Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

Таким образом, на Госбалансе на 1.01.2010 г. числится 22 залежи, в том числе 15 в основной части и 7 на Восточном куполе.

Залежь (р-н скв. 301П) расположена в северо-западной части лицензионного участка. При опробывании скважины 301П в интервале глубин 2848.2 - 2856.8 м (абс.отм. -2762.8 - 2771.4 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 32.4 м3/сут на 6 мм штуцере. ВНК залежи принят на абсолютной отметке -2774.2 м (по водонефтяному разделу в скважине 301П). Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 6.4 - 8.1 м, в среднем составляя 7.3 м. Тип залежи тектонически экранированный. Размеры залежи 3.6х2.3 км, высота - 20.2 м.

Залежь 1 (р-н скв.103Р) выделена в пределах обособленного купола, расположенного на северо-западе структуры в районе скв. 103Р, в которой при опробовании пласта после перфорации получен безводный приток нефти 5.1 м3/сут при Ндин=1046.5 м. Залежь вытянута на северо-запад в направлении скважины 1889.

В 2008 г., при бурении сквыажин на пласт БС112, за пределами залежи 1 в восточной законтурной части углублены 3 скважины (1839У, 2770У, 2783У). С учётом полученных данных выполнены новые структурные построения, контур залежи расширился в восточном и западном направлении.

ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2736 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 2.3 - 5.9 м, в среднем составляя 3.9 м. Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи 4.8х1.8 км, высота - 11 м.

Залежь 2 (р-н скв. 900У) приурочена к куполу, который выделяется в центральной части линейно вытянутого элемента структуры. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК принят в интервале абсолютных отметок -2729-2733 м. При испытании скв. 900У в интервале абсолютных отметок -2724.5 м - 2730.9 м получен приток безводной нефти дебитом 10.33 м3/сут при Ндин =1042 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются в пределах от 4.8 до 10.4 м, в среднем составляя 8.4 м.

Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 3.8х1.75 км, высота - 10-14 м.

Залежь 3+5 (р-н скв. 1770У) расположена в северо-западной части ЛУ. В 2008 году по результатам бурения и эксплуатации скважин произошло слияние залежей 3 и 5 в единую залежь 3+5, в результате чего был уточнен структурный план залежи. В северной части границы залежи были расширены за счёт перестроения с учётом данных скв. 1779Н, находящейся в эксплуатации в законтурной части.

ВНК по залежи принят наклонным с севера-запада на юго-восток в интервале абсолютных отметок -2741-2747 м. Это подтверждается по данным всех пробуренных скважин.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются в пределах 1.1-12.2 м, в среднем составляя 7.9 м

Тип залежи структурно-литологический. Размеры залежи 5.4х3.2 км, высота - 23 м.

Залежь 4 (р-н скв. 940) приурочена к обособленному куполу, который рассматривается как осложняющий элемент восточного крыльевого погружения основной структуры. В пределах данного купола пласт залегает на глубине 2850 м. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят в интервале абсолютных отметок -2755-2761 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 1.2 до 6.3 м, в среднем составляя 4.0 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 1.7х1.5 км, высота - 14 м.

Залежь 6 (р-н скв. 75Р) приурочена к юго-восточному окончанию линейно-вытянутого основного тектонического элемента складки. Эта часть осложнена довольно крупным куполом изрезанных очертаний, который в рассматриваемом пласте контролирует наиболее крупную залежь. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят в интервале абсолютных отметок -2742-2759 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0.7-11.9 м, в среднем составляя 7.1 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 10х1-6 км, высота - 69 м.

Залежь 7 (р-н скв. 164Р) выделяется в пределах обособленного купола, расположенного на западе структуры в районе скважины 164Р. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК по ГИС установлен на отметке -2768 м. При опробовании интервала глубин 2852.8 - 2858.6 м (а.о. -2758.2 - 2764 м) получен приток нефти дебитом 55 м3/сут, воды - 165 м3/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 1.6 до 10.4 м, в среднем составляя 6.8 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 2.2х2.0 км, высота - 10 м.

Залежь 8 (р-н скв. 161Р) связана с обособленным куполом, который выделен на юго-западе площади, в районе скв. 161Р и 300Р. Пласт, в пределах данного купола залегает на глубине 2835 м. Залежь со всех сторон ограничена контуром нефтеносности.

