CC BY
92GEOLOGICAL AND MINERALOGICAL SCIENCES
ОБЗОР ИЗВЕСТНЫХ МЕТОДОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН, РАБОТАЮЩИХ ПРИ ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ
Ким В.Г.
Магистрант, Казахский национальный исследовательский технический
университет имени К.И. Сатпаева, Алматы Баймухаметов М.А.
Кандидат Физико-Математических наук, Доцент Казахский национальный исследовательский технический университет
имени К.И. Сатпаева, Алматы
REVIEW OF WELL-KNOWN METHODS OF HYDRODYNAMIC STUDIES OF WELLS OPERATING AT BOTTOMHOLE PRESSURE BELOW SATURATION PRESSURE
Kim V.
Master Student
Kazakh National Research Technical University named after K.I. Satpayev Almaty
Baimukhametov M.
Candidate of Physical and Mathematical Sciences, Associate Professor Kazakh National Research Technical University named after K.I. Satpayev Almaty
АННОТАЦИЯ
В статье рассмотрены основные методы гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения. Кратко изучены некоторые труды и их содержание, а также более детально рассмотрены методы исследований, основанные на решениях Вогеля и Фетковича.
ABSTRACT
The article describes the basic methods of hydrodynamic research of wells operating at bottomhole pressure below saturation pressure. Some works and their contents are briefly studied, and research methods based on the decisions of Vogel and Fetkovich are examined in more detail.
Ключевые слова: гидродинамическое исследование, метод, забойное давление, давление насыщения, дебит, разработка, фильтрация, пористость, проницаемость, двухфазный поток, индикаторная диаграмма.
Keywords: hydrodynamic research, method, bottomhole pressure, saturation pressure, flow rate, development, filtration, porosity, permeability, two-phase flow, indicator diagram.
В связи с малой изученностью законов фильтрации газированной жидкости в пористой среде вопрос особенностей гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, до сих пор остается весьма актуальным[1].
К настоящему времени промысловые эксперименты по снижению забойного давления ниже давления насыщения уже превратились в повседневный способ эксплуатации скважин, но, тем не менее, нет однозначных ответов на вопросы:
1. Каковы закономерности изменения коэффициентов продуктивности скважин с изменением давления ниже давления насыщения?
2. Какие из факторов, влияющих на коэффициент продуктивности скважин, оказывают наибольшее влияние при снижении забойного давления ниже давления насыщения?
3. До какого предела следует снижать забойные давления ниже давления насыщения?
На нефтяных месторождениях Западного Казахстана увеличение дебита жидкости эксплуатационных скважин за счет снижения забойного давления лимитировалось величиной давления насыщения. Считалось, что снижение забойного давления
ниже давления насыщения и вызванное этим выделение газа в пласте настолько повысят фильтрационные сопротивления в зоне разгазирования, что даже значительное увеличение депрессии на пласт не приведет к увеличению дебита жидкости. Опасались, что выделение газа в пласте уменьшит коэффициент нефтеотдачи пласта и вызовет запарафи-нирование призабойной зоны[2].
Так, например, в инструкциях по исследованию и установлению технологического режима работы скважин различных месторождений подчеркивалась необходимость сохранения забойных давлений выше давления насыщения. О желательности поддержания забойных давлений (а не только пластовых) выше давления насыщения указывалось в работах К.А. Царевича и И.А. Чарного. Причём К.А. Царевич связывал это с возможным уменьшением нефтеотдачи пласта, а И.А. Чарный - с необходимостью сохранения дебита скважин.
Однако ряд исследований показал, что при разработке нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений, снижение забойных давлений ниже давления насыщения вполне допустимо. Оказалось, что при вытесне-
нии нефти из порового пространства водой присутствие газа не только не уменьшает, но даже увеличивает коэффициент нефтеотдачи, а снижение забойного давления ниже давления насыщения дает значительный прирост дебита жидкости[3].
