Режимы разработки нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

4

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО образованиЮ

Ухтинский государственный технический университет

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Методические указания для студентов,

обучающихся по специальности 280102

«Безопасность технологических процессов и производств»

Ухта 2006

3

2

УДК 553. 98: 622. 243: 622. 276

Мордвинов А.А., Полубоярцев Е.Л., Миклина О.А. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Методические указания. - Ухта: УГТУ, 2006. - 8 с.

Методические указания предназначены для студентов, обучающихся по специальности 280102 «Безопасность технологических процессов и производств» и соответствуют требованиям государственного образовательного стандарта этой специальности.

Методические указания предназначены для выполнения контрольной работы и курсового проекта по дисциплине «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (специальность «Безопасность технологических процессов и производств».

Методические указания рассмотрены, одобрены и рекомендованы для издания выпускающей кафедрой РЭНГМиПГ (протокол № ___ от «___»__ 2006 г.)

метод освоение скважина

Рецензент :кафедры РЭНГМиПГ.

Редактор: кафедры РЭНГМиПГ.

В методических указаниях учтены замечания рецензента и редактора.

Вне плана 2006 г.

Подписано в печать 2006 г. Компьютерный набор.

Объем 8 с. Тираж 200 экз. Заказ № .

Ухтинский государственный

технический университет, 2006.

169400, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

Отдел оперативной полиграфии УГТУ.

169400, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Тематика контрольных работ

2. Тематика курсового проекта

3. Рабочая программа дисциплины

Библиографический список

Введение

В учебном рабочем плане специальности 280102 «Безопасность технологических процессов и производств» имеется дисциплина «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Изучение этой дисциплины студентами очной и заочной форм обучения состоит из самостоятельной работы с учебниками, учебными и методическими пособиями с целью выполнения контрольной работы (для студентов ФБО) и курсового проекта и подготовки к лекционным и практическим занятиям во время экзаменационной сессии.

Формы контроля знаний студентов по этой дисциплине:

- защита контрольной работы (для студентов ФБО);

- защита курсового проекта;

- сдача экзамена.

Контрольную работу (для студентов ФБО) и курсовой проект необходимо защищать до начала экзаменационной сессии.

Контрольная работа состоит из теоретического вопроса и одной задачи (первый раздел). Вариант теоретического вопроса выбирается по последней цифре зачетки. Вариант задачи выбирается по первой букве фамилии: А - Ж - первая задача, З - О - вторая задача, П - Х - третья задача, Ц - Я - четвертая. Номер варианта каждой задачи выполняется по последней цифре зачетки. Курсовой проект состоит из задания (второй раздел). Номера задания выбирается по последней цифре зачетной книжки.

Отвечать на все поставленные вопросы следует конкретно, грамотно, кратко. При выполнении контрольной работы и курсового проекта единицы физических величин следует выражать в Международной системе единиц (СИ). Курсовой проект иллюстрируется графическим приложением формата А1.

В третьем разделе методических указаний приведена рабочая программа дисциплины «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Здесь даны названия разделов лекционных занятий и названия тем для практических занятий.

В библиографическом списке (четвертый раздел) приведены основные учебники и учебные пособия, которые можно использовать при изучении дисциплины и которые имеются в библиотеке Ухтинского государственного технического университета (УГТУ).

1.Тематика контрольных работ

(для студентов ФБО)

1.1 Индивидуальные теоретические вопросы

1. Понятие о пористости (пустотности) горной породы. Коэффициент пористости, их значения.

2. Понятие о проницаемости горной породы. Закон Дарси. Единицы измерения коэффициента проницаемости.

3. Понятие о насыщенности горной породы нефтью, газом, водой. Коэффициент насыщенности, их значения.

4. Элементарный состав и основные свойства нефти, газа, пластовой воды.

5. Освоение скважин (определение). Перечень основных комплексов работ, проводимых для освоения скважин.

6. Сущность вызова притока из пласта в скважину. Перечень способов, применяемых для вызова притока.

7. Фонтанирование нефтяных скважин. Виды фонтанирования (привести схемы). Регулирования режима работы фонтанных скважин.

8. Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин, условия применения. Разновидности газлифтного способа. Регулирование режима работы газлифтных скважин.

