Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Совершенствование разработки газовых месторождений севера Западной Сибири на основе системного анализа геолого-промысловой информации

Диссертация: Совершенствование разработки газовых месторождений севера Западной Сибири на основе системного анализа геолого-промысловой информации
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Уровень представительности геолого-промысловой информации еще большее значение приобретает в процессе разработки месторождений. Опыт эксплуатации сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири показывает, что геологическая неоднородность оказывает существенное влияние на динамические процессы, происходящие в продуктивных пластах. Активность водонапорного бассейна проявляется уже на начальных… Читать ещё >

Совершенствование разработки газовых месторождений севера Западной Сибири на основе системного анализа геолого-промысловой информации (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. ОБЗОР НАУЧНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ ПРАКТИЧЕСКОЙ ГЕОЛОГИИ, ПРОЕКТИРОВАНИЯ, АНАЛИЗА И УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
    • 1. 1. Геологическое моделирование, как фактор эффективной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
    • 1. 2. Принципы рациональной разработки нефтяных и газовых залежей
    • 1. 3. Математическое моделирование нефтяных и газовых месторождений
    • 1. 4. Принципы системного подхода к моделированию залежей углеводородов
    • 1. 5. Опыт промысловых исследований в области разработки газовых месторождений Западной Сибири
    • 1. 6. Проблемы повышения качества эксплуатации газовых скважин
    • 1. 7. Выводы
  • 2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ РАЦИОНАЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
    • 2. 1. История геологической изученности региона
    • 2. 2. Геологическое строение района
      • 2. 2. 1. Макрогеологические характеристики месторождений
      • 2. 2. 2. Общие закономерности изменения состава и свойств пород -коллекторов
    • 2. 3. Влияние особенностей геологического строения на разработку месторождений
      • 2. 3. 1. Геолого-промысловая характеристика Медвежьего месторождения в связи с разработкой
      • 2. 3. 2. Особенности геологического строения сеноманской залежи Комсомольского месторождения

Представленная ниже работа посвящена решению важнейшей хозяйственной проблемы — оптимизации разработки газовых месторождений севера Западной Сибири на основе системного изучения геологического строения залежей с целью достижения высокой текущей и конечной газоотдачи. Повышение эффективности разработки невозможно без знаний о природе, истории I формирования и геолого-промысловых особенностях продуктивных горизонтов. Геологическая модель залежи, возникающая как реализация системного подхода, служит основой для решения научных и прикладных задач промысловой геологии и проведения прогнозных газогидродинамических расчетов. Специфичность методов обработки геологической информации, как в ходе разведки, так и в процессе разработки месторождений, состоит в том, что результаты наблюдений носят дискретный характер, в связи с чем, при переносе их на весь объект исследования, необходимо применение современных математических методов обработки больших объемов информации.

В настоящее время отборы газа из сеноманских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири составляют 78% в балансе общероссийской добычи. Ближайшие перспективы развития отечественной газовой промышленности также, в первую очередь, связаны с изучением и разработкой сеноманских отложений, поскольку они характеризуются достаточно большими геологическими запасами газа, сравнительно небольшой глубиной залегания, высокой потенциальной продуктивностью, а следовательно и приоритетными условиями освоения.

Эффективность разработки месторождений углеводородного сырья в значительной мере зависит от достоверного знания особенностей геологического строения залежей. В условиях газовых месторождений Крайнего Севера проблема геологического изучения стоит особенно остро, что связано с огромными размерами структур, значительной изменчивостью физических свойств по площади и разрезу, высокой активностью водонапорного бассейна. В сочетании с недостатком информации, вызванным ускоренной разведкой и освоением месторождений данная проблема приобретает еще большее значение. j История освоения газовых месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции включает в себя три основных этапа. Первый этап начался с открытия в начале 50-х годов прошлого века сравнительно небольших по размерам газовых залежей в Березовской нефтегазоносной области (Пунгинского, Похромского и др.). Начало второго этапа (70-е годы) характеризуется ускоренной разведкой и вводом в разработку уникальных по размерам и геологическому строению месторождений на севере Ямало-Ненецкого автономного округа (Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского). Но время уникальных и гигантских месторождений уходит в прошлое и на первый план выдвигаются проблемы разработки средних, по меркам Западной Сибири, залежей, что связано с началом третьего этапа. Сегодня в разработке находятся Вынгапуровское, Комсомольское, Ямсовейское и ряд других месторождений. В ближайшей перспективе намечается начало четвертого этапа — освоение месторождений Ямальского и Гыданского полуостровов, морских месторождений (Бованенковское, Харасавейское, Крузенштернское).

Каждому из указанных этапов присущи свои особенности, связанные с геологическим строением. Изучение этих особенностей и опыта разработки газовых месторождений Крайнего Севера позволило автору выделить важнейшие проблемы, на решение которых следует в первую очередь направить научные исследования. На стадии первичного проектирования разработки месторождений основные проблемы связаны с необходимостью принятия управленческих решений в условиях неопределенности исходной геолого-промысловой информации. В таких условиях создание способов надежной оценки фильтрационно-емкостных параметров залежей углеводородов является весьма актуальной задачей.

Важнейшим критерием, определяющим стратегию и тактику освоения месторождений, являются начальные и дренируемые запасы углеводородного сырья и их распределение по площади и разрезу. Об актуальности этой проблемы свидетельствует тот факт, что оценки полученные в разное время разными методами, могут отличаться от первоначальных в два и более раза. Отсюда вытекает вторая проблема геолого-промыслового обоснования рациональной разработки, — объективная оценка запасов углеводородного сырья на разных стадиях освоения месторождений.

Уровень представительности геолого-промысловой информации еще большее значение приобретает в процессе разработки месторождений. Опыт эксплуатации сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири показывает, что геологическая неоднородность оказывает существенное влияние на динамические процессы, происходящие в продуктивных пластах. Активность водонапорного бассейна проявляется уже на начальных стадиях добычи газа. В то же время достоверной информации о влиянии изменчивости геологических свойств в продуктивных и водоносных горизонтах на процесс разработки обычно не достаточно. Исходя из этого, можно сформулировать третью проблему рациональной разработки, — необходимость совершенствования методов геологического и гидродинамического моделирования процессов, протекающих в залежах при нарушении равновесия пластовой системы. Современные возможности комплексного моделирования позволяют решать задачи разработки месторождений совместно с задачами оптимизации работы систем сбора и подготовки газа.

Решению указанных проблем посвящена настоящая работа. Целью работы является создание методологии геологического обоснования рациональной разработки сеноманских газовых залежей на основе системного анализа геолого-промысловой и технологической информации на разных стадиях освоения месторождений Крайнего Севера.

