СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ, БОРЬБЕ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ И УВЕЛИЧЕНИЮ ДОБЫЧИ

СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ, БОРЬБЕ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ И УВЕЛИЧЕНИЮ ДОБЫЧИ

Деряев Аннагулы Реджепович

АННОТАЦИЯ

В монографии затрагиваются вопросы возможных изменений режимов работы энергоресурсов в результате воздействия на них. При этом оценивается возможность совместной достаточно продолжительной эксплуатация пластов при режиме истощения или напорном режиме. Следует иметь в виду, что лучший результат достигается при совмещении пластов с одинаковыми режимами работы, так как в этом случае в значительной степени облегчается работа с фондом скважин при переводе их с одного режима работы на другой и при осуществлении контроля и регулирования разработки. При формировании эксплуатационных объектов учитывается и величина запасов нефти в совмещаемых пластах. Выбранный объект должен содержать запасы нефти, разработка которых самостоятельной сеткой скважин обеспечивает улучшение технико-экономических показателей добычи нефти.

Ключевые слова: глубина залегания, искривление ствола, газовый фактор, глубинные насосы, уровень жидкости, начальное давление.

На газоконденсатном месторождении проявляется ряд геолого-промысловых, природно-климатических и технологических факторов, которые характеризуют работу скважин, как эксплуатацию в осложненных условиях.

Основными особенностями, осложняющими эксплуатацию нефтяных скважин данного месторождения являются:

• большие глубины залегания продуктивных пластов;
• высокие начальные давления резко падают, соответственно снижается уровень жидкости в скважинах;
• эксплуатация скважин при давлениях ниже давления насыщения;
• высокие значения газовых факторов;
• кривизна и искривление столбов скважин;
• нефтяные пласты обладают резкой степенью цементации от плотных песчаников и алевролитов до рыхлых песков и алевролитов, что приво­дит к пескопроявлению;
• добываемая нефть высокопарафинистая;
• коэффициенты продуктивности колеблются в широких пределах;
• увеличения расчетной глубины ввода газа в подъемник газлифтных скважин от устья.

Выбор механизированных способов добычи нефти на газоконденсатном месторождении осуществляется с учетом вышеперечисленных факторов. Помимо них учитываются также рельефные климатические условия, межремонтные периоды, наличие парафина и мехпримесей в извлекаемой жидкости, надежность оборудования, необходимость обслуживающего персонала и ремонтной техники, простота обслуживания в процессе механизированной добычи нефти, добывные возможности, потребность в энергетических ресурсах [1, 2].

Многопластовое газоконденсатное месторождение по характеру насыщения отмечается наличием чисто нефтяных залежей, чисто газовых залежей и газовых залежей с нефтяными оторочками. По большинству залежей смешанный режим характеризуется преобладанием энергии выделяющегося из нефти газа и проявлением активности контурных вод на более позднем этапе разработки.

В работах [3, 4] выдается обоснование области применения, эффективности, надежности и возможности максимального извлечения запасов нефти из многопластовых нефтегазовых горизонтов с большой глубиной залегания, сложенных слабосцементированными породами. В указанных работах приведены критерии выбора рациональных способов механизированной добычи нефти. Ниже, на примере рассмотрим возможность использования различных способов механизированной добычи нефти применительно к условиям газоконденсатного месторождения Корпедже.

Анализ условий применения УЭЦН

Основным критерием, обуславливающим нецелесообразность и невозможность применения является большая глубина скважин - от 2965 до 4084м. Максимальная глубина спуска УЭЦН (установка электроцентробежных насосов) не превышает 1600м. Помимо этого ог­раничивающего фактора, отмечается также наличие высокого газосодержания в откачиваемой жидкости и планируемые дебиты, которые значительно ниже, чем минимальная производительность УЭЦН. Эти факторы противостоят возможности применения УЭЦН на данном месторождении.

