Методы моделирования режимов работы скважин при разработке низкопроницаемых коллекторов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Гук, Вячеслав Юрьевич

• Гук, Вячеслав Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Гук, Вячеслав Юрьевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

Глава 1. Анализ производительности системы «пласт-скважина»

1.1. Введение

1.3. Построение кривых производительности скважин

Глава 2. Расчёт градиента давления в многофазном потоке в стволе скважины

2.1. Введение

2.3. Классификация режимов течения

2.4. Расчёт объёмного газосодержания и градиента давления

2.5. Формула для расчёта объёмного газосодержания при снарядном режиме потока

2.6. Зависимость забойного давления механизированной скважины от динамического уровня

2.7. Верификация модели лабораторными данными

2.8. Промысловое опробование

2.9. Выводы

Глава 3. Анализ производительности добывающей скважины во время неустановившегося режима пласта

3.1. Введение

3.3. Решения задач нестационарной фильтрации в пласте

3.4. Модель работы системы «пласт-скважина» во время неустановившегося режима пласта

3.5. Способ подбора типоразмера ЭЦН с учётом неустановившегося режима пласта

3.6. Оценка параметров пласта по данным работы скважины во время неустановившегося режима

3.8. Выводы

Глава 4. Математическая модель работы нагнетательной скважины при

одновременно-раздельном способе эксплуатации

4.1. Введение

4.3. Пример практического использования

4.4. Выводы

Заключение

Приложения

Список обозначений

Список индексов

Список публикаций по теме диссертации

Список цитируемых источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы моделирования режимов работы скважин при разработке низкопроницаемых коллекторов»

Введение

В последние годы все большая доля промышленной добычи нефти ведётся из низкопроницаемых пластов. В такой ситуации для обеспечения экономической рентабельности производства необходимо добиваться максимального использования добывного потенциала каждой скважины. Выполнение этого условия предполагает оценку величины потенциального дебита с последующим подбором оптимального оборудования и оптимального режима работы скважин. Решение этих задач требует определения текущих параметров работы скважины, в частности, забойного давления. В случае низкой проницаемости подавляющее большинство скважин эксплуатируются с использованием средств механизированной добычи, поэтому прямой замер забойного давления затруднителен, и необходимо использование методов оценки забойного давления через замеры устьевых параметров.

Выбор наиболее эффективного режима работы скважины должен производиться на основе системного анализа работы скважины и пласта. При этом необходимо учитывать важную особенность добычи из низкопроницаемых коллекторов - длительные неустановившиеся режимы. Учёт неустановившегося режима при выборе погружного оборудования может позволить существенно увеличить добычу нефти на начальном этапе эксплуатации скважины. Промысловые данные во время выхода скважины на стационарный режим могут быть использованы для уточнения параметров пласта без её остановки для проведения исследования.

Для увеличения рентабельности разработки месторождений с низкой проницаемостью практикуется объединение в один объект разработки нескольких продуктивных пластов. При этом для обеспечения равномерной выработки запасов нагнетательные скважины оснащаются компоновками одновременно-раздельной закачки. Поэтому приобретают актуальность методики проектирования и анализа работы такого оборудования.

Целью исследования является создание новых математических моделей для учёта особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов: длительных неустановившихся режимов, повышенных требований к точности оценки потенциального дебита, использования средств контроля закачки на многопластовых месторождениях.

Задачами исследования являются:

1. Разработка и верификация модели для расчета градиента давления в многофазном потоке в стволе скважины.

2. Создание методики анализа системы «пласт-скважина» на неустановившемся режиме работы пласта с учётом характеристик электроцентробежных насосов.

3. Разработка модели нагнетательной скважины, оснащенной компоновкой одновременно-раздельной закачки, для выбора наиболее эффективных режимов работы таких скважин.

Научная новизна

1. Выведена формула для расчета объёмного газосодержания в смеси при снарядном режиме многофазного потока с учётом движения газа в пробках жидкости.

2. Разработана математическая модель совместной работы пласта и скважины во время неустановившегося режима пласта с учетом характеристик электроцентробежных насосов.

3. Разработаны математическая модель и метод выбора режима работы скважины, оснащённой компоновкой одновременно-раздельной закачки.

