ДЕПАРТАМЕНТ ОБРАЗОВАНИЯ И МОЛОДЕЖНОЙ ПОЛИТИКИ

ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА – ЮГРЫ

БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ

«КОГАЛЫМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ»

                     ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ РАБОТА НА ТЕМУ:

«Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений»

                                                       Выполнил студент I курса группы № 147 по

                                                                          профессии «Оператор нефтяных и

                                                                                    газовых скважин»:

                                                                             Герасим Максим Михайлович

                                                                        Руководитель работы: преподаватель

                                                                         Силантьев Владимир Владимирович

                                                      г.Когалым 2015г.                                          

                                       Содержание:

1. Разработка нефтяных месторождений                         стр. 3-5

2. Разработка газовых месторождений                              стр. 6-10

3. Разработка газоконденсатных месторождений     стр. 11-12

4. Стадии разработки залежи                                                    стр. 13-14

5. Список литературы                                                 стр. 15

                 1. Разработка нефтяных месторождений

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи наивысшего количества нефти, газа, конденсата и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях.

Чаще всего нефтяные и газовые месторождения состоят из нескольких залежей, расположенных одна над другой. Но бывают и исключения, когда отдельные пласты или залежи залегают самостоятельно, независимо от других залежей.

Существует множество систем разработки нефтяных и газовых залежей, отличающихся друг от друга. Поэтому перед началом разбуривания и ввода месторождения в разработку необходимо выбрать наиболее рациональную систему, обеспечивающую получение наилучших технико-экономических показателей.

Рациональная система разработки на многопластовом нефтяном месторождении требует комплексного решения таких основых мероприятий, как:

а) Выбор основных (базисных) и возвратных горизонтов и определение сроков их ввода в разработку.

Базисный горизонт - это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный по сравнению с другими горизонтами.

К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты. Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки основного (базисного) горизонта, возвратные пласты залегают выше основного. Поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт.

После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливаются цементные мосты (отсекают основной горизонт), проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины на основном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно. При этом будет обеспечен быстрый рост добычи нефти и газа.

В то же время, учитывая, что на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин, потребуются значительные дополнительные капитальные вложения на бурение скважин и их обустройство. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономического обоснования с рассмотрением в нем нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный.

б) Главным показателем, влияющим на конечное нефтеизвлечение и объемы капитальных вложений при вводе месторождений в разработку, является выбор сетки скважин. Учитывая, что почти половина капитальных вложений идет на бурение скважин, то выбор сетки и, соответственно, количество скважин занимает важное место при выборе системы разработки. В зависимости от геологического строения залежи размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин может быть равномерным по всей площади или рядами.

Если залежь нефти имеет неподвижный контур нефтеносности, например массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод или залежи, изолированные от напора вод, то в этом случае скважины располагаются по равномерной квадратной или треугольной сетке по всей площади. На нефтяных месторождениях с напорным режимом скважины размещаются рядами, параллельными перемещающимся контурам: при водонапорном режиме - параллельно контуру водоносности и т.д.

Расстояние между скважинами и рядами скважин выбирается всегда с учетом геологического строения залежи, а также с учетом вязкости нефти и коллекторских свойств пласта.

Темп отбора нефти из залежи, срок ее разработки будут во многом зависеть от выбранной сетки скважин, количества скважин и их размещения по площади.

Оптимальное расстояние между скважинами определяется с помощью гидродинамических расчетов по данным геологического строения месторождения, вязкости нефти, содержания в нефти газа, режима разработки залежи и т.д. При всех прочих равных условиях вязкость нефти при этом будет играть решающее значение. Порядок ввода нефтедобывающих и нагнетательных скважин может быть различным: от центра к периферийным зонам или от контура нефтеносности к центру.

Сетка скважин может быть редкой в начальный период разбуривания месторождения с последующим ее уплотнением после детального изучения залежи. Такое может быть при разработке крупных нефтяных месторождений со сложным геологическим строением коллекторских свойств нефтяных пластов.

в) Установление режима работы нефтяных и нагнетательных скважин. При этом планируются темпы отбора нефти и закачки агента воздействия в пласт для поддержания пластового давления на соответствующий период.