Анализ условий применения УШГН

В условиях газоконденсатных месторождений применение УШГН (установка штанговых глубинных насосов) имеет весьма ограниченную область. Однако, УШГН отличается совершенством конструкции, широким ассортиментом выпускаемого оборудования нормального ряда, а также простотой обслуживания. Установки штанговых глубинных насосов могут быть использованы при откачке жидкости со сравнительно небольших глубин. Они уступают по развиваемому напору только гидропоршневым установкам, могут быть эффективно использованы в низкодебитных скважинах с высокой обводненностью продукции. Ограничивающими факторами их применения являются: высокие газовые факторы, большие глубины, кривизна стволов скважин. С увеличением глубины спуска насоса снижается надежность его работы, увеличивается степень утечек через зазоры, а также сокращается межремонтный период.

Современный нормальный ряд приводов глубинного насоса станка- качалки (СК) и скважинных насосов вставного типа (НСВ) позволяют теоретически осуществлять подъем жидкости из глубин 3500м.

Однако, при такой величине спуска насоса, из-за недостаточной эксплуаатационной надежности насосных труб и штанг, возникают проблемы, от­носящиеся к обеспеченности ремонтной базы промыслов.

В условиях месторождений Туркменистана добыча нефти установками УШГН обеспечивается из максимальной глубины, равной 2300м. Из-за влиянияразличных отрицательных факторов фактическая подача с глубины 2300м не превышает 5,3 м /сут при коэффициенте подачи не более 0,17 [5].

Таким образом, применение установок УШГН на данном месторожде­нии не может рассматриваться как перспективное. Кроме низкой производительности, при применении УШГН предвидится нерациональное расходова­ние материальных и энергетических ресурсов в связи с существенным сниже­нием надежности работы оборудования УШГН при откачке жидкости со скважин с пескопроявлением, образованием парафиновых и солевых отложе­ний, обрывах штанг и других неполадок. По имеющемуся опыту эксплуатации УШГН в таких условиях значительно снижается коэффициент эксплуатации, который по аналогичным месторождениям Туркменистана не превышает 0,7. Исходя из вышеизложенного, применение способа добычи нефти установками УШГН не рекомендуется на данном месторождении.

Анализ условий применения УГПН (погружной поршневой насос с гидроприводом)

Блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГПН) предназначены для эксплуатации 2-8 кустовых наклонно-направленных и глубоких скважин (свыше 4000м) с низкими динамическими уровнями (3000м) и с дебитами до 100 м³ /сут. Малогабаритные размеры этих насосов позволяют спускать их в скважины с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 117,7-155,3мм.

Принцип действия установки основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением по специальному каналу в гидравлический забойный поршневой двигатель возвратно поступательного действия, преобразующий эту энергию в возвратно поступательное движение жестко связанного с двигателем поршневого насоса.

Эти насосы имеют высокий КПД (0,65), который незначительно уменьшается при снижении динамического уровня в скважинах. Отличительная способность гидропоршневых насосов - возможность применения одного и того же агрегата для работы с различными напорами, т.е. вести эксплуатацию скважин с различными глубинами и отбирать жидкость в нужных количествах.

В качестве гидропоршневых установок рекомендуются УГН 25-150-25, УГН 40-25 0-20, УГН 100-200-18.

Для откачки пластовой жидкости из скважин рекомендуются гидропоршневые агрегаты сбрасываемого типа ГН-59-89-10-118, ГН-59-89-25-25, ГН-59-89-40-20.

По своей добывной характеристике, простоте эксплуатации, они полностью удовлетворяют условиям эксплуатации месторождения Корпедже. Однако, на данном этапе применение указанных установок нами не предусматривается. Для их использования необходимо произвести специальные работы с точки зрения выбора рациональных технологических схем применительно к условиям данного месторождения. Необходимо также изучить энергетические технико-экономические показатели, без учета которых выбор рационального способа не может быть осуществлен. Считаем целесообразным их применение на конечном этапе, когда скважины будут эксплуатироваться с обводненностью продукции более 90% и возникает необходимость их перевода с их механизированных способов добычи нефти на УГПН [6].

Анализ условий применения УЭВНТ

Установки погружных винтовых электронасосов (УЭВНТ) предназначены для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин.

Наиболее эффективна эксплуатация этими установками скважин с низким коэффициентом продуктивности, большим газосодержанием, высокой вязкостью нефти в пластовых условиях.

