУВ, мг/м3	Класс опасности
Окислы азота (в пересчете на NO)	0,085	II
Окись углерода	5	IV
Углеводороды (метан)	50	IV
Метанол (пары)	1	III
Пыль	0,5	III
Сернистый ангидрид	0,5	III
Хлористый водород	0,2	II
Фтористый водород	0,02	II

Основным компонентом промышленных стоков, определяющим их состав, являются пластовые воды, выделяемые из газа на установке комплексной подготовки газа. В процессе вывода скважин на технологический режим и последующей их эксплуатации в воды попадают метанол и диэтиленгликоль с концентрацией соответственно 1,85 г/л и 0,722 г/л, а также углеводородный конденсат.

На площадках УКПГ, ДКС, промбаз принимается раздельная система канализации: бытовая и производственная. На площадках вахтовых комплексов предусматривается только бытовая канализация.

Производственные, дождевые и талые воды с площадок УКПГ и промбаз самотеком поступают в КНС производственных стоков, откуда направляются на установку закачки в пласт, где предварительно очищаются, смешиваются с хоз-бытовыми стоками в резервуаре-усреднителе, и с помощью высоконапорных насосов закачиваются в пласт.

В процессе эксплуатации месторождения будут образовываться так же отходы производства и возникать воздействия на поверхностные земли и почву, являющиеся потенциальными факторами загрязнения почв. (Таблица7.6).

Для растительности района освоения характерны большая ранимость и очень медленные темпы ее восстановления.

Нарушенная растительность в первозданном виде не восстанавливается. На месте уничтоженной мохо-лишайниковой растительности возникают разнотравно-злаковые ассоциации. Наибольший вред растительности наносит бессистемное использование летом вездеходного транспорта, а также пожары возникающие как по вине человека, так и в силу сложившихся природных факторов.

Вредные воздействия на лишайники и мхи оказывают окислы азота. Повреждающая концентрация окислов азота для лишайников составляет 0,2 ПДК для человека.

Техногенное воздействие на животный мир приводит к снижению их численности. Численность видов животных снижается в следствии таких причин:

- появление большого количества людей, техники, в местах обитания животных;

- увеличения численности охотников с собаками, и рыбаков с моторными лодками;

- незаконный отстрел животных и птиц, установка различных капканов и сетей и гибель в них различных редких видов (например казарок, во время весенней охоты на гусей);

- потери выводков и кладки яиц из-за частого беспокойства, вызванного присутствием человека, шумовой эффект;

- уничтожение мест обитания животного мира, за счет отчуждения земель, проведения строительных работ, прокладки коммуникаций, в районе обустройства.

7.2.2 Расчет затрат на рекультивацию нарушенных земель

Рекультивация нарушенных земель в проектах предусматривается Законом РФ №7 от 10 января 2002 г. "Об охране окружающей среды" (Раздел VII. Статья 46 Требования в области охраны окружающей среды при размещении, проектировании, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию и эксплуатации объектов нефтегазодобывающих производств, объектов переработки, транспортировки, хранения и реализации нефти, газа и продуктов их переработки, пункт 2).

Состав работ по рекультивации обычно предусматривает технический этап, который проводится для создания рельефа, обеспечивающего возможность механизированного выполнения биологического этапа рекультивации и включает вывоз строительного мусора, демонтаж временных зданий и сооружений, планировку поверхности, а так же биологический этап рекультивации с целью создания вторичной экосистемы путем посева многолетних трав. Средства на восстановление (рекультивацию) земельных участков определяются объектами и локальными расчетами (сметами) на основании данных, приведенных в проекте восстановления (рекультивации) внешних земель.