Для достижения поставленной цели в рамках исследования решаются следующие задачи:

— обобщение опыта научных исследований в области промысловой геологии и разработки крупных газовых месторождений и систематизация основных направлений совершенствования геологического изучения и разработки месторождений газа на Крайнем Севере;

— оценка влияния особенностей геологического строения продуктивных горизонтов на динамические процессы, происходящие в газовых залежах и обоснование геолого-промысловых критериев, определяющих эффективную разработку крупных газовых месторождений- - создание новых методов получения геологической и промысловой информации на различных стадиях освоения и экрплуатации сеноманских газовых.

•. 1 залежёй, направленных на повышение объективности получаемых результатовисследование уровня представительности геолого-промысловых параметров газовых месторождений севера Западной Сибири и разработка новых способов определения геологических, дренируемых и остаточных запасов газа, с учетом конкретных особенностей сеноманских залежей;

— уточнение геологического строения и прогноз показателей разработки крупных газовых залежей на основе системного анализа и современных методов геологического и гидродинамического моделирования.

По мнению автора, научная новизна проведенных исследований состоит в I следующем:

1. Предложена методология и разработаны новые методы системного анализа геолого-промысловой информации для эффективного управления разработкой сеноманских газовых залежей, включающие получение первичных данных, их стандартизацию, оценку уровня достоверности, оптимизацию степени изученности залежей на основе технико-экономических критериев.

2. Предложены способы уточнения геологических, дренируемых и остаточных запасов газа с учетом комплекса объемных и фильтрационных характеристик залежей и водоносных горизонтов, анализа динамики показателей разработки, построения цифровых геологических и гидродинамических моделей.

3. Созданы эффективные постоянно действующие двухи трехмерные геолого-технологические модели крупных газовых месторождений севера Западной Сибири, учитывающие как геолого-промысловые особенности залежей, так и функционирование систем сбора, подготовки и транспорта газа.

Основой практической ценности работы является обобщение особенностей геологического строения и разработки сеноманских газовых залежей ЗападноСибирских месторождений, выявление и систематизация основных проблем, стоящих перед недропользователями. Автором предложен комплекс новых методов обработки геолого-технологической информации и получены принципиально новые результаты, позволяющие, на качественно более высоком уровне, решать практические задачи, связанные с проектированием 9 технологических процессов и управлением разработкой месторождений. В рамках работы уточнены начальные, дренируемые и остаточные запасы газа в сеноманских залежах Медвежьего, Уренгойского, Вынгапуровского, Западнои Восточно — Таркосалинского, Губкинского, Заполярного и других месторождений. На основе комплексного использования принципов двухи трехмерного геолого-гидродинамического моделирования, уточнены показатели разработки и дан прогноз добычи газа на ближайшую и отдаленную перспективу по сеноманским I залежам всех разрабатываемых месторождений севера Западной Сибири. На базе созданной модели газовой залежи Комсомольского месторождения даны практические рекомендации по предотвращению обводнения эксплуатационных скважин, позволившие обеспечить выполнение проектных решений по разработке и плановых заданий по добыче газа.

По теме диссертации автором опубликованы 83 работы, включая три монографии. Результаты работы прошли апробацию на восьми всесоюзных, всероссийских и международных конференциях, заседаниях комиссий по разработке месторождений различного уровня.

Авторские исследования, направленные на совершенствование разработки газовых месторождений севера Тюменской области, нашли свое применение в 23 проектных документах, утвержденных Комиссиями по разработке месторождений Минприроды РФ, Роснедра, ОАО «Газпром».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 Ж i" IСёноманские газовые залежи месторождений севера Западной Сибири, промышленная эксплуатация которых началась в разные годы, соответственно, находятся на различных стадиях разработки. Если, к примеру, на Вынгаяхинском и Еты-Пуровском месторождениях идет наращивание объемов добычи, а Ямсовейское и Юбилейное вступили в период постоянных отборов, то Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и Вынгапуровское месторождения находятся уже на заключительном этапе разработки, который характеризуется истощением I пластовой энергии, активным проявлением упруговодонапорного режима, ухудшением фильтрационных характеристик скважин, обусловленных скоплением жидкости и ростом песчаных пробок на забоях.

Опыт разработки указанных месторождений позволил выявить ряд.

• I особенностей, характерных для большинства газовых залежей севера Западной Сибири. Огромные размеры структур, большие запасы газа предопределяют необходимость поэтапного ввода их в разработку. Естественно, это отражается на показателях эксплуатации залежей. Неравномерно отрабатываются различные участки, что ведет к нерациональным перетокам газа внутри залежи, перераспределяются пластовые давления, формирование региональной I депрессионной воронки растягивается на несколько лет. В связи с этим затрудняется эффективный контроль и управление разработкой месторождения, прогнозирование изменения геолого-технологических показателей.

Сеноманские залежи на севере Тюменской области относятся к массивному или пластово-массивному типу, то есть подстилаются пластовой водой по всей площади газоносности. Поэтому повсеместно применяется центрально-групповая схема расположения эксплуатационных скважин, хорошо зарекомендовавшая себя на практике. При этом эксплуатационным бурением охватывается лишь незначительная часть площади (от 10 до 35%), что выставляет особые требования к отработке периферийных участков залежей и моделированию газогидродинамических процессов на этих участках.

Для выравнивания отработки запасов по разрезу применяется дифференцированная система вскрытия продуктивных горизонтов, предусматривающая перфорацию продуктивного разреза пропорционально удельным запасам газа, то есть преимущественно вскрываются верхняя и средняя части залежи, а следовательно, затрудняется отработка запасов и снижается газоотдача для нижней приконтактной зоны. При этом подавляющее большинство скважин Не вскрывают газоводяной контакт, что значительно снижает эффективность контроля за обводнением залежи в процессе разработки.

Сеноманские залежи газовых месторождений севера Тюменской области входят в состав единой водонапорной системы, характеризующейся достаточно высокими коллекторскими свойствами, что определяет активное поступление пластовой воды в продуктивные горизонты. Внедрение пластовых вод в эти залежи отмечается как по данным истории разработки, так и прямыми наблюдениями (промысловыми, геофизическими и гидрохимическими исследованиями). Моделирование путей вторжения воды в условиях сеноманских залежей, — достаточно сложная задача, решение которой возможно только на основе объемных моделей.

Из анализа характерных особенностей и условий эксплуатации крупных I газовых месторождений севера Тюменской области вытекают основные задачи рационального управления их разработкой: достоверная оценка промыслово-геологических параметров, прогнозирование изменения технологических показателей во времени, оперативное перераспределение отборов газа по площади и разрезу залежи, обеспечивающее максимальную текущую и конечную газоотдачу при минимальных непроизводительных затратах, установление оптимальных технологических режимов работы скважин, предотвращение преждевременного обводнения залежей и разрушения пород в призабойных зонах скважин.

