ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Деряев Аннагулы Реджепович

канд. техн. наук, ст. науч. сотр., Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз»,

Туркменистан, г. Ашгабат

SELECTION OF TECHNOLOGICAL MODES OF OPERATION OF WELLS OF MULTI-LAYER DEPOSITS

Annaguly Deryaev

Candidate of Technical Sciences, Senior Researcher, Scientific Research Institute of Natural Gas of the State Concern „Turkmengas”,

Turkmenistan, Ashgabat

АННОТАЦИЯ

В статье детально проанализированы вопросы технологического режима эксплуатации скважин газоконденсатного месторождения Алтыгуйы. Повышение технологического режима, а также обеспечение условий для более качественного извлечения флюидов (конденсата и воды) с забоя скважин, как следствие, повысит экономические показатели разработки в целом, что должно соответствовать концепции сокращения продолжительности разработки месторождения.

Анализ действующего технического режима эксплуатации газоконденсатных скважин месторождения Алтыгуйы проведён с использованием газогидродинамического режима работы скважин, а также расчетных показателей, характеризующих процесс ретроградной конденсации, происходящего, как в скважине, так и в зоне забоя (депресной) пласта.

ABSTRACT

The article analyzes in detail the issues of the technological mode of operation of wells of the Altyguyi gas condensate field. Increasing the technological regime, as well as providing conditions for better extraction of fluids (condensate and water) from the bottom of wells, as a result, will increase the economic indicators of development as a whole, which should correspond to the concept of reducing the duration of field development.

The analysis of the current technical mode of operation of gas condensate wells of the Altyguyi field was carried out using the gas-hydrodynamic mode of operation of wells, as well as calculated indicators characterizing the process of retrograde condensation occurring both in the well and in the bottom (depression) zone of the formation.

Ключевые слова: конденсат, газ, изотермы, конденсация в пласте, буферное давление, штуцер, забой, эффективное дренирование.

Keywords: condensate, gas, isotherms, condensation in the formation, buffer pressure, fitting, downhole, effective drainage.

Для каждого имеющего промышленное значение нефтяного месторождения (залежи) по данным разведочного бурения, геологических, геофизических и лабораторных исследований, испытаний и исследований скважин в процессе разведки должны быть установлены:

- литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и по разрезу;

- гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей;

- общая, эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтеносности;

- тип, минеральный и гранулометрический состав, пористость, трещиноватость (кавернозность), проницаемость, карбонатность и глинистость пород продуктивных пластов;

- характеристика пород-покрышек (вещественный состав, пористость, проницаемость и др.);

- начальные значения нефтегазонасыщенностей пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;

- значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;

- гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилежащих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);

- физико-химические свойства пластовой нефти по данным контактного и дифференциального разгазирования до стандартных условий (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки);

- физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы);

- физико-химические свойства газа в стандартных условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);

- физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и фракционный составы, содержание парафинов, серы, смол);

- физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, ионный состав и др.);

- дебиты нефти, газа и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин;

- смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов, значения насыщенности связанной водой, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующие им значения относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;

- зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;

- средние значения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщающих их жидкостей;

Из-за сложной горно-геологических условий значимость подбора более подходящих технологических режимов эксплуатации газоконденсатных скважин увеличивается. Поэтому технологические режимы эксплуатации выбирают в соответствии с требованиями увеличения газа с учётом необходимости соблюдения условий предотвращение нарушение пластовых пород [1].

Повышение технологического режима, а также обеспечение условий для более качественного извлечения флюидов (конденсата и воды) с забоя скважин, как следствие, повысит экономические показатели разработки в целом, это должно соответствовать концепции сокращения продолжительности разработки месторождения.

Анализ действующих технических режимов эксплуатации газоконденсатных скважин месторождения Алтыгуйы проведён с использованием газогидродинамических режимов работы скважин, а также расчетных показателей, характеризующих процесс ретроградной конденсации, происходящих как в скважине, так и в зоне забоя (депресной) пласта [2].

В таблице введены расчетные показатели, использованные для основных результатов режима эксплуатации скважин:

- Разница между устьевым и межтрубным давлениями, характеризующая потери давления в колонне НКТ за счет движения газожидкостной смеси в лифте скважины;

- Удельный выход стабильного конденсата по информациям проведенных замеров в ГЗУ, (г/м³);

- Забойное давление в скважине, рассчитываемое как величина межтрубного давления эксплуатации скважины (кгс/см²);

- Падение давления, в зоне конденсации пласта рассчитанное как разность между начальным давлением конденсации и забойным давлением в скважине.

