Сбор и подготовка скважиной продукции

Наличие механических примесей в жидкостях, перекачиваемых по промысловым трубопроводам, ускоряет коррозию металла труб. В общем случае механизм процесса определяется скоростями потока жидкости, а также составом и концентрацией механических примесей. При небольших скоростях происходит расслоение водонефтяных эмульсий с образованием водного подслоя (в случае системы нефтесбора) и вынос механических примесей из потока с последующим их осаждением на стенках труб, что способствует интенсификации коррозионного процесса. На таких участках поверхности трубы начинается зарождение отдельных питтингов или язв. Интенсивность развития и протекания язвенной коррозии зависит от компонентного состава отложений и коррозионной активности электролита, контактирующего с основным металлом, а также усугубляется жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) под пленками отложений.

4.4. Рекомендации по борьбе с осложнениями в системе сбора нефти, воды и газа.

Методы предотвращения солеобразовании. Основным направлением борьбы с отложением неорганических солей является применение методов предотвращения их отложения в скважинах и на глубиннонасосном оборудовании. При этом правильный выбор метода можно сделать на основе всестороннего изучения причин, условий и зон образования отложений солей. Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить на две группы — безреагентные и химические. К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся: воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными силовыми и акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов, а также проведение специальных изоляционных работ, поддержание повышенных забойных давлений, использование хвостовиков, диспергаторов и других конструктивных изменений в глубиннонасосных установках. К химическим методам относятся подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных вод, совместимых с пластовыми, что исключает или в значительной мере снижает интенсивность образования отложений неорганических солей. Поэтому одним из радикальных методов предотвращения выпадения гипса на ряде зарубежных месторождений является применение для заводнения залежей естественных или искусственно приготовленных вод высокой солености с содержанием хлористого натрия порядка до 240 кг/м3.Асфальтосмолопарафиновые отложения.

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям: по предупреждению образования отложений и удалению уже образовавшихся (рисунок 4.

4.1)Опыт борьбы с АСПО определил несколько наиболее известных и активно применяемых методов. Но многообразие условий разработки нефтяных месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто Рисунок 4.

4.1 Классификация методов борьбы с АСПОтребует индивидуального подхода, и даже разработки новых технологий. Борьба с коррозией.

Для контроля коррозионной агрессивности добываемых и транспортируемый продукции, определения их воздействия на металл трубопроводов и емкостного оборудования, прогнозирования работоспособности объектов и определения эффективности противокоррозионных мероприятий, используют ряд методов, причем их оптимальное сочетание подбирается с учетом особенностей каждого конкретного месторождения. Для контроля коррозии трубопроводных систем рекомендуются следующие методы:

установка контрольных катушек;

установка контрольных образцов;

измерение скорости коррозии методом электросопротивления;

— измерение мгновенной скорости коррозии методом линейной поляризации;

измерение потока диффузионно-подвижного водорода;

неразрушающий контроль ультразвуковыми и радиографическими методами;

наблюдение за изменением химического состава продукции;

обследование внутренних поверхностей оборудования и трубопроводов при аварийных и предупредительных ремонтах;

— исследование состава отложений, выносимых скребками при очистке трубопроводов;

наблюдение за изменением механических свойств и структуры металла. Во 2 квартале 2001 года стали защищать трубу водорастворимым ингибитором коррозии Додикор — 5277, эффективность ингибиторной защиты незначительная. В 2002 году произвели замену этой трубы (ф114×5, Ст10сп, ТУ-14−157−54−94). В первом квартале 2004 года перешли на нефтерастворимый ингибитор коррозии Сонкор-9701.