Таблица 7.6 Характеристика воздействий на земли

Виды техногенных нагрузок (включая технические сооружения)	Характер первичного влияния на природную среду техногенных факторов: процессы, виды нарушений	Вторичные процессы, их интенсивность и длительность
Трубопроводы	Увеличение глубины сезонного протаивания - промерзания; изменение условий снегонакопления, теплообмена и тепловыделения, наледи	Мощность талой зоны вокруг "теплых" трубопроводов возрастает в 2-3 раза. Возникают мерзлые ядра вокруг "холодных" трубопроводов
	Термокарст и термоэрозия (промоины, овраги)	Тепловая осадка грунта возможна и в зимнее время. Максимальные протаивания там, где трасса пересекает уступы рельефа; протяженность новообразованных линейных форм может составлять десятки (реже сотни) метров
	Изменение гидрологического режима (нарушение поверхностного и подземного стока)	Подтопление, заболачивание, разрушение обваловок, провисание труб, перестройка морфологических и химических свойств почв и структуры почвенного покрова
Гусеничная техника и другой автотранспорт (вне дорог с твердым покрытием)	Уничтожение растительного покрова: на равнинной поверхности - просадки, их обводнение, на пологих склонах на севере месторождения возможна солифлюкция	Заболачивание, образование озер. Реконструктивная стадия преобразования рельефа начинается через 5-6 лет; цикл переформирования рельефа составляет 5-7 лет. Следы даже однократного прохода тяжелой техники не исчезают много лет
Незарегулированный сброс вод от различных источников	Эрозия и термоэрозия (оврагообразование). Механическая суффозия, усадка торфов и разрушение торфяных массивов. При сбросе минерализованных вод, кроме того, засоление почв	Скорость образования эрозионных форм рельефа до 300-400 м/год; иссушение или заболачивание, изменение химических и физико-химических свойств почв

Стоимость рекультивации определяется по ведомственным сборникам единичных расценок и сметных цен на материалы, изделия, конструкции, составленных для строительства объектов газовой промышленности.

В качестве укрупненных или нормативных затрат на рекультивацию одного гектара нарушенных земель допускается использовать среднее значение стоимости потерь сельскохозяйственного производства, связанных с изъятием земель при строительстве объектов обустройства на данном месторождении.

Объем работ по рекультивации для проектируемых объектов следует предусматривать в размере 20% от площади земель, изымаемых для строительства объектов. После ликвидации месторождения предстоит рекультивировать все ранее используемые земли.

Затраты на рекультивацию земель, нарушенных в период строительства рассчитывается по формуле:

Зс=SсСр, (7.2)

Где Sc - прогнозируемая площадь нарушенных земель в период строительства, га;

Cр - средняя стоимость рекультивации нарушенных земель, тыс.руб.

Расчет затрат представлен в Таблице 7.7.

Таблица 7.7 Затраты на рекультивацию (в текущих ценах без рыночного коэффициента)

Обоснование стоимости	Затраты на рекультивацию, тыс. руб.
Площадь отвода земель, га	Прогнозируемая площадь нарушенных земель в период строительства, га	Стоимость возмещения потерь сельскохоз. производства К=500, тыс.руб.	Средняя стоимость рекультивации нарушенных земель, тыс.руб.	Затраты на рекультивацию земель, нарушенных в период строительства	Затраты на после эксплуатационную рекультивацию
106,9	21,4	499,5	4,7	100,6	499,5

Стоимость послеэксплуатационной рекультивации в целях равномерного включения в издержки производства предстоящих расходов согласно законодательству РФ и нормативно-правовых актов Министерства финансов РФ включается в состав резерва предстоящих затрат.

Сводная ведомость земельных платежей и затрат на рекультивацию по вариантам представлена в Таблице 7.8.

Таблица 7.8 Сводная ведомость земельных платежей и затрат на рекультивацию

Перечень текущих платежей	Земельные платежи, тыс. руб.
Возмещение потерь сельскохозяйственного производства с К=500	499,5
Земельный налог на проектируемые объекты (ежегодно)	332,6
Затраты на рекультивацию нарушенных земель с коэффициентом удорожания подрядных работ на промышленное строительство	17419,1
Компенсация убытков в виде упущенной выгоды	72,3
Итого	18323,5

7.2.3 Мероприятия по защите окружающей среды

В соответствии с нормами технологического проектирования для предотвращения попадания газа в производственные помещения и в атмосферу, должна предусматриваться полная герметизация всего оборудования, арматуры и трубопроводов, исключающая постоянные сбросы газа в атмосферу. Вся принятая запорная арматура, устанавливается на трубопроводах, транспортирующих газ, конденсат, метанол и ДЭГ, соответствует 1 классу герметичности затвора по ГОСТ 9544-75, предохранительная арматура -по ГОСТ 12532-88.