Правильное решение этого вопроса подсказал опыт нефтедобычи. Вынужденная эксплуатация отдельных скважин, иногда сознательная, с целью сохранения добычи, часто стихийная, ввиду малой изученности месторождения, при забойных давлениях ниже давления насыщения проводились на многих нефтяных месторождениях. Эти работы показали определенную эффективность снижения забойных давлений: был получен значительный дополнительный дебит нефти. Осложнений, связанные с выпадением парафинов и работой насосного оборудования, не наблюдалось[4].
Вопросам о целесообразности снижения забойного давления ниже давления насыщения посвящено значительное число работ следующих авторов: В.Ф. Усенко, С.А. Лебедев, В.И. Портнов, В.Н. Щелкачев, М.Д. Розенберг, И.А. Чарный, К.А. Царевич, М.Т. Золоев, Г.А. Халиков, М.Т. Абасов, Г.И. Баренблатт, А.А. Боксерман, М.М. Глогов-ский, Б.Б. Лапук, Халилов З.И, Л.С. Лейбензон, М.Д. Миллионщиков, Г.Б. Пыхачев, Е.И. Хмелев-ских, С.А. Христианович, А.Ф.Блинов, Д.А. Эфрос, Botset H.G., Blackwell K.L., Muskat M., Standing M.B., Vogel J.V., Wyckoff R.D., Fetkovich M.J. и др.
В нефтяных компаниях западного Казахстана был поставлен вопрос об эксплуатации скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения. Постановка этого вопроса была вызвана необходимостью увеличения темпа отбора (за счет снижения забойного давления ниже pH) в зонах с плохой проницаемостью и сокращения сроков разработки месторождения[5].
Целью исследования прежде всего является оценка влияния снижения забойного давления
ниже давления насыщения на продуктивность скважин.
Среди всех методов гидродинамических исследований скважин для определения параметров пласта в условиях достижения давления ниже давления насыщения пользуются методом пробных откачек, подразумевающим посторенние индикаторных диаграмм по замерам, сделанным при установившихся режимах фильтрации[6].
Классическое исследование скважин при установившихся режимах фильтрации основано на предположении, что дебит и забойное давление на каждом режиме работы пласта остается практически постоянным. Данный метод исследования скважин отличается простотой осуществления исследования и методики обработки полученных результатов. Сущность исследований заключается в том, что на различных режимах работы скважины замеряют дебит и забойное давление. Полученные данные используются для получения графика зависимости q=f(Дp). При линейном законе фильтрации однородной жидкости в пористой среде эта зависимость в координатах Др, q будет прямой, угол наклона которой к оси дебитов определяет коэффициент продуктивности скважины К (Рисунок 1), который в свою очередь определяется из формулы Дюпюи:
q 2лкк
К =
Рк-Рс
D
где S - скин-фактор пласта; Гс - радиус скважины по долоту.
Зная коэффициент продуктивности, можно определить гидропроводность пласта или проницаемость ^ если известны толщина пласта h и вязкость жидкости д. Величина Rк определяется как половина расстояния между скважинами[7].
Рисунок 1 Классическая индикаторная диаграмма, описываемая линейным законом фильтрации.
Однако в практике, в отличие от рис. 1, встречаются индикаторные диаграммы самой разной формы. Такие формы индикаторных диаграмм определяются факторами, связанными: а) с режимом разработки; б) с режимом работы скважины; в) с коллекторскими свойствами пласта и пластовых жидкостей в зависимости от изменения давления. Форма индикаторных диаграмм часто определяется совокупностью нескольких факторов. Определение и оценка каждого из них - задача сложная и требует большого опыта[8].
К числу факторов, влияющих на характер индикаторных диаграмм, в первую очередь следует отнести:
а) нарушение линейного закона фильтрации жидкости;
б) снижение фазовой проницаемости в приза-бойной зоне пласта при снижении забойного давления ниже давления насыщения;
в) снижение проницаемости пласта вследствие его сжимаемости при снижении давления;
г) изменение физических свойств жидкости -изменение вязкости в зависимости от давления;
д) изменение рабочей мощности пласта - подключение слабопроницаемых пропластков при увеличении перепада давления на забое;
е) некачественное исследование, когда скважина исследовалась при явно неустановившемся состоянии[9].