Основой для осуществления рациональной разработки месторождения является детальное изучение особенностей геологического строения месторождения и выработка рекомендаций по оптимальному размещению эксплуатационных скважин, повышению их продуктивности, предотвращению преждевременного обводнения. В этой связи автором, в рамках работы, проведен анализ особенностей геологического строения разрабатываемых сеноманских залежей и’связанных с этим возможных осложнений при бурении и эксплуатации.

Ь' скваМН. | Эакной особенностью распределения ресурсов газа и нефти в Западной Сибири 'является весьма отчетливая пространственная их разобщенность. Так, более 85% разведанных запасов газа заключено в чисто газовых залежах. При этом основные газовые месторождения приурочены к апт-сеноманскому газоносному комплексу северных районов, перекрытому мощной толщей (до 800м) глин турон-олигоценового возраста. Сегодня за счет сеномана обеспечивается почти 90% газодобычи. Газонефтяные и нефтяные залежи связаны, в основном, с отложениями неокома и к? ры.

Несмотря на региональную протяженность и обширное площадное распространение," сеноманский продуктивный комплекс характеризуется близостью и общностью основных гео лого-геофизических характеристик, входящих в него газовых залежей. К ним относится: небольшая глубина залеганиясходные условия формирования пород-коллекторов и закономерности их пространственного распространенияобщие особенности тектонического развития района и процесса образования ловушекналичие единого водонапорного бассейнаблизкий состав газа. Сеноманский водоносный горизонт имеет значительную толщину и прослеживается на сотни километров, что обуславливает I упруговодонапорный режим разработки сеноманских газовых залежей и предполагает вторжение воды в газовую залежь и обводнение скважин в процессе эксплуатации. Эти особенности требуют выработки единой методологии определения параметров, подсчета и уточнения запасов свободного газа, проектирования и управления разработкой месторождений.

Продуктивная толща сеномана характеризуется сильной изменчивостью литологического состава, значительной слоистой неоднородностью, неравномерной глинистостью, сильной расчлененностью разреза. Разрезы скважин, как правило, не коррелируются или коррелируются с трудом, так как сеноманская толща внутри себя не содержит чистых и выдержанных реперов. Даже в скважинах, расположенных в пределах одного куста, разрезы, практически, не сопоставимы.

Оперативная обработка и получение достоверной промыслово-геологической информации является важнейшим звеном в системе изучения залежей углеводородов как на стадии разведки и подсчета запасов, так и на всех этапах разработки месторождений нефти и газа. При этом особую роль играет определение фильтрационных и емкостных параметров продуктивных горизонтов как основы для проектирования рациональной разработки и контроля за процессом эксплуатации залежей.

В процессе изучения залежей приходится сталкиваться с проблемой неопределенности принятия решений, связанной с низким уровнем геологической изученности, дискретным характером поступающей информации и сложным геологическим строением продуктивных горизонтов. Вследствие этого первым и обязательным этапом исследований является оценка уровня достоверности используемых материалов и полученных результатов.

Важнейшим параметром, определяющим эффективность проектных решений и последующего процесса разработки является величина начальных запасов газа. При этом, как показал анализ оценок запасов различными методами на разных стадиях изучения газовых залежей, проблема до сих пор на должном уровне не решена.

Например, результаты пересчета начальных запасов газа Вынгапуровского месторождения, проведенные объемным методом и методом материального баланса различаются между собой на 25−30%.

Авторами проанализированы несколько подходов к проблеме оценки начальных, текущих и дренируемых запасов газа: метод удельных объемов дренирования, метод падения пластового давления, методы материального баланса, основанные на учете объемов воды, внедрившейся в залежь, решение системы дифференциальных уравнений совместной фильтрации жидкостей и газов в пористой среде и адаптация запасов газа фактическому состоянию разработки. Полученные результаты позволили оценить запасы газа по участкам и месторождениям в целом, величины и динамику внутрипромысловых перетоков, характер обводнения залежи, и более квалифицированно подойти к проблеме прогноза технологических показателей разработки. Реализация и анализ различных подходов позволила выявить ряд особенностей характерных при подсчете запасов газа на основе методов материального баланса. К ним, в первую очер’еДь, относятся неопределенности, возникающие при определении характера обводнения залежи. Это связано с центрально-групповой схемой размещения скважин, затрудняющей контроль за распределением пластового давления на периферии залежи, с дифференцированной системой вскрытия, ограничивающей возможности контроля за вертикальным продвижением пластовой воды, с техническим состоянием скважин, в частности, с качеством цементирования. Кроме того поэтапный ввод месторождений в разработку предопределяет наличие внутрипромысловых перетоков газа, что также влияет на качество подсчета I запасов газа.

При подсчете запасов газа по материалам анализа разработки одной из главных проблем! является оценка объемов обводнения залежей. Комплексный подход к проблеме показывает, что завышение запасов газа объемным методом I естественно ведет к завышению объема внедрившейся в залежь воды. В случае применения методов материального баланса эта зависимость имеет обратный вид. В такой постановке задача подсчета начальных запасов свободного газа решается как оптимизационная. Нами получено аналитическое решение для оценки запасов газа по материалам динамики разработки, которое позволяет определить начальный эффективный объем залежи, балансовые запасы газа и I параметр проводимости водонапорного горизонта, повысить надежность прогноза изменения пластового давления и объема внедрившейся в залежь воды во времени.

Наиболее объективные оценки величины начальных и текущих запасов газа, дает комплексный учет информации об объемах добычи газа, характере изменения давления и темпах обводнения залежи во времени, а именно, методы, основанные на минимизации погрешности оценки обводнения и на адаптации геолого-газогидродинамической модели.

Работа над проблемой оценки начальных, текущих и дренируемых запасов газа и подсчетных параметров привела к мысли о необходимости оптимизации степени изученности залежей.

Предложенный подход к оптимизации разведки газовых залежей на основе технико-экономических критериев показал, что оптимальная степень изученности месторождений не является статической величиной и зависит от ряда факторов геологического и технического характера (размеры структур, сложность геологического строения, условия освоения месторождений, эффективности принятых проектных решений). В связи с этим при проектировании разработки и разбуривании месторождения необходимо применять гибкую схему, позволяющую оперативно корректировать проектные решения в процесс? поступления геологической и технологической информации.