На основании анализа показателей работы показанных в таблице сделаны нижеследующие заключения:

- Текущая эксплуатация скважин осуществляется на условиях режима постоянного дебита (постоянной депрессии), выбранных при условии, что породы пласта, соответствующих работе скважин, не нарушающих породы пласта (фактически отсутствует выброс механических смесей) при 8÷12мм штуцером и буферным давлением 140÷165кгс/см².

- Также перепад давления при конденсации в пласте имеет значительную величину (258-278 кгс/см²), то есть в пласте конденсируется от 68 до 63 г/м³ конденсата, что свидетельствует о значительном влиянии пласта на состояние границы забоя. В случае достаточно значительной разработки пласта такая ситуация приводит к возможности насыщения пористого пространства (предел) пласта конденсатом вблизи столба скважины [3].

- Значение среднего давления на забое газоконденсатной скважины и изотерме конденсации пластового газа (рисунок 1) оценивают содержанием 35г/м³ конденсата в пластовом газе, поступающий в забой скважины.

Таблица 1.

Технологический режим эксплуатации газоконденсатных скважин на месторождении Алтыгуйы

Потенциальный состав конденсата добываемого газа, поступающего в забой скважины, соответствует изотерме конденсации среднего давления в стволе скважины, в отличие от потенциального количество конденсата в пластовом газе, соответствующего начальному давлению конденсации. Его такое парное состояние понимается удельным количеством. По рисунку он при Р_ср.заб=214кгс/см² равно 32д/пм³.

Фактическое количество конденсата, определяемое по фактическим результатам замеров на ГЗУ, увеличивает потенциальное содержание конденсата в газе, поступающего в забой скважины (в виде пара). Тем самым подтверждается выход конденсата с забоя в ствол скважины, в жидком виде, за счет насыщения конденсатом в паровом пространстве.

- количество конденсата, учтённое в ГЗУ, представляет собой суммарное количество конденсата, поступающего из пласта в жидком виде отделяющегося от газа в случае ретроградной конденсации в потоке газа по лифту скважины (при снижении давления температуры), а также в случае дросселя при снижении давления в лифте скважины и режимном штуцере.

Рисунок 1. Изотерма дифференциальной конденсации газоконденсатной системы скважины №1 (II) на площади Алтыгуйы

При опытном режиме производственной эксплуатации в лифте скважины показывает среднюю температуру газа: Т_заб=90°C; Т_ш=40°C.

При значительном падении давления в режимном штуцере скважины (при давлении шлейфа 90-110кгс/см²) при значительном падении температуры (до 15°C) возникает дросселирующий эффект, что требует защиты верхнего оборудования и шлейфа от гидратообразования, так как рассматривается специальное оборудованное устройство для подачи метанола в системную ёмкость для него [4].

Также забойное давление в эксплуатируемых скважинах изменяется в пределах 250-300атм, то есть в существующих условиях (давление, температура) и при рабочем дебите по газу удовлетворяющего по времени использования активного выхода жидкости из забоя без проблем внутри лифта до 6м/с, ускоряет скорость потока газа в башмаке лифта.

В целях получения дополнительных данных для составления проекта разработки в процессе бурения отдельных эксплуатационных скважин в интервалах залегания продуктивных пластов производится сплошной отбор керна. Количество таких скважин определяется технологической схемой и должно составлять не менее 10% проектного фонда. Работы по отбору керна в обязательном порядке должны быть предусмотрены в проектно-сметной документации на строительство скважин. Выбор эксплуатационных (добывающих) скважин, в которых в процессе бурения должен отбираться керн, производится организацией-автором технологической схемы (проекта) совместно с геологической службой нефтегазодобывающих предприятий.

Конструкции эксплуатационных (добывающих) скважин должны обеспечивать:

а) возможность реализации запроектированных способов и режимов эксплуатации скважин, создание прогнозируемых для всех стадий разработки максимальных депрессии и репрессии на пласт;

б) возможность осуществления одновременно-раздельной добычи нефти из нескольких эксплуатационных объектов в одной скважине (в случае, когда это предусмотрено проектными документами);

в) нормативные условия для производства в скважинах ремонтных и исследовательских работ;

г) применение технологической оснастки обсадных колонн, позволяющей производить качественное цементирование;

д) соблюдение требований охраны недри окружающей среды.

Конструкция обсадной колонны должна обеспечивать возможность установки клапанов отсекателей, пакерующих и других устройств.