Выбор оборудования производится с учетом взрывоопасности, пожароопасности и токсичности продуктов. Все соединения принимаются сварными, за исключением фланцевых соединений на аппаратах.

На случай превышения давления сверх предусмотренного режимом, оборудование должно быть оснащено предохранительными клапанами с выбросом газа на факел.

Опорожнение всех технологических аппаратов осуществляется в герметичную дренажную систему, исключающую попадание жидкости на территорию.

Все помещения, в которых обращаются легковоспламеняющиеся жидкости и горючие газы, оборудуются датчиками сигнализации, довзрывоопасной и взрывоопасной концентрации.

Системы вентиляции и кондиционирования воздуха, кратности воздухообмена должны быть выполнены в соответствии с действующими нормативами и правилами, предъявляемыми к помещениям производственных зданий и сооружений.

При эксплуатации промысла следует учесть следующие технические решения и мероприятия, обеспечивающие охрану окружающей среды:

1. Для обеспечения санитарной охраны источников водоснабжения принять зоны санитарной охраны.

2. Для исключения загрязнения водной среды закачка сточных вод всех категорий осуществляется в поглощающий пласт. Сточные воды предварительно очищаются: хозяйственно-бытовые - на установках биологической очистки, производственные и дождевые - в нефтеловушках и отстойниках. Для наблюдения за распространением сточных вод предусматриваются контрольные скважины.

3. Для обеспечения безаварийной работы водопроводной системы предусмотреть:

- подогрев воды в резервуарах до температуры 22,4o С;

- установку на водоводах незамерзающей арматуры;

- электрообогрев и теплоизоляцию трубопроводов;

- постоянную циркуляцию воды в водоводах;

- применение двухниточных систем водоводов.

4. Для предотвращения загрязнения почвы и водных объектов, связанного с хранением твердых бытовых отходов, осадка сточных вод и некоторых видов промышленных отходов, принимается установка сжигания ТБО.

6. В местах пересечения газопроводов подключения с водотоками производится берегоукрепление с применением нетканных синтетических материалов в качестве обратных фильтров.

7. Для сбора сточных вод, образующихся при гидроиспытаниях газопроводов, предусматриваются амбары.

8. Для исключения разрыва газопроводов в местах пересечения водотоков в расчетах газопроводов на прочность принимается повышенный коэффициент запаса прочности.

Предотвращение загрязнения почв реализуется устройством площадок для складирования и сжигания твердых отходов.

Для предотвращения загрязнения почвы строительным мусором и металлоломом предусматривается строительство площадок для их временного складирования. Площадки размещаются в районе УКПГ.

Все работы по складированию, уплотнению и изоляции ТБО на полигонах механизируются. По периметру полигон ограждается. На выезде из полигона предусматривается контрольно-дезинфицирующая зона.

В качестве основного устройства по обезвреживанию ТБО используется установка для совместного сжигания твердых осадков сточных вод и ТБО.

Выполнение указанных почвоохранных мероприятий при эксплуатации промысла позволит устранить возможность загрязнения почв твердыми отходами в районе размещения промышленного комплекса.

В целях уменьшения техногенного воздействия на флору, связанного с освоением месторождения предусматриваются следующие мероприятия:

- создание растительного покрова (культурфитоценоза) на нарушенных площадях;

- сокращение отчуждаемых земель за счет рационального размещения промышленных объектов, расположение коммуникаций в строго ограниченных коридорах.

Следует предусмотреть движение транспорта, в период эксплуатации, по заранее сооруженным дорогам.

В целях снижения техногенного воздействия на фауну района месторождения предусматривается ряд охранных мероприятий, как технического, так и организационного плана.