Практическая ценность работы

Результаты работы используются в НК «Роснефть» при оптимизации разработки ряда месторождений, включая гигантское Приобское

месторождение. На основе результатов исследования разработаны следующие методические указания НК Роснефть:

1. «Факторный анализ причин изменения дебитов новых скважин»

2. «Построение карт проницаемости с использованием данных нормальной эксплуатации»

Достоверность результатов диссертации обеспечивается использованием фундаментальных принципов механики жидкости и газа и сопоставлением полученных результатов с промысловыми данными. Основные результаты диссертационной работы были представлены на следующих конференциях:

— SPE Russian Oil & Gas Exploration and Production Technical Conference & Exhibition 2006. Moscow, Russia, 3-6 October, 2006;

— Современные технологии для ТЭК Западной Сибири. Тюмень, 18-19 апреля 2007;

— International Oil Conference and Exhibition in Mexico IOCEM. Veracruz, Mexico, 27-30 June, 2007;

— VIII конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ханты-Мансийск 2-3 апреля 2008;

— Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Небуг, 15-18 сентября 2008;

— SPE Russian Oil & Gas Exploration and Production Technical Conference & Exhibition 2008. Moscow, Russia, 26-28 October, 2008;

— IX конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ханты-Мансийск 8-10 апреля 2009;

— 71st EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2009. Amsterdam, Netherlands, 8-11 June, 2009

Основное содержание диссертационной работы отражено в 11 публикациях, в т.ч. в 3 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, приложений, списка использованных источников.

Первая глава посвящена литературному обзору математических моделей работы пласта, скважины и их совместного анализа.

Вторая глава посвящена задаче оценки забойного давления добывающих скважин. Выведена формула для оценки объёмного содержания газа в многофазном потоке в стволе скважины при снарядном режиме потока.

В третьей главе разрабатывается математическая модель работы пласта и скважины во время неустановившегося режима пласта с учетом характеристик электроцентробежных насосов (ЭЦН). Предлагается способ эффективного подбора ЭЦН с использованием модели с учётом работы скважины на неустановившемся режиме работы пласта. Также в третьей главе поставлена и решена обратная задача: определение параметров пласта по данным работы скважины во время неустановившегося режима пласта.

В четвёртой главе разрабатывается математическая модель работы нагнетательной скважины, оснащённой компоновкой одновременно-раздельной закачки и приводится метод выбора режимов работы таких скважин.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Гук, Вячеслав Юрьевич

4.4. Выводы

В главе 4 разработана математическая модель работы нагнетательной скважины, оснащённой компоновкой одновременно-раздельной закачки. Эффективность выбора режимов работы таких скважин определяется балансом между потерей в уровне нагнетания в пласты с высокой обводнённостью и увеличением нагнетания в другие пласты за счёт снятия ограничений. На основании предложенного критерия эффективности разработан алгоритм оценки эффективности регулирования режимов работы скважин с ОРЗ. Показано, что для Приобского месторождения внедрение ОРЗ с целью регулирования может быть актуально только для участка на севере месторождения, а регулирования режимов работы на остальной части на текущий момент не оправдано.

Заключение

1. В диссертационном исследовании выведена формула для расчёта объёмного содержания газа при снарядном режиме многофазного потока. Промысловая апробация показала, что использование формулы позволяет снизить ошибку расчёта забойного давления в 2 раза.

2. Разработана математическая модель совместной работы скважины с реальной характеристикой ЭЦН и пласта на неустановившемся режиме. Модель реализована в виде программы на языке Visual Basic, которая позволяет расчитывать параметры работы скважины с заданным ЭЦН во время неустановившегося режима работы пласта. Предложен способ выбора установки ЭЦН и адаптации частоты таким образом, чтобы увеличить добычу нефти на неустановившемся режиме. Также сформулирована обратная задача об оценке параметров пласта на неустановившемся режиме и предложен метод её решения с использованием разработанной модели.

3. Разработана математическая модель работы нагнетательной скважины, оснащенной компоновкой одновременно-раздельной закачки. На основе модели сформулирован подход выбора наиболее эффективных режимов работы таких скважин.