Дебиты нефтяных скважин и приемистось нагнетательных скважин могут быть разными и зависят от геологического строения продуктивных пластов, режимов работы залежей, системы воздействия на залежь, вязкости нефти и т.д.

Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей, на том или ином этапе времени (от состояния пластового давления, обводнённой, положения контура нефтеносности, применяемой техники и оборудования в добыче нефти, закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления и т.д.).

Темп отбора нефти зависит от дебитов нефтяных скважин, качественного и количественного проведения исследовательских работ, по результатам анализа которых регулируется процесс разработки (перемещение водонефтяного или газонефтяного кон такта от контуров водо- и газоносности и т.д.).

Темп отбора нефти из залежи в конце первой и начале второй стадии разработки месторождения (активный период ее эксплуатации) достигает 8-10% от начальных извлекаемых запасов.

                2.        Разработка газовых месторождений

Отличие разработки газовых месторождений от разработки нефтяных месторождений заключается в различии свойств газа от свойств нефти. Газ имеет значительно меньшую вязкость (в 100 и более раз меньше, чем вязкость легкой нефти) и обладает большей степенью сжимаемости. Газ, добытый со скважин, тут же подается в магистральные газопроводы, по которым он транспортируется до газоперерабатывающих заводов или непосредственно к местам его потребления.

Чаще всего основная особенность разработки газовых месторождений, особенно с большими запасами, заключается в неразрывной цепи в системе пласт - скважина - газосборные сети на газовом промысле - магистральный газопровод - пункты потребления - пункты переработки и потребления. В основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения максимального газоизвлечения и высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях с соблюдением условий охраны недр и окружающей среды. В технологической схеме разработки (проект разработки) определяют темп разработки месторождения по годам, общий срок разработки, сетку скважин и их диаметр, размещение скважин по площади и т.д.

При разработке газовых месторождений и определении сетки скважин большое значение имеет определение диаметра эксплуатационной колонны скважин. Из газовой скважины газ добывается по эксплуатационной колонне, поэтому чем больше диаметр ствола скважины, тем больше будет дебит скважины

и меньше потерь на трение по ее стволу. Это значит, что на месторождении можно извлечь то же количество газа меньшим числом скважин.

Однако с увеличением диаметра растут осложнения при бурении, увеличиваются сроки бурения, а главное - это ведет к удорожанию скважин за счет увеличения их металлоемкости.

Сжатый газ, обладая большой упругостью, всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. Этот запас существует даже при минимальном пластовом давлении, близком к атмосферному. На газоизвлечение влияет множество факторов. Основным из них является остаточное давление в залежи на последней стадии разработки.

Наибольшее газоизвлечение может быть получено при снижении пластового давления до минимального значения, близкого к атмосферному. Но при этих условиях дебиты газа становятся низкими из-за небольших перепадов между пластовым и забойным давлениями, и эксплуатация их становится нецелесообразной.

Обычно разработку газовых залежей с учетом экономических показателей прекращают при давлениях на устьях газовых скважин несколько выше атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи на газовых месторождениях в технологических схемах обычно принимается равным 0,75-0,85.

Режимы газовых месторождений. Под режимом газовых месторождений понимается влияние движущихся сил в пласте, обеспечивающих приток газа к эксплуатационным скважинам. Существует два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный (или упруговодонапорный). Приток газа к забоям скважин при газовом режиме обеспечивается упругой энергией сжатого газа. При этом контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь.

При водонапорном режиме в газовую залежь в процессе разработки поступает контурная или подошвенная вода. При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается упругой энергией сжатого газа и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Приток воды                                                                      

 в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. При водонапорном режиме сравнительно часто пластовое давление в начале разработки залежи падает (как при газовом режиме).

Затем, по мере поступления воды в залежь, падение пластового давления замедляется. Замедление в начале поступления воды в газовую залежь может быть связано с проявлением в водоносном пласте предельного градиента давления. При расчетах пластового давления пользуются понятием средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления на данный период времени. Смысл этого понятия заключается в следующем. Это такое давление, которое установится в газовой залежи после длительной остановки добывающих скважин. Изменение во времени среднего пластового давления при газовом режиме определяется по уравнению

где Рн - начальное пластовое давление; Qaii(t) - суммарное количество добытого газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению PaT и стандартной температуре Гст; се£1н - газонасыщенный объем порового пространства залежи; a - коэффициент газонасыщенности; QH - поровый объем залежи; ZH и Z[P{t)] - коэффициенты сверхсжимаемости газа при пластовой температуре ТПл и давлениях Рн и P(t).

