Мониторинг эффективности разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля: На примере месторождений Ханты-Мансийского автономного округа - Югра тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Сутормин, Сергей Евгеньевич

• Сутормин, Сергей Евгеньевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сутормин, Сергей Евгеньевич

Введение.

Глава 1. Основные особенности разработки нефтяных месторождений ХМАО.,.

1.1. Текущее состояние сырьевой базы.

1.2. Состояние разработки нефтяных месторождений.

1.2.1. Особенности освоения месторождений и добычи нефти.

1.2.2. Основные тенденции разработки на современном этапе.

1.3. Применение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи.

1.4. Выводы.

Глава 2. Методика мониторинга разработки нефтяных месторождений.

2.1. Общая характеристика проблемы и ее состояние.

2.2. Цели, задачи и направления осуществления мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

2.3. Правовая основа проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений.

2.4. Методика осуществления мониторинга разработки нефтяных месторождений.

2.4.1. Задачи недропользователя и рекомендации по проведению мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

2.4.2. Проведение мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

2.5. Оценка проектных показателей и проектных решений для контроля выполнения проектных документов.

2.5.1. Выделение основных проектных показателей и проектных решений для контроля выполнения проектных документов.

2.5.2. О допустимых отклонениях проектных показателей.

2.5.3. Оценка выполнения проектного документа.

2.5.4. Примеры расчета обобщенного коэффициента расхождения с проектным документом.

2.6. Выводы.

Глава 3. Информационно-аналитическая система контроля разработки нефтяных месторождений.

3.1. Структура системы.

3.2. Информационный блок разработки месторождений.

3.2.1. База данных месячных эксплуатационных рапортов.

3.2.2. База запасов нефти, числящихся на государственном балансе ВГФ.

3.2.3. База данных годовых фактических и проектных показателей разработки.

3.2.4. База данных геолого-технических мероприятий и исследовательских работ.

3.2.5. Картографическая база.

3.3. Информационный блок лицензионных соглашений и проектных решений.

3.4. Аналитический блок.

3.5. Блок прогноза.

3.6. Выводы.

Глава 4. Результаты мониторинга разработки нефтяных месторождений.^

4.1. Классификация разработки нефтяных месторождений по обводненности и выработанности.

4.2. Влияние выбытия скважин и проведения чрезмерной компенсации на рациональное извлечение запасов на примере месторождений ХМАО.

4.2.1. Общие положения.

4.2.2. Влияние выбытия скважин на основе фактических данных.

4.2.3. Влияние выбытия скважин на основе трехмерного гидродинамического моделирования.

4.3. Анализ выполнения проектных показателей разработки.

4.4. Прогноз добычи нефти по Ханты-Мансийскому автономному округу.

4.5. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Мониторинг эффективности разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля: На примере месторождений Ханты-Мансийского автономного округа - Югра»

Ханты-Мансийский автономный округ является одним из ведущих нефтедобывающих районов Российской Федерации. Занимая 3% территории, он обеспечивает более 55% добычи нефти России. Многие особенности разработки нефтяных месторождений в округе характерны для нефтедобычи в целом по России. Несмотря на наметившийся в настоящее время существенный рост добычи нефти в округе, отмечаются и неблагоприятные тенденции, связанные с ухудшением структуры и качества запасов, а также проведением мероприятий, направленных на сокращение себестоимости нефти, но не предусмотренных действующими проектными документами по разработке нефтяных месторождений.

Согласно «Закона о недрах» и лицензионных соглашений пользователь недр при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений обязан обеспечить соблюдение требований технических проектов, согласно которых должны производиться работы на месторождении, что на практике в последние годы редко выполняется.

Зачастую недропользователями при разработке месторождений применяются мероприятия, которые не были утверждены действующим проектным документом или, наоборот, фактически утвержденные мероприятия на месторождении не проводятся. К таким мероприятиям относятся: невыполнение проектных объемов эксплуатационного бурения и ввода новых скважин, чрезмерная интенсификация добычи нефти, приводящая к нарушению технологических режимов работы скважин; большой бездействующий эксплуатационный фонд, приводящий к выборочной эксплуатации наиболее продуктивных участков месторождений; задержка с формированием утвержденной системы разработки, создание системы разработки отличной от проектной; преждевременный перевод эксплуатационных скважин с одного объекта на другой и ряд других.

Чаще всего эти нарушения проектных решений, совместно с разработкой некоторых залежей, а бывают случаи - и месторождений, без проектной документации, приводят к выборочной эксплуатации наиболее продуктивных участков нефтяных залежей, ухудшению энергетического состояния залежей, опережающему обводнению добывающего фонда скважин, разряжению сетки скважин. Все это в конечном итоге ведет к неэффективному использованию ресурсной базы, недостижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения, ухудшению структуры запасов из-за необоснованного быстрого вывода скважин из эксплуатации.

В рыночных условиях, когда целью является минимизация затрат и получение максимальной прибыли, недропользователю приходится быстро реагировать на экономические изменения путем отмены проведения утвержденных действующим проектом мероприятий или, наоборот, решением о проведении или усилении каких-либо мероприятий, что фактически создает условия для отклонений от проектных решений. Пока новые решения по разработке нефтяных месторождений в установленном порядке проходят экспертизу и утверждаются в соответствующих органах, и недропользователь и контролирующие государственные органы находятся в неведении о действительных последствиях проводимых на месторождении мероприятий.