Предложенные методы опробованы на скважинах НК «Роснефть». Расчётные алгоритмы отражены в нормативных документах НК «Роснефть» и реализованы в виде расчетных форм, которые используются в и и повседневной инженерной работе.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гук, Вячеслав Юрьевич, 2010 год

Список индексов

8С - стандартные условия

1(1) - жидкость

8(2) - газ

о - нефть

XV - вода

ш - смесь

вПр - проскальзывание

г - относительное

нэ - данные эксплуатации

Список публикаций по теме диссертации

1. Краснов В.А., Пашали A.A., Хабибуллин P.A., Гук В.Ю. Анализ и адаптация к задачам ОАО «НК «Роснефть» универсальной механистической модели для расчета градиента давления в многофазном потоке в стволе скважины // Роснефть, научно-технический вестник «Энергия развития». М.: 2006 №3. С.: 13-16

2. Гук В.Ю. Модель для расчёта газосодержания и градиента давления при течении газо-жидкостной смеси в стволах скважин // Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук - аэрофизика и космические исследования: Сборник трудов 49-й научной конференции МФТИ, Т. III / МФТИ - М.: 2006. — С.: 172-173.

3. Гук В.Ю., Хасанов М.М., Краснов В.А., Хабибуллин P.A., Пашали A.A. Разработка модели перепада давления в многофазном потоке ствола скважины и её применение для оптимизации нефтяного фонда НК «Роснефть» // Сборник научных трудов 1-ой Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете Society of Petroleum Engineers (SPE)., Тюмень, 2007 С.: 7278.

4. 4. Гук В.Ю. Модель для расчёта объёмного газосодержания и градиента давления в многофазном потоке для вертикальных труб // Сборник работ победителей XV Конкурса научно-технических разработок среди молодёжи предприятий и организаций топливни-энергетического комплекса. М.: 2007, С.: 17-21

5. 5. Судеев И.В., Тимонов A.B., Гук В.Ю., Асмандияров Р.Н. Факторный анализ изменения добычи новых скважин с использованием метода нестационарного узлового анализа // НТЖ «Нефтяное хозяйство». — М.: 2008.- № 11.-С. 58-61.

6. Khasanov M., Krasnov V, Guk V. Reservoir Parameters Evaluation Based on Production Data Analysis // SPE-117406 Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, 2008

7. Гук В.Ю., Асмандияров P.H., Краснов B.A. Определение параметров пласта по данным добычи на неустановившемся режиме работы скважина // Сборник материалов VIII конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры. Новосибирск: Параллель, 2008. С.: 135-138

8. Гук В.Ю., Асмандияров Р.Н., Маркин А.И., Нигматуллин A.M. Применение технологии одновременно-раздельной закачки на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Тезисы докладов VIII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Россия, Небуг, 2008 С.: 19.

9. Khasanov М., Khabibullin R., Krasnov V, Pashali A, Guk V. A simple mechanistic model for void fraction and pressure-gradient prediction in vertical and inclined gas/liquid flow // SPE Production & Operations, Volume 24, Number 1, February, 2009, pp. 165-170

Ю.Гук В.Ю., Асмандияров P.H., Маркин A.M., Слабецкий А.А., Габдуллов P.P., Никишов В.И. Стратегия адресного управления многопластовыми месторождениями // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - М.: 2009. - №6. - С.: 58-62.

1 l.Pasynkov A., Slabetskiy A., Asmandiyarov R., Markin A., Guk V., Strategy of multipay fields address management // IPTC-13821 International Petroleum Technology Conference, Doha (Qatar), 2009

Список цитируемых источников

1. Gilbert W. Е. Flowing and Gas-Lift Well Performance, Drill. & Prod. Prac. (1954)

2. Crouch E.C., Pack K.J. "Systems analysis" use for the design and evaluation of high-rate gas wells. - SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 21-24 September 1980, Dallas, Texas

3. Mach J.M., Proano E.A.. and Brown K.E. Application of Production Systems Analysis to Determine Completion Sensitivity on Gas Well Production.- paper SPE 9454 presented at the Energy Resources Technology Conference and Exhibition, Houston, Texas, 18-22, Jan. 1981.

4. Brown K.E. and James F.L. Nodal Systems Analysis of Oil and Gas Wells. - J. Pet. Tech. (October 1985), 14714.

5. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика М.: «Недра» 1993. - 416 с.

6. Vogel J. V. Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells JPT, Jan. 1968, pp. 86-92; Trans. AIME, p. 243.

7. Fetkovich M.J. The Isochronal Testing of Oil Wells, paper 4529, presented at the SPE 48th Annual Fall Meeting, Las Vegas, NV, Sept. 30 Oct. 3, 1973; SPE Reprint Series, No. 14, 265-275.

