Скважина. УДК М 79 Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин Учебно. Освоение эксплуатационных скважин
 Скачать 1.13 Mb.
|
|
4. ОЦЕНКАГИДРОДИНАМИЧЕСКОГОСОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН Понятиеогидродинамическомсовершенствескважин В промысловой практике для эффективного планирования и регули - рования процесса разработки месторождений необходимо знать потенци - альные добывные возможности каждой скважины Известно , что установившийся приток несжимаемой жидкости в гидродинамически совершенную скважину описывается формулой Дю - пюи : ( ) c к c к заб пл c R R ln p к h 2 R R ln Р P к h 2 Q ⋅ µ ∆ π = ⋅ µ − π = , (4.1) где Q с - величина притока в пластовых условиях в гидродинамически совершенную скважину , м 3 / с ; к - коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования ( проницаемость пласта ), м 2 ; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта , м ; Р пл - давление в пласте на контуре питания скважины ( пластовое давление ), Па ; Р заб - давление в скважине в интервале продуктивного пласта ( забойное давление ), Па ; ∆р - величина перепада давления , движущего пластовую жидкость к забою скважины ( депрессия на пласт ), Па ; µ - коэффициент динамической вязкости жидкости , Па * с ; R к - радиус кругового контура питания скважины , м ; R с - радиус скважины по долоту , м Эта формула справедлива для установившегося плоско - радиального притока несжимаемой однофазной жидкости к одиночной скважине , рас - положенной в центре кругового пласта радиусом R к , дренирующей откры - тым забоем однородный пласт по всей его толщине Важно отметить , что при логарифмическом распределении давления в дренируемом пласте во - 74 круг работающей скважины основная доля перепада давления приходится на зону пласта , примыкающую к забою скважины Так , если приток осу - ществляется от контура питания , находящегося на расстоянии 300 метров , до стенки скважины радиусом 10 сантиметров , то половина всего перепада давления тратится на продвижение жидкости в пористой среде в зоне во - круг скважины радиусом всего менее шести метров Для однородного пла - ста расчет распределения давления между стенкой и контуром питания скважины удобно вести по формуле : ( ) ( ) , R R ln R r ln P P P r р c к c заб пл заб − + = (4.2) где р (r) - давление в пласте на расстоянии r от центра скважины Приведенный пример ярко иллюстрирует тот факт , что призабойная зона играет определяющую роль в притоке жидкости к скважине Поэтому незначительное ухудшение проницаемости в этой зоне приводит к сущест - венному снижению величины притока в скважину , что равносильно соот - ветствующему снижению ее дебита Условия притока жидкости или газа в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем , что в приза - бойной зоне пласта и на боковой поверхности реальных скважин возника - ют дополнительные фильтрационные сопротивления из - за искривления и сгущения линий токов Целесообразно выделить следующие три вида гид - родинамического несовершенства скважин ( рис .4.1): – по степени вскрытия пласта , когда скважина вскрывает продуктив - ный пласт не на всю толщину ; – по характеру вскрытия пласта , когда связь пласта со скважиной осу - ществляется не через открытую боковую поверхность скважины , а только через перфорационные отверстия в обсадной колонне ; – по качеству вскрытия пласта , когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницае - мости пласта 75 в) г) а) б) Рис . 4.1. Схематичное изображение гидродинамически совершенной и гидродинамически несовершенных скважин : а ) совершенная скважина ; б ) несовершенная скважина по степени вскрытия пласта ; в ) несовершенная скважина по характеру вскрытия пласта ; г ) несовершенная скважина по качеству вскрытия пласта (k у – проницаемость призабойной зоны пласта , k – проницаемость удаленной зоны пласта ) 76 Формула притока в реальную скважину ( фактический приток ), про - буренную на нефтяной пласт и имеющую все перечисленные виды гидро - динамического несовершенства , может быть записана в следующем виде : ( ) доп осн заб пл п ц б 2 1 c к заб пл ф щ щ Р Р s s s c c R R ln м P P к h р 2 Q + − = + + + + + − = , (4.3) где с 1 - безразмерный коэффициент , учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из - за несовершенства сква - жины по степени вскрытия продуктивного пласта ; с 2 - безразмерный коэффициент , учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из - за несовершенства скважи - ны по характеру вскрытия продуктивного пласта ( перфорация ); s б - безразмерный коэффициент , учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из - за несовершенства сква - жины по качеству вскрытия продуктивного пласта бурением ( скин - эффект из - за ухудшения проницаемости породы при первичном вскрытии пласта бурением ); s ц - безразмерный коэффициент , учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из - за несовершенства скважины по качеству цементирования ( скин - эффект из - за ухудшения про - ницаемости породы при цементировании обсадной колонны ); s п - безразмерный коэффициент , учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из - за несовершенства сква - жины по качеству вскрытия продуктивного пласта перфораци - ей ( скин - эффект из - за ухудшения проницаемости породы при перфорации скважины ). Основные и дополнительные фильтрационные сопротивления в зоне дренирования соответственно равны ( ) s s s c c кh р 2 м щ , R R ln кh р 2 м щ п ц б 2 1 доп c к осн + + + + = = Для расчетов притока жидкости или газа к системе взаимодейст- вующих несовершенных скважин имеет важное значение понятие приве- денного радиуса. Приведенным радиусом называется радиус такой фик- тивной совершенной скважины, величина притока в которую при прочих одинаковых условиях равна величине притока в реальную гидродинамиче- ски несовершенную скважину. На основании данного определения форму- лу (4.3) можно записать в виде: 77 ( ) ( ) R R ln м Р Р кh р 2 s s s c c R R ln м Р Р кh р 2 Q пр к заб пл п ц б 2 1 c к заб пл ф − = + + + + + − = (4.4) Из последнего равенства легко получается выражение для приведен- ного радиуса: ( ) п ц б 2 1 s s s c c c пр e R R + + + + − ⋅ = Подстановка в формулы притока приведенного радиуса вместо дей- ствительного радиуса скважины обеспечивает замену одной реальной или системы реальных скважин их гидродинамическими эквивалентами – со- вершенными скважинами с фиктивными (приведенными) радиусами. Та- кой прием значительно упрощает гидродинамические расчеты, поскольку вместо сложных расчетно-аналитических зависимостей, описывающих приток в реальные гидродинамически несовершенные скважины, стано- вится возможным применять простые формулы Дюпюи для гидродинами- чески совершенных скважин. Степень гидродинамической связи пласта и скважины характеризу- ется коэффициентом гидродинамического совершенства, под которым по- нимают отношение фактического дебита (притока) скважины к дебиту (притоку) этой же скважины, если бы она была гидродинамически совер- шенной (т.е. если бы скважина, при прочих одинаковых условиях, имела открытый забой полностью вскрытого бурением пласта и естественную проницаемость пористой среды в призабойной зоне). Из этого определения и с учетом формул (4.1), (4.3) и (4.4) следует, что R R ln R R ln s s s c c R R ln R R ln Q Q пр к c к п ц б 2 1 c к c к c ф = + + + + + = = ϕ (4.5) Коэффициент гидродинамического совершенства является одной из важнейших гидродинамических характеристик скважины, и подлежит обя- зательному определению для каждой скважины наравне с коэффициентом продуктивности. Строение пористой среды вокруг скважины и состояние ее забоя в реальном случае может иметь значительно более сложную картину, чем было рассмотрено выше. Соответственно столь сложной будет и гидроди- намическая картина притока в реальную гидродинамически несовершен- ную скважину. 78 Определениестепени гидродинамическогосовершенстваскважин порезультатамтеоретических иэкспериментальныхисследований На протяжении десятков лет зарубежные и отечественные исследо- ватели проводили изучение продуктивности гидродинамически несовер- шенных скважин. Исследования притока нефти или газа в гидродинамиче- ски несовершенные скважины проводились аналитически и эксперимен- тально. С появлением быстродействующих электронно-вычислительных машин (ЭВМ) с большим объемом памяти появилась возможность для этой цели применять численные методы. Попытки аналитического решения в точной постановке задачи о притоке газа или несжимаемой жидкости в изотропном пласте к перфори- рованной скважине из-за сложности и большого числа граничных условий не удались. Полученные формулы даже для идеализированной картины притока оказались мало пригодными для практического использования из- за их громоздкости и низкой точности. В.