Итак, при интерпретации исследований скважин, работающих при давлении ниже давления насыщения, приходится работать с индикаторными диаграммами, в которых отклонение от прямолинейного закона фильтрации происходит из-за наличия в некоторых зонах пласта газожидкостной смеси. Как уже было сказано, в таком случае необходимо прибегать к иным по сравнению с однородной жидкостью законам течения и состояния фильтрующейся фазы. Ниже приведены теоретические основы описания процессов, происходящих в пласте при появлении и фильтрации газированной жидкости, а также небольшой обзор мнений по данной проблеме[10].
Уравнения многофазной фильтрации были впервые получены Маскетом и Мересом. В этих уравнениях учитывалось движение нефти и газа, находящегося не только в газовой фазе, но и растворенного в нефти. В теории многофазной фильтрации учитывались также фазовые проницаемости жидкой и газовой фаз. Фазовые проницаемости вообще, и в частности для системы нефть - газ, были впервые определены Викофом и Ботсетом[11].
Теория установившейся фильтрации газированной жидкости была создана С.А. Христианови-чем. Он исходил из однозначной зависимости фазовых проницаемостей для жидкости и газа от насыщенности среды, а коэффициент растворимости газа, вязкость и удельный объем жидкости считал величинами, не зависимыми от давления. Христиа-новичем С.А. была доказана возможность сведения нелинейных задач установившей фильтрации газожидкостных систем к хорошо изученным задачам движения однородной несжимаемой жидкости в
пористой среде. Другими словами, задача приводилась к уравнению Лапласа для некоторой вспомогательной функции Н, которая в дальнейшем получила название функции Христиановича:
Н = J k^ dp + const
где кж* - относительная фазовая проницаемость для жидкости.
В общем случае изучение установившегося течения трехфазной смеси сводится к интегрированию уравнений Лапласа для обобщенной функции Христиановича Н(р). Для однотипных постановок задач результаты, известные для фильтрации однородной несжимаемой жидкости, могут быть использованы для расчета фильтрации трехфазной системы при замене давления р на функцию Н(р)[12].
Исходя из теории Христиановича С.А., Лапук Б.Б. предложил методику построения графика зависимости между насыщенностью и давлением на контуре и составил таблицы для гидродинамических расчетов по движению газированной жидкости.
Лапуком Б.Б. было показано следующее.
1. Все аналитические решения задач установившейся фильтрации мертвой нефти остаются справедливыми и для установившегося движения газированной нефти, если в соответствующие формулы вместо давления р подставить величину Н; в частности, соображения Щелкачева В.Н. об интерференции скважин справедливы и для установившегося движения газированной нефти.
2. Каждому случаю движения однородной жидкости отвечает соответствующий случай движения газированной жидкости. Различие состоит лишь в том, что одному и тому же полю скоростей однородной и газированной жидкостей отвечают разные перепады давлений. При этом семейство линий равного давления при фильтрации однородной жидкости можно рассматривать как семейство изобар для газированной жидкости; только абсолютные значения давлений на этих линиях будут раз-личны[13].
Так же изучению неустановившейся фильтрации газированной жидкости было посвящено множество работ Л. С. Лейбензона, М. М. Глоговского и М. Д. Розенберга.
В настоящее время при расчете индикаторных кривых (зависимостей дебита нефти q от забойного давления p^ для скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, широко используется результаты исследования Вогеля, который путём численного решения уравнений движения газированной нефти при разных значениях параметра пласта и пластового давления получил семейство кривых, типичный вид которых представлен на рисунке 2. Эти кривые соответствуют различным стадиям истощения пласта и характеризуются двумя параметрами: пластовым давлением pRi (определяемым по значению pc при q = 0) и максимальным дебитом qmi, достигаемым при pc= 0 (i -номер кривой в семействе). При расчете каждой серии кривых начальное пластовое давление принималось равным давлению насыщения (pri= pn)[14].
Рисунок 2 Индикаторные кривые при различных значениях пластового давления.