УЭВНТ выпускают для пластовой жидкости температурой до 70°С, максимальная вязкость которой равна 1.10^-3 м²/с, содержание мехпримесей не более 0,8 г/л, объемное содержание свободного газа на приеме насоса не более 50%, сероводорода - не более 0,01 г/л.

При эксплуатации установок в условиях отличных от указанных (повышенное содержание мехпримесей, газосодержания, температуры перекачиваемой жидкости, искривление ствола скважин), ресурс насоса снижается из-за износа рабочих органов, что ведет к преждевременному выходу его из строя [7].

На промыслах Туркменистана внедрены электровинтовые насосы немецкого производства марки NTZ-240.ДТ16. Теоретическая подача их составляет 15-30 м³/сут, максимальная глубина спуска 1900 м, объемное содержание свободного газа на приеме насоса не выше 50%.

Практика их применения показала возможность использования их только в вертикальных скважинах и ненадежность, невозможность применения в искривленных скважинах. Фактическая подача насоса не выше 15 м³/сут, нежелательно содержание мехпримесей, из-за низкого качества пластика эластомер быстро выходит из строя (в течение 1-1,5 месяца).

Таким образом, электровинтовые насосы с учетом вышесказанного имеют весьма ограниченную область применения и могут быть использованы на месторождении Корпедже в вертикальных, низкопродуктивных скважинах с динамическим уровнем не ниже 1700м, при пластовой температуре откачиваемой жидкости не выше 70°С и объемном содержании свободного газа на приеме насоса не более 50%.

Анализ условий применения газлифтного способа добычи нефти

На месторождениях Туркменистана, в том числе и Корпедже, широкое применение получил газлифтный способ добычи нефти.

Добывные возможности, а также надежность применения газлифтной эксплуатации показали, что она более эффективна, чем другие способы механированной добычи.

Условия подъема жидкости в газлифтной скважине, в основном, зависят от параметров самого подъемника, величины давления рабочего агента и параметров пласта. Наибольшую роль играет высота подъема жидкости. На месторождении Корпедже специфическими факторами являются: большая высо­та подъема, низкие дебиты, увеличение обводненности продукции во времени, наличие ресурсов рабочего агента (газа).

Практика газлифтной эксплуатации на данном месторождении доказывает целесообразность ее применения как при непрерывном, так и периодическом лифтировании жидкости. С целью наиболее эффективной эксплуатации, скважины с дебитами выше 30 т/сут рекомендуется эксплуатировать непрерывным газлифтом. Скважины, работающие с дебитами ниже 30т/сут, целесообразно эксплуатировать периодическим газлифтом. В условиях этого месторождения периодический газлифт является наиболее реальным, обеспечивающим проектные объемы добычи до конца разработки месторождения [8].

При изучении геолого-эксплуатационных характеристик месторождения было выявлено, что нефтяные и газовые пласты, чередующиеся в продуктивных горизонтах, изолированы между собой непроницаемыми прослойками, имеющими сравнительно большие толщины. В значительной мере газовые пласты по площади перекрывают нефтяные, что создает благоприятные условия для осуществления методов одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нефтегазовых объектов одной скважиной. При этом целесообразно также частично использовать технологию внутрискважинного газлифта, наиболее эффективного способа эксплуатации, не требующего дополнительных капиталовложений.

Расчет газлифтных подъемников непрерывного действия сводится к определению длины, диа­метра подъемных труб и удельного расхода газа.

Выбор диаметра лифтовых труб газлифтной скважины осуществляется в соответствии с объемом лифтируемой жидкости в области оптимального режима работы подъемника [9, 10]. Практика показывает, что в зависимости от дебита скважин, оптимальные размеры подъемников соответствуют данным приве­денным в таблице 1.

Таблица 1.

Оптимальные размеры подъемников

В промысловых условиях, с точки зрения технологических и механических характеристик, неограниченную область применения имеют трубы марки "М" с диаметром проходного сечения 62 мм. Рекомендуется применять универсальную схему подъемника, обеспечивающего как периодическое, так и непрерывное лифтирование жидкости (Рис 1.).