ВНК принят по скв. 161Р на абсолютной отметке -2754 м. В 2006 г. на залежь пробурено 13 скважин, 12 скважин в пределах принятого контура нефтеносности, скв. 4650 - за его пределами. Скв. 3030У, пробуренная в западной приконтурной части залежи, вскрыла водонасыщенный коллектор на абсолютной отметке -2754.3 м, подтвердив принятую отметку ВНК.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0.4-9.1 м, в среднем составляя 5.1 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 4.6х0.8-2.4 км, высота - 8 м.

Залежь 9 (р-н скв. 166Р) приурочена к куполу, выделяемому в начале юго-западного продолжения основной структурной зоны. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2749 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 2.0-12.3 м, в среднем составляя 6.5 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 4.9х3.7-4.8 км, высота - 23 м.

Залежь 10 (р-н скв. 84Р) со всех сторон ограничена контуром нефтеносности. ВНК залежи определен на абсолютной отметке -2744 м. Залежь пластовая сводовая. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скв. 84Р равна 2.8 м. Размеры залежи 4.6х0.8-2.4 км, высота - 8 м. По типу залежь пластовая сводовая.

Залежь 11 (р-н скв. 158Р) выявлена в юго-западной части ЛУ в районе скв. 158Р, где выделяется сравнительно небольшой обособленный купол. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2732 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв.158Р составляет 6.8 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 2.6х2.4км, высота - 13 м.

Залежь 12 (р-н скв. 171У) выделяется на юго-западе площади и приурочена к обособленному куполу, который выделяется в районе скважин 171, 1315, 2017. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2747 м Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 1.6-5.5 м, в среднем составляя 3.3 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 3х2.4км, высота - 12 м.

Залежь 13 (р-н скв. 1214) выделяется на юге площади в районе скважин 1211, 1214 и 1217, она связана с одноименным куполом, в пределах которого наблюдается очень пологое залегание слоев. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2750 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 2 до 3.6 м, в среднем составляя 2.8 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 3.0х1.3 км, высота - 2.3 м.

Залежь 14 (р-н скв. 126Р) установлена на крайнем юге площади и связана с обособленным куполом субмеридиональной ориентировки. Залежь вскрыта одной разведочной скважиной, в которой по данным ГИС выделен нефтенасыщенный коллектор толщиной 5.4 м. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят по ГИС на абсолютной отметке -2765.4 м. Тип залежи пластовый сводовый. Размеры залежи 2.2х1.7 км, высота - 10 м.

Залежь 15 (р-н скв. 128Р) выделяется также на крайнем юге площади в районе скв. 128Р. Выделяемый в ее пределах купол, вероятно, генетически связан с аналогичным поднятием района скв. 126Р и в совокупности они образуют небольшую локальную брахиантиклиналь. Залежь ограничена контуром нефтеносности. ВНК принят на абсолютной отметке -2786 м (скв. 128Р). Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв.128Р равна 5.8 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 1.7х1.25 км, высота - 10 м.

Пласт ЮС11 на Восточном куполе Южно-Ягунского поднятия также наследует достаточно сложный структурный план фундамента. В пласте ЮС11 на Восточном куполе Южно-Ягунского поднятия выявлено семь залежей нефти, рисунок 3.24, таблица 3.1. Согласно последним исследованиям большинство из них отнесено к тектонически-экранированному или литологически ограниченному типу. ВНК в залежах на поднятии пласта изменяются от -2748 до -2784 м. Разница в отметках составляет 36 м, что косвенно подтверждает тектоническую нарушенность пласта и формирование в его пределах зон дробления, часто залеченных вторичными минералами и являющимися барьерами при распространении флюидов.

Залежь 1 (р-н скв. 176Р) выявлена в пределах небольшого обособленного купола субмеридиональной направленности и вскрыта одной разведочной скважиной 176Р, в которой по данным ГИС выделен нефтенасыщенный коллектор толщиной 3.2 м. Залежь контролируется контуром нефтеносности. ВНК принят на отметке -2763 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 1.8х1.3 км, высота - 3.6 м.

Залежь 2 (р-н скв.104Р) приурочена к самостоятельному куполу, который выделяется в центральной части рассматриваемого участка. Залежь со всех сторон ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят в интервале абсолютных отметок -2748 - 2753 м. В скважинах 4114 и 5243 при опробовании объекта получены притоки нефти (37.02 м3/сут - 8.86 м3/сут.) и воды (4.15 м3/сут. - 22.44 м3/сут.) соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 4.3 до 7.7 м, в среднем составляя 6.7 м. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 3.6х2.4 км, высота - 14 м.