8. Joshi S.D. Augmentation of Well Productivity With Slant and Horizontal Wells, JPT, June, 1988, Vol. 40, 729-739

9. Лейбензон JI.C. Нефтепромысловая механика, ч. II, Подземная гидравлика воды, нефти и газа, «ОНТИ», Москва, 1934 г., 352 с. Перепечатано во II томе «Собрания трудов», Изд. АН СССР, 1953 г., с. 163—478.

10.Лейбензон Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. ОГИЗ, Москва-Ленинград, 1947 г., 244 с.

П.Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся

фильтрации - М.: Нефть и Газ, 1995. - Ч. 1 - 586 с.

-84-

12.Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации - М.: Нефть и Газ, 1995. - Ч. 2 -495 с.

13.Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Москва-Ижевск, ИКИ, 2004 г. - 628 с.

14.Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Москва-Ижевск, ИКИ, 2004г. - 606 с.

15.Van Everdingen A.F. and Hurst W. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs. Trans. AIME. 1949. 1 86: 305324.

16.Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта.- М.: Недра, 1982.- 192 с.

17.Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах.М.:Недра. - 1984. - 211с.

18.Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта - М.: Недра, 1965. - 238 с.

19. Walker С.Р. Determination of Fluid Level in Oil Wells by the Pressure-Wave Echo Method. Presented at the Los Angeles Meeting, October 1936, Transactions of AIME, 1936.

20.McCoy J.N., Podio A.L., Huddleston K.L. Acoustic Determination of Producing Bottomhole Pressure. SPEFE (Sep. 1988), 617-621 (SPE 14254).

21.Хасанов M.M., Пашали A.A., Хабибуллин P.A., Краснов В.А. Оценка забойного давления механизированной скважины: теория и опыт применения. Роснефть, научно-технический вестник «Энергия развития». М.: 2006 №2. с.: 29-36

22.Ansari А.М, Sylvester N.D., Sarica, С., Shoham О., Brill J.P. A comprehensive mechanistic mode for upward two-phase flow in wellbores. SPE. Production and facilities, May 1994, 143-152

23.Xiao J., Shoham O., Brill J. A Comprehensive Mechanistic Model for Two-Phase Flow in Pipelines (1990) SPE 20631

24.Zhang H.-Q., Wang Q. Sarica C., Brill J.P. Unified Model for Gas-Liquid Pipe Flow Via Slug Dynamics—Part 1: Model Development. ASME J. Energy Resour. Technol. Dec. 2003

25.Zhang H.-Q., Wang Q., Sarica C., Brill J.P. Unified Model for Gas-Liquid Pipe Flow Via Slug Dynamics—Part 2: Model Validation. ASME J. Energy Resour. Technol. 2003

26.Hasan A.R., Kabir C.S. A study of multiphase flow behavior in vertical wells. SPEPE, May 1988, 263-272

27.Aziz K., Govier G.W. and Fogarasi M. Pressure Drop in Well Producing Oil and Gas J.Cdn. Pet. Tech. 1972 11, 38

28.Khasanov M., Khabibullin R., Krasnov V, Pashali A, Guk V. A simple mechanistic model for void fraction and pressure-gradient prediction in vertical and inclined gas/liquid flow // SPE Production & Operations, Volume 24, Number 1, February, 2009, pp. 165-170

29.Brill J.P. and Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. Monograph Series, SPE, Richardson, Texas, 1999, 17.

30.Zdolnik S., Pashali A., Markelov D., Volkov M. Real Time Optimisation Approach for 15 000 ESP Wells SPE-112238

31.Хасанов M.M., Краснов B.A., Пашали A.A., Хабибуллин Р.А. Мониторинг и оптимизация режимов работы скважин в НК «Роснефть» - опыт применения унифицированной методики многофазного гидравлического расчета. Доклад конференции Общества инженеров-нефтяников, Москва, октябрь 2006

32.Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М. - Грааль 2002. - 575 с.

33.Ahmed Т. Hydrocarbon Phase Behavior Gulf. Publishing Co, Houston, 1989

34.Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. - M.: Мир, 1972. - 440 с.

35.Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред, часть 1. М.: Наука, 1987. -364 с.

36.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Изд. «Нефть и газ», 2003 г. -816 с.