В сложившейся ситуации возникают вопросы о влиянии отклонений от проектных показателей на рациональную разработку нефтяных месторождений. Важно выявить ключевые параметры или показатели, оказывающие наибольшее влияние на процесс качественной выработки запасов и допустимые отклонения от проектных показателей, чтобы снизить в дальнейшем вероятность неоправданного ухудшения структуры запасов или безвозвратной потери нефти в недрах. Решение этих вопросов необходимы для оценки ущерба наносимого недропользователями недрам и оценки случаев, когда в меняющихся рыночных условиях недропользователь поступает грамотно и по-хозяйски, а когда гонится на сиюминутной прибылью в ущерб недрам, отданным ему государством с целью рациональной разработки нефтяных месторождений.

Таким образом, грамотная эксплуатация нефтяных месторождений, рациональное использование запасов углеводородов, научно обоснованное управление процессами разработки требуют в необходимом объеме всестороннего надежного качественного информационного обеспечения, постоянного мониторинга за разработкой нефтяных месторождений и объектов разработки, включающего как проектные и фактические показатели разработки, так и их динамику, геолого-физические параметры, результаты исследований объектов разработки, а также условия, прописанные в лицензионных соглашениях и другие решения принимаемые государственными комиссиями: лицензионной, комиссиями по проверке выполнения лицензионных соглашений, комиссиями по запасам и комиссиями по разработке.

Целью настоящей работы является создание методических основ проведения мониторинга за эффективностью разработки нефтяных месторождений на основе информационно-аналитической системы контроля, обеспечивающей анализ выполнения основных положений лицензионных соглашений и проектных документов, контроль за состоянием выработки запасов нефти. Создание такой системы позволит проанализировать принимаемые технологические решения, оценить их влияние на эффективность использования запасов, на основе чего выявить положительные и отрицательные последствия, которые должны лечь в основу дальнейшего контроля за состоянием разработки. Без информационной системы невозможен текущий и долгосрочный прогноз технологических показателей разработки, от которых зависит и выработка решений по дальнейшему развитию нефтедобывающей и смежных отраслей в регионе.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Сутормин, Сергей Евгеньевич

3.6. Выводы.

1. При непосредственном участии автора разработано информационно-аналитическое обеспечение системы контроля для проведения мониторинга разработки нефтяных месторождений.

2. Основными блоками информационно-аналитической системы контроля являются:

- информационный блок разработки нефтяных месторождений, включающий фактические данные с начала эксплуатации по состоянию и движению фонда скважин, помесячных показателей эксплуатации каждой скважины, данные по запасам нефти, геолого-физическим характеристикам продуктивных пластов, и физико-химическим характеристикам насыщающих их жидкостей и газов, фактическим и проектным показателям разработки др.;

- информационный блок проектных решений и лицензионных соглашений, включающий также и другие решения ЦКР и ТО ЦКР, связанные с разработкой нефтяных месторождений, а также решения лицензионных комиссий и комиссий по проверке лицензионных соглашений;

- аналитический блок, включающий расчеты отклонений от проектных решений по методике, изложенной в главе 2, построение различных таблиц и графиков для проведения аналитической работы по вопросам контроля процесса разработки нефтяных месторождений и рациональной выработки запасов, оценку конечных извлекаемых запасов при сохранении текущего состояния разработки по объектам, находящимся на заключительной стадии разработки;

- блок прогноза, в котором осуществляется прогнозирование основных показателей разработки на краткосрочную и долгосрочную перспективу.

3. Для практической реализации информационно-аналитической системы контроля при проведении мониторинга разработки нефтяных месторождений предложена схема информационных потоков с необходимым набором баз данных.

4. На основе опыта эксплуатации информационно-аналитической системы в ХМАО предлагаются усовершенствованные формы и дополнительные показатели разработки для хранения в базах данных системы.

5. Приведены примеры фактического использования аналитического блока системы на основе базы данных паспортов мониторинга разработки и результатов оценки извлекаемых запасов с использованием характеристик вытеснения по ряду нефтяных месторождений ХМАО, находящихся на поздней стадии разработки.

Глава 4. Результаты мониторинга разработки нефтяных месторождений

4.1. Классификация разработки нефтяных месторождений по обводненности и выработанности.

Широко известны описанные многими авторами (Борисов Ю.П., Иванова М.М., Сургучев М.Л. и др.) в различных работах [13, 14, 52] стадии разработки нефтяных месторождений. В большинстве работ период разработки нефтяных месторождений делится на 4 стадии, которые выделяются по текущему уровню добычи нефти: начальный или период роста добычи нефти (период интенсивного разбуривания), стабильной или высокой добычи нефти, период интенсивного снижения добычи нефти и наиболее длительный — заключительный период, когда уровни добычи нефти снижаются незначительно.

На основании анализа разработки нефтяных месторождений ХМАО автором совместно с В.И. Шпильманом, И.П. Толстолыткиным, Г.С. Зайцевым предлагается классификация по выработанности и обводненности (рис. 4.1, 4.2), которая в дополнении к вышеописанной широко известной классификации стадий разработки, может помочь в оценке эффективности и рентабельности проводимого на месторождениях или объектах разработки процесса выработки запасов нефти, так как в дополнение к разделению периода разработки на стадии в предлагаемой классификации выделяются четыре класса с технологически нормальным процессом разработки, 3 класса с нарушениями процесса разработки, вызванными различными причинами, и класс с заниженными запасами. Пример использования предлагаемой классификации на основе фактических данных эксплуатации по состоянию на 1.01.2005 года объектов разработки, расположенных на нефтяных месторождениях ХМАО, приведен на рис. 4.1.