Переходя к асимптотическим координатам:
_ Ч - Рс
д= -; р= —
Чт Рп
можно получить набор кривых (Рисунок 3), которые могут быть довольно точно аппроксимированы единой зависимостью. Вогель предложил искать эту зависимость в виде полинома второй степени и пришел к уравнению:
д = 1- 0,2р - 0,8р2
Путем многочисленных расчетов им было показано, что приведенное выше уравнение действительно универсально: оно применимо для пластов с самыми различными фильтрационными характеристиками и РУТ - свойствами флюидов. Ошибка, допускаемая при применении уравнения Вогеля, в среднем не превышает 10%. Поскольку это уравнение не содержит в явном виде значения газового фактора, оно применимо и для обводненных скважин, если под Q понимать дебит жидкости[15].
Л.
р,
ч
ч
41 \
\
о о.2 :.з о
ёГ
Рисунок 3 Индикаторные кривые в асимптотических координатах.
При разработке месторождений методом заводнения пластовое давление, как правило, поддерживается выше давления насыщения, т.е. скважины работают (при pс<pн) в режиме локального разгази-рования, когда газ в свободном виде выделяется только в некоторой области вблизи скважины (размеры этой области обычно не превышают несколько десятков сантиметров) [16].
Для определения дебита скважины в условиях локального разгазирования предложено использовать композитную индикаторную кривую (Рисунок 4), при построении которой используют следующие предположения:
- при рс>рн (участок АВ на рис. 4) зависимость q от pс прямолинейна:
Ч = К(Ри - Рс) где К - коэффициент продуктивности скважины в отсутствие газа
- при 0<рс<рн отрезок индикаторной кривой (участок ВС) подобен кривой Вогеля, т.е. описыва-
ется уравнением Ч =
или
Ч-Ч
Чт
_ Рс ; р = — Янас Рн
4 Чнас = 1 - 0,2(—) - 0,8(—)2 Янас Рн Рн
Чт
где
Чнас = К(ря - рн)
- кривая ВС касается прямой АВ, т.е. углы их наклона в точке В равны:
йа (1а
Продифференцируем следующую формулу:
Л
Рс
Ч - Чнас =[1- 0,2 (—) - 0,8(—)2]^т - С[нас) Рн Рн
йЦ 1 рс
-Т:Г=(Чт- Чнас)(-0,2 — -
ЛРс Рн Рш
йц 1
-ТГ&нас) = (Чт - Чнас)(-1,8—) О-Рс Рнас
Из геометрического смысла производной получается:
1,8
-К = - — (Чт - Чнас) Рн
С учётом выше приведённых формул получим окончательно:
К(рк -Рс),Рс > Рн
ч =
Янас
1,8 1 ' \рн) ' 1р/
,Рс<Рн
Слом индикаторной кривой связан со скачком газонасыщенности, который, как уже отмечалось, имеет место на границе зоны разгазирования[18].
Следовательно, предположение о гладкости индикаторной кривой, которое используется при построении композитной кривой Вогеля, неверно.
Следует отметить, что это предположение ведет к завышению прироста дебита нефти, достигаемого при снижении забойного давления от рн до нуля. Поскольку относительная фазовая проницаемость нефти в области малых газонасыщенностей меняется достаточно резко, то оценка прироста дебита нефти может быть завышена на 20-30%[19].
Полученные выше соотношения являются, по существу, уточнением формулы Фетковича, который предложил аппроксимировать функцию
"(Рг)=\
Фнв
на интервале 0<рг<1 (0<р<рн) линейной функцией, проходящей через начало координат.
М. Феткович предложил соотношение для стационарного притока к скважине газированной жидкости при режиме растворенного газа: 2
пл
Ч = ]'(Р1л-Р)
Таким образом, Вогель обнаружил замечательный факт существования универсальной формы представления индикаторных кривых[17]. Из предыдущего ясно, что при дальнейшем использовании и обобщении этого результат на случай рк>рн были приняты следующие предположения:
1. Индикаторная кривая при рс<рн описывается полиномом второй степени.
2. Углы наклона прямолинейного и криволинейного участков индикаторной кривой в точке р=рн равны.
где q - дебит нефти в поверхностных условиях; рпл - пластовое давление; р - забойное давление; Г-коэффициент продуктивности двухфазной фильтрации; п - показатель степени.