37.Barnea D. A unified model for predicting flow-pattern transition for the whole range of pipe inclinations// Int. J. of multiphase flow 1987 Vol. 13, 1, 11-12

38.Taitel Y., Barnea D., Dukler A.E. Modelling Flow Pattern Transitions for steady upward gas-liquid flow in vertical tubes// AIChE J. (1980) 26, 345

39.Davies R.M. and Taylor G. The Mechanics of Large Bubbles Rising Through Extended Liquids and Through Liquids in Tubes. Proc. Royal Soc. London (1949) 200A, 375 p.

40.Hasan A.R., Kabir C.S., Rahman R. Predicting Liquid Gradient in a Pumping-Well Annulus. SPE PE Feb. 1988, 113-9.

41.Poettmann, F.H. and Carpenter, P.G. The Multiphase Flow of Gas, Oil and Water Through Vertical Flow Strings with Application to the Design and GasLift Installations. Drill. & Prod. Prac. (1952), 257.

42.Fancher G.H. Jr. and Brown K.E. Prediction of pressure gradients for multiphase flow in tubing.-SPE Journal, March 1963, pp. 59-69

43.Hagedorn A.R. and Brown K.E. Experimental Study of Pressure Gradients Occuring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits. JPT (april 1965) 475.

44.Мамаев B.A., Одишария Г.Э., Семёнов Н.И., Точигин А.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. - М.: Недра, 1969г. -208с.

45.Beggs H.D., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes. JPT, 1973 607; Trans., AIME, 255.

46.Mukherjee H. and Brill J.P. Pressure Drop Correlation for Inclined Two-Ph.ase Flow. J.Energy Res. Tech. 1985 107, 549

47.Hasan A.R, Kabir C.S. A Simplified Model for Oil/Water Flow in Vertical and Deviated Wellbores. SPE 54131-PA

48.Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред, часть 2. М.: Наука, 1987. -359 с.

49.Coddington P. and Macian R. A study of performance of void fraction correlations used in the context of drift-flux two-phase flow models. Nuclear Engineering and Design, 2002, 215 (3): 199-216.

50.Harmathy T.Z. Velocity of large drops and bubbles in media of infinite or restricted extent. AIChE Journal 1960, 6 (2): 281-288.

51.Zuber N. and Hench J. Steady State and Transient Void Fraction of Bubbling Systems and Their Operating Limits. Part I: Steady-State Operation, Report #62GL100, General Electric Co., Schenectady, New York (1962).

52.Bendiksen K.H. 1984. An experimental investigation of the motion of long bubbles in inclined tubes. Int. J. Multiphase Flow 10 (4): 467-483.

53.Moody L.F. Friction factors for pipe flows. Trans. ASME, 66,641,1944.

54.Nikuradse, J. "Stroemungsgesetze in rauhen Rohren." Ver. Dtsch. Ing. Forsch., 361, 1933.

55.Zigrang, D.J. and Sylvester, N.D., "Explicit approximations to the Colebrook's friction factor.", AICHE J. 28, 3, 514, 1982.

56.Zhang H.-Q., Wang Q. Sarica C., Brill J.P. A unified mechanistic model for slug liquid holdup and transition between slug and dispersed bubble flows. Int. J. of Multiphase Flow, 29 (2003) 97-107.

57.Andreussi P., Bendiksen, K. and Nydal O. J. Void Distribution in Slug Flow, Int.J. Multiphase Flow, 5, 8 17, (1993)

58.Gregory G. A., Nicholson M. K, and Aziz К Correlation of the Liquid Volume Fraction in the Slug for Horizontal Gas-Liquid Slug Flow. Int. J. Multiphase Flow, 4,33,(1978).

59.Gomez L.E., Shoham О. and Taitel Y. Prediction of slug liquid holdup -horizontal to upward vertical flow, Int. J. Multiphase Flow, 26, 517-521 (2000)

60.Malnes D. (1982) Slug flow in vertical, horizontal and inclined pipes. V. Inst, for Energy Tech., Kjeller, Norway. Report IFE/KR/E-83/002

61. Sylvester N.D. A Mechanistic Model for Two-Phase Vertical Slug Row in Pipes ASMBJ. Energy Resources Tech. (1987) 109, 206

62.Fernandes R.C., Semait R., and Dukler A.E. Hydrodynamic model for gasliquid slug flow in vertical tubes. AIChE Journal, 1986, 29 (6): 981-989.