Бурный рост добычи газа и конденсата на 'месторождениях севера Западной Сибири требует ввода в эксплуатацию залежей с худшими фильтрационными и емкостными характеристиками. В этих условиях существующие системы разработки традиционные, техника и технология бурения скважин уже не могут удовлетворять все возрастающим технико-экономическим, технологическим и экологическим требованиям. Одним из путей повышения эффективности разработки месторождений является использование скважин, вскрывающих продуктивный пласт горизонтальным забоем. В условиях месторождений Севера Западной Сибири такая схема целесообразна для залежей с низкими фильтрационными характеристиками, для водоплавающих залежей с малым этажом газоносности, для маломощных валанжинских залежей, для добычи нефти из нефтяных оторочек. Переход к вскрытию продуктивных горизонтов горизонтальными скважинами позволяет существенно уменьшить опасность подтягивания конусов воды, значительно увеличить дебиты скважин и объемы дренирования, вовлечь в разработку запасы периферийных участков, снизить капитальные вложения и затраты на эксплуатацию скважин, уменьшить вредное влияние производственной деятельности не окружающую среду.

Одной из важнейших проблем при эксплуатации газоносных горизонтов, сложенных слабосцементированными песчаниками является разрушение пород призабойной зоны. Это приводит к образованию песчаных пробок, абразивному износу подземного и наземного оборудования и другим отрицательным последствиям. Этот факт особенно опасен при условиях обводнения скважин. Анализ результатов исследований показал, что прочность водонасыщенных пород составляет от 0 до 60% от их прочности в сухом состоянии. Проведенный комплекс лабораторных исследований позволил авторам.

1 с предложить методику прогнозирования и определения прочностных характеристик.

I 1 пород! коллекторов газа на месторождениях севера Тюменской области, I позволяющую учитывать механические свойства пород при проектировании буровых работ, контроле и анализе разработки газовых месторождений.

Анализ широко применяемых ныне методов обработки результатов исследований газовых скважин при стационарных режимах фильтрации I показывает, что при их использовании в результаты определения вносится как случайная, так и систематическая погрешность, обусловленная объективными и субъективными факторами, а именно недостатком информации, несовершенством применяемого для расчетов математического аппарата, опытом исполнителя. Предложенные «авторами новые формулы, полученные при решении квадратичного уравнения притока методами математической статистики,.

• I позволяют свести к минимуму погрешности оценки фильтрационных коэффициентов при оперативной обработке данных исследований газовых скважин, повысить достоверность получаемых результатов.

Решение вышеуказанных проблем позволило обосновать принципы эффективного моделирования разработки газовых залежей.

На основе анализа теоретических основ и методов газогидродинамического моделирования притока газа к скважине с участием автора разработана методика обработки результатов промысловых газодинамических исследований скважин для моделирования и управления режимами их работы. При использовании функции псевдодавления учитываются реальные свойства газа для любого диапазона давлений. Преимуществом в использовании функции псевдодавления является также и то, что ее вид не меняется на протяжении всего периода разработки залежи, что позволит повысить достоверность прогноза технологических показателей.

Экспертная оценка существующих схем дифференцированного вскрытия газонасыщенных пластов сеноманских залежей показала, что реализованные схемы близки к «идеальным» в среднем только на 30%. В связи с этим в работе предложены численные критерии для выбора оптимальной схемы дифференцированного вскрытия скважин в кусте. Рациональная схема вскрытия скважин в кусте должна одновременно удовлетворять условиям соответствия интервалов перфорации распределению запасов по разрезу, обеспечения минимума потерь пластовой энергии, эффективной работы скважин в один коллектор.

1 Преимущества трехмерного 1 геологогазогидродинамического моделирования наглядно проявляются при воспроизведении нестандартных ситуаций. К примеру, только многовариантные расчеты модели аварийного обводнения участка сеноманской газовой залежи за счет межпластовых перетоков флюида, помогли выявить пути и объемы обводнения и дать конкретные рекомендации по их предотвращению.

Выполненные, с учетом авторских методик и подходов, краткосрочные и долговременные прогнозы изменения технологических показателей разработки основных сеноманских газовых залежей Севера Западной Сибири позволяют обеспечить высокую текущую и конечную газоотдачу, предложить комплекс технических решений и мероприятий, направленных на совершенствование процессов добычи газа.

Практическое использование новых научно-технических решений, представленных в настоящей работе, только на Комсомольском месторождении позволило сэкономить 972 млн. руб капиталовложений и 183 млн. руб эксплуатационных затрат. С учетом фактора дисконтирования фактический экономический эффект оценивается суммой 442 млн руб.