7.3 Чрезвычайные ситуации

По статистическим материалам или путем экспертных оценок определяются наиболее вероятные чрезвычайные ситуации на объекте.

При проведении работ в газоопасных местах, с взрывоопасными смесями может возникнуть такая чрезвычайная ситуация как взрыв.

Определим вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси в межпромысловом коллекторе, на расстоянии 1000 м от УКПГ с производительностью 42 млн.м³/сут. (29,16 тыс.м³/мин). При взрыве газовоздушной смеси выделяют зону детанационной волны с радиусом R₁, где происходит полное разрушение, и на границе которой давление Р_ф1=900 кПа и зону ударной волны, где происходят те или иные разрушения (Рис. 7.1)

Определим R₁ по формуле:

где Q - количество газа, сгоревшего во время взрыва, т

Q=q (7.2)

Где - плотность газа. кг/м³ ;

q - расход коллектора, тыс.м³/сек;

t - время утечки газа, равное 15 мин., сек;



Рис. 7.1- Расчет взрыва паро- и газовоздушной смеси

Q=0.61526,19=235.71 т

Давление на фронте ударной волны Р_ф2 на расстоянии 1000 м от центра взрыва, определим по зависимости

Р_ф2=f(P₂/R₁) (7.3)

P₂/R₁ = 1000 / 114,2 = 8,75 долей, что соответствует такому давлению Р_ф2 = 8 КПа

которое будет оказывать воздействие на ГП и вызовет незначительные разрушения.

Определим радиус зоны смертельного поражения людей по формуле:

Из расчета можно сделать вывод о том, что люди, находящиеся на ГП не пострадают от предполагаемого взрыва.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод о том, что условия труда на Юрхаровском месторождении соответствуют санитарным нормам и требованиям, установленными соответствующими ГОСТами.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сеноманская залежь Комсомольского разрабатывается с 1987 года. В 1987 г. протоколом рабочей Комиссии по разработке месторождений Мингазпрома (№ 32/87 от 27.06.1987) был утвержден «Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения», составленный институтом «ТюменНИИгипрогаз».

Месторождение находится в переходной стадии разработки: от периода постоянной добычи к падающей. С вводом в эксплуатацию в 2007 г. центрального купола закончилась активная фаза ввода добывных мощностей сеноманской залежи месторождения.

В 2007 году утверждена работа «Корректировка основных проектных решений по разработке центрального купола Комсомольского месторождения» (Протокол № 72-р/2007 от 26 ноября 2007 г. (Дополнение к протоколу № 23-р/2004 от 14.04.2004 от 2007 г.)). Работа выполнена по заданию ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (протокол НТС от 09.10.2007).

По состоянию на 01.07.2009 суммарный отбор газа в целом по месторождению составил 465,556 млрд.м3 (59,9% от утвержденных запасов газа), при этом проектное значение 469,400 млрд.м3 (60,4% от утвержденных запасов).

Количество действующих скважин по факту равно 162 ед., что превышает проектный фонд на 6,1% (152 ед. по проекту). Анализ динамики добычи показывает, что в течение 1994 - 1995 гг. фактические годовые отборы превышали проектные значения на 4% - 5%. Годовые отборы в 1996 - 2008 гг. были меньше проектных в среднем на 5%.

По состоянию на 01.07.2009 из залежи восточного купола отобрано 355,176 млрд.м3 или 65,4% от начальных запасов купола, при этом проектная величина составляет 359,000 млрд.м3 (66,1%). За первое полугодие 2009 г. отобрано 6,143 млрд.м3. Отставание от проектного уровня, равного 9,410 млрд.м3, составляет 35%.

Пластовое давление в зоне отбора газа снизилось до 3,65 МПа, что соответствует 3,68 МПа по проекту.

Проектный фонд действующих скважин 90 ед. По факту в работе находится 91 скважина, что связано с переводом наблюдательных скважин в действующий фонд.

Западный купол был введен в промышленную эксплуатацию в апреле 1996 г. Фактические годовые отборы газа по западному куполу за все годы разработки были меньше проектных в среднем на 6,4%.