9. Пуск газлифтных скважин в работу. Пусковое и рабочее давления. График изменения давления закачиваемого газа во времени при пуске. Назначение пусковых отверстий и пусковых клапанов.

10. Нефтяные эмульсии, их состав. Условия образования и основные свойства нефтяных эмульсий.

1.2 Задачи

Тема 1. Определение плотности газа

Плотность есть масса единицы объема газа и это один из самых важных параметров, который характеризует газ. Единица измерения - кг/м³. Как известно, объем одного моля газа в нормальных условиях (Р = 0,1 МПа, t = 0 ⁰С) равен 22,4*10^-3 м³, тогда плотность можно определить по формуле:

,

где М - молекулярная масса газа.

Плотность газа зависит от его состава, температуры и давления и определяется по формуле:

,

где с_ст - плотность газа при стандартных условиях (Р = 1 МПа, t - 20 ⁰С), которая определяется по формуле:

x_i - объемная доля i-го компонента;

с_i - плотность i-го компонента, значение которой берется из таблицы 2.1, кг/м³;

Т_ст - стандартная температура, 20 ⁰С;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа при Р и Т.

Коэффициент сверхсжимаемости газов - это отношение объема V при заданных значениях Р и Т к объему этого газа, определенному при идентичных Р и Т по законам идеального газа V_ид. Этот коэффициент характеризует отклонение объема реального газа от объема «идеального» газа:

.

Также как и плотность, коэффициент Z зависит от состава газа, давления и температуры. Его значение определяем графически (рис. 2.1) по приведенным параметрам:

где Pп.кр. - псевдокритическое давление для газа, который представляет собой смесь углеводородных компонентов, определяется по формуле:

Тп.кр. - псевдокритическое давление для газа, который представляет собой смесь углеводородных компонентов, определяется по формуле:

х_i - молярная (объемная) масса i-го компонента в газе, доли единицы;

Pкр._i - критическое давление i-го компонента, определяемое по таблице 1.1, атм;

Ткр._i - критическая температура i-го компонента, определяемая по таблице 1.1, ⁰К;

Рис. 1.1. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа Z природного газа от приведенных давления и температуры

Таблица 1.1

Параметр	Метан	Этан	Пропан	n-Бутан	i-Бутан	n-Пентан	i-Пентан	Серово- дород	Азот
Химическая формула	СН4	С2Н6	С3Н8	n-C4H10	i-C4H10	n-C5H12	i-C5H12	H2S	N2
Молекулярная масса	16,043	30,068	44,094	58,120	58,120	72,151	72,151	34,082	28,016
Плотность, кг/м3 при Т=273,16 К	0,717	1,356	2,010	2,668	2,703	3,457	3,457	1,539	1,250
при Т=293,16 К	0,668	1,263	1,872	2,486	2,518	3,221	3,221	1,434	1,165
Критические параметры
температура	190,55	305,43	369,82	408,13	425,16	469,65	460,39	373,6	126,26
давление, МПа	4,695	4,976	4,333	3,871	3,719	3,435	3,448	9,185	3,465

Таблица 1.2

Исходные данные для определения плотности газа

Параметры	Номер варианта
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Состав газа:
СН4	0,55	0,65	0,71	0,60	0,68	0,70	0,58	0,67	0,73	0,63
С2Н6	0,19	0,1	0,10	0,15	0,18	0,14	0,18	0,22	0,08	0,20
С3Н8	0,08	0,09	0,05	0,10	0,09	0,09	0,11	0,06	0,07	0,07
n-С4Н10	0,06	0,07	0,05	0,06	0,02	0,06	0,06	0,02	0,05	0,04
i-С4Н10	0,08	0,07	0,04	0,05	0,01	0,05	0,03	0,01	0,04	0,03
i-С5Н12	0,02	0,01	0,04	0,03	0,01	0,04	0,025	0,01	0,02	0,015
N2	0,02	0,01	0,01	0,01	0,01	0,02	0,015	0	0,01	0,015
Т, 0С	30,35,40	35	32,36,38	37	34,38,40	39	24,28,32	33	20,25,30	34
Р, МПа	20	12,16,18	24	20,24,28	26	19,23,27	25	16,20,24	21	10,15,20

Построить графики зависимости коэффициента динамической вязкости газа м от давления Р (четные варианты задания) или от температуры (нечетные варианты заданий).

