Особенности эксплуатации скважин в осложненных условиях

· Диаметр внутренний D_эк= 0,13м,

· Диаметр НКТ внутренний d_вн= 0,062м,

· Диаметр НКТ наружний d_н=0,073м,

· Затрубное давление Р=0,85МПа,

· Глубина спуска СН Н=2559м,

· Расстояние до забоя h_c=1300 м,

· Плотность нефти с_н=836кг/м³,

· Плотность воды с_в=1000кг/м³,

· Угол наклона ствола скважины в=2,1град,

· Обводненность n₀=0,5доли,

· Дебит скважины Q_скв=38м³/сут,

· Коэффициент эжекции U=0,1,

· Расход рабочей жидкости Q_р=280м³/сут,

· Диаметр камеры смешения d_кс=0,006м,

· Диаметр сопла d_с=0,004м,

· Пластовое давление Р_пл=22МПа,

· Вязкость нефти µ_н=0,0007Па*с,

· Вязкость воды µ_в=0,001Па*с,

· Депрессия ДР =9,8МПа.

Задание:

1. На основе расчета режимных параметров струйного насоса определить необходимое давление нагнетания рабочей жидкости (воды) на устье Р_а.

2. По формуле (12) рассчитать зависимость давления нагнетания насосного оборудования на устье Р_а, МПа от величины коэффициента эжекции U путем варьирования расхода рабочей жидкости от 28 м3/сут до 280 м3/сут с шагом 28 м3/сут и построить график.

3. С учетом угла наклона ствола скважины к вертикали, по формуле (11) рассчитать, зависимость давления нагнетания рабочей жидкости насосом на устье Р_а, МПа от величины расстояния между струйным насосом и забоем скважины (50, 100, 200, 300, 400, 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1100, 1200, 1300 м). В расчетах принять глубину спуска СН от устья постоянной и равной 2559м. По полученным данным построить график.

6.9 Решение

1. Рассчитываем дебиты пластовой нефти и пластовой воды:

2. Определяем обводненность смешанного потока в затрубном пространстве:

3. Рассчитываем плотность смешанного потока в затрубном пространстве:

4. Рассчитываем гидростатическое давление смеси в затрубном пространстве:

5. Определяем гидростатическое давление рабочей жидкости в НКТ:

6. Рассчитываем площадь сечения рабочего сопла и камеры смешения струйного насоса:

если больше 4 то низконапорный УОС,

есть меньше 4 то высоконапорный УОС.

7. Находим перепад давлений на струйном насосе при заданном коэффициенте инжекции U:

U=0	0	0,564
U=0,1	0,1	0,521
U=0,2	0,2	0,477
U=0,3	0,3	0,432
U=0,4	0,4	0,386

8. Рассчитываем числа Рейнольдса для потоков жидкости в НКТ и смешанного потока в затрубном пространстве:

9. Определяем потери давления на гидравлическое сопротивление в НКТ:

9.1 Найдем коэффициент сопротивления

9.2 Определяем потери давления на гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве:

9.3 Найдем коэффициент сопротивления

10. Находим давление нагнетания на устье Ра, при перепадах давлений на струйном насосе на заданном коэффициенте инжекции:



11. Строим зависимость

Рис. 10 Зависимость Р_а, МПа от коэффициента U



Рис. 11 Зависимость Ра, МПа от расстояния между струйным насосом и забоем скважины

7. Метод освоения скважин с помощью пен

7.1 Расчет давления закачки пены в скважину

При использовании пены для освоения скважин в значительных пределах регулируется ее плотность. Это создает благоприятные условия для плавного снижения противодавления на пласт. Двухфазная пена представляет собой систему, состоящую из водного раствора ПАВ и воздуха (газа). В качестве ПАВ можно рекомендовать сульфонол 0,1%-ной концентрации (на 1т воды+1кг сульфонола).

Для осуществления данного процесса освоения необходин насосный агрегат (например, 4АН-700) и компрессор (например УКП-80).

Водный раствор ПАВ в аэраторе смешивается с подаваемым газом, образующаяся пена закачивается в скважину.

Основным вопросом при данном процессе остается расчет движения пены в скважине при прямой и обратной закачке.