Применение конструкции скважин с открытым забоем должно специально обосновываться в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.

Конструкции скважин, намеченных к эксплуатации газлифтным способом, должны удовлетворить требованиям, предъявляемым к конструкциям газовых скважин.

Конструкция нагнетательных скважин под закачку горячей воды, пара и газа должна быть обоснована в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.

Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа и соблюдение условии надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;

б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;

в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).

Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологами и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки [5].

Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.

Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий. В порядке надзора контроля осуществляют вышестоящие организации и органы Госгортехнадзора.

Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т.д.).

Пуск новых, необорудованных для индивидуального замера дебита и исследования скважин в эксплуатацию не разрешается.

Материалы по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:

а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;

б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.

На многопластовых газовых месторождениях Западного Туркменистана типовые конструкции скважин соответствуют геолого-техническим условиям строительства и эксплуатации скважин различной глубины в соответствии с параметрами разра­батываемых залежей [6]:

Данные подвески скважины для горизонта НК-8 месторождения Алтыгуйы:

1. Диаметр эксплуатационной колонны d=140мм.
2. Диаметр НКТ d = 73 мм.
3. Глубина спуска НКТ = 3602м.
4. Диаметр подъемной колонны НКТ = 3616 – 3625 м.
5. Тип фонтанной арматуры - «Cameron».

Данные подвески скважины для горизонта НК-7д месторождения Алтыгуйы:

1. Диаметр эксплуатационной колонны d=146-168мм. (комбинированная)
2. Диаметр НКТ d = 73 мм.
3. Глубина спуска НКТ = 3488м.
4. Диаметр подъемной колонны НКТ = 3512 – 3522 м.
5. Тип фонтанной арматуры - «WOM».

Данные подвески скважины для горизонта НК-9 месторождения Алтыгуйы:

1. Диаметр эксплуатационной колонны d=140 мм.
2. Диаметр НКТ d = 73 мм.
3. Глубина спуска НКТ = 4060 м.
4. Диаметр подъемной колонны НКТ = 3950 – 3958 м.
5. Тип фонтанной арматуры - «Vetca Grey».

Как следует из приведенных конструкций скважин, подъемные колонны спущены до уровня фильтров, чем предусмотрены наилучшие условия выноса жидкости, поступающей на забой скважины.

Диаметр подъемных труб (73 мм) следует считать оптимальным, обеспечивающим достаточно высокие скорости потока в трубах и в то же время ограничивающим гидравлические потери при движении в трубах газожидкостного потока с высокими скоростями, что, в конечном счете, обеспечивает максимальное устьевое (буферное) давление и, соответственно, максимальное использование энергии пласта для транспорта и подготовки газа.

На текущем этапе разработки месторождения Алтыгуйы, в связи с падением пластового давления в залежах, значительное количество скважин эксплуатируется в режимах с накоплением жидкости в стволах скважин, что установлено на основе расчетов, произведенных в соответствии с временной инструкцией. Используемый в данной инструкции упрощенный метод расчета скопле­ний жидкости на забоях скважин по разности между затрубным и буферным давлением скважины (не учитывающий величины гидравлических потерь) использован для оценки жидкостных скоплений различных скважин на газовых месторождениях [7].

Установленные мероприятия по обеспечению нормального режима работы газоконденсатных скважин во время эксплуатации нижеследующие:

- проведение технико-технологических операций по выносу поступающих нижних и боковых пластовых вод с помощью применения специальных жидкостей.

- проведение мероприятий по восстановлению проницаемости в зоне забоя продуктивных пластов.

- мероприятия по охране от гидратов устьевых и внутрискважинных оборудований.

Это дает основание рекомендовать применение поверхностно-активных веществ для выноса жидкости из скважин с целью уменьшения противодавления на пласт и соответствующего повышения давления на буфере скважины [8].

Учитывая значительный дебит скважин по конденсату и появление в скважинах в ряде случаев большого количества воды, процессу вспенивания подлежит водоконденсатная смесь, для которой предпочтительно применение композиций различных ПАВ и, в частности, смеси ионогенных и неионогенных ПАВ.

Рассматривается подача ПАВ в скважину двумя способом: закачка в межтрубное пространство в жидком виде, а также производится с помощью подачи стержня лубрикаторов ПАВ на забой скважины. На начальном этапе применения ПАВ для выноса жидкости с забоев предлагается метод разовых закачек расчетных объемов растворов ПАВ в затрубное пространство скважин с переходом в дальнейшем, на ввод в скважину твердых ПАВ, с продленным сроком воздействия на скважинные флюиды.