Приведенная схема используется в скважинах с глубиной ввода газа до 3000м. В скважинах с глубиной до 4000м и более используется компоновка подъемника, приведенная на рисунке 2.

Для максимального отбора жидкости необходимо создать минимальные давления на забое. Поэтому глубина спуска подъемных труб должна быть максимальной, т.е.

 где Н - расстояние до верхних дыр фильтра, м.

Для кольцевой системы (рабочий агент - газ нагнетается в кольцевое пространство) потребный удельный расход газа при непрерывном подъемнике определяется из выражения:

где: Р₁ - рабочее давление, Па (рабочее давление равно 7,4; 8,4; 10; 12МПа);

Р₂ - устьевое давление (минимально допустимое по условиям эксплуатации), принимаем равным Р₂ = 0,8; 1,2 Мпа

ρ-плотность нефти принимаем равной 768; 796 кг/м³;

g-ускорение силы тяжести (9,81 м/сек² );

d - диаметр подъемных труб, м;                             

L - высота подъема жидкости, м.

Удельный расход нагнетаемого газа с учетом растворимости газа определяется из выражения:

где: G₀ - газовый фактор (по нефти), м³/т;

α - коэффициент растворимости газа в нефти, а = 0,299 + 0,308 м³/т ат

n_в - обводненность продукции, %.

Расчетные значения нагнетаемого удельного расхода газа для непрерывного газлифта приведены в таблице 2.

Таблица 2.

Расход газа для непрерывного газлифта

Оптимальный удельный расход нагнетаемого газа, рассчитанный при глубине ввода 2300, 2500м (Р_раб= 6,4; 7,4; 8,4 МПа) равен, соответственно, 103 174 и 150 ÷ 234 м³/т и при глубине ввода газа 3000 - 3500м (Р_раб= 10; 12 МПа) равен, соответственно, 136 ÷ 242 и 154 ÷266 м³/т.

Для периодического газлифта, применительно к условиям эксплуатации месторождения Корпедже, рекомендуется оборудовать скважины камерой замещения однорядным лифтом с установкой в нижней части НКТ пакера и обратного клапана (Рис. 3). В этом случае кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной выполняет роль камеры замещения [11,12, 13].

Рисунок 1. Схема универсального газлифтного подъемника

1-  эксплуатационная колонна; 2- лифтовые трубы; 3- пусковые клапана;4- рабочий клапан; 5- пакер; 6- обратный клапан

Рисунок 2. Схема ступенчатого газлифтного подъемника

Расчет установки периодического газлифта с камерой замещения

Рисунок 3. Схема подъемника для периодического лифтирования жидкости с камерой замещения

Снижение давления нагнетаемого газа для продавки жидкости обеспечивается установкой на колонне НКТ пусковых клапанов, а нижний (рабочий) клапан выполняет роль отсекателя, уменьшающего удельный расход газа.

Рабочее давление нагнетаемого газа определяется из выражения:

Высота столба жидкости, которая может быть вытеснена в подъемные трубы при полном использовании рабочего давления, будет:

где:

L - длина подъемника, м;

d - внутренний диаметр подъемных труб, d = 62 мм (2,5")

Р_раб, Р_у - давление рабочее и устьевое, ат;

γ_н - удельный вес нефти.

Длина камеры:

где d_к - диаметр камеры, принимаем равным 4".

Объём жидкости, поднимаемый за один цикл при оптимальном расходе нагнетаемого газа:

где ƒ = 0,003 м - площадь внутреннего поперечного сечения 2,5" труб.

Расход газа в период нагнетания, соответствующий минимальному удельному расходу, составит:

Для периодического газлифта с отсечкой газа у камеры потребное за один цикл количество газа, приведенное к нормальным условиям, определяется из выражения:

Продолжительность периода нагнетания газа:

Продолжительность полного цикла:

, мин

где: Q - дебит жидкости, т/сут

Продолжительность периода накопления жидкости:

, мин

Число циклов в сутки:

Удельный расход газа на 1 тонну жидкости:

Расчетные значения параметров периодического газлифта для скважин с высотой подъема с глубин 2500, 3000, 3500 м приведены в таблице 3.