Тема 2. Определение вязкости газа при заданных давлении (Р) и температуре (Т)

Вязкость - физическое свойство вещества, которое проявляется при движении и характеризует сопротивляемость скольжению и сдвигу одной части относительно другой. Коэффициент пропорциональности между силой внутреннего трения и произведением площади на изменение скорости движения называется коэффициентом динамической вязкости -

м [Па*с]. 1 Па*с = 10 П (пуаз) = 10³ мПа * с..

Коэффициент вязкости зависит от давления, температуры и состава газа. Коэффициент динамической вязкости газа по известному составу при заданных давлении и температуре определяется в два этапа:

1. Этап

Расчет коэффициента динамической вязкости газа по известному составу от температуры при атмосферном давлении (Р = Ратм) м_ат определяется по формуле:

(1),

где М_i - молекулярная масса i-го компонента, определяемая из таблиц;

х_i - молярная (объемная) масса i-го компонента в газе, доли единицы;

м_i - коэффициент динамической вязкости i-го компонента от заданной температуры при атмосферном давлении, мПа * с.

Величина м_i определяется с помощью графических зависимостей вязкостей индивидуальных компонентов (i-го компонента газа) (рис. 1.3) от заданной температуры при атмосферном давлении.

Рис. 1.3. - Зависимость вязкости газов м_ат от температуры при атмосферном давлении:

1 - гелий; 2 - воздух; 3 - азот; 4 - углекислый газ; 5 - сероводород; 6 - метан; 7 - этилен; 8 - этан; 9 - пропан; 10 - i-бутан; 11 - n-бутан; 12 - i-пентан; 13 - n-пентан; 14 - n-гептан; 15 - n-октан; 16 - n-нонан; 17 - n-декан.

2. Этап

Расчет коэффициента динамической вязкости газа м от заданных давлении (Р) и температуре(Т) определяется следующим образом:

i. определяем приведенные параметры Тпр и Р пр:

где Pп.кр. - псевдокритическое давление для газа, который представляет собой смесь углеводородных компонентов, определяется по формуле:

Тп.кр. - псевдокритическое давление для газа, который представляет собой смесь углеводородных компонентов, определяется по формуле:

х_i - молярная (объемная) масса i-го компонента в газе, доли единицы;

Pкр._i - критическое давление i-го компонента, определяемое по таблице 1.1, атм;

Ткр._i - критическая температура i-го компонента, определяемая по таблице 1.1, ⁰К;

По рассчитанным приведенным параметрам графически (рис. 1.4) определяем значение м* .

Значение коэффициента динамической вязкости м с учетом поправки на давление рассчитываем по формуле:

Рис. 1.4 - Зависимость приведенной вязкости м^* от приведенных давления и температуры

Таблица 1.3

Исходные данные

Параметры	Номер варианта
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Состав газа:
СН4	0,81	0,80	0,72	0,75	0,76	0,70	0,79	0,78	0,77	0,74
С2Н6	0,09	0,10	0,23	0,15	0,20	0,20	0,11	0,12	0,12	0,14
С3Н8	0,08	0,09	0,04	0,09	0,03	0,09	0,09	0,08	0,10	0,11
N2	0,02	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
Т, 0С	30,35,40	35	32,36,38	37	34,38,40	39	24,28,32	33	20,25,30	34
Р, МПа	20	12,16,18	24	20,24,28	26	19,23,27	25	16,20,24	21	10,15,20

Построить графики зависимости коэффициента динамической вязкости газа м от давления Р (четные варианты задания) или от температуры (нечетные варианты заданий).

Тема 3. Расчет распределения давления и температуры по стволу газовой скважины

Давление на устье в работающей скважине можно найти по формуле Адамова:

(1)

где d_вн - внутренний диаметр НКТ, см;

Q - объемный расход газа, тыс.м³/сут;

Т_у, Т_з -температуры на устье и забое скважины, ⁰К;

Р_у,, Р_з - давление на устье и забое скважины, кгс/см²;

л - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления;

Z_ср - коэффициент сверхсжимаемости газа, который определяется по приведенным параметрам (Рпр и Тпр) графически (рис. 1.1), в зависимости от Р_ср и Т_ср:

,

,

Ркр i и Ткр i - значения критических давления и температуры i-го компонента смеси выбираются из таблицы 1.1;

- относительная плотность газа по воздуху;

L - расстояние от устья до забоя скважины, м.