И. Щуров применил метод электрогидродинамических аналогий (ЭГДА) с целью экспериментального изучения влияния степени и характе- ра вскрытия пласта на дебит скважины. Был использован гладкий цилинд- рический электрод в качестве электрической модели скважины с открытым забоем и цилиндр из токонепроводящего материала с вмонтированными цилиндрическими электродами правильной формы в качестве модели пер- форированной скважины. Сравнение протекающих токов при последова- тельном помещении этих моделей в токопроводящую среду (электролит), геометрически подобную круговому пласту, позволило определить возни- кающие омические сопротивления, а от последних по ЭГДА перейти к фильтрационным сопротивлениям. В результате обработки эксперимен- тальных данных были найдены значения безразмерных коэффициентов с 1 и с 2 для различных условий вскрытия пласта и построены известные гра- фики (графики Щурова), которые широко используются в практике и тео- рии разведки и разработки месторождений. Нами проведена математическая обработка экспериментальных дан- ных В.И. Щурова. В результате получены следующие формулы: ( ) , D h ln 04 , 0 D h ln 14 , 0 03 , 0 h ln 25 , 0 h ln 3 , 0 86 , 7 с 2 2 1 + + ⋅ ′ − ′ = (4.6) ( ) , 1 D d ln 01 , 0 D d ln 24 , 0 3 , 0 nD ln 41 , 0 nD ln 64 , 1 07 , 2 D l ln 17 , 0 D l ln 3 , 0 34 , 0 58 , 3 c к 2 к 2 к 2 к 2 − + − × × + − × × + − = (4.7) 79 где h′ - относительное вскрытие пласта; D - диаметр скважины, м; l к - средняя длина перфорационных каналов, м; d к - средний диаметр перфорационных каналов, м; n - плотность перфорации, отв./м. Использование этих формул уменьшает вероятность и величину ошибок за счет интерполяции, они удобны при расчетах на ЭВМ. Техника лабораторного моделирования не позволяет изучить влия- ние на дебит скважины всех видов несовершенства, в частности – измене- ние проницаемости породы. Это удалось сделать в США благодаря приме- нению быстродействующих ЭВМ. Нами проведена математическая обра- ботка некоторых результатов решения американскими исследователями задачи о продуктивности перфорированной скважины и получена следую- щая формула для определения безразмерного коэффициента s б : ( ) ( ) к 2 к 2 б 2 б б l ln 13 , 0 l ln 07 , 0 42 , 0 n ln 17 , 0 n ln 44 , 1 53 , 3 к к ln 4 , 0 к к ln 01 , 0 1 , 0 8 , 5 s + − × × + − × × + − = , (4.8) где к б – коэффициент проницаемости породы в зоне проникновения бурового раствора. Формула (4.8) соответствует случаю, когда перфорационные каналы не выходят за зону пониженной проницаемости и получена при изменении входящих в формулу (4.8) параметров в следующем диапазоне: к б /к от 0,125 до 0,5; n от 4 до 52,4 отв./м; l к от 0,05 до 0,3 м. Рассмотренные методы позволяют определить коэффициент гидро- динамического совершенства скважин с идеализированной геометрически правильной картиной забоя и призабойной зоны. Ни экспериментальные исследования, ни строгие математические решения не позволяют учесть все особенности реальной картины гидродинамически несовершенных скважин. Такая задача может быть решена только на основе конкретных для каждой скважины промысловых данных. 80 Методикаопределениякоэффициента гидродинамическогосовершенства поисследованиюскважиннаустановившихся инеустановившихсярежимахработы Изменение проницаемости породы призабойной зоны, геометрия перфорационных каналов и забоя скважины с гидродинамической точки зрения имеют очень сложную картину и не поддаются точному математи- ческому описанию. Действительно, для реальной скважины в промысло- вых условиях геофизики и технологи не знают, к примеру, каких размеров и формы получились перфорационные каналы, каковы степень и характер изменения проницаемости породы вокруг перфорационных каналов и т.