63.Schmidt Z. Experimental study of gas-liquid flow in a pipeline-riser system. MS thesis, University of Tulsa, Tulsa, Oklahoma. 1976

64.Standing. M.B. A Pressure-Volume-Temperature Correlation for Mixtures of California Oils and Gases. - Drill, and Prod. Prac. API, 1947, P. 275.

65.McCain W.D. (1990) The Properties of Petroleum Fluids, Pennwell Books, April.

66.Danesh, A. (1998) PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids, 1 May, Elsevier Science.

67.Мирзаджанзаде A.X., Хасанов M.M., Бахтизин P.H. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределённость. Москва-Ижевск: ИКИ, 2004.

68.Khasanov М.М, Krasnov V.A., Khabibullin R.A., Pashali А.А., Semenov A.A. New Method for Fluid Level Depression Test Interpretation Based on Modern Multiphase Flow Calculation Techniques. SPE 129562

69.Хасанов M.M., Краснов В.А., Мусабиров T.P. Решение задачи о взаимодействии пласта со скважиной в условиях нестационарного режима притока. - Научно-технический Вестник ОАО "НК "Роснефть", №2-2007, е.: 41-46

70.Stephfest Н. Numerical Inversion of Laplace Transforms. Communications of the ACM 1970 (Jan.) 13, No. 1, 47-49

71.Ким В.Ю. К задаче о неустановившейся фильтрации жидкости в пласте переменной мощности. Изв. Акад. Наук СССР, №1, 1959 г., с. 104-107.

72.Agarwal R.G, Gardner D.C., Kleinsteiber S.W., Fussell D.D. Analyzing Well Production Data Using Combined-Type-Curve and Decline-Curve Analysis Concepts. SPE Reservoir Evaluation and Engineering 1999 2 (5), 478-486

73.Schindler M.H. Dynamic Nodal Analysis in Well Testing Interpretation SPE 107239

74.Hawkins M., "A Note on the Skin Effect," Trans. AIME, 1956, pp. 356.

75.Hurst, W., "Establishment of the Skin Effect and Its Impediment to Fluid Flow into a Wellbore," Petroleum Engineering, Oct. 1953, p. 25, B-6.

76.Ипатов А. И., Кременецкий M. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов (изд. 2-е, испр.)М.:-ИКИ, 2010 г.,780 стр.

77.Horner, D. R, "Pressure Build-Up in Wells," Proc., Third World Pet. Cong.,The Hague (1951), Sec II, 503-523. Also Reprint Series, No. 9— Pressure Analysis Methods, pp. 25-43. Dallas: Society of Petroleum Engineers of AIME, 1967

78.Matthews C.S., Russel D.G. Pressure buildup and flow tests in wells. Dallas, 1967. 172 p. (AIME. Monogr. ser. SPE).

79.Horne R.N. Modenr Well Test Analysis. Petroway, 2005 - 257p

80.Эрлагер P., Гидродинамические методы исследования скважин. — М. ;

Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2006. — 512 с.

81.Arps, J. J., "Analysis of Decline Curves," Trans. AIME., 1945. Volume 160, page 228-231.

82.Blasingame, T. A., and Lee, W. J., "The Variable-Rate Reservoir Limits Testing of Gas Wells," SPE 17708, SPE Gas Technology Symposium, Dallas, TX, June 1988.

83.Fetkovich M.J. Decline Curve Analysis Using Type Curves. - JPT, P. 10651077, 1980.

84.Carter, R "Type Curves for Finite Radial and Linear Flow System", SPE J, Oct 1985, 719-728.

85.Khasanov M.M, Krasnov V.A., Khabibullin R.A Interactive Visualization of Uncertainty in Well Test Interpretation SPE8857

86.Khasanov M., Krasnov V., Petrov A., Kelkar M. Bahar A. Reconciling Production and Well-Test Data in Mapping kh Trends: Field Study SPE-116087

87.Khasanov M., Krasnov V., Guk V. Reservoir Parameters Evaluation Based on Production Data Analysis. SPE 117406

88.Амосов A.A., Дубинский Ю.А., Копченова H.B. Вычислительные методы для инженеров. М.: «Высшая школа» 1994, 545 с.