Эффективность применения ингибитора Сонкор-9701 равна 54%. В июле 2006 г. начали закачивать вододиспергируемый ингибитор Сонкор-9510Б. Средняя дозировка за весь период ингибирования реагентом Сонкор составила 30 мг/л. Эффект защиты составил 89,8%. Высокий эффект защиты по конечному участку получен в ноябре — на 6 месяце от начала дозирования ингибитора. Это говорит о том, что только при довольно продолжительном дозировании происходит достаточное насыщение системы реагентом, при котором формируется надежная антикоррозионная защита. Таким образом, информация, накопленная в течение двух лет позволила сделать вывод, что коррозионная обстановка на данном участке трубопровода стабильна, а реагент надежно защищает внутреннюю поверхность трубы от коррозии. 5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА В СИСТЕМЕ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИПлотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ), (1)где — дебит нефти, — процентное содержание нефти, % - плотность воды, Объемный расход жидкой фазы, (2)где — дебит скважины по жидкости, Объемный расход газовой фазы, (3)где — объемный расход жидкой фазой,; - расходное газосодержание смеси.

Число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы, (4)где — объемный расход жидкой фазой,; - диаметр трубопровода, — кинематическая вязкость, С учетом, что Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы, (5)где — m — коэффициенты характеризующие режим течения;

расход жидкой фазой,; - длина трубопровода,; - диаметр трубопровода,; - плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ), Истинное газосодержание, (6)где — расходное газосодержание смеси;

вязкость газовой фазы,; - динамическая вязкость жидкой фазы, ;Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке, (7)где — истинное газосодержание смеси;

вязкость, С учетом что Потери давления на сопротивление трения движения смеси, (8)где — потери давления при движении жидкой фазы, Па; - приведенный коэффициент сопротивления;

газосодержание смеси;

Приведенный коэффициент сопротивления определяем с использованием графика по значению числа Рейнольдса по относительной скорости или по выражению.

Исходные данные:

процентное содержание воды — 38,6%;плотность нефти — 850 кг/м3;плотность газа — 1,174 кг/м3;плотность воды — 1009 кг/м3;расходное газосодержание смеси — 0,8;динамическая вязкость жидкой фазы — 13,9 мПа· с;динамическая вязкость газовой фазы — 0,0285 мПа· с;Участок трубопровода.

Длина участка трубопровода, мВнутренний диаметр участка трубопровода, мм.

Расход жидкости на участке трубопровода, м3/сутк.

3 — т.551 509 147 148,05к.

1-т.55 890 147 466,58 Т.55 — т.17 925 147 614,63к.

4 — т.17 429 102 601,39 т.

17 — т.166 102 031 216,02к.

30 — т.22а205 102 305,40к.

40 — т.22а915 102 186,90 т.

22а — т.22 903 102 492,30к.

5 — т.22 145 147 775,77 т.

22 — т.1 610 231 471 268,07к.

23 — т.562 282 102 348,20к.

38 — т.56 403 102 268,80 т.

56 — т.60 542 102 617,00к.

39 — т.60 136 810 228,70 т.

60 — т. 58 760 102 645,70к. 37 — т. 58 527 102 236,70 т.

58 — т.24 924 102 882,40к.

2 — т.24 150 147 680т.

24 — т.1 619 662 031 562,4Произведем расчет для участка трубопровода к.3 — т.55Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ) Объемный расход жидкой фазы.

Объемный расход газовой фазы.

Число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы.

С учетом, что Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы.

Истинное газосодержание.

Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке.

С учетом что Потери давления на сопротивление трения движения смеси.

Приведенный коэффициент сопротивления определяем с использованием графика (рис. 5.1) по значению числа Рейнольдса по относительной скорости. Рисунок 5.1 — График для определения коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от числа Рейнольдса. Для остальных участков трубопровода производим аналогичный расчет. Результаты расчета приведены в таблице 5.1Таблица 5.1 — Результаты расчета по остальной части трубопровода Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ), кг/м3Объемный расход жидкой фазы, м3/сОбъемный расход газовой фазы, м3/сЧисло Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы.

Киниматическая вязколсть, м2/сГидравлический коэффициент.

Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы, ПаИстинное газосодержаниеU, м/сЧисло Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке.

Потери давления на сопротивление трения движения смеси, Па911.

3740.

1 880.

7 521 908.

51.63529E-050.

28 926 679 342.

3 460.

422 870.

33 177 941 429.

1 719.

827 541 911.

3740.

59 250.

237 012 212.