Подача жидкого ПАВ в межтрубное пространство производится с использованием цементировочных агрегатов.

В ситуации уменьшения продуктивности пласта в результате снижения проницаемости на забое скважины по выбираемой технологии, определяющей свойство раствора, рассматривается использование кислотной обработки на скважине [9].

В необходимых случаях для борьбы с гидратообразованием на стволах скважины, рассматривается подача метанола с использованием цементировочных агрегатов через клапана ингибитора в межтрубное пространство скважины.

При оборудовании всех скважин, с целью борьбы образования гидрата на фонтанной арматуре и шлейфе разрабатывается антигидрат для добавки метанола в добываемый газ.  

В процессе промышленной разработки нефтяных месторождений должны быть обеспечены сбор и использование добываемых вместе с нефтью газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов, и воды в объемах, предусмотренных в утвержденном технологическом проектном документе. Проект обустройства нефтяного месторождения под промышленную разработку может быть принят к утверждению только в случае, когда в нем решены вопросы сбора и рационального использования нефтяного газа.

На разрабатываемых газконденсатных месторождениях (залежах) Туркменистана проводиться обязательный комплекс исследований и систематических измерений по контролю разработки, соответствующий утвержденному концернами принципиальному комплексу гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, удовлетворяющий требованиям утвержденного проектного документа на разработку.

В этот комплекс должны быть включены исследования по своевременному выявлению скважин - источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

Установление параметров эксплуатации скважин и прогноз показателей разработки выполнен на базе запасов газоконденсатных горизонтов и участков по которым не обнаружено наличие нефтяных оторочек.

Следует отметить, что по месторождению имеется ряд неопределенностей в оценке отдельных параметров, способных влиять на точность конечных результатов расчетов. Основными из них являются:

- степень активности законтурной области залежей и предвидение его влияния на динамику режимов дренирования в будущем;

 - недостаточное количество замеров пластового давления, невозмож­ность установления закономерности его изменения во времени для большинства горизонтов;

 - недостаточное количество определений фильтрационных параметров «А» и «В» для осреднения их по отдельным объектам разработки;

- малое количество экспериментальных определений коэффициента конденсатоотдачи.

Для максимального использования имеющихся данных по замерам пластового давления и приближения результатов прогноза динамики пластового давления к реальным условиям был использован следующий методический прием.

                                                               (1)

- отношение текущего значения пластового давления к его начальному значению;

 - отношение накопленного отбора газа к его начальным извлекаемым запасам.

На основе анализа промысловых данных с использованием имеющихся практических данных по замерам пластовых давлений для горизонтов строятся в безразмерной форме графики изменения пластового давления от накопленного отбора газа.

При определении начальных извлекаемых запасов газа был принят ожидаемый конечный коэффициент извлечение газа, равный 0,85.

По опыту разработки газоконденсатных залежей Западного Туркменистана известно, что в процессе их эксплуатации наряду с газовым режимом появляется, и напор краевых и подошвенных вод, причем доля его во времени увеличивается [10].

В расчетах были использованы изотермы дифференциального конденсата в пластовых условиях, приведенные в работе [11]. Эти данные для удобства проведения расчетов на компьютере предварительно обработаны полиномами.

Последовательность расчета следующая.

1. По нижнему пласту предварительно рассчитывается годовая и накопленная добыча газа, а также средний дебит скважин по газу (q₁) на перспективу для варианта разработки его самостоятельной сеткой скважин.

При известных накопленных отборах (Q₁) определяется динамика пластового давления по нижнему плату по формуле:

                                                 (2)

2. С использованием фильтрационных коэффициентов «А₁» и «В₁», при известном дебите газа q₁ и величине пластового давления Р₁, определя­ется забойное давление Р_с1.

                                         (3)

1. Для подъема жидкости на поверхность устьевое давление определяется по нижеследующей формуле:

                            (4)

                                     (5)

ρ_г.ρ_в ρ_ж - плотность газа, воздуха и жидкости, кг/м³;

ρ_г.р., Q_г.р - соответственно плотность и дебит газа в стволе скважины в рабочих условиях, кг/м³ и тыс.м³сут;

G_ж, G_г, - массовый расход жидкости и газа, т/сут;

Q_см,Q_ж,Q_г - объемный расход газожидкостной смеси, жидкости и газа соответст­венно при Р_ат и Т_ст, тыс.м³/сут.