Анализ показывает, что в соответствии с текущим состоянием разработки в классах с технологически нормальной выработкой запасов сосредоточено 64,5% начальных извлекаемых или 66,2% текущих извлекаемых запасов округа. Добыча нефти из объектов, попадающих в эти классы составила 80% от общей добычи по округу. В этих классах намного лучше используется эксплуатационный фонд - так, коэффициент использования добывающего фонда скважин составляет 0,823 против 0,699 в среднем по 5-8 классам. Рассматривая классы с технологически нормальной разработкой можно выделить закономерное снижение средних дебитов по нефти, а также снижение текущих извлекаемых запасов с 1 класса (начальной или ранней стадии разработки) по 4 класс (завершающей стадии). Наиболее изученными объектами являются объекты, попавшие в 3 и 4 классы и доля таких объектов (по величине извлекаемых запасов) составляет 12,5% текущих или 27,8% начальных запасов округа. Объекты этих классов имеют большие сроки разработки (объекты Усть-Балыкского, Трехозерного, Мегионского месторождений вводились с 1964 года), в свое время являлись одними из наиболее продуктивных, а в настоящее время в связи с высокой обводненностью запасы этих объектов можно отнести к трудноизвлекаемым.

Классификация стадий освоения объектов разработки, расположенных на лицензионных участках Ханты-Мансийского автономного округа по состоянию на 1.01.2005г.

Обв о д иенко с г ь. •

20 20-50 ю-во tW-W >90 t и -г « С <с л О' i it о <20 1MSS& Рання» стади» Теренопогичеош нормальная 206 оЯьеюпв; q-25.7; Ф-9.7Ч; Ранняя иплОий оссовния запасов, оыушмпнных интмеленьш завобнвшнш 122оаьвма: 4-11.6; Ф-вЛ Ot=13.74; Он-7,1'*; Б=6,7Ч; Д=5.4Ц

20-S0 Qi-35.14t: Он=1 Б=2.9 И; Д=1в.2% Ш Зрелаяa Теянологичва iafe IM&I И 4ti нормальная 0G ооъоктв; tru.?*; (2.7; Qi-iaj64K <LK/m< Зйй/мяооойт Освоение irnncen. вслозтюннмг н&ффжпшимои /я/зра fomx w 38 овЬв«пЛЮГ«ДФ г-5.1Ч6М3.1 n, 1Ч

50-80 з класс 1 gjKf, f fiu -toyajmiOo» Оздммю югасос с iamQaptiMu nm нормальная 76 ооьеюое; <t»eji; ФИ8°Я; Qi=8.14 ОнИ 1.7ЧЬ Б-21.4К: Д-13К, VrtAl.ew.i 4-7.7 ф 1t« . (itrtH^tWU'.: JMps SO 4 класс Заееринтшая cmaim Технологически нормвльмэя 01=4.4%; QH-16.1 It; Д-9Л1»

- текущие зяпзеы ■*■<' '.sjr.cn а я щп ■ 'л jnм K1WAO у ■ средний деСит нефти дсбыыющих сюахин, mJoym

Q* . нжчжимы» jMicw в К олт нячввьныу ззл*со* ХМАО Ф- йьйсттующий до&ышлмхций фснд от ХМА0>,%

Д . га&оэзя добыч J «ефл? и от добычи /го ХМАО, ft б- с>до5ь>ъз*ощий фонд от ХМАО>%

Рис. 4.1. Классификация стадий освоения объектов разработки ХМАО по состоянию на

1.01.2005 г.

1 класс это объекты, находящиеся на ранней стадии разработки. Здесь сконцентрированы объекты разработки, содержащие 35% текущих извлекаемых запасов округа. Практически все компании имеют дело с объектами этого класса. Коэффициент использования добывающего фонда скважин, работающих в этом классе самый высокий - 0,923. Дебиты этих месторождений по нефти и жидкости имеют широкий диапазон изменения в зависимости не только от горно-геологических условий, но и от компании, эксплуатирующей месторождение, от применяемых технологий, чистоты их соблюдения, качества строительства скважин, вскрытия продуктивных пластов и т.п. Объекты, находящиеся в данном классе находятся на этапе разбуривания и, соответственно, роста уровней добычи нефти, что естественно выражается на максимальных средних дебитах по нефти, которые в этом классе составляют около 26 т/сут, что значительно выше, чем по другим классам и в 2 раза выше среднего дебита по Округу.

2 класс нормально разрабатываемых месторождений - объекты, находящиеся на второй или третьей общепринятых стадий разработки. В этом классе объектов работает основной добывающий фонд Округа - около 33% от общего действующего добывающего фонда ХМАО. Поэтому и объем добычи нефти с объектов этого класса основной - более 39% от общей добычи нефти по округу 2004 года. Разброс дебитов добывающих скважин по нефти, как и по первому классу, значительный: от нескольких тонн до более, чем 70 т/сут, и объясняется это тем, что к нефтяным залежам этого класса относятся объекты с наиболее различными геопого-физическими и гидродинамическими свойствами.