Суммарный отбор газа на 01.07.2009 равен 78,169 млрд.м3 или 65,9% от запасов газа по куполу при проектной величине 78,800 млрд.м3 (66,5%).

Пластовое давление в зоне отбора составляет 4,77 МПа, что на 2,65% меньше проектного значения, равного 4,90 МПа.

Действующий фонд скважин насчитывает 37 единиц и на одну единицу больше проекта.

Третья очередь Комсомольского газового промысла - северный купол, введенный в промышленную эксплуатацию в декабре 1999 г. По состоянию на 01.07.09 накопленная добыча газа составляет 31,238 млрд.м3, или 37,8 % от запасов газа по куполу. За первое полугодие 2009 г. добыто 1,52 млрд.м3, что превышает величину проектного уровня, равную 1,4 млрд.м3 на 7,8%.

Пластовое давление в зоне отбора составляет 5,78 МПа и ниже проектного значения, составляющего 6,05 МПа на 4,5%.

Действующий фонд скважин на восемь единиц больше проектной величины и составляет 28 скважин.

Четвертая очередь Комсомольского газового промысла (центральный купол) была введена в промышленную эксплуатацию 3 марта 2007 года пуском в эксплуатацию скважин № 1521, 1522, 1523 на кустовой площадке 52. Накопленная добыча газа по состоянию на 01.07.2009 составила 0,973 млрд.м3 или 2,9% от запасов по всему куполу при 0,965 млрд.м3 по проекту.

Пластовое давление в зоне отбора снизилось до 5,58 МПа, что немного выше проектного значения 5,46 МПа.

Действующий фонд скважин равен проектному и составляет 6 единиц.

На состояние разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения не могло не сказаться снижение добычи природного газа. Уменьшение отборов сопровождается как позитивными моментами (уменьшение темпа падения пластовых давлений, выравнивание депрессионных воронок и конусов обводнения), так и отрицательными (остановка отдельных участков или части эксплуатационного фонда с риском неполного восстановления добывного потенциала залежи при повторном запуске, нестабильная работа трубопроводов и наземного оборудования и т.д.).

Все вышеизложенное положено в основу планирования вариантов дальнейшей разработки. Расчеты технологических показателей проведены по двум вариантам:

«проект» - основан на проектных уровнях отборов с IV квартала 2009 года;

«уменьшение» - основан на уровнях отборов, сложившихся за последний год (в предположении сохранения кризисных тенденций на ближайшие годы).

Вариант, предусматривающий уменьшение добычи, характеризуется годовым отбором от 19,9 млрд.м³/год в 2009 г. до 21,0 млрд.м³/год в 2012 г. В IV квартале 2009 г. будет добыто 4,90 млрд.м³ газа. Накопленная добыча в целом по месторождению к концу 2012 г. составит 538,52 млрд.м³ или 69,3% от утвержденных начальных запасов. За три года произойдет сокращение действующего фонда скважин на 11 единиц. Эксплуатационный фонд на 01.01.2013 г. будет равен 154 единицам.

Для варианта предусматривающего проектные объемы добычи в 2009 г. отбор составит 21,83 млрд.м³ (за четвертый квартал 6,83 млрд.м³). Максимальный уровень отбора по месторождению прогнозируется в 2010 г. и составит 24,58 млрд.м³, К 2012 году отбор снизится до 20,79 млрд.м³/год. По состоянию на 01.01.2013 г. будет добыто 545,48 млрд.м³ или 70,2% от начальных утвержденных запасов. Фонд скважин сократится до 154 ед.

На ближайшую перспективу предложенные показатели могут быть рекомендованы как рамочные при планировании добычи на 2010 - 2012 гг.

Так как месторождение находится в переходной стадии разработки: к падающей добычи, вопрос промывки песчаных пробок в низкопродуктивных скважинах является актуальным.

Подводя итоги по анализа разработки Комсомольского месторождения, можно выделить три основных момента, связанных с дальнейшей разработкой и эксплуатацией, такие как:

1. Наблюдается смещение депрессионной воронки на западном куполе, что может привести к преждевременному обводнению этого района. Необходимо перераспределить отбор между скважинами.