п. Промысловые работники и исследователи также не имеют достоверной информации и о многих других параметрах, по которым можно было бы определить величины дополнительных фильтрационных сопротивлений. Поэтому определить коэффициент гидродинамического совершенства скважины по формуле (4.5) обычно не представляется возможным, по- скольку достоверно не известны фактические значения безразмерных ко- эффициентов, учитывающих дополнительные фильтрационные сопротив- ления в призабойной зоне пласта и на стенке скважины. Из сказанного следует, что нужна такая методика определения сте- пени гидродинамического совершенства скважин, формулы которой не со- держали бы в явном виде значений безразмерных коэффициентов допол- нительных фильтрационных сопротивлений. Методика должна обладать необходимой точностью оценки и применима в любой период работы скважины, так как состояние пласта, призабойной зоны, забоя с течением времени разработки месторождения также меняются. Такая методика, по всей вероятности, должна основываться на результатах гидродинамиче- ских исследований скважин. Покажем как, на основе гидродинамических методов исследования скважин, можно получить формулу для определения коэффициента гидро- динамического совершенства. Введем в формулу притока (дебита) реаль- ной скважины, описывающую плоскорадиальную фильтрацию жидкости по линейному закону, коэффициент гидропроводности (ε = кh/µ). Тогда формула (4.3) примет вид: ( ) s s s c c R R ln Р Р 2 Q п ц б 2 1 c к заб пл ф + + + + + − πε = Переписав последнюю формулу относительно знаменателя ( ) , 2 Q Р Р 2 s s s c c R R ln ф заб пл п ц б 2 1 c к η πε = − πε = + + + + + (4.9) 81 получаем, что сумма безразмерных коэффициентов дополнительных фильтрационных сопротивлений может быть выражена через известные гидродинамические параметры – коэффициент гидропроводности пласта и коэффициент продуктивности скважины. Подставляя (4.9) в (4.5), получаем следующую формулу для опреде- ления коэффициента гидродинамического совершенства: R R ln 2 1 c к ⋅ ε η ⋅ π = ϕ (4.10) В полученной формуле величина коэффициента продуктивности (η) определяется по результатам гидродинамических исследований скважины на установившихся режимах работы, т.е. по индикаторной диаграмме (ИД). Величина коэффициента гидропроводности пласта (ε) определяется по углу наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления (КВД), построенной в полулогарифмических координатах. Из теоретиче- ских основ гидродинамических исследований на установившихся и неус- тановившихся режимах работы следует, что коэффициент продуктивности, определенный по индикаторной диаграмме, характеризует всю зону дре- нирования – от контура питания до стенки скважины. Коэффициент гид- ропроводности, определенный по кривой восстановления давления, харак- теризует так называемую удаленную от скважины зону пласта с естествен- ными (неизмененными из-за вскрытия продуктивного пласта или из-за применения методов воздействия на призабойную зону) фильтрационными свойствами. Таким образом, методика определения степени гидродинамического совершенства скважин, основанная на формуле (4.10), построена на ис- пользовании результатов гидродинамических исследований скважин на установившихся и неустановившихся режимах работы. При этом в расче- тах используются параметры, определяемые по результатам гидродинами- ческих исследований скважин с наименьшей погрешностью. Формула (4.10) справедлива также и для газовых скважин. 82 Оценкагидродинамическогосовершенства скважинпоразностнымкривым восстановлениядавления Общепринято, что процесс восстановления забойного давления опи- сывается уравнением (3.48). Графическое представление восстановления забойного давления (см. рис. 3.13) показывает, что в начальный период процесс восстановления давления осложнен влиянием каких-то факторов. Обычно начальный участок КВД, построенный в этих координатах, не об- рабатывают, хотя именно этот участок содержит информацию о призабой- ной зоне пласта. Понятно, что в любой момент времени величина депрессии (разница между пластовым и забойным давлениями) зависит от фильтрационных сопротивлений в зоне дренирования, поскольку упругое перераспределе- ние давления есть не что иное как затухающая фильтрация из области с большим давлением в область с меньшим (забой скважины, например) давлением. Зависеть, – значит содержать информацию. В этой связи можно записать, что ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ∑ = ∆ = ∆ + + ∆ + ∆ = − = ∆ n 1 i i п 2 1 заб пл t p t р t p t p t P P t р K , (4.11) где ∆p(t) - величина полного перепада давления в любой момент времени t; ∆p i (t) - перепады давления, затрачиваемые на те или иные фильтрационные сопротивления в момент времени t. Чем более сложное строение зоны дренирования, тем большее число слагаемых может содержать уравнение (4.11). Для обработки кривой восстановления давления П. Поллард предло- жил следующее уравнение: ( ) ( ) t a 3 t a 2 t a 1 заб пл 3 2 1 e A e A e A t P P t p − − − ⋅ + ⋅ + ⋅ = − = , (4.12) где t а 1 1 е А − ⋅ - перепад давления, затрачиваемый на фильтрацию флюида в поровом пространстве (разность между пластовым дав- лением и давлением в трещинах в момент времени t); t а 2 2 е А − ⋅ - перепад давления, затрачиваемый на течение флюида в трещинах; t а 3 3 е А − ⋅ - перепад давления, затрачиваемый флюидом на фильтра- цию в призабойной зоне пласта; 83 А 1 , А 2 , А 3 , а 1 , а 2 , а 3 - постоянные коэффициенты при условии, что пластовое давление больше давления насы- щения жидкости газом (коэффициенты а 1 , а 2 , а 3 связаны между собой соотношением а 1 < а 2 < а 3 ). Коэффициент А 3 определяется выражением: 2 1 заб пл 3 А А Р Р А − − − = (4.13) Из (4.13) видно , что коэффициент в числителе последнего слагаемо - го уравнения (4.12) определяется величиной установившейся депрессии ( перед мгновенным закрытием скважины на исследование ) и величинами подобных коэффициентов предыдущих слагаемых Графическое представление уравнения (4.12) показано на рис . 4.2. Кривую на этом рисунке можно поделить на три участка Первый участок при малых значениях времени , обладая высокой динамичностью , характе - ризует потери давления в призабойной зоне пласта Средний участок ха - рактеризует движение флюида в трещинах ( если таковые имеются ). Ко - нечный участок ( участок кривой при больших значениях времени ) соот - ветствует потерям давления в поровом пространстве блоков Последовательность обработки замеров давления во времени , полу - ченных при исследовании скважины , следующая : а ) строится кривая в координатах ( ) t t p ln − ∆ ; б ) по конечному участку кривой проводится прямая линия до пересече - ния с осью ординат ; в ) определяется значение коэффициента А 1 по значению ln А 1 ; г ) определяется значение а 1 как тангенс угла наклона α 1 прямой линии к горизонтали ; д ) для произвольно взятых значений времени ( чем больше , тем лучше ) определить разницу ( ) ( ) ( ) t p t p t р пр − = ′ Здесь ( ) t р пр - значения перепада давления для прямой линии ; е ) строится разностная кривая в координатах ( ) t t p ln − ′ ∆ ( рис . 4.3); ж ) по конечному участку разностной кривой проводится прямая линия до пересечения с осью ( ) t p Д ln ′ ; з ) определяется значение коэффициента А 2 по значению 2 A ln ; и ) определяется значение а 2 как тангенс угла наклона α 2 прямой линии к горизонтали ; к ) для любого значения времени определяется доля каждого члена в уравнении (4.12); л ) делается вывод об условиях фильтрации флюида в зоне дренирова - ния 84 Рис . 4.2. Основная кривая восстановления давления Рис .4.3. Разностная кривая восстановления давления ln A 1 ln ∆p(t) α 1 t 0 α 2 t ln A 2 ln ∆ р ′ (t) 0 85 Упростим задачу Пусть продуктивный пласт – гранулярный , т е трещины отсутствуют и затраты давления на движение в трещинах тоже отсутствуют ( 0 e A t a 2 2 = ⋅ − ). Тогда уравнение (4.12) упростится и примет вид : ( ) ( ) t a 1 заб пл t a 1 3 1 e A P P e A t p − − ⋅ − − + ⋅ = (4.14) Из уравнения (4.14) следует , что полный перепад давления в любой момент времени расходуется только на фильтрацию в поровом простран - стве от контура питания до призабойной зоны пласта и на преодоление со - противлений в ПЗП Обозначим перепад давления , затрачиваемый на фильтрацию флюи - да в призабойной зоне пласта через ∆р ПЗП (t). С учетом этого обозначения уравнение (4.14) также несколько упростится и запишется в виде : ( ) ( ) t р e A t p пзп t a 1 1 ∆ + ⋅ = ∆ − (4.15) Обработка КВД в этом случае ограничивается только построениями в координатах ( ) t t p ln − ∆ ( см рис . 