Из этого следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости P/Z(P) = f[QRo6(t)].

От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. От темпов падения пластового давления зависит темп падения дебитов газа в газовых скважинах, а отсюда и количество скважин, необходимых для обеспечения запланированных объемов добычи газа.

Как и при разработке нефтяных месторождений, неоднородность продуктивных коллекторов приводит к продвижению воды по наиболее проницаемым пропласткам, что вызывает

преждевременное обводнение газовых скважин. В итоге ухудшаются технико-экономические показатели разработки газового месторождения. В этом случае приходится проводить геолого-технические мероприятия, в т.ч. и бурение дополнительных скважин.

При водонапорном режиме процесс обводнения газовых скважин - это естественный процесс. Но при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.

Различают три периода разработки газовых залежей: I - период нарастающей добычи газа; II - период постоянной (максимально достигнутой) добычи газа; III - период падающей добычи газа.

В первом периоде нарастающей добычи газа ведется разбуривание месторождения, обустройство газового промысла, ввод месторождения в планомерную разработку и в конце первого периода - выход на максимально запланированную (предусмотренную проектом разработки) добычу газа. Этот период в зависимости от размеров залежи и запасов длится от 2-3 лет до 5-7 лет и более. Период постоянной добычи газа продолжается до отбора из залежи 65-75% запасов газа, а иногда и более.

Период падающей добычи газа продолжается до достижения минимального рентабельного отбора газа из месторождения, который зависит от цены на газ и существующего закона по налогообложению.

Техногенные последствия разработки газовых месторождений. Газовые залежи, как и нефтяные, находятся под воздействием горного давления вышележащих горных пород. Это давление воспринимается непосредственно скелетом продуктивного (нефтяного, газового, газоконденсатного) пласта. А содержащиеся в скелете пласта нефть или газоконденсат находятся под так называемым начальным пластовым давлением. От величины этого давления и последующего его снижения во многом зависят показатели разработки месторождения (нефтяного, газового, газоконденсатного). Под величиной пластового давления следует понимать внутрипоровое давление, под которым нефть или газ находятся в данной точке залежи. Внутрипоровое давление в залежи противостоит горному давлению. В процессе разработки горное давление остается постоянным. Изменение внутрипорового давления сказывается (кроме изменения показателей разработки) на деформационных изменениях продуктивного коллектора, т.к. из-за увеличения разницы между горным и поровым давлениями возрастает нагрузка на него. Следствием этого является уменьшение внутрипорового пространства (коэффициента пористости). На основе лабораторных экспериментов и промысловых данных доказаны факты изменения емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пластов. Кроме этого, уменьшение пористости в каждой точке пласта интегрально приводит к изменению толщины продуктивного пласта. Его «усадка» вызывает перераспределительные процессы в вышележащих породах. Совокупным результатом является проседание дневной поверхности или дна моря при разработке континентального шельфа. Систематические наблюдения за проседанием земной поверхности у нас в стране и за рубежом начали проводиться только с 70-х годов. К настоящему времени значительные проседания земной поверхности имеются более чем на 30 разрабатываемых месторождениях. Например, на месторождении Уилмингтон (Калифорния, США) за 27 лет разработки уровень дневной поверхности снизился на 9 метров. При этом максимальное проседание происходит над участками залежи с высокими коллекторскими свойствами и наибольшими коэффициентами нефтеизвлечения.

Имеют также место при этом существенные горизонтальные смещения почвы, которые приводят к нарушениям (деформациям) инженерных коммуникаций и сооружений.

В 1949 году началось освоение нефтяного месторождения Нефтяные Камни в Каспийском море, в 80 км от г. Баку. Там была сооружена система эстакад, был построен вахтовый поселок с пятиэтажными домами и т.д. В последние годы эти сооружения погружаются в море.