2. Слабо дренируется северная часть залежи. Необходимо дополнительное бурение.

3. Не ясен характер и причины обводнения центрального купола. Необходима настройка трехмерной фильтрационной модели месторождения.

По результатам экономических расчетов в дипломном проекте мероприятие по промывоке песчаных пробок в низкопродуктивных скважинах Комсомольского месторождения будет считаться эффективным, так как в результате прогнозирования получены следующие результаты:

1. Дополнительная добыча газа за 3 года составит 0.03 млн.м³;

2. Выручка от реализации 45 млн. руб.;

3. Объем капитальных вложений составил 9 млн. руб.

4. Накопленный поток денежной наличности составил 28,38 млн. руб.;

5. При ставке дисконта 15% чистая текущая стоимость равняется 27,29 млн.руб.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Безопасность жизнедеятельности и промышленная безопасность: Учебное пособие. - 2-е изд.стереот. /Под ред. Проф В.Д.Шантарина - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 308с.

2. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. - Печора: Изд-во "Печорское время", 2002. - 894с.

3. Кустышев А.В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Изд-во "Вектор Бук", 2002.- 168 с.

4. ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним.- М.: Изд-во стандартов, 1980.

5. Комплекс подземного скважинного оборудования Ресурс-4. Конструкторская документация.- Саратов: ОАО "Саратовгазавтоматика", 2001.

6. «Коррективы технологических показателей разработки Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения», выполненные институтом «ТюменНИИгипрогаз» (Протокол № 23-р/2004 от 24 мая 2004 г.).

7. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1971.- 66 с.

8. Кустышев А.В. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири, А.В.Кустышев, И.И.Клещенко, А.П.Телков.- Тюмень, Изд-во "Вектор Бук", 1999.- 204 с.

9. Методические указания по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 0907 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" - 43с.

10. Методические указания к выполнению раздела "Безопасность и экологичность" в дипломных проектах специальности 090700 НГР (Разработка эксплуатация нефтяных и газовых месторождений) дневной и зоачной формы обучения. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1999г. - 47с.

11. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.- М.: ФГУП "НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России", 2004.- 312 с.

12. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1971.

13. ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная.- М.: Изд-во стандартов, 1989.

14. ГОСТ Р 51365-99 Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия.- М.: Изд-во стандартов, 1999.ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним.- М.: Изд-во стандартов, 1980.

15. Патент № 37147 РФ. Кл. 7 Е 21 В 43/25. Конструкция скважины для беспакерной эксплуатации / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова.- № 2003132969; Заяв. 12.11.03; Опубл. 10.04.04; Бюл. № 10.

16. Скважинный ловильный и режущий инструмент. Каталог.- М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1988.

17. Степанов Н.Г., Дубина Н.И., Васильев Ю.Н. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов.-М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 204 с.: ил.

18. Васильев Ю.Н. Автоматизированная система управления разработкой газовых месторождений. - М.:Недра,1987.-141 с ил.

19. Никоненко И.С., Васильев Ю.Н. Газодобывающее предприятие как сложная система. - М.:ОАО "Издательство Недра", 1998. - 343 стр.

20. Кульков А.Н., Салихов Ю.Б., Колушев Н.Р., Царев И.Н., Харитонов В.Т. Перспективы использования эжекторной технологии в газовой промышленности - В сб.:Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях.-М.: ИРЦ Газпрома, 1995, том 1. с.127-143.

21. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: учебное пособие. - М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 300 с.

22. Методика определения забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважине с учетом наличия в потоке газа жидкости/ Б.А Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев и др. - М.: изд. ИРЦ Газпром, 1997.

23. Методическое руководство по анализу технологических процессов при разработке морских нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. - Баку: изд. АзИНЕФТЕХИМ, 1983.

24. Руководство по исследованию скважин/ А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. - М.:Наука, 1995.

Размещено на Allbest.ru