491.63529E-050.

289 266 791 962.

5730.

422 870.

33 177 942 918.

693 972 705.

30 359 911.

3740.

78 060.

312 222 212.

491.63529E-050.

289 266 793 539.

5890.

422 870.

33 177 942 918.

693 974 879.

13 693 911.

3740.

76 370.

30 552 000.

1971.63529E-050.

4 168 844 914 081.

740.

422 870.

33 177 942 925.

21 622 419 410.

9 343 911.

3740.

154 430.

617 723 055.

3441.63529E-050.

425 570 432 676.

5430.

422 870.

33 177 944 030.

5 773 873 689.

47 352 911.

3740.

38 780.

155 141 535.

1971.63529E-050.

416 884 491 735.

3160.

422 870.

33 177 943 025.

2 162 242 392.

4 128 911.

3740.

20 740.

94 941 212.

1971.63529E-050.

41 688 449 708.

8570.

422 870.

33 177 941 897.

224 998.

67 806 911.

3740.

62 520.

250 081 535.

1971.63529E-050.

4 168 844 919 862.

510.

422 870.

33 177 942 625.

21 622 427 379.

415 911.

3740.

98 520.

394 082 212.

491.63529E-050.

28 926 679 883.

92 950.

422 870.

33 177 942 918.

693 971 218.

45 005 911.

3740.

161 040.

644 162 212.

491.63529E-050.

2 892 667 916 662.

710.

422 870.

33 177 942 918.

6 939 722 968.

6 704 911.

3740.

44 220.

176 881 535.

1971.63529E-050.

4 168 844 925 110.

760.

422 870.

33 177 942 025.

21 622 434 613.

8 507 911.

3740.

34 140.

136 551 535.

1971.63529E-050.

416 884 492 642.

7140.

422 870.

33 177 942 025.

2 162 243 642.

84 186 911.

3740.

78 360.

313 431 535.

1971.63529E-050.

4 168 844 918 726.

480.

422 870.

33 177 942 025.

21 622 425 813.

4 681 911.

3740.

3 640.

1 458 811.

171.63529E-050.

41 688 449 102.

26 720.

422 870.

33 177 941 200.

316 724 140.

969 979 911.

3740.

820.

3 281 535.

1971.63529E-050.

4 168 844 928 758.

210.

422 870.

33 177 942 025.

21 622 439 641.

6 669 911.

3740.

30 060.

120 241 535.

1971.63529E-050.

416 884 492 679.

7470.

422 870.

33 177 942 025.

2 162 243 693.

88 928 911.

3740.

112 060.

448 241 535.

1971.63529E-050.

4 168 844 965 296.

450.

422 870.

33 177 943 025. 22 421 690 007.

7 101 911.

3740.

86 360.

345 432 212.

491.

63529E-050.

28 926 679 702.

57 510.

422 870.

33 177 942 918.

69 397 968.

46 259 911.

3740.

198 420.

793 673 055.

3441.63529E-050.

4 255 704 314 240.

690.

422 870.

33 177 944 030.

57 738 719 630.

Как видим из результатов расчета, на участках к.3 — т.55, к.40 — т.22а, к.39 — т.60 имеем ламинарное течение, на данных участках трассы трубопровода наблюдается расслоенный режим течения газоводонефтяных смесей, что приводит к образованию ручейковой коррозии. Для того что бы перейти к турбулентному течению, я предлагаю на данных участках установить трубы с меньшим диаметром.

на участке к.40 — т.22а трубу диаметром 114×6 заменим на трубу с диаметром 89×3,5, получим.

Произведем расчет для участка трубопровода к.3 — т.55Плотность жидкой фазы в смеси (нефть + газ) Объемный расход жидкой фазы.

Объемный расход газовой фазы.

Число Рейнольдса при движении по трубопроводу жидкой фазы5 Потери давления при движении по трубопроводу жидкой фазы.

Истинное газосодержание смеси.

Число Рейнольдса жидкой фазы в двухфазном потоке.

С учетом что Потери давления на сопротивление трения движения смеси.