Введем некоторые параметры, которые характеризуют двухфазную пену. Степенью аэрации б назовем отношение объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям , к объемному расходу жидкости :

б=/ (7.1)

Истинное газосодержание пены ц можно рассчитывать по следующей зависимости:

ц=(1±0,05)в, (7.2)

где в-объемное расходное газосодержание, рассчитываемое по (7.3)

в= (7.3)

В формуле (7.2) знак «+» необходимо брать при движении пены вниз (нисходящий поток), знак «?» при движении пены вверх (восходящий поток).

V(p,Т)=z (7.4)

В соответствии с (7.3), (7.4) и (7.1) объемное расходное газосодержание

в= (7.5)

C учетом (7.5) выражение для ц(7.2) принимает вид

ц= (7.6)

Плотность пены с_п определятся по формуле

с_n=с_ж(1-ц)+с_rц. (7.7)

с_r(с,Т)= с_{r ст}сТ_ст /(zс₀Т), (7.8)

с_n= с_ж(1-ц)+ с_{r ст}ц (7.9)

Градиент потерь давления от веса гидростатического столба пены

с_n g. (7.10)

Градиент потерь давления на трение в трубах:

(7.11)

в кольцевом зазоре:

(7.12)

где -коэффициент гидравлических сопротивлений при движении пены. В расчетах при движении пены как в трубах, так и в кольцевом зазоре этот коэффициент может быть постоянным и равным ??=0,03; w_т, w_кз-соответственно скорости движения пены в трубах и кольцевом зазоре, м/с

(7.13)

, (7.14)

Где Q_n-расход пены, (в м/с) вычисляемый по формуле

(7.15)

Давление закачки рассчитывают по следующим формулам:

прямая закачка

(7.16)

обратная закачка

.(7.17)

где - соответственно градиенты потерь давления от действия гидростатического столба пены в трубах и в кольцевом зазоре, Па/м; - соответственно давления на устье скважины в кольцевом зазоре и в трубах, МПа; Н-глубина спуска НКТ, м.

7.2 Задания для самостоятельной работы

Исходные данные:

· глубина скважины L_c =2150 м,

· бсадная колонна с внутренним диаметром D_вн =0,1503 м,

· плотность технической воды ??_в =1000 кг/м³,

· степень аэрации пены б =50,

· пенообразователь-водный раствор сульфанола 0,1% концентрации (1кг сульфанола +1000 кг воды),

· колонна НКТ спущена до забоя Н =2150 м,

· колонна НКТ d_нар =0,089 м, d_вн=0,076 м,

· в скважину закачивается двухфазная пена; водный раствор сульфанола и газ с плотностью ??_{г ст} =1,205 кг/м³,

· максимальное давление сжатия газа ??=8 МПа (УКП-80),

· средняя температура в скважине t =42⁰С, коэффициент сверхсжимаемости газа z =1,

· расход воды Q_в =0,018 м³/с (4АН-700),

· Коэффициент гидравлических сопротивлений при движении пены ?? =0,03.

Задание: Рассчитать давление закачки пены в скважине;

7.3 Решение

Рассчитываем ц по формуле (7.6):

нисходящий поток

.

восходящий поток

.

Вычисляем по (7.9) плотность пены: нисходящий поток

,

восходящий поток

.

Определяем по (7.15) расход пены

Рассчитываем по (7.14) и (7.15) скорости:

Вычисляем по формулам (7.10)-(7.12) соответствующие трахеиты потерь давления: в трубах и кольцевом зазоре (нисходящий поток)

в трубах и кольцевом зазоре (восходящий поток):

в трубах (нисходящий поток)

=5354,80 Па/м,

в трубах (восходящий поток)

=5672,90 Па/м,

в кольцевом зазоре (нисходящий поток)

в кольцевом зазоре (восходящий поток)

В соответствии с (7.16) давление при прямой закачке

или (при р_укз=0,1МПа)

р_зп =0,1+10^-6(5354,80+1090,45+6400,44-6041,54)2150=14,73МПа.

В соответствии с (7.17) давление при обратной закачке

или (при p_ут=0,1МПа)

Таким образом, в данном конкретном случае давление при прямой закачке пены практически равно давлению при обратной закачке пены.

При отключении насосного агрегата и компрессора произойдет выравнивание гидростатического давления в трубах и кольцевом зазоре и средний градиент потерь давления от действия гидростатического столба пены в скважине составит

В этом случае забойное давление

р_заб=6221*2150*10^-6+0,1=13,48 МПа.