3 класс месторождений с технологически нормальной поздней стадией разработки - объекты, находящиеся на третьей или начале четвертой общепринятых стадий разработки. Здесь наблюдается закономерное снижение дебитов скважин с ростом обводненности и выработанности запасов: текущие дебиты раз в 5 меньше первоначальных. Коэффициент использования добывающего фонда скважин, работающих в этом классе самый низкий из классов с нормальной разработкой - 0,754, что свидетельствует о низкой эффективности использования добывающего фонда. 35 ■ 0 1 X

5 20 ■ в о Я и2

10 ■

Классификация стадии освоения объектов разработки ХМАО п О о

W} 7 1 S 1

200

150 5 I 50

- т.; ,

1 1Н«свал -Qimnin" liw 'В ?. Я ^ qtlL7;0*nVW* '. 1НЛ 7*1;; >4«V Ц-t J, Ofrt, q* 11t. UV 4. B»=rv Wl '44.

Г.! 361МСЫ Об ЬЁК1Ы d оредн^йдебнтнеФтндоОывэощмктэжии.т/сут.

Ol '"текущин запасы данногс класса t % оттекущикзапасо! ХМАО. Д - до пя действующею довывэпщегл ; :--,г-< 01 хчло. ■ b-JpiQUTdHHULTt: aanaLtjfc, 1 - Od't IJjlHPHHrr Jt

Рис. 4.2. Распределение объектов разработки и запасов нефти промышленных категорий по стадиям освоения месторождений ХМАО по состоянию на 1.01.2005 г. 4 класс месторождений, также технологически нормально разрабатываемых, соответствует общепринятой четвертой завершающей стадии разработки. В этом классе работает 13% всего добывающего фонда округа. Необходимо отметить, что основные показатели работы объектов этого класса за последние годы несколько улучшились за счет активного применения современных технологий. Коэффициент использования добывающего фонда скважин объектов данного класса составляет 0,824, что выше среднего по округу - 0,784,

Три класса месторождений (5-7) относятся к объектам с нарушенным ходом разработки под воздействием различных факторов, среди которых главными являются бесконтрольное сверхнормативное заводнение, сверхмерные отборы жидкости из продуктивных пластов, неэффективность применяемых технологий разработки для соответствующих горно-геологических условий, К этим классам относятся объекты 5, 6 и 7 классов.

К 5 классу относятся объекты, осложненные интенсивным обводнением работающих скважин, что связано с неоправданной закачкой воды в пласт с целью поддержания пластового давления или высокой начальной обводненностью добывающих скважин, а также объекты, освоение которых затягивается на неоправданно долгий период, что выражается в отдельных работающих скважинах с низким темпом разбуривания или полным отсутствием эксплуатационного бурения. В эту группу входит большое количество объектов небольших по запасам (извлекаемые запасы около 1 млн. т), разрабатываемым отдельными скважинами, чаще всего на естественном режиме. В то же время встречаются и крупные объекты с чрезмерной закачкой часто кратно превышающей отборы жидкости из пласта (Ю^+Ю^ Бахиловского месторождения; викуловские отложения Ем-Еговской+Пальяновской, Талинской, Каменной площадей и ряд других). По многим объектам, попавшим в этот класс, причиной высокой обводненности является нарушение технологии разработки или применение технологии не позволяющей эффективно разрабатывать залежи нефти с конкретными геолого-гидродинамическими параметрами. Естественно, что средние дебиты добывающих скважин по нефти по объектам этого класса кратно (в 2,5 раза) отличаются от объектов 1 класса, которые также находятся на начальной стадии разработки. Основной причиной попадания объектов в 5 класс является отсутствие должного контроля процесса разработки.

6 класс объектов разработки во многом схож с 5 классом. Отличительной особенностью его является то, что объекты данного класса более разбурены и должны находится на стадии максимальной или близкой к максимальной добычи нефти, а уровень добычи нефти по ним в подавляющем большинстве случаев очень низкий, бездействующий эксплуатационный фонд очень высокий, что ставит под сомнение выработку утвержденных извлекаемых запасов нефти. Таким образом, можно сказать, что на объектах этого класса применяется неэффективная технология разработки.

7 класс объектов разработки характеризуется чрезмерными отборами жидкости из наиболее высокодебитных скважин и применением при этом бесконтрольного заводнения. На объектах этого класса слабо или вообще не применяются методы увеличения нефтеотдачи, кроме интенсификации отборов жидкости. В результате -средние дебиты добывающих скважин по жидкости, расположенных на объектах этого класса намного превосходят средние дебиты жидкости объектов других классов (от 1,12 раз по объектам 4 класса до 13 раз по объектам 8 класса, при этом дебиты скважин по нефти - самые низких из всех классов).

8 класс месторождений содержит объекты с заниженными запасами нефти. Характеризуется обводненностью продукции до 20% с выработанностью запасов более 50% и обводненностью 20-50% с выработанностью запасов более 80%. К этому классу относится небольшое количество объектов разработки (12), содержащих всего 0,03% текущих извлекаемых запасов округа. Эти объекты в большинстве находятся в начальной стадии разработки с небольшим (чаще - до 10) эксплуатационным фондом скважин.

4.2. Влияние выбытия скважин на рациональное извлечение запасов на примере разработки месторождений ХМАО 4.2.1. Общие положения.