Расчет распределения давления по стволу скважины сводится к пересчету глубины от L до 0 м с определенным шагом.

Давление определяется с применением метода итерации (метод последовательных приближений), т.к. значение Z_ср зависит от искомого Р_у. Метод итерации заключается в следующем. На первом шаге находим значение коэффициента сверхсжимаемости газа при условии, что Р_ср = Р_з, получаем значение Z_ср¹ (Т_ср, Р_з). Определяется значение S¹ и значение Р_у¹. На втором шаге находим значение

Z_ср²(Т_ср, ).

По формулам определяем значение S² и значение Р_у². Расчет Р_у заканчивается, когда значение Р_у не меняет свое значение.

Температура газа в стволе работающей скважины на глубине Х определяется по формуле:

,(2)

где t_x - температура газа на глубине Х при отсчете от середины интервала

перфорации, ⁰С;

Г - средний геотермический градиент на участке от 0 до Х, ⁰С;

р_х - давление на глубине Х при расчете от середины интервала перфорации, кгс/см² (берется рассчитанное Р_у);

А - термический эквивалент работы, 1/427 ккал/кг;

С_р - средняя теплоемкость газа при

, ккал/кг*⁰С;

Дt - перепад температуры в пласте, ⁰С;

T_пл- пластовая температура, 0С;

Di - коэффициент Джоуля-Томпсона в пласте, 0С/(кгс/см2);

Р_з - забойное давление, кгс/см2;

б - коэффициент.

Задание. Построить кривые распределения давления и температуры по стволу работающей газовой скважины по трем точкам: забой, середина ствола скважины и устье.

Алгоритм расчета на одной точке заключается в следующем.

1. Определить ориентировочное значение давления на определенной глубине по формуле 1, принимая Тср = Т заб.

2. По формуле 2 рассчитать значение температуры Т¹ на этой глубине.

3. Пересчитать значение давления по формуле 1, принимая Тср = (Тзаб+Т¹)/2.

4. Пересчитать значение температуры по формуле 2.

Рекомендуется начать расчет с определения устьевых параметров: давления и температуры.

Таблица 1.4

Исходные данные

Параметры	Номер варианта
	1	2	3	4	5	6	+	78	9	10
Состав газа:
СН4	0,81	0,80	0,79	0,78	0,77
С2Н6	0,19	0,20	0,21	0,22	0,23
dвн, см	6,3	7,6	7,6	6,3	6,3	7,6	7,6	6,3	6,3	7,6
Q, тыс.м3/сут	150	185	190	145	150	185	190	145	150	185
л	0,025
L, м	2100	1900	2500	3000	2600	2800	2600	2200	2200	1800
Г, 0С/м	0,325
Ср, ккал/кг*0С	0,750	0,800	0,751	0,801	0,752	0,802	0,783	0,803	0,784	0,804
Д t	5,0	4,9	5,5	6,0	5,5	6,0	6,0	5,0	4,5	4,5
Dt, 0С/(кгс/см2)	0,11	0,12	0,13	0,11	0,12	0,13	0,11	0,12	0,13	0,11
б	0,00011
Тзаб, 0С	30	35	36	37	34	39	32	27	25	27
Тпл, 0С	32	37	38	39	36	41	34	29	27	29
Рзаб, кгс/см2	200	180	240	280	260	270	250	20	210	150

Тема 4. Расчет показателей разработки газового месторождения при режиме постоянной депрессии

Необходимо рассчитать следующие показатели разработки:

ь пластовое давления (Р_пл(t)),

ь забойное давления (Р_заб(t)),

ь средний дебит скважины (q(t))

на 6 лет разработки газового месторождения.

При проведении расчетов делаются следующие допущения:

· газовая залежь разрабатывается в условиях газового режима;

· пренебрегаем изменением температуры и свойств реальных газов по годам разработки.

Изменение по годам средневзвешенного по газонасыщенному поровому пространству пластового давления Р_пл определяется по уравнению материального баланса:

,

где Q_доб - накопленный отбор газа из залежи по годам, ;

Q₀ - запасы газовой залежи, ;

Р(t), P_н - текущее и начальное средние пластовые давления, ;

Z(t), Z - текущее и начальное значения коэффициентов сверхсжимаемости газа.