Показать весь текст

Список литературы

  1. З.С., Бондаренко В. В. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений.-Печера: издательство «Печерское время», 2002. 894 с. ,
  2. З.С., Сомов Б. Е., Рогачев С. А. Обоснование и выбор оптимальнойконструкции горизонтальных газовых скважин.- М: издательство «Техника», 2001.95 с.
  3. З.С., Шеремет В. В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты.- М.: Недра, 1995.-131 с.
  4. Р.Х., Березкина Л. В., Рахимкулов И. Р. Адсорбция полимеров акриламида на кварцевых песчаниках // Обз.информ. Сер. Нефтепромысловоедело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1982. Вып.6. — 34 с.1
  5. А.Д., Карапетов К. А., Лемберанский Ф. Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1979.- 309 с.
  6. А.Д., Овнатанов С. Т., Яшин А. С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1981. 344 с.
  7. Анализ технических решений, применяемых при ремонтах скважин на месторождениях севера Тюменской области: Отчет о НИР- Шифр работы 230-В7/95 / ТюменНИИгипрогаз- Руководитель А. В. Кустышев. Тюмень, 1997.- 73 с.
  8. А.с. 883 361 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяные скважины / Г. М. Швед, Г. И. Корх, Н. Н. Алексеев. Заяв. 01.06.79- Опубл. 30.08.81. Бюл. № 32.
  9. А.с. 1 078 036 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И. И. Клещенко, В.Е.
  10. , В.И. Овчинников и др. Опубл. 07.03.84. Бюл. № 9.
  11. А.П., Лапердин А. Н. Оценка возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах II Труды ВНИИГазэкономика. Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений Севера Тюменской области. Москва, 1981. — 57 с.
  12. К.С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г.Д.. Нефтегазовая гидромеханика. М., Ижевск, 2003. — 479 с.
  13. А.Д. Предупреждение пескования скЬажин. М.: Недра, 1991,176 с.
  14. М.Д., Кноринг Л. Д. Применение методов распознавания образов для оценки степени нефтегазоносности природных объектов. Геология нефти и газа, № 7,1971.-С. 9−15.
  15. Л.И., Омесь СП., Романовская Н. С. Некоторые особенности коллекторов газоконденсатного месторождения Медвежье // Реф. сб. ВНИИЭгазпрома. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1975. -№ 6. С.20−24.I
  16. В.А., Умрихина Е. Н. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. — 232 с.
  17. В.А., Уметбаев В. Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.- М.: Недра, 1985. 208 с.
  18. В.Г., Гриценко А. И., Корнилов А. Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1993. -327с.
  19. Геологический отчет за 2003 год. Том I / ООО «Уренгойгазпром» Новый Уренгой, 2004. -236с. (
  20. Геологический отчет по Губкинскому месторождению за 2002 год: Геологический отчет /ООО «Ноябрьскгаздобыча" — Руководитель В. А. Жбаков -Ноябрьск, 2002. -'204 с.
  21. Геологический отчет по Западно-Таркосалинскому месторождению за 2002 год: Геологический отчет /ООО «Ноябрьскгаздобыча" — Руководитель В .А. Жбаков Ноябрьск, 2002. — 177 с.
  22. Геологический отчет по Вынгапуровскому месторождению за 2002 год: Геологический отчет /ООО «Ноябрьскгаздобыча" — Руководитель В. А. Жбаков -Ноябрьск, 2002−177 с.
  23. Геологический отчет по Комсомольскому месторождению за 2002 год: I
  24. Геологический отчет /ООО «Ноябрьскгаздобыча" — Руководитель В. А. Жбаков -Ноябрьск, 2002−137 с.
  25. Геолого-технологические принципы освоения нефте’газоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В. В. Ремизов, Л. Ф. Дементьев, А. Н. Кирсанов и др.- Под ред. А. Н. Кирсанова. М.:Недра, 1996. — 362с.
  26. В.Н. Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. Надым,'1997. — 130с.
  27. Государственный баланс запасов горючих подземных ископаемых. Запасы свободного газа альб-сеноманского комплекса Гыданского района по состоянию на 01.01.1997 г. Москва, 1997. — 422с.
  28. Государственный баланс запасов горючих подземных ископаемых. Запасы свободного газа альб-сеноманского комплекса Надым-Пур-Тазовского района по состоянию на 01.01.1997 г. Москва, 1997. -122с.
  29. Государственный баланс запасов горючих подземных ископаемых. Запасы свободного газа альб-сеноманского комплекса Ямальского района поIсостоянию на 01.01.1997 г. Москва, 1997. -186с.
  30. А.И., Дмитриевский А. Н., Ермилов О. М., Кирсанов А. Н., Зотов Г. А., Нанивский Е. М., Сулейманов Р. С. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа. М.: Недра, 1992. — 368с.
  31. А.И., Седых А. Д. Малые неразрабатываемые месторождения газа и нефти России. Концепция освоения. М.: РАО «Газпром», ВНИИгаз, 1994.
  32. Л.Ф., Жданов Ш. А., Кирсанов А. Н. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1977. -281с.
  33. Л.Ф., Туренков Н. А., Кирсанов А. Н. и др. Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей II Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений М.: изд. ВНИИЭГАЗПРОМа, 1984. — Вып. 5 -47с.
  34. И.И. Методика расчета продвижения пластовых вод приIразработке газовых залежей по промыслово-геофизическим данным II Реф. сбор. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.: М.: ВНИИЭгазпрома, 1978. — № 6. — С.7−12.
  35. В.В. Особенности геологического строения Медвежьего месторождения. II НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- 2004.- № 5 С. 7−15.
  36. В.В. Анализ текущего состояния разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения. II НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- 2004.- № 5.- С. 28−36.
  37. Н.И., Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении II Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 1999.- 33 с.
  38. В.И., Кирсанов А. Н., Кирсанов Н. Н. и др. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера М.: Недра, 1995.-464с.
  39. В.И., Кирсанов А. Н., Шаля А.А. Методы изучения геологической неоднородности сеноманских продуктивных отложений месторождений севера
  40. Западной Сибири II Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: изд. ВНИИЭГАЗПРОМа, 1980. — Вып. 7. — 47с.
  41. О.М., Гордеев В. Н., Гацолаев А. С. Применение математического моделирования при разработке’крупных газовых месторождений Западной Сибири. Новосибирск.: СО РАН, 2003.- 78 с.
  42. В.И., Пих Н.А., Таужнянский Г. В. Минерализация и химическийсостав внутриконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири / Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1981'.- Вып. 162. -114с.
  43. Ю.П. Деформации горных пород.- М.: Недра, 1966. -198 с.
  44. А.Н. Ошибки измерений физических величин.- Л.: Наука, 1974.107 с.
  45. И.С., Закиров Э. С. Регулирование разработки месторождений природных углеводородов II Газовая промышленность. М., 1997, № 7. — С.68−71.
  46. С.Н., Закиров Э. С., Закиров И. С., Ваганова М. Н., Спиридонов А. В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа,— М.: РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004.- 520 с. I
  47. С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин -нефтеотдача».- М.: Издательский Дом «Грааль», 2002.- 314 с.