Забойное давление в заглушенной до устья водой скважине

р_заб=10^-6*1000*9,81*2150+0,1=21,19 МПа.

Таким образом, за счет замены в скважине воды на пену забойное давление снизилось на 7,71 МПа.

8. Проектирование гидропескоструйной обработки

8.1 Расчет процесса гидропескоструйной обработки

Гидропескоструйная обработка призабойной зоны скважины предназначена для повышения ее проницаемости и является эффективным методом увеличения производительности скважины.

Основными характеристиками, которые требуется рассчитать при этом методе обработки, являются:

общее количество жидкости и песка для успешного осуществления процесса;

расход рабочей жидкости;

гидравлические потери в различных элементах;

давление жидкостно-песчаной смеси на выходе из насадок;

предельно безопасная длина колонны НКТ;

допустимое устьевое давление.

Общее количество жидкости( в м³) V_ж принимается равным примерно (2,3-2,5) объем скважины V_c:

V_ж=1,88. (8.1)

причем 0,4 V_ж используют для транспортировки песка на забой;

0,4 V_ж- на промывку скважины после осуществления процесса;

0,2 V_ж-на возможную потерю циркуляции вследствие поглощения жидкости пластом.

Общее количество песка (в кг) Q_п рассчитывают на объем 0,6 V_ж, причем массовая концентрация песка С_п=100кг/м³:

(8.2)

Расход рабочей жидкости (как правило, используется вода), м³/с

(8.3)

µ- коэффициент расхода, принимаемый приблизительно 0,82;

n_н -число насадок (обычно n_н=4); f_н- площадь поперечного сечения насадки на выходе, м²; Д??_н-потери давления в насадках, МПа;

р_жп - плотность жидкости с песком (песконосителя), кг/м³; рассчитывается по формуле

, (8.4)

где -плотность жидкости, используемой в качестве песконосителя, кг/м³; р_п - плотность песка, кг/м³(??_п=2500 кг/м³); в_п - объемная концентрация песка в смеси

, (8.5)

С_п - концентрация песка в 1м³ жидкости, кг/м³. Потери давления в насадках принимаются равными: d_н=6мм-(10-12) Мпа, при d=(3-4,5)мм-(18-20)Мпа.

Гидравлические потери при проведении гидропескоструйной обработки

Д??=Д_т+ Д_к+ Д_н+ Д_п, (8.6)

где Дт,, к - соответственно потери давления в НКТ, и в кольцевом пространстве, МПа. Эти потери можно определять по [7] (см. рис. VIII.7,с.327); Дп - потери давления в полости, образующейся в результате воздействия на породу абразивной струи, МПа. Исходя из опыта проведения гидропескоструйных обработок, можно принять Дп=3,5Мпа

Допустимое давление на устье, МПа

, (8.7)

где Н-глубина спуска НКТ, м; q_т-нагрузка от веса 1м труб, Н/м;

F_т-площадь поперечного сечения труб, м²; К-коэффициент запаса(К=1,5); Р_стр-страгивающая нагрузка резьбового соединения, Н. Эта нагрузка (в Н) рассчитывается по формуле

, (8.8)

где b-толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки, находящейся в зацеплении, м; ??_т- предел текучести материала труб, Н/м²; l-полезная длина нарезки (нитки с полным профилем), м; в-угол между гранью нарезки и осью (0=60⁰); ??-угол трения (??=18⁰).

Для НКТ из стали группы прочности Д страгивающая нагрузка составляет: d=0,06 м Р=205 кН; d=0,073 м, Р=287кН; d=0,089 м, Р_стр=452кН.

Для безаварийного процесса необходимо выполнить условие:

Др?р_уд. (8.9)

Предельная безопасная длина колонны НКТ Н определяется из (8.7).

Необходимое число насосных агрегатов:

(8.10)

где Р_р - рабочее давление агрегата; Q_р - подача агрегата при данном Р_р; К_mc - коэффициент технического состояния агрегата (К_mc=0,5-0,8).

Q-темп закачки, м³/с (Q=0,010 м³/с). Используется агрегат 4АН-700.

8.2 Задания для самостоятельной работы

Исходные данные:

H-глубина проведения процесса гидропескоструйной обработки, м. Н=1360м.

D_вн- обсадная колонна с внутренним диаметром, м.

D_вн=0,1300 м (условный диаметр 146 мм),

d- условный диаметр НКТ, мм. d=89 мм.