Зависимость, полученная вначале как чисто эмпирическая, позднее была подтверждена компьютерным моделированием и строго математически обоснована[20].
Для случая, когда пластовое давление превышает давление насыщения, а на забое скважины поддерживается давление, меньшее давления насыщения, зависимость преобразуется к следующему виду:
Ч = Ко(Рпл - Рн) +],(р1л - Р2)п где: К0 - начальный коэффициент продуктивности, соответствующий фильтрации нефти в однофазном состоянии; рн - давление насыщения нефти газом при пластовой температуре.
Исходными данными, необходимыми для расчета дебитов по формуле, являются результаты исследования скважины методом установившихся отборов при забойных давлениях как превышающих, так и меньших давления насыщения. Неизвестные коэффициенты К0, J' и показатель степени п в уравнении притока определяются из индикаторной диа-граммы[21].
Индикаторная зависимость в стандартных координатах q - р имеет линейный характер в диапазоне от пластового давления до давления насыщения, а при меньших давлениях изгибается в направлении к оси дебитов. Пример такой диаграммы показан на рисунке 5.
Рисунок 5 Пример индикаторной диаграммы при пластовом давлении выше, а забойном ниже давления насыщения.
Начальный коэффициент продуктивности К0 определяется по линейному участку индикаторной зависимости. Для нахождения п и Г точки индикаторной зависимости, расположенные ниже давления насыщения, перестраиваются в координатах 1п^ - qo) - 1п(рн2 - р2), где qo = Ко(рш - рн) - дебит скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения. В соответствии с уравнением в преобразованных координатах фактические точки должны ложиться на прямую линию, из уравнения которой определяется угловой коэффициент, равный показателю степени "п" и свободный член, равный величине ^.Т[22].
Литература
1. Абасов, М.Т. Гидродинамические расчеты при смешанном режиме процесса поддержания пластового давления в разрабатываемых нефтяных месторождениях / М.Т. Абасов // Азнефтеиздат.: Труды АзНИИ. - вып.7. - 1954. - 0.114-121.
2. Алиев, З.С. Математическое моделирование притока флюидов в скважину при давлениях на забое ниже давления насыщения / З.С. Алиев, Р.Ф. Сагдиев, Б.Е. Сомов, И.Н. Стрижов // Тезисы докладов 3-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва. 1999. - С.32-39.
3. Алиев, З.С. Исследование изменения коэффициента продуктивности скважин при давлениях ниже давления насыщения / З.С. Алиев, Р.Ф. Сагдиев, Б.Е. Сомов, И.Н. Стрижов // Нефтепромысловое дело. - 1999. - №10. - с. 39-42.
4. Афанаскин, И.В. Влияние депрессии на продуктивность нефтяных скважин при разработке подгазовых зон в карбонатных коллекторах/ И.В. Афанаскин, Д.А. Корнаева, Ю.М. Штейнберг // Нефтесервис. - 2013. - № 3. - С. 34 - 36.
5. Афанаскин, И.В. Зависимость продуктивности скважин, вскрывающих подгазовые нефтяные залежи в карбонатных коллекторах, от забойного давления. Эффективность ОПЗ скважин с большим газовым фактором / И.В. Афанаскин, С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева и др. // Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы развития. Материалы Всероссийской конференции с международным участием 12-14 ноября 2013 г. М.: ГЕОС. - 2013. - С. 10 - 13.
6. Баренблатт, Г.И. О движении газожидкостных смесей в трещиновато-пористых породах / Г.И. Баренблатт // Изв. АН СССР «Механика и машиностроение». - 1964. - №3. - С.47-50.
7. Баренблатт, Г.И. Движение жидкости и газов в природных пластах / Г.И. Баренблатт, В.И. Ентов, В.М. Рыжик // М.: Недра. - 1984. - 211с.
8. Блинов, А.Ф. Результаты опытной эксплуатации при забойных давлениях ниже давления насыщения / А.Ф. Блинов // Татарская нефть. -1969. - №5. - С.56-61.