  48. С. Н. Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений М.: Недра, 1974. — 374 с.
  49. С.Н., Пискарев В. И., Гереш П. А., Ершов С. Е. Разработка водоплавающих залежей с малым этажом газоносности. М.: ИРЦ Газпром, 1997. -137с.
  50. С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. -402с.
  51. Ю.А., Кравченко Н.Н.: О выборе материала для создания водоизоляционного экрана II Обз. информ. Сер. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Львов: Выща школа, 1980.- Вып. 17. — 37с.
  52. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1971. — 208 с.
  53. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г. А. Зотова, З. С. Алиева. М.: Недра, 1980. — 301с.
  54. В.А., Ставицкий В. А., Абсалямова А. Х., Клюсов В.А., I
  55. В.Б., Квон В. Г. Особенности нормирования технологических потерь гликолей на установках абсорбционной осушки газа // Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата М.: ИРЦ Газпром, 1997. -С.43−48.
  56. В.В., Барановский В. Д., Сергеев Б. З. Интенсификация притоков флюидов из пластов в условиях высоких температур и давлений // Обз. информ. Сер. Бурение-М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- Вып. 1.-43 с.
  57. В.Г., Дементьев Л. Ф. Методика и практика выделенияIэксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях. М.: Недра, 1982 г.
  58. Ю.И. Региональная стратиграфия. -М.: Недра, 1985. -336с.
  59. Ю.И. Седиментационная цикличность. М.: Недра, 1980 г.
  60. Л.Д. Основы теории оптимизации разведки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1980. — 304 с.
  61. Н.Р. Методы разведки и оценки запасов месторождений нефти и газа. Киев- Наукова думка, 1986. 207 с.
  62. С.В. Оптимизация распределения отбора газа из месторождения по скважинам // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГазпром, 1981. — Вып.З. -33с.
  63. Комплексный проект разработки сеноманской газовой залежи Комсомольского месторождения: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИгипрогаз" — Руководитель А. Н. Лапердин. Тюмень, 1996.-295 с.
  64. А.Э., Леонтович В. Б., Фотиади Э. Э. и др. Районирование крупных территорий по степени перспективности // Труды СНИИГГИМС. Вып. 138. -Новосибирск, 1972. 284 с.
  65. А.Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др. «Геология нефти и газа Западной Сибири».- М.: Недра, 1975. 525с.
  66. Коротаев ЮД, Закиров С. Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1981. -346с.
  67. Коррективы комплексного проекта разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения: Отчет /000"ТюмеНИИгипрогаз" — Руководитель В. Н. Маслов. Тюмень, 1999. — 406с.
  68. Корректировка проекта разработки сеноманской газовой залежи Западно-Таркосалинского месторождения и Дополнения к проекту: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз" — Руководитель А. Н. Лапердин. Тюмень, 1999. — 217 с.
  69. Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования / Пер. с англ. М.: Недра, 1979. — 303с.
  70. А.П., Белаш П. М., Борисов Ю. П., Бучин А. Н., Воинов В. В. Проектирование разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1962.730 с.
  71. А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений М.: Гостоптехиздат, 1957.- С. 116 139.
  72. Н.Х. Отчет: «Особенности геологического строения и нефтегазоносности арктических районов Западно Сибирской низменности западной части Енисей — Хатангойской впадины и акватории Карского моря». -Тюмень, 1975.-473с.
  73. А.В., Клещенко И. И., Телков А. П. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Вектор Бук, 1999.- 204 с.
  74. А.В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири. Тюмень: Вектор Бук, 2002.-168 с.
  75. .Л., Алтунин А. Е. Управление системой газоснабжения в осложненных условиях эксплуатации. М.: Недра, 1984. -209 с.
  76. А.Н. Геолого-экономические критерии оптимизации разведки нефтяных и газовых месторождений // Геологическое моделирование газовых месторождений: Сб.науч.тр. М.: ВНИИгаз, I988. — С.54−64.
  77. А.Н. Метод обработки результатов исследований скважин при стационарных режимах фильтрации II Освоение газовых месторождений Севера Западной Сибири: Сб. науч. тр. ВНИИГАЗа. Москва, 1984. — С.86−94.
  78. А.Н. Оперативный подсчет запасов газа по Медвежьему месторождению // Тез. докл. конф. молодых ученых и специалистов. Дела и мысли молодых на освоение сибирских недр. — Тюмень, 1978.- С. 9.
  79. А.Н. Оценка продуктивности скважин с горизонтальными забоями // Сборник научных трудов НПП «Тюменгазтехнология». Проблемы повышения газоконденсато- и нефтеотдачи на месторождениях Севера Западной Сибири. Тюмень, 1991. — С.34−42.
  80. А.Н., Рамазанов И. Д. Уточнение начальных запасов свободного газа / Газовая промышленность. Москва, 1997. — Вып. 5. — С. 37−39.
  81. А.Н. Расчет показателей разработки газового месторождения в период падающей добычи // Труды ЗапСибНИГНИ. Оптимизационные решения в практике разведочных работ. Тюмень, 1986. — С.73−79.
  82. А.Н., Юшков Ю. Ф., Маслов В. Н. Оптимизация рабочих дебитов газовых и газоконденсатных скважин II Труды ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Москва, 1987. — Вып.11. — С.8−12.
  83. А.Н., Козинцев А. Н., Плотников А. А. Использование западносибирских подземных напорных вод для производства йода. Новосибирск: издательство СОР, 2005. — 127с.
  84. Е.И., Дорогиницкая Л. М., Кузнецов Г. С., Малыхин А. Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. М.: Недра, 1974. — 240с.
  85. Ли Г., Вуд Р. Новая высококачественная жидкость разрыва для морских скважин II Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993.-Вып.1.-С. 26−23.
  86. А.В., Земцов Ю. В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири II Обз.информ. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. — Вып. 7. — 33 с.
  87. В.В., Крылов Г. В., Маслов В. Н., Лапердин А. Н., Меркушев M.Hi Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их состоянию. -М.: ИРЦ Газпром, 2000. 243 с.
  88. В.В., Федорцов В. К. Комплексное изучение выноса керна пород-коллекторов газовых скважин Севера Тюменской области. Разведочная геофизика. М.: Недра, 1980. Вып. 90. — С. 119−125.
  89. В.В., Ханнанов З. Д. Группирование пород коллекторов для достоверной оценки пористости при неравномерном выносе керна / НТСI
  90. Геология нефти и газа. Москва, 1978. № 9. — С. 14−17.
  91. Материалы по межколонным газопроявлениям на эксплуатационных скважинах месторождения Медвежье: Отчет о НИР / СКНИЭ ТюменНИИгипрогаз- Руководитель В. Е. Карачинский. Надым, 1981. — 81 с.
  92. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2000. — 97 с.
  93. Методы тектонического анализа нефтегазоносных областей Западной Сибири / Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень. — Вып. 152. -102 с.
  94. А.Х., Кузнецов О. Л., Басниев К. С., Алиев З. С. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 1973. — 304 с.