Зарубежные и отечественные данные говорят о том, что разработка месторождений нефти и газа провоцирует, в ряде случаев, техногенные землетрясения. Так, на Старо-Грозненском нефтяном месторождении (Северный Кавказ) в 1971 году произошло землетрясение в 7 баллов с глубиной очага 2,5 км в при сводовой части залежи. Через 5 часов повторное землетрясение в 4-5 баллов было зарегистрировано на глубине 5 км. С момента начала сейсмических исследований на территории Ромашкинско-го месторождения (Татария) только в сентябре-декабре 1986 года зарегистрировано 15 землетрясений с глубиной очага до 10 км и силой в эпицентре в 5-6 баллов.

Данные по разработке нефтяных и газовых месторождений показывают, что проседание земной поверхности и техногенные землетрясения приводят к нарушениям герметичности эксплуатационных колонн, разрушению промысловых коммуникаций, разливу нефти и т.д.

Проседание уровня земли приводит к негерметичности эксплуатационных колонн, а это, в свою очередь, может приводить к перетокам нефти, газа и пластовых сильно минерализованных вод в другие горизонты. Это создает большие экологические проблемы и наносит вред недрам. Следует отметить, что вопросам охраны недр и окружающей среды в последние годы стали уделять большое внимание. Многое сделано, но многое еще требуется решать. Особенно острый вопрос - это добыча газа в районах Крайнего Севера (где открыты крупнейшие месторождения газа). На месторождениях севера Тюменской области, Восточной Сибири и Заполярья имеются вечномерзлые породы, толщиной от поверхности и ниже до нескольких сот метров. При бурении и эксплуатации скважин здесь происходит растепление этих участков пород, вследствие чего происходит просадка пород вокруг скважин. Приходится принимать специальные меры против растепления пород как в процессе бурения скважин, так и при эксплуатации скважин. При разработке газовых месторождений при низкой пластовой температуре в призабойной зоне могут возникать гидратообразования. Борьба с гидратообразованием ведется путем периодической закачки в пласт ингибитора гидратообразования - метанола. Гидратообразование возможно и в стволе скважин. Борьба с гидратообразованием в стволе скважин ведется путем непрерывной дозировочной закачки метанола в скважину.

               3. Разработка газоконденсатных месторождений

Залежи газа, в которых содержатся растворенные в газе жидкие углеводороды, называются газоконденсатными.

Содержание конденсата (жидкие углеводороды) в газе газоконденсатных месторождений зависит от состава газа, пластового давления и температуры. Содержание конденсата в газе колеблется в основном от 50-700 см3/м3.

Обычно до глубин 1600 м жидкие углеводороды полностью растворены в газе, т.е. углеводороды в смеси находятся в однофазном состоянии. Тяжелые углеводороды полностью растворены в легких газообразных углеводородах. После начала разработки газоконденсатного месторождения пластовое давление в нем начинает подать и из газа начинает выпадать конденсат.

Давление, при котором из газа начинает выделяться конденсат, называется давлением начала конденсации.

Выпадение тяжелых углеводородов (конденсата) в пласте начинается, когда давление становится ниже давления насыщения.

Разработка газоконденсатного месторождения может осуществляться в режиме истощения или с поддержанием пластового давления.

На истощение газоконденсатные месторождения разрабатываются при небольшом содержании конденсата в газе, когда применение методов поддержания пластового давления, по соображениям экономики, не целесообразно. Затраты не окупаются дополнительным извлечением конденсата. При искусственном воздействии на залежь с целью поддержания пластового давления закачкой воды или сухого газа необходимо более тщательное изучение геологического строения газоконденсатной залежи, коллекторских свойств пласта по всему разрезу, состояния водонапорной системы и т.д. Особенно необходимо хорошо знать проницаемость пласта с целью определения приемистости его по воде и сухому газу.

При снижении пластового давления часть конденсата впитывается породой пласта, большая часть которого может остаться в пласте безвозвратно.

Коэффициент конденсатоотдачи зависит от коэффициента газоотдачи. При содержании конденсата более 160 г/м3 (начальный период разработки) чаще всего газоконденсатные месторождения разрабатывают при забойных давлениях в скважинах, выше давления начала конденсации, за счет поддержания пластового давления закачкой сухого газа в пласт. Эффективность закачки сухого газа в пласт во многом зависит от запасов газа, конденсата, числа добывающих и нагнетательных скважин и их расположения по площади залежи. Часто закачка сухого газа осуществляется по схеме кругового оборота. Газ вместе с конденсатом из скважины поступает на поверхности в конденсатную установку, в которой при соответствующем давлении и температуре выпадают (выделяются) жидкие углеводороды.