Коэффициент сверхсжимаемости газа определяется графически (рис. 1.1) по приведенным параметрам:

,

где Р_{кр i} и Т_{кр i} - значения критических давления и температуры i-го компонента смеси выбираются из таблицы 1.1;

Р и Т - значения давления и температуры при которых определяется значения коэффициента сверхсжимаемости газа.

Значение текущего средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления определяется графически следующим образом.

Для построения графика берем значение начального пластового давления Р_н, определяем Z_н и отношение Р_н/Z_н. Далее через определенный шаг по давлению определяем значения Z и Р/Z. Строим график Р/Z=f(P) (рис. 1.5). Далее по формуле 1.4 на конец каждого года разработки определяется отношение , определяется значение Р(t) как показано на рисунке 4.

Рис. 1.5 . Зависимость Р/Z=f(P)

Зная депрессию можно определить значение текущего забойного давления Р_заб(t). Значение среднего дебита определяется из уравнения притока газа к забою скважины:

,

где a и b - коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Таблица 1.5

Исходные данные

Параметры	Номер варианта
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Состав газа:
СН4	0,81	0,80	0,72	0,75	0,76	0,70	0,79	0,78	0,77	0,74
С2Н6	0,19	0,20	0,28	0,25	0,24	0,30	0,21	0,22	0,23	0,26
Начальное Рпл, МПа	32	33	34	33	32	31	30	31	32	30
Т пл, 0К	320	310	320	330	340
Ту, 0К	300	290	290	280	300	290	310	300	320	310
Qдоб(t),	5	4,5	4	3,5	3	2,5	3	3,5	4	4,5
Q0, млрд.м3	200	180	160	140	120	100	120	140	160	180
Коэф-нт а, МПа2*сут/м3	0,0446	0,0456	0,0307	0,0485	0,0350	0,0400	0,0450	0,0305	0,0425	0,0385
Коэф-нт в, (МПа2*сут/м3)2	0,0004	0,0005	0,0004	0,0005	0,0004	0,00053	0,00045	0,0004	0,00055	0,00045
Депрессия, МПа	10	9	8	7	6	6	7	8	9	10

28

2. Тематика курсового проекта

1. Режимы разработки нефтяных и газовых месторождений

2. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

3. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин

4. Насосная эксплуатация нефтяных скважин

5. Конструкция скважин

6. Промысловый сбор, подготовка нефти, воды и газа (установки комплексной подготовки нефти и газа, промысловые трубопроводы и арматура, оборудование для сепарации нефти и газа, нефтяные эмульсии и борьба с ними, безрезервуарная сдача нефти в нефтепровод, нефтяные резервуары, установки подготовки газа….)

7. Методы интенсификации добычи нефти и газа (кислотная обработка, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация…..)

8. Подземный ремонт скважин

9. Транспорт и подземное хранение газа

10. Применение композиций ПАВ многофункционального действия для повышения эффективности работы скважин и трубопровода

3. Рабочая программа дисциплины

Учебным рабочим планом на дисциплину «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по дневному виду обучения отводится 144 часа ( лекционные - 36 часов, лабораторные - 18 часов, практические - 18 часов, индивидуальные консультации - 4 часа, самостоятельная работа студентов - 68 часов).

3.1 Лекционные занятия

Наименование разделов	Основное содержание разделов	Кол-во часов
1. Введение	Предмет дисциплины. Роль нефти и газа в политике, экономике, экологии. Понятие о нефтегазовой залежи. Основные определения. Классификация запасов нефти и газа.	4
2.Конструкция нефтяных и газовых скважин	Конструкция устья, забоя, подземное оборудование. Характеристика оборудования	2
3.Классификация и размещение нефтяных и газовых скважин	Классификация скважин по назначению. Размещение нефтяных и газовых скважин по площади нефтегазоносности	2
4.Совершенство скважин. Гидродинамические методы исследования нефтяных и газовых скважин	Виды несовершенства скважин. Исследование скважин при установившемся и неустановившемся режимах	2
5.Теоретические основы притока жидкости и газа к скважине	Вывод формулы Дюпюи для нефтяных и газовых скважин	2
6.Режимы разработки нефтяных и газовых месторождений	Характеристика движущих сил в нефтяных и газовых залежах. Влияние режимов на коэффициент нефтегазоотдачи	4
7. Основы теории подъема жидкости и газа в скважине	Баланс энергии в скважине. Виды фонтанирования	2
8.Интенсификация притока нефти и газа к скважине	Характеристика вторичных методов добычи и методов воздействия на ПЗП	4
9.Способы добычи нефти и газа	Характеристика способов эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Основное оборудование	4
10.Вскрытие пласта и подземный ремонт скважин	Технология заканчивания скважин. Достоинства и недостатки. Операции, относящиеся к подземному ремонту скважин	2
11.Промысловый сбор и подготовка нефти и газа на промысле. Магистральный транспорт	Основные принципы промысловой подготовки нефти и газа. Задачи и технология магистрального транспорта нефти и газа	4
12.основы теории разработки нефтяных и газовых месторождений	Расчет показателей разработки нефтяных и газовых месторождений	4
Всего: 36 часов