Проектирование газлифтных подъемников, включая расстановку пусковых и рабочих клапанов, следует производить в соответствии со стандартными методиками [14, 15] с учетом свойств пластовых флюидов и проектируемых дебитов скважин.

В качестве газлифтных клапанов рекомендуются сильфонные клапаны типа Г-38 и Г-38Р, Г-25 и Г-25Р, устанавливаемые в карманах скважинных камер КТ 73-25 и КТ 73-38, К60-25 и К60-38. Минимальное потребное количество клапанов на одну скважину составляет 5÷6 [16, 17].

Таблица 3.

Расчетные параметры периодического газлифта

При выборе режима фонтанирования (диаметра штуцера) необходимо, чтобы скважина имела оптимальный дебит при малом газовом факторе, давала меньше воды и песка, фонтанировала спокойно, без больших пульсаций. Только при выполнении этих условий удается обеспечить наиболее рациональное расходование пластовой энергии и длительное, бесперебойное фонтанирование скважины.

При выборе режима работы фонтанной скважины учитывают также и пластовые условия - близость контурной воды, возможность образования пробки в скважине, режим самого месторождения и др.

Основными причинами нарушения нормальной работы фонтанных скважин являются запарафинивание фонтанных труб, образование песчаной пробки, разъедание штуцера, забивание штуцера или выкида парафиновыми осложениями и др [19, 20, 22].

Мероприятия по восстановлению режима эксплуатации скважин проводятся в зависимости от причины, вызвавшей его нарушение.

При образовании песчаной пробки в фонтанных трубах, вызвавшей падение буферного давления до нуля и прекращение подачи, применяют промывку насосом жидкости (нефти) в затрубное пространство для восстановления циркуляции и ликвидации пробки.

Значительное снижение давления в затрубном пространстве свидетельствует об образовании пробки на забое и о появлении воды, последнее обна­руживается взятием пробы из струи. При появлении воды необходимо увеличить давление на забой, уменьшив диаметр штуцера. Для устранения забойной пробки дают скважине поработать без штуцера или подкачивают в затрубное пространство нефть.

Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита скважины указывает на разъедание штуцера песком, в этом случае надо перевести фонтанную струю на другой выкид и тут же сменить штуцер.

Если указанным методом не удается ликвидировать песчаные пробки в подьемных трубах или на забое, то останавливают скважину для ремонтных работ, после выполнения, которых пускают ее в нормальную эксплуатацию.

Депарафинизация лифта является основным способом обеспечения нормальной эксплуатации фонтанных скважин. Наибольшее количество парафина откладывается в верхней части подъемных труб, на длине 400 - 1000 мот устья скважины и в промысловой системе сбора нефти, в которой выпадение парафина увеличивается в холодное время года. Против запарафинивания подъемных труб применяют несколько способов. Прежде всего, это меры режимного характера: уменьшение пульсации и периодичности фонтанирования, регулирование газового фактора с целью его максимального снижения.

Если эти меры результата не дают, необходима очистка подъемных труб от парафина.

Предусматривается 3 вида очистки от парафина: механическая, тепло­вая, химическая [18, 21, 23].

Механическая очистка труб от парафина выполняется в процессе эксплуатации скважин без их остановки скребками различной конструкции.

При тепловом воздействии подъемные трубы подогревают паром, горячей нефтью, закачиваемыми в затрубное пространство скважины без ее оста­новки. Расплавленный парафин выносится струей нефти на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии. Тепловой способ не предупреждает отложения парафина в трубах, его применяют эпизодически, при благоприятных условиях и когда по каким-либо причинам не удается исполь­зовать другие более эффективные способы.

В качестве растворителя парафина предусматривается использование конденсата (газолин), который может добывается на месторождении в достаточном количестве.

Наиболее характерные осложнения при газлифтной добыче - появление песка и пробкообразование, отложение парафина в подъемных трубах и выкидных линиях.