Одной из наиболее важных проблем разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского округа является ранний вывод добывающих скважин в бездействующий фонд и преждевременный перевод скважин на другие объекты разработки (на многопластовых месторождениях). Если первая причина связана в основном с высокой обводненностью и низкими дебитами по нефти, которые возникают не только по причине выработки запасов нефти, а, как показывает практика, чаще по причине не выполнения технологий действующих проектных документов (несбалансированность отборов жидкости закачке воды, неправильно подобранный режим работы скважины, нарушениях в системе разработки и др.) или недостаточном применении современных технологий по интенсификации и увеличению нефтеотдачи, то практика перевода скважин на другие объекты при отсутствии для этого достаточных оснований, напрямую свидетельствует о выборочной отработке запасов. Любое отключение эксплуатационной скважины из системы разработки объекта приводит к нарушению проектной сетки скважин, а значит — к потерям в коэффициенте нефтеотдачи. Проблеме влияния разряжения эксплуатационной сетки скважин на нефтеотдачу посвящено множество работ и публикаций ([1, 18, 30, 35, 36, 49, 63, 66, 71, 78, 90, 93, 105, 106, 109, 116, 120, 145, 146, 150]). Тем не менее, эта проблема в настоящее время является острейшей, поскольку в округе в последние годы происходит увеличение бездействующего добывающего фонда скважин и сокращение действующего добывающего фонда, несмотря на ежегодный ввод из эксплуатационного бурения порядка 2000 новых добывающих скважин. Не надо забывать и о том, что структура остаточных извлекаемых запасов округа с каждым годом ухудшается и вопрос рационального использования введенных в разработку запасов нефти становится все острее.

По мере обводнения продукции скважины выводятся из работы, в результате нарушается и расформировывается система разработки. Для оценки текущего состояния эксплуатационного фонда скважин автором совместно с И.П. Толстолыткиным предлагается ввести коэффициент использования проектной сетки, который определяется следующим образом:

Ф*

4.1) где Кс - коэффициент использования проектной сетки, доли ед.,

Ф* - текущий на дату сравнения фактический действующий эксплуатационный фонд, скв.,

Ф" - текущий на дату сравнения проектный действующий эксплуатационный фонд, скв.

В табл. 4.1 приведен пример Быстринского месторождения, когда выполнение и превышение текущего проектного эксплуатационного фонда и проектной плотности сетки скважин позволяет не только выполнить, но и способствует превышению утвержденного коэффициента извлечения нефти.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сутормин, Сергей Евгеньевич, 2005 год

1. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М., Недра, 1994 г., 308 стр.

2. Атнашев М.М., Конопляник А.А. Лицензионная политика как инструмент рационального управления нефтегазовым комплексом. II Нефтяное хозяйство, № 9, 2003 г., с. 16-21

3. Базив В.Ф. Новые требования к проектированию разработки месторождений в связи с широким применением методов увеличения нефтеотдачи. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с. 67-72

4. Бакирова Т.В. Опыт построения геоинформационных систем в ОАО «Сургутнефтегаз». // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 101-102

5. Балуев А.А. Перспективы бурения многоствольных скважин на месторождениях Сургутского района. // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 33-34

6. Батурин Ю.Е. А если недропользование сделать иным? // Нефтяное хозяйство, № 11, 2003 г., с. 18-19

7. Боксерман А.А., Е.М. Панкратов, Халимов Э.М. Концепция государственного управления рациональным использованием запасов нефти. // Труды I международноготехнологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.95-97

8. Бочаров В.А., Григорьев М.Н. Методический подход к выделению граничных точек стадий разработки месторождения. // Нефтяное хозяйство, № 1, 2002 г., с. 24-27

9. Васильева Л.Н., Крашенинников Ю.Н., Лозин Е.В. Оценка влияния уплотнения сетки скважин на опытных участках Новохазинской площади. // Нефтяное хозяйство, №11, 2001г., с. 26-28

10. Волков Ю.А. Выявление и реализация потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения как одно из приоритетных направлений развития нефтедобывающей отрасли. // Интервал, №9 (44), 2002 г., с. 69-73

11. Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Свалов А.В., Штейнберг Ю.М., Дяченко А.Г., Вольпин А.С. Анализ применения ГДИС-технологий в информационном обеспечении проектирования разработки. // Нефтяное хозяйство, № 10, 2002 г., с.61-65

12. Голов Л.В., Козорезов А.А. Проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений в России. // Интервал, № 9 (44), 2002 г., с. 43-45

13. Гордеев О.Г. Состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности. // Нефтяное хозяйство, № 1, 2003 г. с. 4-7

14. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Проблемы промышленной экономически эффективной разработки малопродуктивных нефтяных пластов. // Нефтяное хозяйство, № 9, 2003 г., с. 52- 54

15. Григорьев М.Н., Козлова О.И., Суслова В.В., Остроумов Д.М., Гудырин М.П., Бородяев Б. Г. Информационно-аналитическая система поддержки управления развитием минерально-сырьевой базы ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». // Нефтяное хозяйство, №10, 2002 г., с. 28-32

16. Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А., Петраков A.M. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия. // Нефтяное хозяйство, № 12, 2000 г., с. 12-15

17. Гузеев В.В., Поздняков А.А., Зайцев Г.С. Анализ результатов применения ГРП на месторождениях ХМАО. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.73-75

18. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1986 г., 332 стр.