К_тс- коэффициент технического состояния агрегата. К_тc=0,6,

Р_р- рабочее давление агрегата , МПа. Р_р=29 МПа,

Q- темп закачки, м³/с. Q=0,010 м³/с,

Q_р - подача агрегата при данном Р_р, м³/с. Р_р Q_р=0,0146 м³/с.

Задание: Рассчитать процесс гидропескоструйной обработки;

8.3 Решение

Рассчитаем объем жидкости по формуле (8.1)

V_ж=1,88*(0,13)²*1360=43,21м³.

Общее количество песка по (8.2)

Q_п=1,13*(0,13)²*1360*100=2597 кг.

Для насадок диаметром 4,5 мм задаем Др_п=20 МПа. По формуле (8.5) рассчитываем концентрацию песка в 1 м3

=

Рассчитываем плотность жидкости с песком по формуле (8.4)

??_жп=1000*(1-0,0385)+2500*0,385=1057,69 кг/м³.

Вычислим расход рабочей жидкости по формуле (8.3):

µ- коэффициент расхода, принимаемый приблизительно 0,82;

n_н -число насадок (обычно n_н=4); f_н- площадь поперечного сечения насадки на выходе, м²; Д??_н- потери давления в насадках, МПа;

р_жп- плотность жидкости с песком (песконосителя), кг/м³;

Q=1,414*0,82*4*0,785*0,0045²м³/с.

Определяем по (см. рис. VIII.7,с.327) Д_т+ Д_к , при Q=10 л/с для D=146мм, d=89 мм Д??_т+ Д??_к=0,09 МПа/100 м.

Рассчитываем потери давления Д_т+ Д_к при глубине Н=1360 м

Д_т+ Д_к=0,09*

Рассчитываем потери давления по всей скважине по формуле (8.6)

Д=Д_т+ Д_к+ Д_н+ Д_п

Д=1,2+ 20+ 3,5=24,724 МПа.

Рассчитываем удельное давление по (8.7) (F_т=6,22*10^-3м², Р_стр=452кН.):

,

где Н-глубина спуска НКТ, м; q_т-нагрузка от веса 1м труб, q_т=132Н/м;

F_т - площадь поперечного сечения труб, м2;

К-коэффициент запа-са(К=1,5);

МПа,

Таким образом, Д??=24,724 МПа <=29,205 МПа, т.е. процесс гидропескоструйной обработки возможен.

10. Выбор необходимых агрегатов и их числа определяется по формуле (8.10).

где Р_р-рабочее давление агрегата; Q_р-подача агрегата при данном Р_р; К_mc-коэффициент технического состояния агрегата (К_mc=0,6).

N=2,15

Для проведения обработки потребуется 3 агрегата 4АН-700.

9. Газлифтная эксплуатация скважин

Газлифтный способ - один из механизированных способов эксплуатации добывающих скважин, при котором рабочим агентом служит компримированный газ. Этот способ имеет вполне определенную область применения и ни в коей степени не может рассматриваться в качестве альтернативы другим механизированным способам эксплуатации [1].

9.1 Расчет пускового давления для различных систем подъемников

Пусковым давлением называется максимальное давление в системе, соответствующее моменту времени, когда уровень жидкости в скважине достигает башмака насосно-компрессорных труб.

При расчете пускового давления рассматривают следующие случаи:

поглощение жидкости пластом отсутствует;

полное поглощение жидкости пластом;

частичное поглощение жидкости пластом.

Введем коэффициент К_п, учитывающий поглощение жидкости пластом. Под этим коэффициентом будем понимать отношение объема жидкости, поглощаемой пластом, к полному объему вытесняемой жидкости. Если поглощение пластом жидкости отсутствует, то К_п=0. Если пласт поглощает вытесняемую жидкость полностью, то К_п=1. В реальных условиях 0< К_п<1.

Пусковое давление для однорядного подъемника рассчитывают по следующим формулам:

(9.1)

(9.2)

Для двухрядного подъемника пусковое давление

, (9.3)

(9.4)

где - погружение подъемника под статический уровень, м; _ж - плотность жидкости, кг/м³; D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d_нар - наружный диаметр подъемника, м; d_вн - внутренний диаметр подъемника, м; d_{в нар} - наружный диаметр воздушных труб, м; d_{в нар} - наружный диаметр воздушных труб, м.