Уменьшив диаметр трубопровода, мы получили турбулентный поток на данном участке, тем самым исключив образование ручейковой коррозий.

6. КОМПЛЕКС МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫВ целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха необходимо предусмотреть ряд мероприятий по предотвращению аварийных выбросов вредных веществ в атмосферу:

полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;

стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов;

защита оборудования от коррозии;

оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов под давлением»;испытание трубопроводов и оборудования на прочность и герметичность после монтажа;

сброс нефти и газа с предохранительных клапанов аппаратов в аварийные емкости;

перед остановкой оборудования на ремонт предусмотреть сброс жидкости из аппаратов в подземную емкость;

— проектирование объектов с высокой степенью автоматизации. ОАО «Сургутнефтегаз» располагает одним из самых передовых в России оборудованием для локализации и ликвидации последствий аварий, включающим нефтесборщики-скиммеры разной конструкции с различными принципами сбора и откачке нефти, автономно работающие насосы высокого давления и легкосборные алюминиевые трубы для перекачки собранной нефти из труднодоступных районов; переносные быстро развертываемые боны из морозоустойчивого материала, переносные самоподнимающиеся емкости «Вайкотенк» для временного хранения нефти, сорбентобоноформирующие и сорбентобоноотжимающие машины, сорбентные материалы для формирования бонов многоразового использования, разбрызгиватели разной мощности для нанесения биореагентов и бакпрепаратов. Также используются вакуумные самосвалы, вакуумные цистерны «КАС-11». Вездеходы «Хаска» с экскаватором и другим навесным оборудованием. Весь объем собранного нефтезагрязненного грунта и жидкости поступает на центры по отмывке нефтезагрязненного грунта для переработки с полной рекуперацией нефти и утилизацией очищенного грунта. В НГДУ «Нижнесортымскнефть» имеется специальный цех по ремонту трубопроводов и ликвидации последствий аварий и рекультивации нефтезагрязненных земель. Цех оснащен всей необходимой техникой и оборудованием для ликвидации аварий. Для рекультивации нефтезагрязненных земель используются бакпрепараты «Биоприн», «Файрзайм», «Дестройл». Снятие с учета нефтезагрязненных земель производится на основании результатов мониторинга остаточного содержания нефти и нефтепродуктов в почвах после проведения рекультивационных работ, а также сравнения полученных результатов с региональными нормативами остаточного содержания нефти и нефтепродуктов в почвах ХМАО, утвержденных Постановлением Правительства ХМАО-Югры от 10.

12.2004 № 466-п.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе мы рассмотрели систему сбора и подготовки нефти на Биттемском месторождении НГДУ «Нижнесортымскнефть». Проведенный гидравлически расчет трубопровода по методике Г. Г. Корнилова показал, что на участках к.3 — т.55, к.40 — т.22а, к.39 — т.60 трассы трубопровода имеет место ламинарное течение газожидкостной смеси. Опыт эксплуатации таких систем, собранных из труб с завышенным диаметром, показал, что значительная их часть подвержена специфическому разрушению по нижней образующей труб со скоростью 3 и более мм/год (ручейковая коррозия). Разрушение представляется в виде одноили двухрядной канавки. Для устранения данного вида коррозии я предлагаю на участке к.40 — т.22а, к.39 — т.60 установить трубы меньшим диаметром. На участках к.3 — т.55 и к.39 — т.60 предлагаю заменить стальные трубы на гибкие полимерно-металлические трубы производства ЗАО «ОМСКВОДПРОМ», основными преимуществами которых являются надежность и долговечность в высокоагрессивных нефтепромысловых средах, высокая абразивостойкость, стойкость к биокоррозии, при замерзании жидкости трубы не разрушаются. Задание № 1Определить необходимый диаметр горизонтального отстойника для предварительного сброса воды с относительной водяной подушки в нем ε = 0,68,если максимальная нагрузка на него по жидкости не превысит 7900 т/сутки, а обводненность эмульсии эмульсии в зоне отстоя из-за температурных колебаний может изменятся от 25 до 3о%. Вязкость нефти в условиях эксплуатации отстойника из-за температурных колебаний может изменятся от 3,5 до 4 МПа*сПриведите характеристику данного отстойника по задаче. Роль и значение отстойника в системе сбора и подготовки. Выполнить чертеж данного отстойника в формате, А 2.Решение.