Меры против поступления песка в скважину носят режимный характер и сводятся к ограничению депрессии, т.е. ограничению отбора жидкости. Величину отбора жидкости из газлифтных скважин регулируют путем изменения количества нагнетаемого рабочего агента, глубины погружения подъемных труб или их диаметра. Для предотвращения оседания песка в периоды наибольшего поступления его из пласта, не прерывая эксплуатацию, в затрубное пространство небольшими порциями подкачивают передвижным насосом нефть.

Иногда давление нагнетаемого в скважину газа резко увеличивается при одновременном прекращении подачи жидкости. Это может произойти из-за образования в подъемных трубах так называемой патронной песчаной пробки, которая перекрывает сечение подъемных труб, не давая выхода смеси нефти и нагнетаемого газа на поверхность. Для разрушения такой пробки газ нагнета­ют не в кольцевое пространство, а в подъемные трубы. Если таким способом не удается продавить пробку из труб на забой скважины, то приходится из­влекать трубы [24].

При оборудовании скважин однорядным подъемником его заканчивают хвостовиком меньшего диаметра, чем основная колонна НКТ. Спуск подъемных труб с хвостовиком до фильтра облегчает условия выноса песка жидкостью на поверхность и предотвращает образование песчаных пробок.

Мероприятия, предотвращающие отложения парафина в подъемных трубах при газлифтной эксплуатации скважин, и способы очистки труб от парафина аналогичны применяемые при фонтанной эксплуатации.

С падением пластовых давлений и обводнением пластов на некоторых этапах разработки в газоконденсатных месторождениях западной части Туркменистана предусматривается совершенствование газлифта. Предлагается колонну подъемных труб, снабженных скважинными камерами с расположенными в них газлифтными клапанами (пусковыми и рабочим), устанавливать в эксплуатационной колонне на пакере. Тем самым исключается влияние нагнетаемого газа на приток жидкости в скважину. Предусматривается проведение исследовательских работ по оптимизации режимов работы газлифтных скважин по известным методикам для определения оптимального дебита.

Также необходимо оснащение системы газлифтного газораспределения регулирующей и измерительной аппаратурой.

Все меры, указанные выше, направлены на увеличение и стабилизацию добычи газлифтным способом и уменьшение объемов нагнетаемого газа.

На разрабатываемых газоконденсатных месторождениях с истечением времени эксплуатации количество газлифтных скважин будет расти, т.к. с прекращением фонтанирования скважин возникает не­видимость их перевода на механизированный способ [25, 26].

При существующих режимах газлифтных подъемников глубина ввода рабочего агента (газа) находится в пределах 1400 - 3000 м, ввод газа в подъемник осуществляется через отверстия (панчеры) временно заменяющие рабочие клапана.

Подача газа к газлифтным скважинам осуществляется из газопровода по отдельным газонагнетательным линиям при рабочих давлениях 6,2 - 11 МПа.

Для работы подъемника с наибольшей эффективностью, т.е. с минимальным удельным расходом, необходимо чтобы подъемник работал на ре­жиме оптимального дебита, для чего необходимо наибольшее погружение под динамический уровень, т.е. длина подъемника должна быть равна глубине скважины. Минимальный удельный расход при режиме максимальной подачи обеспечивается при условии, если относительное погружение ξ = 0,5, а для оптимального режима относительный максимальный дебит будет ξ = 0,6.

Эксплуатируемые газлифтные скважины необходимо оптимизировать согласно существующим методикам. Согласно расчетам в газлифтных скважинах с точкой ввода газа 2300 - 2500 принимаем рабочее давление Р_раб = 6,4; 7,4; 8,4 МПа, а в скважинах с глубиной ввода газа 3000 - 3500 м - 10÷12 МПа. На газоконденсатных месторождениях необходимо реализовать компрес­сорный газлифт по замкнутому циклу с качественной подготовкой газа для нужд газлифта и дальнейшей подачей газа в экспортный газопровод.