Формулы (9.1)и (9.3) используют при кольцевой системе закачки, а формулы (9.2) и (9.4)-при центральной системе закачки.

Погружение рассчитывают по формуле

h=H_сп-Н_ст, (9.5)

где H_сп, Н_ст - соответственно глубина спуска подъемника и статический уровень, м.

9.2 Задания для самостоятельной работы

Исходные данные:

· диаметр эксплуатационной колонны D_вн=0,1321 м,

· внутренний диаметр подъемника d_вн=0,0403 м,

· наружный диаметр подъемника d_нар=0,0483 м,

· коэффициент учитывающий поглощение пластом К_п=0; 0,3; 0,7; 1.

· погружение под статический уровень жидкости h=330 м,

· плотности жидкости ??_ж=844 кг/м³.

Задание:

1. Рассчитать и сопоставить пусковые давления для однорядного подъемника при кольцевой и центральной системах.

2. Рассчитать пусковые давления, если подъемник двухрядный а диаметры воздушной колонны d_{в вн}=0,0759м и d_{в нар}=0,0889м.

3. Проанализировать пусковые давления для однорядного и двухрядного подъемников.

9.3 Решение

1.1 Рассчитываем пусковые давления на однорядном подъемнике при кольцевой системе закачки (К_п=0; 0,3; 0,7; 1):

1.2. Рассчитываем пусковые давления на однорядном подъемнике при центральной системе закачки при (К_п=0; 0,3; 0,7; 1):

2. Рассчитываем пусковые давления на кольцевом двухрядном подъемнике при кольцевой системе закачки (К_п=0; 0,3; 0,7; 1):

1.1. Рассчитываем пусковые давления на кольцевом двухрядном подъемнике при центральной системе закачки (К_п=0; 0,3; 0,7; 1):

Вывод: В данной скважине пусковые давления при кольцевой системе закачки на порядок выше, чем при центральной. Сравнительные исключения состоят в случаях, когда при спуске пласт полностью поглощает жидкость, когда давления одинаковы, а также при однорядном для достижения наименьшего давления использовать центральную систему, при двухрядном использовать кольцевую систему. В связи с наименьшим давлением.

10. Исследование скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами

Исследование скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных насосов (ПЦЭН), можно проводить ,применяя метод замера динамических уровней импульсатором с последующим расчетом забойных давлений. [1]

Другой метод расчета давления на приеме насоса ??_пн базируется на следующей зависимости:

??_пн=??_вн-??_н, (10.1)

где ??_вн - давление на выкиде насоса, Па; ??_н - давление, создаваемое насосом, Па.

Центробежный насос обладает следующим свойством: напор на режиме нулевой подачи (Q=0) Н₀ при постоянной частоте вращения не зависит ни от плотности смеси ни от ее вязкости ни от степени износа насоса, то есть Н₀=const. Величина Н₀ для каждого типоразмера насоса известна из характеристики.

Исследование проводят в следующей последовательности: спускают на выкид ПЦЭН скважинный манометр, который регистрирует кривую изменения давления на выкиде в течение всего исследования. Задают скважине определенный режим работы (с помощью задвижки на устье) и после его установления измеряют дебит скважины Q₁. Скважинный манометр регистрирует давление на выкиде ??_{вн 1}, а манометр на устье ??_{v 1}. Затем устьевую задвижку закрывают (Q=0); скважинный манометр регистрирует давление на выкиде ???_вн, манометр на устье -???_v.

Открывают задвижку на устье и переводят скважину на новый режим работы и после его установления измеряют дебит Q₂. Скважинный манометр регистрирует давление на выкиде ??_{вн 2}, а манометр регистрирует давление ????_вн, а манометр на устье - ????_v.

Поступая аналогично, проводят исследование на 3-4 режимах.

Обработка результатов сводится к следующему. Для каждого из режимов рассчитывается плотность смеси в лифте

(10.2)

где ???_вн -давление на выкиде насоса при закрытой задвижке на устье , Па; ???_v - давление на устье скважины при закрытой задвижке, Па; Н_н -глубина спуска насоса, м.

Так как насос работает на режиме нулевой подачи (Q=0), то

??_сл=??_сн (10.3)

где ??_сн -плотность смеси в сасосе, кг/м³.

Для этого режима (Q=0) давление, создаваемое насосом,

(10.4)

где Н₀-напор насоса на режиме нулевой подачи, м (значения напора в характеристике насоса).