Залежь 3 (р-н скв.152П) приурочена к самостоятельному куполу субмеридиональной ориентировки и вскрыта одной скважиной 152П, в которой по данным ГИС выделен нефтенасыщенный коллектор толщиной 4.2 м. Залежь со всех сторон ограничена контуром нефтеносности. ВНК по залежи принят на отметке минус 2754. При опробовании в скв.152П получен приток нефти дебитом 2.11 м3/сут. и воды 10 м3/сут. Тип залежи пластовая сводовая. Размеры залежи 3.9х1.8 км, высота - 3.7 м.

Залежь 4 (р-н скв. 78Р, 106Р, 168Р) разделена на 3 независимые залежи по тектонически-экранированному типу.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежам изменяются от 4.0 м (р-н скв. 168Р) до 6.4 м (р-н скв. 78Р), (таблица 3.7). При опробовании разведочной скв. 78Р получен приток нефти дебитом 37 м3/сут, по остальным скважинам 106Р и 168Р, которые состояли ранее в одной залежи со скважиной 78Р, получены нефтяные притоки дебитами 7 и 3 м3/сут. соответственно. ВНК по залежам принят в интервале абсолютных отметок -2762 - 2784 м. Размеры залежей составляют: 2.5х1.9 км, (р-н скв. 106Р), 1.9х1.4 км, (р-н скв. 168Р), 2.8х2.0км, (р-н скв. 78Р).

Залежь 5 выделена в районе скв. 92Р, где закартирован небольшой обособленный купол. При опробовании скв. 92Р получен приток воды с плёнкой нефти дебитом 30 м3/сут. ВНК по залежи принят по подошве нефтенасыщения на абсолютной отметке -2780 м. Нефтенасыщенная толщина в скв. 92Р равна 10.5 м. Тип залежи тектонически экранированный. Размеры залежи 1.9х1.0 км, высота - 11 м.

1.3 Физико-химическая характеристика нефти, газа, воды

Физико-химические свойства нефтей и растворенного газа для залежей месторождения изучались по результатам лабораторных исследований поверхностных и глубинных проб нефти, а также устьевых проб газа.

Пластовые нефти для исследования отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии.

Необходимым требованием при этом являлось соблюдение условий, при которых давление в зоне отбора должно превышать давление насыщения нефти газом. В таких случаях жидкость в стволе скважины находится в однофазном состоянии, что позволяет отбирать качественные пробы. В то же время, из-за негерметичности пробоотборника или контейнера изначально качественные пробы заметно теряли свои свойства вследствие дегазации их при транспортировке. Это, в свою очередь, предполагало соответствующую обработку некоторых анализов, которые по своим показателям существенно отличались от средних по объектам. В качестве критерия исключения, использовались данные по газосодержанию и давлению насыщения нефтей. Если соответствующие параметры оказывались аномально низкими, такие анализы отбраковывались и в определении средних значений не учитывались.

Методическое обеспечение работ по исследованию пластовых нефтей проводилось в соответствие с требованиями отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 "Нефть. Типовое исследование пластовой нефти".

Комплексные исследования состава и свойств пластовых нефтей выполнены на установках типа УИПИ-2, УИПИ-3, УФНИИ, а также с помощью аппаратуры высокого давления типа АСМ-300 и PVT-12.

Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и природных газов определялся методом газо-жидкостной хроматографии на приборах ЛХМ-8-МД, Хром-5, ВАРИАН-3700.

Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Исследование их проводилось в объеме, необходимом для подсчета запасов по действующим государственным стандартам и методикам, согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей. Технологические характеристики разгазированной нефти исследованы на ротационном реовискозиметре "Реотест-2".

Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.

Степень охарактеризованности анализами поверхностных и глубинных проб нефти продуктивных пластов

2. Текущее состояние разработки месторождения

2.1 Анализ показателей разработки месторождения

Добыча нефти осуществляется из трех эксплуатационных объектов: БС10, БС11 и ЮС11. Динамику основных технологических показателей отражают рисунки (рисунок 4.1, рисунок 4.2) и таблица (таблица 4.2).

Рисунок 4.1 - Динамика добычи нефти, жидкости, обводненности и закачки воды. Южно-Ягунское месторождение

Рисунок 4.2 - Динамика дебитов нефти, жидкости и фонда добывающих скважин. Южно-Ягунское месторождение

Динамика основных технологических показателей разработки. Южно-Ягунское месторождение

За 2009 год добыто 2673.9 тыс. т нефти и 27419.2 тыс. т жидкости, при среднегодовой обводненности 90.2%. Дебит жидкости добывающих скважин в среднем составил 84.8 т/сут, нефти - 8.3 т/сут.