Истинное объемное газосодержание надо определять экспериментально, как отношение истинного объема газа V_u в скважине к объему ствола  Однако в связи с большими трудностями таких измерений его можно оценить по расходному газосодержанию β согласно вышеприведенной формуле (5).

Поскольку всегда φ <β, исполь­зование β вместо φ приводит к занижению забойного давления настолько выше, насколько больше разница между количеством жидкости в скважине и выносящимся потоком газа. Коэффициент гидравлического сопротивления λ необходимо определять по результатам исследований скважин на различных режимах. Ввиду отсутствия таких исследований его значение принято по [12, 13], для трубы λт = 0,025 и для пакера λп = 0,0815.

Все величины (Z_ср, ρ_г.р, Q_г.р., β и др.), зависящие от Р_ср , рассчитываются методом последовательных приближений.

При прогнозировании газового фактора, нефтяных и газовых ресурсов продуктивных залежей месторождения, характеризующимися очень сложными режимами дренирования создаются серьезные проблемы. Кроме того, в процессе разработки месторождения происходит непрерывное изменение конкретных видов энергии, вытесняющие нефть из забоя добывающих скважин, которые существенно влияет на динамику газового фактора. При этом динамика газового фактора определялась с учетом опыта разработки НК (нижний красноцвет) горизонтов других месторождений.

На основе анализа промысловых данных с использованием имеющихся практических данных по замерам пластовых давлений для горизонтов были построены в безразмерной форме графики изменения пластового давления от накопленного отбора газа (рис. 2 и 3 ):

Рисунок 2.  График изменения пластового давления от накопленного отбора газа в горизонте НК₈

Основными экономическими показателями, характеризующими эффективность предлагаемых вариантов разработки, являются капитальные вложения, эксплуатационные затраты, совокупные затраты, а также себестоимость добычи нефти.

За критерий выбора вариантов разработки принимаем дисконтированный годовой поток наличности (доходы-расходы).

Расчет экономических показателей производился в соответствии с проектируемыми уровнями и динамикой технологических показателей по вариантам с использованием экономических нормативов, поставленных в зависимость от изменения технологических факторов.

В качестве объемных и технологических факторов, влияющих на уровень и динамику экономических показателей, приняты: объем эксплуатационного бурения, количество скважин, вводимых из бурения в эксплуатацию, объемы добычи нефти, газа и конденсата, фонд добывающих скважин.

Рисунок 3.  График изменения пластового давления от накопленного отбора газа в горизонте НК_7д.

С использованием технологических показателей и принятых экономических нормативов рассчитаны капитальные вложения в бурение скважин и по направлениям нефтепромыслового строительства, амортизационные отчисления на новые скважины, эксплуатационные расходы по статьям затрат.

Потребность в капитальных вложениях на перспективный период обусловлена вводом в эксплуатацию новых скважин и их обустройством.

Расчет эксплуатационных расходов на добычу нефти, газа и конденсата перспективный период по вариантам произведен в соответствии с действующими методикой калькулирования, нормами амортизационных отчислений и утвержденными ставками отчислений на геолого-разведочные работы.

Предстоящие затраты представляют собой сумму капитальных и эксплуатационных затрат в соответствующем расчетном году рассматриваемого периода отработки запасов.

Список литературы:

1. Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. - М.: Недра, 1973.
2. Гафурова М. Оценка неоднородности и характеристика обводнения продуктивных горизонтов месторождения Ачак // Экспресс - информ. ВНИИЭГазпром. - 1976. - № 10.
3. Деряев А.Р. Особенности технологии бурения для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов на испытанных скважинах месторождений Северный Готурдепе. // сборник статей института “Нефть и газ” выпуск 8 (2014 г.). – Стр.238-248.
4. Деряев А.Р. Технологические особенности вскрытия многопластовых продуктивных горизонтов и освоение их для одновременно-раздельной эксплуатации. // Сборник статей института “Нефть и газ” выпуск 11 (2015 г.). – Стр.183-193.
5. Каменецкий С.Г. Определение фильтрационных параметров методом восстановления давления в случае, если пласт разбит на отдельные пропластки. / НТС по добыче нефти. ВНИИ. Вып.14. – М.: Гостоптехиздат,
6. Иванишин В.С. Особенности разработки многопластовых нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. – М.: Недра, 1981.
7. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Зотов Г.А., Алиев Э.С., –М: Недра, 1980г.
8. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справ. руководство: в 2 т. / Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргудова. – М.: Недра, 1984. – Т. 1.
9. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справ. руководство: в 2 т. – М.: Недра, 1987. Т. II.