С учетом (10.2) и (10.3) выражение (10.4) запишем следующем виде:

(10.5)

Подставляя (10.5) в (10.1), окончательно получаем (принимая ??_н=???_н).

(10.6)

Зная давление на приеме насоса , рассчитывают соответствующее забойное давление. Если индикаторная линия прямолинейна то коэффициент продуктивности скважины К_пр можно вычислить по формуле

К_пр= (10.7)

Где Q₁, Q₂- соответственно давление у приема насоса на первом и втором режимах, Мпа.

Условия полного выноса накопленной в интервале «забой-прием» воды, поступающей с продукцией из пласта, следующие:

(10.8)

где Re_н приведенное число Рейнольдса по нефти; Re_{н пр}-предельное приведенное число Рейнольдса по нефти, равное 1600 и при котором вся вода, поступающая из пласта, выносится с интервала «забой-прием» (накопления воды в этом интервале при эксплуатации скважины не происходит).

(10.9)

Где Q_нд - дебит скважины по дегазированной нефти, м³/сут; b_н объемный коэффициент нефти; v_н-кинематическая вязкость нефти в пластовых условиях, м²/с.

Определяется плотность водонефтяной эмульсии

 (10.10)

где ??_вн- плотность водонефтяной эмульсии, ??_н- плотность нефти, ??_в- плотность воды, В -об водненность продукции.

10.1 Задания для самостоятельной работы

Исходные данные

· глубина скважины L_c=1900 м,

· пластовое давление ??_пл=17,8 МПа,

· внутренний диаметр эксплуатационной колонны D_эк=0,013м,

· глубина спуска установки Н_н=1710м,

· плотность пластовой нефти ??_нп=877 кг/м³,

· плотностиводы ??_в=1030 кг/м³,

· объемный коэффициент нефти b_н=1,1,

· вязкость нефти v_н=1,85*10^-6м²/с,

· обводненность продукции В=0,6,

· дебит Q=134 м³/сут.

· Напор насоса на режиме нулевой подачи Н₀ = 800м.

Результаты исследования скважины на трех режимах представлены ниже.

Таблица 10.1

Режим	1	2	3
Q, м3/сут	134	75	36
???вн, МПа	10,53	12,73	13,88
???у, МПа	1,53	3,05	3,96

Задание: Построить индикаторную линию скважины, эксплуатируемой установкой ЭЦН5-130-600 при заданных условиях.

Решение

1. Рассчитываем по формуле (10.6) давления на приеме насоса при закрытой задвижке применив данные из результаты исследования скважины на трех режимах таблицы 10.1:

для режима 1:

для режима 2:

для режима 3:

2. Расчет забойного давления с минимальным дебитом Q=36м³/сут, предварительно рассчитав по формуле (10.9):

Так как выполняется условие , то в интервале «забой-прием» накопления воды не происходит и плотность водонефтяной смеси можно рассчитать по формуле (10.10).

3. Рассчитаем плотность водонефтяной смеси при условии (забой-прием) накопление воды не происходит:

4. Рассчитываем перепад давления на участке «забой-прием»:

5. Вычисляем забойное давление:

для режима 1:

для режима 2:8,20+1,81=10,01 МПа;

для режима 3:9,23+1,81=11,04 МПа.

6. Определяем депрессии для каждого из режимов:

По результатам расчета строим индикаторную линию (рис.10.1.). Так как индикаторная линия прямолинейна , рассчитываем коэффициент продуктивности

К_пр=

Рис. 12

Так как индикаторная линия прямолинейна , рассчитываем коэффициент продуктивности

К_пр=

Список литературы

1. Арбузов В.Н. - Сборник задач по технологии добычи нефти и газа в осложненных условиях.- Т.: Изд-во ТПУ.

2. Соколов Е.А., Зингер A.M.; Струйные аппараты М.: Энергия, 1974. -380с.

3. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. - 463с.

4. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев ВНИИТнефть, 1976.

5. Яремийчук Р.С. Создание депрессий на пласт с помощью струйных аппаратов.- Нефтяное хозяйство, 1981, №11,с12-14.

6. Сборник задач по технологи и технике нефтедобычи. Учебное пособие. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В. Г., Богомольный Г.И.. - М: Недра, 1984. - 272с.

7. Справочное руководство проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др ; Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова -М.: Недра,1983.-463с.

Размещено на Allbest.ru

...