4.2) и определением по построенному графику коэффициентов А 1 и а 1 Далее для любого значения времени опре - деляется доля каждого члена уравнения (4.15) в общих затратах на фильт - рацию флюида Полученную по изложенной методике долю ∆р ПЗП (t) следует срав - нить с распределением давления в пласте по уравнению (4.2). Из последне - го сравнения можно сделать качественный вывод о степени гидродинами - ческого совершенства скважины и принять решение о том , следует ли применять методы воздействия на призабойную зону пласта 86 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙСПИСОК 1. Амиян В А Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В А Ами - ян , А В Амиян , Н П Васильева . - 2- е изд ., перераб и доп . – М .: Не - дра , 1980. – 380 с 2. Ашрафьян М О Совершенствование конструкции забоев скважин / М О Ашрафьян , О А Лебедев , Н М Саркисов . – М .: Недра , 1987. – 156 с 3. Бойко В С Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений : Учеб для вузов / В С Бойко . – М .: Недра , 1990. – 427 с 4. Вяхирев Р И Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р И Вяхирев , А И Гриценко , Р М Тер - Саркисов . – М .: Недра , 2002. – 880 с 5. Вяхирев Р И Теория и опыт разработки месторождений природных газов / Р И Вяхирев , Ю П Коротаев . – М .: Недра , 1999. – 412 с 6. Гайворонский И Н Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации : Учеб пособие / И Н Гайворонский , Р Г Ахмадеев , А А Мордвинов . – Пермь : Перм - ский университет , 1985. – 80 с 7. Гвоздев Б П Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторож - дений : Справочное пособие / Б П Гвоздев , А И Гриценко , А Е Кор - нилов . – М .: Недра , 1988. – 575 с 8. Закиров С Н Разработка газовых , газоконденсатных и нефтеконден - сатных месторождений / С Н Закиров . – М .: Струна , 1998. – 628 с 9. Методы извлечения остаточной нефти / М Л Сургучев , А Т Горбу - нов , Д П Забродин и др . – М .: Недра , 1991. – 347 с 10. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин / А И Гриценко , Р М Тер - Саркисов , А Н Шандрыгин , В Г Подюк . – М .: Недра , 1997. – 364 с 11. Мирзаджанзаде А Х Физика нефтяного и газового пласта : Учеб для вузов / А Х Мирзаджанзаде , И М Аметов , А Г Ковалев . – М .: Не - дра , 1992. – 270 с 12. Мордвинов А А Единицы физических величин и правила их приме - нения : Учеб пособие / А А Мордвинов . – Ухта : Ухтинский индуст - риальный институт , 1997. – 60 с 13. Мордвинов А А Лабораторно - экспериментальные и практические методы исследования нефтегазопромысловых процессов : Учеб по - собие / А А Мордвинов , Н В Воронина , Э И Каракчиев . – Ухта : Ух - тинский государственный технический университет , 2002. – 114 с 14. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия / В П Дыбленко , Р Н Камалов , Р Я Шарифуллин , И А Туфанов . – М .: Недра , 2000.– 381 с 87 15. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ( ПБ 08-200-98). Серия 08. Выпуск 4/ Колл авт . – М .: Государственное унитарное предприятие « Научно - технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России », 2002. – 224 с 16. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений . – М .: ВНИИнефть , 1987. – 66 с 17. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи : Учеб пособие для вузов / И Т Мищенко , В А Сахаров , В Г Грон , Г И Богомоль - ный . – М .: Недра , 1984. – 272 с 18. Соловьев Е М Задачник по заканчиванию скважин : Учеб пособие для вузов / Е М Соловьев . – М .: Недра , 1989. – 251 с 19. Спутник нефтегазопромыслового геолога : Справочник / Под ред И П Чоловского . – М .: Недра , 1989. – 376 с 20. Тер - Саркисов Р М Разработка месторождений природных газов / Р М Тер - Саркисов . – М .: Недра , 1999. – 659 с 21. Технология и техника добычи нефти : Учеб для вузов / А Х Мир - заджанзаде , И М Аметов , А М Хасаев , В И Гусев ; Под ред проф А Х Мирзаджанзаде . – М .: Недра , 1986. – 382 с 22. Ширковский А И Разработка и эксплуатация газовых и газоконден - сатных месторождений : Учеб для вузов / А И Ширковский . – 2- е изд ., перераб и доп . – М .: Недра , 1987. – 309 с 23. Щуров В И Техника и технология добычи нефти : Учеб для вузов / В И Щуров . – М .: Недра , 1983. – 510 с 24. Яремийчук Р С Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин / Р С Яремийчук , Ю Д Качмар . – Львов : Вища школа , 1982. – 152 с 88 ПРИЛОЖЕНИЯ |