Определим из графика (рис.

6.8) (1)и решения уравнения (6.76)(1) f (0,68)=1,95 тогда может быть рассчитана по формуле.

Допускают (2), что вязкость может быть оценена по формуле, тогда При прочих равных условиях максимальный диаметр отстойника получается при минимальном значении обводненности эмульсии. Поэтому принимают в расчетах В=0,3, вязкость нефти 3,5 МПа*с, тогда.

При прочих равных условиях диаметр отстойника минимален при максимальном значении обводненности эмульсии. Поэтому принимают в расчетах В=0,45, вязкость нефти 4 МПа*с, тогда. Отстойники диаметром свыше 3,4 м., промышленностью не выпускаются, следовательно выбирается отстойник диаметром 3,4 м. Но выбранный отстойник не может обеспечить необходимую нагрузку на него в 7900 т/сутки при ламинарном режиме течения эмульсии в нем и при других значениях входных параметров. Поэтому оценивают допустимую нагрузку на него при обводненности В=0,3, и вязкости нефти 3,5 МПа*с по формуле (6.85) Или Таким образом при нагрузке 7900 т/сутки необходимо установить не менее двух отстойников диаметром 3,4 м. Характеристика отстойника диаметром 3,4 мКонструкция отстойников нефти ОГ включает следующие технологические элементы и узлы:

входной узел распределения газожидкостной смеси;

перегородки из просечно-вытяжного листа;

замерная колонка для установки датчика измерения межфазного уровня «нефть-вода»;коалесцирующее устройство для улучшения процесса разделения жидкости на нефть и воду. Отстойник нефти ОГ представляет собой горизонтальную емкость эллиптическими днищами, которая изготавливается в двух исполнениях:

1 — основной материал сталь 09Г2С-6 для работы при температуре от -30°С до +100°С;2 — основной материал сталь 09Г2С-8 для работы при температуре от -60°С до +100°С.Для борьбы с коррозией предусмотрена термообработка и внутреннее антикоррозионное покрытие. Как правило, внутренние устройства изготавливаются из нержавеющей стали. Схема 1.Отстойник ОГТаблица штуцеров.

ОбозначениеНазначение.

ОГ-50ПОГ-100ПОГ-200Ппроход условный, Ду, ммкол-вопроход условный, Ду, ммкол-вопроход условный, Ду, ммкол-во.

А1,2вход нефтяной эмульсии350 250 027 002.

Бвыход газа300 180/500180/5001В1,2выход нефти200 130 023 002.

Гвыход пластовой воды200 130 013 001.

Ддля дренажа, зачистки200 130 013 001.

Едля предохранительного клапана200 120 012 001.

Жпромежуточный для регулятора уровня300 130 013 001З1,2для промывки200 115 021 502.

Кдля регулятора уровня20 011 001 101Л1,2для регулятора уровня502 502 502М1,2,3муфты для отбора проб155 153 153Н1,2для дифманометра152 151 151.

Пмуфта для манометра151 151 151.

Рлюк500 160 018 001.

Слюк-лаз500 150 015 001.

Идля дренажа откачки150 115 011 501.

Технические характеристики отстойника ОГОбозначение отстойника.

Объем, м3Внутренний диаметр, Д, мм.

Толщина стенки, Sк, мм.

Толщина днища, Sд, мм.

Длина, L, мм.

Высота, H, мм.

Ширина, B, мм.

Масса, кг.

Отстойник ОГ-20 020 034 001 620 220 681 339 092 860 928.