  95. И.Т., Кондратюк А. Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. -М.: Нефть и газ, 1996. -190 с.
  96. А.Г. Подземный ремонт скважин: Учеб. пособие для учащихся проф-тех. образования и рабочих. М.: Недра, 1986.- 208 с.
  97. В.М. Исследование и разработка унифицированных средств отсечения потока в скважинах и промысловых 'трубопроводах: Автореф. Дис. канд. техн. наук.-Тюмень, 1973.
  98. И.И. О прогнозировании залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. М.: Недра, 1972. — 234 с.
  99. A.M., Америка Л. Д., Бучева В. Н. К экономической оценкеIпромышленной разведки с учетом ее влияния на разработку нефтяного месторождения.-М.: Экономика нефтегазодобывающей промышленности, 1970, № 10.-С. 20−29.
  100. Г. И., Чупова И. М. Анализ состояния газонасыщенности обводненных коллекторов. // Материалы Всероссийской науч.-практ. конф.
  101. С.Ф. Подсчет запасов газа в сеноманской залежи Крузенштернского месторождения Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области: Отчет / предприятия «Главтюменьгеология» -Тюмень, 1985. 349с.
  102. Пат. 2 136 717 RU, CI кл С 09 К 7/06. Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин / И. И. Клещенко, А. В. Кустышев, В. Г. Матюшов и др. № 971 202/03- Заяв. 03.12.97- Опубл. 10.09.99- Бюл. № 25.
  103. Пат. 2 167 275 RU, С2 кл 7 Е 21 В43/12. Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин / И. И. Клещенко, А. В. Кустышев, В. Г. Матюшов и др.- № 99 114 400/03- Заяв. 01.07.99- Опубл. 20.05.01- Бюл.№ 14
  104. Пат. 2 187 529 RU, С1 кл 7 Е 21 В43/12. Жидкость для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин / И. И. Клещенко, А. К. Ягафаров, А. В. Кустышев и др.- № 2 001 108 734- Заяв. 02.04.01- Опубл. 20.08.02- Бюл. № 23
  105. Пат. 2 032 068 RU, С1 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков / А. К. Ягафаров, Т. И. Окунева, И. И. Клещенко и др.- Опубл. 27.03.95- Бюл. № 9.
  106. А.А. Условия формирования гидродинамических ловушек газа. М.: недра, 1976. -150 с.
  107. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера / Под ред. Р. И. Вяхирева.- М.: Наука, 1997.- 655 с.
  108. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской газовой залежи Вынгапуровского месторождения: Отчет /ЗапСибГеоНАЦ- Руководитель С. Ф. Панов. Тюмень, 1999. — 336с.
  109. Подсчет запасов газа Медвежьего месторождения по падению пластового давления / Маслов В. Н., Лапердин А.Н.- ТюменНИИгипрогаз. Тюмень, 2002. — 400с.
  110. Подсчет запасов свободного газа в сеноманских залежах месторождений Севера Тюменской области по состоянию на 01.01.1986 г.: Отчет оI
  111. НИР / Главтюменьгеология- Руководитель Ф. З. Хафизов. Тюмень, 1986. — 424с.
  112. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения по методу падения пластового давления: Отчет о НИР/ТюменНИИгипрогаз- Руководитель Е. М. Нанивский. Тюмень, 1987. -401с.
  113. Ю.М., Хон В.Б. Теория автоматизированных банков информации. М.: «Высшая школа», 1989. -184с.
  114. Потомки Прометея. Геологическая служба газовой промышленности / Г. Г. Кучеров, B.C. Парасына, B.C. Маслов- под ред. М. М. Золочевского. М.: ООО «Фирма Росток», 2005. — 320 с.
  115. Проект обустройства Комсомольского газового месторождения. Восточный купол/ТюменНИИгипрогаз. Тюмень, 1991.
  116. Проект обустройства Комсомольского газового месторождения. Западный купол /ТюменНИИгипрогаз. Тюмень, 1994.
  117. Проект обустройства Комсомольского газового месторождения. Северный купол / ТюменНИИгипрогаз. Тюмень, 1998.
  118. Проект опытно-промышленной эксплуатации Губкинского месторождения ((основные показатели разработки) /ТюменНИИгипрогаз-
  119. Е.М. Нанивский. Тюмень, 1975. — 100 с. t
  120. Проект разработки Вынгапуровского месторождения: Отчет о НИР /ТюменНИИгипрогаз- Рукводитель Е. М. Нанивский-Тюмень, 1983.-111 с.
  121. Проект разработки Вынгапуровского месторождения на заключительной стадии эксплуатации: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИгипрогаз" — Руководитель А. Н. Лапердин. Тюмень, 1998. — 194 с.
  122. Проект разработки Западно-Таркосалинского месторожденияI
  123. ТюменНИИгипрогаз- Руководитель В. Н. Маслов Тюмень, 1990. -196 с.
  124. Проект разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения. Т. 1. /ТюменНИИгипрогаз- Руководитель Е. М. Нанивский -Тюмень, 1995.-260 с.
  125. Проект разработки сеноманской залежи Большого Уренгоя на полное развитие / ВНИИГАЗ Москва, 1998. -450с.
  126. Проект разработки сеноманской залежи Комсомольского месторождения /ТюменНИИгипрогаз- Руководитель В. Н. Маслов Тюмень, 1987.171 с.
  127. Проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз- Руководитель Е. М. Нанивский. Тюмень, 1996. — 307 с.
  128. В.Я., Балин В. П., Мякинин С. А. Усовершенствование узла зарядки кпапана-отсекателя камерного типа // Машины и' нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1979.- Вып. 3.- С. 24−26.
  129. В.Я. Повышение надежности клапанов-отсекателей диафрагменного типа // Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. — Вып.1.- С. 20−23.
  130. Г. Б. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1961. — 299с.
  131. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири/ А. И. Гриценко, Е. М. Нанивский, О. М. Ермилов и др. М.: Недра, 1991. — 304с.
  132. В. В. Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Направления научнотехнического прогресса в газовой промышленности. Т.1. / Юбилейный сборник1трудов-«50 лет газопроводу Саратов-Москва» Т.1. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1996. -С.111−10.
  133. В.В., Дементьев Л. Ф., Кирсанов А. Н. и др. Геолого-технологические принципы освоения нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера. М.: Недра, 1996. — 362с.
  134. В.В., Маслов В. Н., Лапердин А. Н., Ермилов О. М., Чугунов П. С. Мировой и отечественный опыт бурения скважин с горизонтальными забоями II Газовая промышленность, Москва, 1995. — № 3. -С.24−26.
  135. Н.Н. Опыт капитального ремонта скважин. II Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1975. — 65 с.
  136. Российская газовая энциклопедия / Гл.ред. Р. Вяхирев. Р 76 М.: Большая Российская энциклопедия, 2004. — 527 с.
  137. М.Я., Глухоедов Ю. М., Максимов Е. М. Тектоническое развитие и нефтегазогеологическое районирование Западно Сибирской провинции / Труды ЗапСибНИГНИ. — Тюмень. — Вып. 92. — 113с.
  138. Ю. С. Стратиграфическая корреляция. -М.: Недра, 1983. 253 с.
  139. Ф.К. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. -279 с.
  140. А.А., Попов Ю. П. Разностные методы газовой динамики. -М.: Недра, 1975, — 191с.
  141. А.А. Теория разностных схем. М.:Наука, 1977. 341с.
  142. С.Г. Методика оптимизации обработки призабойной зоны II Экспресс-информ. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. — Вып. 3. -С. 3−9.