9. Боксерман, А.А. Приток нефти к скважинам при снижении забойных давлений ниже давления насыщения в залежах с водонапорным режимом / А.А. Боксерман, М.Д. Розенберг //Труды ВНИИ. -Вып. XIX. - Гостоптехиздат. - 1959. - С.88-97.
10. Вольпин, С.Г. Перспективы применения волновой технологии термо-газо-химического воздействия для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений / С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, Н.Н. Смирнов, М.Н. Кравченко, Н.Н. Диева, А.Р. Саит-гареев // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №1. - С. 62 -66.
11. Вольпин, С.Г. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения/ С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, А.Р. Саитгареев //Сборник научных трудов / ОАО «ВНИИнефть», -2013. - Вып.146. - С.159 - 170.
12. Вольпин, С.Г. Совершенствование методов ГДИ скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения / С.Г. Вольпин, А.В. Свалов, Ю.М. Штейнберг, Д.А. Корнаева // 12-ая международная научно-техническая конференция «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (15-17 мая 2013, Томск): труды конф. - Томск: Изд. Томского политехнического университета. - 2013. - С. 46.
13. Вольпин, С.Г. Анализ методов интерпретации индикаторных диаграмм для скважин с трещинами гидроразрыва пласта при забойном давлении ниже давления насыщения с помощью численного моделирования / С.Г. Вольпин, А.В. Свалов, И.В. Афанаскин, Д.А. Корнаева, А.Р. Саитгареев //Труды НИИСИ РАН. - 2014. - Том 4. - №1. - С.66-69.
14. Вольпин, С.Г. О погрешности определения фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований скважин при использовании датчиков давлений телеметрических систем / С.Г. Вольпин, А.Р. Саитгареев, Д.А. Корнаева, И.В. Афанаскин // Сборник научных трудов ОАО «ВНИИнефть». - 2013. - Вып.149. - С.83 - 102.
15. Глоговский, М.М. Начальная фаза радиального движения нефти в пласте при режиме растворенного газа / М.М. Глоговский, М.Д. Розенберг //
Труды ВНИИ. - Вып. II. - Гостоптехиздат. - 1952. -С.94-103.
16. Глоговский, М.М. Методы гидродинамического расчета разработки месторождений при смешанном режиме / М.М. Глоговский, М.Д. Розенберг // Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. - Изд-во АН Азерб. ССР. - 1953.-С.114-122.
17. Диева, Н.Н. Повышение информативности исследований скважин, работающих при забойном давлении ниже давления насыщения, методом установившихся отборов / Н.Н. Диева, С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, Ю.М. Штейнберг // Бурение и нефть. - 2014. - №1. - С. 41-43.
18. Дияшев, Р.Н. Особенности совместной эксплуатации неоднородных нефтяных пластов при повышенных градиентах давления / Р.Н. Дияшев, Е.И. Хмелевских // Нефтепромысловое дело, серия Добыча. - ВНИИОЭНГ. М. - 1979. - С.56-61.
19. Зайнуллин, Н.Г. и др. Исследование скважин с забойным давлением ниже давления насыщения /Н.Г. Зайнуллин, С.С. Сергеев, Л.И. Зайцева, К.Ш. Амхедсафин, И.Г. Полуян, А.М. Гайнаншин, М.Ш. Марданов// Нефтяное хозяйство. - 1985.-№12. -С.24-27.
20. Зайнуллин, Н.Г. Интенсификация разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами путем оптимизации забойных давлений / Н.Г. Зайнуллин, И.Х.Зиннатов, Р.Г. Фархуллин // Нефтяное хозяйство. - 1992. - №1. - С.29 - 31.
21. Золоев, М.Т. Исследование скважин, эксплуатирующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения / М.Т. Золоев и др.// Труды МИНХ и ГП, Вып. 33. - Гостоптехиздат. - 1961.-С.66-74.
22. Золоев, М.Т. Исследование нефтяных скважин при забойном давлении ниже давления насыщения / М.Т. Золоев, С.А. Лебедев, М.С. Сайфул-лин, В.Ф. Усенко // ННТ. - Вып. 3. - 1958. - С.79-91.