Закачка на месторождении ведется с 1984 года. В 2009 г. в пласты месторождения закачано 31517.3 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 112.5%, средняя приемистость нагнетательных скважин - 209 м3/сут.

По состоянию на 1.01.2010 г. накопленный отбор нефти по месторождению составил 129868 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов - 69.4% при текущей обводненности 90.2%, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 0.264. Жидкости с начало разработки отобрано 400822 тыс. т, накопленный водонефтяной фактор составил 2.1.

Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой по месторождению в целом составила 104.4% при закачке воды в объеме 463823 тыс. м3. На 1 тонну добытой нефти приходится 3.6 м3 закачанной в пласт воды, на тонну жидкости - 1.2 м3.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1990 году (9365.9 тыс. т) при темпе отбора от геологических запасов - 1.9%, от НИЗ - 5% и текущей обводненности 44%. До настоящего времени отмечается наращивание отборов жидкости.

К настоящему времени основная часть высокопродуктивных запасов уже введена в разработку, бурение новых скважин проводится в зонах более низкой продуктивности, и ввод новых запасов только компенсирует падение добычи по основному объему вовлеченных запасов. Месторождение находится на четвертой стадии разработки.

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

Величина общего проектного фонда скважин месторождения, уточненного Авторским надзором (2008 г.), составляет 2536 скважин, в т.ч. добывающих - 1694, нагнетательных - 705, 73 специальных и 64 резервных. На 1.01.2010 г. пробурено 1945 скважин, т.е. основной фонд реализован на 76.7%. Оставшийся фонд для бурения составляет 591 ед., в т.ч. 49 резервных, таблица 4.3.

Состояние реализации проектного фонда скважин. Южно-Ягунское месторождение

По состоянию на 1.01.2010 г. на месторождении числится 1945 скважин, в том числе 1333 нефтяных скважины, 539 нагнетательных и 73 - водозаборных. В указанное количество включено 27 вторых ствола (из них 4 с горизонтальным окончанием), пробуренные для восстановления аварийных скважин, первые стволы которых ликвидированы.

Из 1333 добывающих скважин действующих - 924 или 69.3% общего нефтяного фонда, в бездействии - 68, в консервации - 244. Из 539 нагнетательных скважин 439 действующих (81.4%), в бездействующем фонде - 42 ед., в консервации - 39 ед., таблица 4.4.

Характеристика фонда скважин на 1.01.2010 г. Южно-Ягунское месторождение

В настоящее время Южно-Ягунское месторождение эксплуатируется механизированным способом, с применением УЭЦН и УШГН. По состоянию на 1.01.2010 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин месторождения составил 992 ед. По способам эксплуатации действующий фонд распределяется следующим образом: ЭЦН - 811 скважин (87.8%), ШГН - 113 скважин (12.2%), таблица 4.5.

Доля добытой нефти с использованием скважин, оборудованных ЭЦН, составляет 95.2%, ШГН - 4.8%.

Состояние фонда добывающих скважин Южно-Ягунского месторождения на 1.01.2010 г.

Дебит жидкости скважин, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН, значительно выше, чем скважин с ШГН (95.7 т/сут и 6.1 т/сут соответственно), обводненность также выше и составляет 90.6%, таблица 4.6.

Показатели работы фонда добывающих скважин на 1.01.2010 г. Южно-Ягунское месторождение

Коэффициент использования эксплуатационного фонда добывающих скважин по объектам разработки изменяются от 91% до 95%, составляя в среднем 93%. По нагнетательному фонду - от 90% до 92%, в среднем по месторождению коэффициент использования нагнетательного фонда - 91%.

Коэффициент эксплуатации добывающих скважин по объектам разработки изменяется от 98% до 99%, составляя в среднем 98%. По нагнетательному фонду - от 99% до 100%, в среднем по месторождению - 99%, таблица 4.7.

Коэффициенты использования и эксплуатации фонда скважин Южно-Ягунского месторождения на 1.01.2010 г.

2.3 Анализ выполнения проектных решений по разработке

Основные проектные решения на разработку Южно-Ягунского месторождения сформулированы Уточненным проектом разработки (протокол ЦКР №3320 от 23.12.2004 г.), технологические показатели разработки уточнены в Авторском надзоре за реализацией Уточненного проекта разработки (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ХМАО-Югре № 1110 от 23.12.2008 г.).