Список литературы:

1. Гулуев А.Т. "Прогнозирование развития способов добычи нефти на месторождениях объединения "Туркменнефть" на 1975-1980гг. Фонды института "Небитгазылмытаслама", 1990.
2. Гулуев А.Т. "Исследование условий применения механизированной добычи на месторождениях Западной Туркмении. Фонды института "Небитгазылмытаслама", 1990.
3. Коротаев Ю.П., Козлов А.П. и др. Расчеты, проводимые в процессе разработки газовых месторождений. - М.: Недра, 1971.
4. Чарный И.А. Основы газовой динамики. - Гостоптехиздат - 1961.
5. Игнатенко Ю.К., Н.Р. Акопян и др. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ. Ставрополь, 1977г. - С. 12- 15
6. Пермяков И.Г., Шевкунов Е.Н. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1971.
7. Определение газового фактора и ресурсов нефтяного газа с применением методов математической статистики. В сб. Разработка нефтяных и газо­вых месторождений, Авт.: Я.М. Островский, Ашхабад, ТПИ, 1982.
8. Гуревич     Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазово­го состояния и свойств газоконденсатных систем. М., «Недра», 1984.
9. Орлов B.C., Муравьев В.М., Середа Н.Г. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторож­дений при режимах вытеснения нефти водой. – М.: Недра, 1973.
10. Основы нефтяного и газового дела. / со авт. В.М. Муравьев, Н.Г. Середа – М.: Недра, 1967.
11. Панфилов М.Б., Панфилова И.В. Осредненные модели фильтрационных процессов с неоднородной внутренней структурой. – М.:
12. Муравьев, В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин / В.Н. Муравьев. – М.: Недра, 1973. стр. 449.
13. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б. и др. Геология, разра­ботка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения: В 2-х т. –М.: ВНИИОЭНГ, 1995.
14. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2000. –517 с.
15. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Зотов Г.А., Алиев Э.С., – М: Недра, 1980г.
16. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность. – М.: Недра, 1975
17. Ефремов Е.П., Яшин А.Н., Халимов Э.М. Влияние совместной разра­ботки на нефтеотдачу многопластовых объектов // НХ. - 1981. - № 8. – стр. 32-36.
18. Адиев И.Я. Методическое руководство по применению технологии определения обводненности продукции пластов при их одновременно-раздельной эксплуатации (с использованием акустических стационарных информационно-измерительных систем) / И.Я.Адиев // Методическое руководство ОАО НПФ Геофизика. Уфа. – 2014. – 13с.
19. Базив В.Ф., Закиров С.Н. Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений // Нефтяное хозяйство. -2002. - №11. стр. 58-60.
20. Беленький В.И. Разработка нефтяных месторождений с применением метода одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине // Опыт одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов через одну скважину.- М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.- (Сер.Добыча: науч.-аналит. и темат. обзоры / ЦНИИТЭнефтегаз). стр. 31-43.
21. Бирюков В.И., Виноградов В.Н., Мартиросян М.М. и др. Абразивное изнашивание газопромыслового оборудования. – М.: Недра, 1977.
22. Гарипов О.М. Общие тенденции развития высокотехнологичного сервиса при разработке, установке и обслуживании многопакерных систем для одновременно-раздельной эксплуатации / О.М.Гарипов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. стр. 58-61.
23. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Под ред. В.Е.Гавуры: в 2-х т.–М.: ВНИИОЭНГ, 1996. -Т.1. стр. 280.
24. Глоговский М. М., Дияшев Р. Я. Определение параметров при совместной эксплуатации пластов по кривым изменения дебита. / Тр. МИНХиГП. Вып. 91. – М.: Недра, 1969.
25. Коротаев Ю.П., Панфилов М.Б., Балашов А.Л., Савченко В.В. Влияние разновременности ввода скважин на конечную отдачу пласта. Теоретический анализ. // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и га­зоконденсатных месторождений. – М.: ИРЦ Газпром, 1996
26. Максутов Р.А. Разукрупнение объектов разработки для повышения их нефтеотдачи / П.В. Донков, В.А. Леонов, А.В. Сорокин, И.В. Сабанчин // Интенсификация добычи нефти и газа: тр.Междунар. технол. симпозиума. –М.: Интeрнет нефтегазового бизнеса, 2003г.