19. Жданов С.А. Методы повышения нефтеотдачи и интенсификация добычи нефти: взаимосвязь и различие. // Труды международного технологического симпозиума «Интенсификация добычи нефти и газа», М., 26-28 марта, 2003 г., с. 141-145

20. Жданов С.А. Прогноз добычи нефти на залежи, разрабатываемой на естественном режиме. // Сборник трудов РМНТК «Нефтеотдача» и ВНИИнефть им. А.П. Крылова, № 127, М„ 2002 г., с. 51-53

21. Закон Ханты-Мансийского автономного округа «О недропользовании», принят Думой ХМАО 9 апреля 1996 г., 48 стр.

22. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Особенности выработки запасов нефти на месторождениях ХМАО. // «Нефтяное хозяйство», 2003 г., №1, стр. 30-32.

23. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Интенсификация добычи нефти и рациональное использование запасов на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа. II «Нефтяное хозяйство», 2003 г., №8, стр. 126-129.

24. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Особенности разработки нефтяных месторождений ХМАО на современном этапе. // «Нефтяное хозяйство», 2003 г., №9, стр. 48-52.

25. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Проблемы разработки нефтяных месторождений на территории ХМАО. // Бурение и нефть, 2003 г., № 12, с. 1624.

26. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е. Особенности современного этапа разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа. // Аналитический журнал «Нефтегазовая вертикаль», март 2002 г., № 4(71), с.58-61.

27. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А. Проблемы нефтеотдачи пластов на месторождениях ХМАО. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с. 114-115

28. Зайцев Г.С., Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е. Об итогах рассмотрения уровней добычи нефти на 2002 год. // Вестник недропользователя ХМАО, 2002 г., № 10, с.22-24.

29. Зайцев Г.С., Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. Нарушение условий лицензионных соглашений при разработке нефтяных месторождений ХМАО. // Вестник недропользователя ХМАО, 1999 г., № 4, с. 10-12.

30. Зайцев Г.С., Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. Состояние разработки нефтяных месторождений ХМАО в 1999 году. // Материалы третьей научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», г. Ханты-Мансийск, 2000 г., с.6-11.

31. Закиров С.Н. Анализ проблемы «плотность сетки скважин — нефтеотдача». М., Изд. Дом «Грааль», 2002 г., 314 стр.

32. Закиров С.Н. Что такое рациональная разработка месторождений нефти и газа? // Нефтяное хозяйство, № 1, 2002 г., с. 46-49

33. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М., РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004 г., 520 стр.

34. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М., Недра, 1976 г.

35. Иванова В.А., Коробейников Н.Ю. Экономический механизм формирования и использования целевого резервно-ликвидационного фонда. II Нефтяное хозяйство, № 2, 2003 г., с. 16-18

36. Иванова В.А., Стрижнев В.А. Информационная модель прогнозного выбытия скважин эксплуатационного фонда. // Нефтяное хозяйство, № 10, 2002 г., с. 71-75

37. Канделаки Т.Л. Некоторые вопросы формирования стратегии развития ТЭК в современных условиях. // Нефтяное хозяйство, № 2, 2003 г., с. 8-9

38. Кащавцев В.Е. Некоторые вопросы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. И Нефтяное хозяйство, №9, 2002 г., с. 69-72

39. Колбиков B.C., Брахин Г.Б., Кудинов В.И., Малюгин В.М., Колбикова В.В., Никитенко В.В. Методы контроля за распределением остаточных запасов нефти на месторождениях в поздней стадии эксплуатации. // Интервал, №2-3 (61-62), 2004 г., 41-45

40. Коноплёв Ю.В., Решетникова О.М. Контроль за разработкой нефтегазовой залежи на завершающей стадии. // Нефтяное хозяйство, №2, 2003 г., 24-27

41. Крылов А.П. О стабилизации добычи и уплотнения сетки скважин. // Нефтяное хозяйство, 1974 г., № 4, с. 28-30.

42. Крылов А.П. Некоторые проблемы развития добычи нефти.// План. Хозяйство, 1981 г., №6, с. 18-21.

43. Крылов А.П. О темпах разработки нефтяных месторождений. // Экономика и организация пром. Производства, 1980 г., № 1, с. 18-21.

44. Крылов А. П. Экономически допустимое разрежение сетки скважин с точки зрения нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство, № 6, 1980 г., с.28-30

45. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва-Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2004 г., 416 стр.

46. Крючков В.И., Романов Г.В., Печеркин М.Ф., Ибатуллин P.P., Сахабутдинов Р.З. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению. // Интервал, №4-5 (63-64), 2004 г., с. 56-60

47. Кутырев Е.Ф. К вопросу о создании эволюционно-фазовой модели нефтяной залежи. // Интервал, №11 (46), 2002 г., с. 36-44

48. Лебединец Н.П. О плотности сетки скважин. // Нефтяное хозяйство, № 6, 2001 г., с. 54-55

49. Леонов В.А., Донков П.В. Мониторинг внедрения методов увеличения нефтеотдачи для освоения залежей высоковязкой нефти. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.320-321

50. Лисовский Н.Н. Принципы разработки месторождений в предыдущие годы и настоящее время. // Труды международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», М., 17-19 марта, 2004 г., с. 3-10