Сравнение проектных и фактических показателей разработки проводится за последние пять лет - с 2005 по 2009 гг. (таблица 4.9). Разработка месторождения ведется в соответствии с проектными решениями, таблица 4.8, рисунок 4.3, рисунок 4.4.

Сравнение проектных и фактических уровней добычи нефти. Южно-Ягунское месторождение

Рисунок 4.3 - Динамика проектной и фактической добычи и обводненности. Южно-Ягунское месторождение

Рисунок 4.4 - Проектная и фактическая динамика действующего добывающего фонда и дебитов скважин. Южно-Ягунское месторождение

геологический технологический нефтяной скважина

По результатам проведенного анализа показателей можно отметить следующее:

Весь анализируемый период характеризуется удовлетворительным соотношением фактических и проектных показателей;

Максимальное отклонение фактических уровней добычи нефти от проектных получено в 2006 г. и составляет 11.3%, последующие три года фактическая добыча нефти соответствует проектной величине (отклонение 0.2-1.2%);

2005 г. - на 1% (4386.6 тыс. т - факт, 4344.3 тыс. т - проект);

2006 г. - на 11.3% (3710.7 тыс. т - факт, 4183.7 тыс. т - проект);

2007 г. - на 0.2% (3141.9 тыс. т - факт, 3136.9 тыс. т - проект);

2008 г. - на 1.2% (2810.1 тыс. т - факт, 2845.3 тыс. т - проект);

В 2009 году добыча нефти составила 2673.9 тыс. т (расхождение 8.4 тыс. т или 0.3%). По объектам БС10 и БС11 отмечается недостижение проектной величины на 6.1% и 5.8% соответственно, наибольшее расхождение получено по объекту ЮС1 - 14.3%;

Период 2005-2006 гг. характеризуется превышением фактических отборов жидкости и закачки воды над проектными величинами на 11.9% и 8.8% - 2005 г. и 10.6% и 16.4% - 2006 г. соответственно. В последующие три года отклонения фактических значений отборов жидкости от проектных значений не превышает 1.5%, закачки - 6.7%;

По вводу новых скважин проектные показатели в период 2006-2008 гг. выполнялись в полном объеме, за этот период введено 78 скважин при проектной величине 79 ед.

Действующий фонд добывающих скважин с 2006 г. ниже проектной величины, отклонение находится в допустимых пределах, максимальная величина составляет 4% (2009 г.):

2005 г.: проект - 909, факт - 965;

2006 г.: проект - 924, факт - 890;

2007 г.: проект - 905, факт - 899;

2007 г.: проект - 932, факт - 919;

2008 г.: проект - 962, факт - 924;

На текущую дату в бездействии и консервации находится 312 добывающих скважин месторождения, из них 307 после эксплуатации. На момент остановки бездействующие и законсервированные скважины имели, в основном, низкие добывные возможности: 89.6% остановленных скважин (274 ед.) имели дебит нефти на момент остановки менее 1 т/сут, из них 201 ед. или 65.5% - менее 0.5 т/сут. 291 скважина или 94.8% остановлены с обводненностью более 50%, из них 246 ед. или 80.1% - с обводненностью более 95%.

Дебит жидкости и обводненность продукции на месторождении увеличиваются. В 2009 г. дебит жидкости составил 84.8 т/сут при проектной величине 82.4 т/сут, обводненность соответствует проекту (факт - 90.2%, проект - 90.2%). Дебит нефти составил 8.3 т/сут при проектной величине 8.1 т/сут;

За период 2005-2008 гг. действующий фонд нагнетательных скважин превышал проектный (в среднем на 10-54 ед.). Это связано с разбуриванием краевых зон залежей и переводом обводнившихся добывающих скважин, расположенных в приконтурной зоне, под закачку. В 2009 г. фонд действующих нагнетательных скважин составил 439 ед., что соответствует проектной величине (проект - 437 ед.).

Таким образом, проектные решения по месторождению выполняются. Не достижение проектных уровней добычи нефти в 2006 г. связано с более высокими темпами увеличения обводненности, чем предусматривалось проектом.

В целом по месторождению фактическая добыча нефти за 2009 г. (2673.9 тыс. т) соответствует проектной величине (2682.3 тыс. т). По объектам разработки отклонения находятся в допустимых приделах.

Библиографический список

1. Акульшин А.И. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989 - 480с.

2. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990 - 427с.

3. Проект разработки Урьевского месторождения. ТатНИПИнефть, 1986г.

Размещено на Allbest.ru