3.2 Практические занятия

Наименование темы	Основное содержание темы	Кол-во часов
Устьевое оборудование фонтанных и нагнетательных скважин	Подземная конструкция скважин. Основные конструкции и узлы фонтанных и нагнетательных арматур.	4
Оборудование газлифтных скважин	Типы и конструкции газлифтных подъемников. Газлифтные клапаны.	3
Гидродинамическое совершенство скважин	Виды гидродинамического несовершенства скважин. Методы определения коэффициентов гидродинамического несовершенства скважин.	3
Обработка результатов исследования нефтяных скважин на неустановившихся режимах работы	Порядок снятия кривой восстановления давления. Определение коэффициента гидропроводности, проницаемости и комплексного параметра.	2
Расчет вязкости газа при заданных давлении и температуре.	Расчет вязкости газа при заданной температуре и атмосферном давлении. Расчет поправки на давление.	2
Изучение конструкций штанговых скважинных насосов.	Типы ШСН. Основные узлы. Принцип работы ШСН	4
Всего: 18 часов

3.3 Лабораторные занятия

Наименование темы	Основное содержание темы	Кол-во часов
Экстрагирование нефтенасыщенных образцов	Назначение экстрагирования, порядок проведения работы.	2
Пористость горной породы	Виды пористости. Проведение лабораторной работы по определению открытой пористости.	3
Проницаемость горной породы	Виды проницаемостей. Проведение лабораторной работы по определению абсолютной проницаемости. Обработка результатов эксперимента.	3
Исследование нефтяных скважин на установившихся режимах работы.	Виды индикаторных диаграмм. Проведение лабораторной работы на установке. Обработка результатов эксперимента.	5
Исследование процесса движения газожидкостных смесей в скважинах.	Проведение лабораторной работы на установке. Обработка результатов эксперимента.	5
Всего: 18 часов

Библиографический список

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов/ В.С. Бойко. -М.: Недра,1990. - 427 с.

2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб./ Ю.В. Вадецкий. -М.: Академия, 2003.- 352 с.

3. Гвоздев Б.П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие / Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов. -М.: Недра, 1988. -575 с.

4. Геология нефти и газа: Учеб. для вузов / Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин и др.; Под ред.- Э.А. Бакирова.- 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1990. - 427 с.

5. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М., «Недра», 1980.-301 с.

6. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела: Учеб. для вузов / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - 2-е изд., перераб. и испр.- Уфа: ООО “ Дизайн Полиграф Сервис”, 2002. - 544 с.

7. Кудинов В.И. Основы нефтегазового дела: Учеб. для вузов / В.И. Кудинов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований - Удмуртский государственный университет, 2004.- 720 с.

8. Мордвинов А.А. Бурение скважин и добыча нефти и газа: Учебное пособие А.А. Мордвинов - Ухта: Институт управления, информации и бизнеса, 2005.-127 с.

9. Мордвинов А.А. Лабораторно-экспериментальные и практические методы исследования нефтегазопромысловых процессов: Учебное пособие / А.А. Мордвинов, Н.В. Воронина, Э.И. Каракчиев. - Ухта: УГТУ, 2001. - 114 с.

10. Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин: Учебное пособие / А.А. Мордвинов. - Ухта: УГТУ, 2004. - 104 с.

11. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебник для вузов. М., «Недра», 1979.-303 с.

Размещено на Allbest.ru