51. Лисовский Н.Н., Филиппов В.П. Состояние разработки нефтяных месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию. И Материалы совещания в г.Альметьевске, сентябрь 1995 г., издание ВНИИОЭНГ, 1996 г., с.3-18

52. Лысенко В.Д. Оценка эффективности мероприятий по увеличению добычи нефти и конечной нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство, №12, 2001 г., с. 49-54

53. Лысенко В.Д. Методика проектирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. // Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений, г. Альметьевск, 5-9 июня 2000 г., с.36-46

54. Лысенко В.Д. О повышении нефтеотдачи месторождения. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с. 144-146

55. Макаров А.В., Чебалдина И.В., Титова А.В., Богданова Т.И., Диниченко Т.И., Плешков В.В. Эффективность бурения вторых стволов скважин на Лянторском месторождении. // Нефтяное хозяйство, № 9, 2001 г., с.108-112

56. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Москва-Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004 г., 628 стр.

57. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Москва-Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004 г., 606 стр.

58. Манырин В.Н., Каледин Ю.А., Житкова М.В. Использование программного обеспечения для решения вопросов добычи нефти. // Нефтяное хозяйство, №10, 2002 г.

59. Медведев Н.Я., Исаченко В.М., Сонич В.П., Юрьев А.Н. Основные направления восполнения ресурсной базы ОАО «Сургутнефтегаз». II Труды международного технологического симпозиума «Интенсификация добычи нефти и газа», М., 26-28 марта, 2003 г., С. 449-452

60. Медведев Н.Я., Сонич В.П., Малышев А.Г. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 58-62

61. Медведев Н.Я., Сонич В.П., Мишарин В.А., Малышев А.Г., Исаченко В.М., Пневских А.В., Ефимов П.А. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты. // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 69-75

62. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. М., РМНТК «Нефтеотдача», ВНИИнефть, 1993 г., утвержден Министерством топлива и энергетики в феврале 1994 года, 87стр.

63. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, РД-153-39.0-110-01, утвержден приказом Минэнерго России № 29 от 5.02.2002 г. 121 стр.

64. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений, РД-153-39.0-109-01.

65. Мирзаджанзаде А.Х., Щахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче, М., Наука, 1997 г., 254 стр.

66. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Пепеляев Р.В., Степанов В.П. Обоснование технологии разработки низкопроницаемых коллекторов с учетом совокупности технико-экономических критериев. // Нефтяное хозяйство, № 11, 2003 г., с. 59-61

67. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хисамов Р.Б. Геологическое строение и разработка Бавлинковского нефтяного месторождения. М., ВНИИОЭНГ, 1996 г., 440 с.

68. Муслимов Р.Х., Шакиров А.Н., Исмагилов О.З., Жеглов М.А. Анализ классификации технологий по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях Республики Татарстан. II Интервал, №7 (42), 2002 г., с. 33-36

69. Нуряев А.С., Балуев А.А., Харламов К.Н. Бурение боковых стволов с горизонтальным участком из бездействующих добывающих скважин. // Нефтяное хозяйство, №9, 2001 г., с. 106 -107

70. Нутрецов В.В. Роль геоинформационных систем в интеграции информационных систем, // Нефтяное хозяйство, №10, 2002 г., с. 86-87

71. Петров В В., Поляков Г.А., Полякова Т.В., Сергеев В.М. Долгосрочные перспективы Российской нефти (анализ, тренды, сценарии). М., Изд. «Фазис», 2003 г., 200 стр.

72. Пирвердян A.M., Никитин П.И., Листенгартен Л.Б., Даниелян М.Г., Мириев Г.М. Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений. М.,«Недра», 1975 г., 160 с.

73. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утверждены Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР, Протокол № 44 п.IV от 15.10.1984 г., М., ВНИИОЭНГ, 1987 г., 40 стр.

74. Предварительный стандарт «Организация мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на территории Ханты-Мансийского автономного округа, ПС153-39.0-147-2003, утвержден приказом Минэнерго России № 246 от 24.06.2003 г., 66 стр.

75. Рамазанов Р.Г., Галимов И.М. Применение химических методов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ». // Интервал, №7 (42), 2002 г., с. 19-20

76. Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД-153-39.0-047-00, утвержден Минтопэнерго России, Приказ №67 от 10.03.2000 г., 60 стр.

77. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД-153-39-007-96, утвержден Минтопэнерго России 23.09.1996 г., М., ВНИИОЭНГ, 1996 г., 202 стр.

78. Савенков В.Ю. Оценка влияния преждевременного выключения скважин на эффективность выработки запасов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М., 2002 г., 166 стр.

79. Савенков В.Ю. Моделирование процесса нефтеизвлечения для оценки потерь углеводородов вследствие преждевременного вывода скважин из эксплуатации. // Нефтяное хозяйство, № 1, 2002 г., с.28-30

80. Самигуллин В.Х., Гилязов P.M., Валуйскова Т.Н., Бикмухаметова Г.И., Юмашев Р.Х. Восстановление бездействующих и малодебитных скважин путем бурения дополнительных стволов. // Нефтяное хозяйство, №11, 2001 г., с. 13-14

81. Сазонов Б.Ф. Плотность сетки скважин и ее динамика в процессе разработки нефтяной залежи. II Сборник трудов РМНТК «Нефтеотдача» и ВНИИнефть им. А.П. Крылова, № 122, М„ 2002 г., с. 11-16

82. Сафонов Е.Н., Лозин Е.В., Алмаев Р.Х. Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях Башкортостана. // Интервал, №7 (42), 2002 г., с. 25-28

83. Советский энциклопедический словарь. М., 1990 г.