  143. Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей/ Дементьев Л. Ф., Туренков НА, Кирсанов А. Н. и др. // Обз.информ. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1984. -Вып.5. — 44 с.
  144. А.И., Попов А. Н. Механика горных пород. М.: Недра, 1975.200с.
  145. Спутник нефтепромыслового геолога. М.:Недра, 1989. — 311с.
  146. Стратиграфия и математика. / Под ред. Ю. А. Косыгина, Ю. С. Салина, В. А. Соловьева. Хабаровск: Хабаровское книжное издательство, 1964. — 202 с.
  147. B.C., Жеро О. Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно Сибирской плиты. — М.: Недра, 1981. — 236с.
  148. Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах / Пер. с англ. и ред. М. А. Цайгера. М.: Недра, 1986.- 176 с.
  149. Г. В., Панов С. Ф., Румак Н. П., Селиванова Е.Е., Лапердин
  150. Г. В., Петросян Л. Г., Петерсилье В. И. Обоснование коэффициента нефтенасыщенности коллекторов месторождений Среднего Приобья // Геология нефти и газа. -1987. № 11. — С.46−50.
  151. Г. В. Способ учёта влияния термобарических условий при определении нефтенасыщенности однородных терригенных коллекторов.//Геология нефти и газа.- № 4.-1986. -С.28−30.
  152. Теория водонапорного режима газовых месторождений / С. Н. Закиров, Ю. П. Коротаев, Д. М. Кондрат и др. М.: Недра, 1976,140 с.
  153. Тер-Саркисов P.M. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. -407 с.
  154. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ООО' «ТюменНИИГипрогаз" — Руководитель В. Н. Маслов. Тюмень, 2000−477 с. I
  155. Уточненный проект разработки сеноманской залежи Западно-Таркосалинского месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз" — Руководитель А. Н. Лапердин. Тюмень, 2002. — 311 с.
  156. С.А. Подсчет запасов свободного газа и конденсата Бованенковского месторождения Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области: Отчет ПО «Главтюменьгеология». -Тюмень, 1982.-298 с.
  157. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика) // Справочник геофизика. Недра, 1976. -№ 11.- 527 с.
  158. Е.Ф. Оценка точности основных геолого-промысловыхIпараметров при подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1974. — 334 с.
  159. А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. -Недра, 1985.-212 с.
  160. А.Я. Томография нефтенасыщенных пористых сред / А. Я. Хавкин, Г. И. Чернышев- отв.ред. А.Н.Дмитриевский- Ин-т проблем нефти и газа. М.: Наука, 2005. — 270 с.
  161. А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. — 304 с.
  162. Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. Л.: Недра, 1991. — 264 с.
  163. Ф.З., Федорцова С. А., Ахияров В.Х. Подсчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Ямбургского месторождения Ямало
  164. Ненецкого автономного округа Тюменской области: Отчет / ПО «Главтюменьгеология». Тюмень, 1983. -412с.
  165. В.А. Гидрогазадинамика горизонтальных газовых скважин. -М.: ВНИИГаз, 2000.-189 с.
  166. Т.Л., Тимашев Г. В., Мищенко А. Ю. Интенсификация добычи нефти и газа методом разрыва пласта // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1987.-Вып. 1.-43 с.
  167. И.М., Дмитрук В. В. Результаты контроля за продвижением газоводяного контакта на Медвежьем месторождении. // НТС. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром.- № 4.-2001 .-С.82−87.
  168. А.А. Крепление призабойной зоны скважин. К.: Гостоптехиздат, 1959. — 258 с.
  169. С.И., Ульянова В. И. Типовые кривые относительных фазовых проницаемостей коллекторов сеномана Севера Западной Сибири II Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа / Под ред. А. Я. Малыхина. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1989. — 131с.
  170. П.Т., Братин В. А., Динков В. А. Проектирование разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1965. — 234 с.
  171. В. А., Синицин Ю. Н., Клубничкин А. К. Анализ состояния и перспектив сокращения затрат природного газа при эксплуатации газотурбинных компрессорных цехов // Сер. Транспорт и хранение газа. М.: ВНИИЭГазпром, 1982. — Вып.2. — 58 с.
  172. А. Ю. Выбор оптимальной схемы вскрытия газовых скважин в кусте // Моделирование технологических процессов нефтедобычи: 4.1. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2002. — Вып.З. — С. 34−37.
  173. А.Ю., Лапердин А. Н. Обоснование системы разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. Материалы науч.-практич. конф. Тюмень: СибНИИНП, 2001. -С.5−9.I
  174. А.Ю., Меркулов А.В. Использование уравнения Форгеймера для обработки результатов исследований сеноманских эксплуатационных скважин III
  175. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатныхместорождений, № 2.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. -С. 50−54.
  176. А.Ю. Проектирование разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения на основе трехмерной модели II Нефть и Газ: Проблемы недропользования, добычи и транспортировки. Сб. докладов научн.-пр. конф. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. -С. 61−62.
  177. Юшков А. Ю. Совершенствование методов моделирования разработки сеноманских залежей в условиях активного внедрения подошвенных вод III
  178. Аннотированный сборник трудов молодых ученых ОАО «Газпром». М: ВНИИГаз, 1999. — С.32 — 33.
  179. Эксплуатация газовых скважин / 0, М. Ермилов, З. С. Алиев, В. В. Ремизов и др. М.: Наука, 1995. — 359с.
  180. А.К., Курамшин P.M., Демичев С. С. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири. Тюмень: Слово, 2000. — 224 с.
  181. Botset Н. G. The Electrolytic Model and Its Application to the Study of Recovery Problems, -Trans.: AIME, 1946. -165 c.
  182. Bruce G. H., Peaceman D. W» Rachford H. H. and Rice J. D. Calculations of Unstady—state Gas Flow through Porous Media, Trans.: AIME.1953. 198 c.
  183. Eclipse user’s guide. Schlumberger, 2001.1 236. Eclipse Technical Description. Schlumberger, 2001.
  184. Ewing R. E. Efficient Use of Locally Refined Grids for Multiphase Reservoir Simulation. SPE № 18 413,1989. — 125c.
  185. Golan M., Whitson C.H., Well performance. Second edition. University of Trondheim. N.J.: PTR Prentice Hall, 1991.
  186. Holmes J. A. Enhancements to the Strongly Coupled, Fully Implicit Well Model: Wellbore Crossflow Modeling and Collective Well Control SPE 12 259, 7th SPE Symposium on Reservoir Simulation, San Francisco, 1983. — 227c.
  187. Ponting D. K. An Efficient Fully Implicit Simulator Soc. Pet. Eng. J., 23, Page 544,1983.
  188. Ponting D. K. Corner Point Geometry in Reservoir Simulation Proceedings of the Joint IMA/SPE European conference on the Mathematics of Oil Recovery, Cambridge, July 1989, — C. 7−12.i
  189. R.C., Prausnitz J. M. & Polling В. E. The Properties of Gases and Liquids McGraw-Hill, 1987.
  190. Schedule User’s Guide. Schlumberger, 2001.
  191. Whitson С. H. Generalised Pseudopressure Well Treatment in Reservoir Simulation IBC Conference on Optimisation of Gas Condensate Fields (Aberdeen), June 1997,-C. 126 -132.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!