Роль и значение отстойника в системе сбора и подготовки. Отстойники нефти горизонтальные с перегородками, установленные на УПН, ДНС предназначены для обезвоживания нефти с сепарацией газа, оставшегося в нефтяной эмульсии, рассчитанные на условное давление от 1,0 до 2,5 МПа и с температурой рабочей среды не более 100 °C. Режим работы отстойника — постоянный. При эксплуатации ссуда необходимо руководствоваться инструкцией по охране труда при выполнении работ в емкостях и аппаратах, инструкцией завода-изготовителя по монтажу и эксплуатации сосудов, инструкцией по эксплуатации предохранительных устройств. Работы по техническому обслуживанию на действующем сосуде подготовка к освидетельствованию и техническое освидетельствование сосудов являются газоопасными, а работы по проведению гидравлического испытания — повышенной опасности. Освоение новых месторождений, абсолютные ежегодные приросты объемов добычи нефти и газа в нашей стране не имеют аналогов в зарубежной практике. Бурное развитие отечественной нефтяной и газовой промышленности стало возможно благодаря широкому внедрению прогрессивной техники и технологии при разведке новых нефтегазовых месторождений, бурении скважин, обустройстве и разработке месторождений. Среди этих проблем выделяются такие, как разработка эффективных способов и надёжного оборудования для глубокого обезвоживания тяжелых и высоковязких нефтей; подготовка нефтей, содержащих механические примеси; повышение эффективности и надежности блочных аппаратов; разрушение ловушечных эмульсий; прогнозирование технологических параметров подготовки нефтей и вод в зависимости от их физико-химических свойств и т. д.Места первичной переработки нефти приближены к местам добычи нефти. В настоящее время на нефтяных месторождениях для осуществления процесса предварительного обезвоживания нефти по напорной схеме применяют в основном отстойники-водоотделители типа ОГ-200 или ОГ-200с.Отстойник подлежит обязательной сертификации и проектируется, изготавливается, налаживается, монтируется, ремонтируется и эксплуатируется в полном соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 03−576−03). Отстойник может быть рассчитан и изготовлен практически на любое давление и производительность. Задание № 2Рассчитать толщину стенки корпуса отстойника изготовленного из коррозионностойкой стали 18Г2АФ, если его диаметр 2,4 м., рабочее давление 0,6 МПа, коэффициент прочности сварного шва 0,95.Предел прочности на заданную сталь найти в справочнике. Выполнить схему распределения нагрузки в формате, А 3. Исходные данные:

Корпускоррозионностойкая сталь 18Г2АФ;диаметр -2,4 м.;рабочее давление 0,6 МПа;коэффициент прочности сварного шва 0,95;=183 МПа.Решение.

Обечайки, нагруженные внутренним избыточным давлением. Толщина стенки такой обечайки определяется формулой: SR = (2.17) (2), Тогда SR = Из условия округления толщины стенки до ближайшей большей стандартной толщины (ГОСТ 19 903—74*) принимаем s = 9 мм.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Анализ разработки Битеммского месторождения, ТО «Сургут НИПИнефть», — г. Тюмень, 2005 г. Беляев В. М., Миронов В.

М. &# 171;КОНСТРУИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ ЭЛЕМЕНТОВОБОРУДОВАНИЯ ОТРАСЛИ ЧАСТЬ I ТОНКОСТЕННЫЕ СОСУДЫ И АППАРАТЫХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ" ГОСТ 19 903–74Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. — М.: Недра, 1979.

— 320 с. Лукошин Г. С., Дунюшкин И. И. «Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промысле» М.2005 г. Мищенко И. Т., Расчеты в добыче нефти. М., «Недра» 1989гОтчет: «Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти Биттемского месторождения», ТО «Сургут НИПИнефть», — г. Тюмень, 2005 г. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Биттемского месторождения, ТО «Сургут НИПИнефть», — г. Тюмень, 2006 г. Справочное руководство по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией М. К. Гимаутдинова.М., Недра 1982 г. РД 5 753 490−028−2002.

Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах скважин и одиночных поисково-разведочных скважинах ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в водоохранных зонах водных объектов Ханты-Мансийского автономного округа (подготовительные, вышкомонтажные работы и строительство скважин). Сургут, 2002.

Храмов Р.А., Персиянцев М. Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть» М.: Недра. — 1999. — 527 с.