84. Соркин А.Я., Кан В.А., Ступоченко В.Е., Дябин А.Г., Жданов С.А. Эффективность применения физико-химических технологий воздействия в нагнетательных скважинах. // Нефтяное хозяйство, №4, 2004 г., с. 64-66.

85. Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Малышев А.Г., Зарипов О.Г., Шеметилло В.Г. Проблемы и перспективы освоения баженовской свиты. // Нефтяное хозяйство, №9, 2003 г.

86. Стрижов И.Н, Кочкин С.Е., Ибатуллин Т.Р. Влияние методов интенсификации притока на динамику добычи нефти. // Нефтяное хозяйство, № 9, 2003 г., с.65-67

87. Сутормин С.Е., Толстолыткин И.П. Динамическое моделирование разработки нефтяных месторождений с учетом технологии и экономики. // Вестник недропользователя ХМАО, 1999 г., № 2, с.78-79.

88. Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А., Сутормин С.Е. Проблемы эффективного использования запасов нефти на месторождениях ХМАО. // «Нефтяное хозяйство», 2004 г., №5, стр. 41-45.

89. Толстолыткин И.П., Коровин В.А., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е., Севастьянов А.А. Разработка нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа Издательский Дом «ИздатНаукаСервис», г. Ханты-Мансийск-г.Тюмень, 2004 г., 332 стр.

90. Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа. // Вестник недропользователя ХМАО, 2003 г., № 12, с.45-49.

91. Толстолыткин И.П., Мухарлямова Н.В., Сутормин С.Е. Больше не значит эффективней. Итоги разработки нефтяных месторождений ХМАО в 2004 г. // Нефть России, № 4, 2005 г., с.53-57.

92. Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н.В. Разработка нефтяных месторождений ХМАО в 2002 году. // Научно-технический журнал «Интервал» (Передовые нефтегазовые технологии), г. Самара, 2003 г., № 1 (48), с.67-72.

93. Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А., Зайцев Г.С. Проблемы нефтеотдачи пластов на месторождениях ХМАО. II Научно-технический журнал «Интервал» (Передовые нефтегазовые технологии), г. Самара, 2002 г., № 8 (43), с.10-14.

94. Толстолыткин И.П., Сутормин С.Е., Мухарлямова Н.В., Севастьянов А.А. Разработка нефтяных месторождений ХМАО в 2001 году. // Вестник недропользователя ХМАО, 2002 г., №10, с.14-19.

95. Тытянок ВН., Дрампов Р.Т. Эффективность разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами путем забуривания вторых стволов. // Нефтяное хозяйство, №12, 2001 г., с. 40-43

96. Федеральный Закон «О недрах» в редакции федеральных законов от 03.03.1995 г. №27 ФЗ от 10.02.1999 г. № 32 ФЗ.

97. Фахретдинов Р.Н., Житкова М.Н. Потенциал современных информационных технологий при оценке эффективности методов ПНП. // Интервал, №7 (42), 2002 г., с. 6164

98. Фурсов А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. М., Недра, 1985 г., 212 стр.

99. Хавкин А.Я. Классификация технологий воздействия на нефтяные и газовые пласты. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.175-179

100. Халимов Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я., Управление запасами нефти, М., Недра, 1991 г., 284 стр.

101. Чикин А.Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты. // Нефтяное хозяйство, №9, 2003 г., с. 71-73

102. Шелепов В.В. Мониторинг разработки нефтяных месторождений с использованием системы ТРИАС. // Нефтяное хозяйство, №11, 2003 г., с. 49-50

103. Шумилов В.А. Разработка и направления использования банка данных нефтегазовых технологий. // Труды международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», М., 17-19 марта, 2004 г., с. 289-294

104. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения // Нефтяное хозяйство, №6, 1974 г., с. 26-29.

105. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу. // Нефтяное хозяйство, № 1, 1984 г., с.30-33

106. Юсупов P.M., Журавлев А.Б. Создание единого информационного пространства для эффективного управления данными нефтегазовой компании. // Нефтяное хозяйство, № 10, 2002 г., с. 34-38

107. Янин А.Н. Эффективность регулирования разработки с помощью бурения уплотняющих скважин. // Нефтяное хозяйство, № 10, 1979 г., с.39-43

108. Янин А.Н. Не повторять ошибок (из опыта рассмотрения проектных документов на ТО ЦКР по ХМАО. // Вестник недропользователя ХМАО, № 14, 2004 г., с. 10-19

109. Янин А.Н. «Груз-500» отечественной нефтяной промышленности (прогноз добычи нефти по России на 2005-2015 гг.), еженедельник «Сибирский посад», № 11-12, 2005 г.

110. Bailey W. Optimized Hyperbolic decline curve analysis of Gas well // Oil and Gas J., 1982, Feb. 15, p. 118-123

111. Khalid Aziz, Christian Wolfsteiner, Louis J. Durlofsky. Modeling conventional and non-conventional wells. // Труды I международного технологического симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2002 г., с.283.