Затем очищенный сухой газ сжимается в компрессорах на 15-20% превышающего давления в скважине, и под этим давлением через нагнетательные скважины обратно нагнетается в пласт.

Этот метод позволяет получить наибольший коэффициент конденсатоотдачи пласта. Однако этот метод имеет существенные недостатки. Для закачки газа требуется строить дорогостоящее компрессорное хозяйство. В компрессорах сжигается большое количество газа. Участвующий в кругообороте сухой газ консервируется, что отрицательно сказывается на показателях процесса.

Ученые и производственники считают, что негативные последствия могут быть компенсированы за счет применения для поддержания пластового давления не газа газоконденсатного месторождения, а неуглеводородных газов, таких как С02, азот, дымовые газы. При использовании неуглеродных газов сокращается ущерб от консервации части запасов газа, увеличивается конечный коэффициент конденсатоизвлечения. Свойства азота аналогичны свойствам метана. Азот, извлекаемый из воздуха, сегодня в несколько раз дешевле стоимости природного газа. При сжигании 1 м3 метана образуется более 10 м3 дымовых газов. В этой связи в пласт можно закачать не 1 м3 сухого газа, а 10 м3 выхлопных газов. В настоящее время ни на одном газоконденсатном месторождении не осуществляется поддержание пластового давления закачкой воды. Однако уже достаточно большая работа проведена учеными по эффективному использованию заводнения при разработке газоконденсатных месторождений, в т.ч. и загущенной воды полиакриламидами и т.д.

                          4.         Стадии разработки залежи

Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:

I        стадия - нарастающая добыча нефти;

II        стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и его стабилизация;

III        стадия - падающая добыча нефти;

IV        стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.

На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважинах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабилизация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удержание его. Этот период может быть 4-5 лет. Разработчики недр принимают меры, чтобы как можно дольше удержать максимальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхода на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздействия) для поддержания пластового давления, проведения различных геолого-технических мероприятий как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей производительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. При необходимости бурят резервные скважины. Применяются также меры по увеличению коэффициента эксплуатации скважин, а также снижению бездействующего фонда скважин. Важное место занимает проведение исследовательских работ в добывающих и нагнетательных скважинах и т.д.

III стадия - падающая добыча нефти. В этот период снижение дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста обводненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры по снижению темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же мерами, что и на П стадии. С учетом большей изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. На основе анализа полученных промысловых исследований большое внимание уделяется включению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравлических разрывов, щелевой резке, обработке скважин оксидатом и т.д. Проводятся большие работы по снижению водопритоков в добывающих скважинах, применяется циклическое заводнение и т.д. Появляется проблема с утилизацией больших объемов пластовых вод. Скорость обводнения эксплуатационных скважин при разработке нефтяных залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды:

Промысловыми исследованиями установлено, что (при условии равномерной проницаемости продуктивного пласта) если Мо <  3, то происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременное опережающее обводнение нефтяных скважин. Если JUQ   > 3 - происходит преждевременное опережающее продвижение воды к забою эксплуатационных скважин и быстрое обводнение скважин. В этой связи проводят работы по снижению значения //0 за счет загущения закачиваемой воды в пласт полиакриламидом или биополимером. На I - П - Ш стадиях разработки планируется отбор основных запасов нефти (80-90% от извлекаемых запасов).

IV стадия разработки месторождения является завершающей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравнительно долго - до рентабельности разработки месторождения.

В конце 1П и IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов воды (8-12 м3 пластовой воды на 1 т добываемой нефти).

Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются в технологической схеме разработки месторождения.

                                       Список  литературы:

1. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела – НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика» - 2011г.
2. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений – М.: Недра – 1998г.
3. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин – Издательский Дом « Ин-Фолио» - 2011г.
4. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений - М.: Недра – 1990г.
5. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений – М.; Недра – 1988г.