89.Дэннис Дж., мл., Шнабель Р. 1,94 Численные методы безусловной оптимизации и решения нелинейных уравнений: Пер. с англ. — М.: Мир, 1988, —440 с

90.Афанасьев И.С., Ситников А.Н., Загуренко А.Г. Алгоритмы построения карт проницаемости по данным нормальной эксплуатации. Нефтяное Хозяйство, 1Г2009, е.: 24-27

91.Corey, A., Rathjens, С., Henderson, J., Wyllie, М.: Three-phase relative permeability. Trans. AIME, 207, (1956) 349-351

92.Buckley S.E. and Leverett M.C. «Mechanism of Fluid Displacement in Sands», Trans. AIME, 1942,Vol. 146: 107.

93.Дюбрюль О. Геостатистика в нефтяной геологии. М.-Ижевск, ИКИ, 2009г., 256с.

94.Судеев И.В., Тимонов А.В., Гук В.Ю., Асмандияров Р.Н. Факторный анализ изменения добычи новых скважин с использованием метода нестационарного узлового анализа // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - М.: 2008.- № 11.-С. 58-61.

95.Дияшев Р.Н. Некоторые причины негативных последствий совместной разработки многопластовых месторождений и учет их при формировании эксплуатационных объектов Нефтяное хозяйство. 2005. № 06. С. 92-96.

96.Леонов В.А., Шарифов М.З., Гарипов О.М. Опыт внедрения ОРРНЭО (одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов) на месторождениях Западной Сибири SPE-104338

97.Патент РФ 2211311. Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации/В.А. Леонов и др. - 2003.

98.Джафаров И.С. Инновационные технологии как инструмент повышения эффективности разработки месторождений ОАО «Газпром нефть» Нефтяное хозяйство. 2009. № 12. С. 25-28.

99.Лукьянов Э.Е., Каюров К.Н. Интеллектуализация работы нагнетательных и добывающих скважин при использовании многопакерных компоновок для одновременной закачки и эксплуатации на многопластовых скважинах//Каротажник - 2005. - № 5. - С. 270-275

100. Тарифов K.M., Глуходед A.B., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г. Применение одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть» Нефтяное хозяйство. 2010. № 7. С. 55-57

101. Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Султанов A.C. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений с использованием оборудования для одновременной раздельной эксплуатации скважин Нефтепромысловое дело. 2009. № 5. С. 33-39.

102. Мищенко И.Т., Лутфуллин A.A. Ивановский В.Н. ОРЭ и интеллектуализация скважин: вчера, сегодня, завтра. Нефтяное хозяйство. 2009. № 4. С. 75-77.

103. Геолого-физические критерии успешности применения методов увеличения коэффициента охвата пластов

104. Гук В.Ю., Асмандияров Р.Н., Маркин А.И., Слабецкий А.А., Габдуллов P.P., Никишов В.И. Стратегия адресного управления многопластовыми месторождениями // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - М.: 2009. - №6. - С.: 58-62.

105. Николаевский В.Н. Механика нефтегазоносных горных массивов. М.: «Азбука-2000», 2007 г., - 176с.

106. Гарипов Т.Т., Байков В.А., Емченко О.В. Устойчивость развития трещин гидроразрыва//8РЕ 117404.

107. Detienne J, Creusot М, Kessler N, Sahuquet В, Bergerot J-L. Thermally induced fractures: a field proven analytical model. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, February, 1998

108. Perkins Т.К. et. al. The Effect of Thermoelastic Stresses on Injection Well Fracturing SPEJ, February 1985.

109. Давлетбаев А., Озкан Э., Слабецкий А., Никишов В., Усманов Т. Исследование и анализ результатов испытания многопластовых скважин Приобского месторождения. Доклад конференции Общества инженеров-нефтяников, Москва, 28-30 октября 2008, SPE-114411-RU

110. Khasanov М, Krasnov V, Musabirov, Т. and Mukhamedshin, R. Novel Approach to Waterflood Design to Enhance Pattern Performance with Massive Hydraulic Fracturing Applications, SPE 125750

111. Dyes A.B., Kemp C.E., Caudle B.H. «Effects of Fractures on Sweep Out Pattern» Trans., AIME 213 (1958), 245-249.

112. Уиллхайт Г.П. Заводнение пластов. - М.-Ижевск. ИКИ, 2009.- 788с.

113. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. ИКИ Москва-Ижевск 2007. - 668 с.

114. Афанасьев И.С., Седых К.А., Усманов Т.С., Свешников А.В., Сергейчев А.В., Пасынков А.Г. Геологическое строение и некоторые вопросы

разработки Приобского месторождения Нефтяное хозяйство. 2005. № 8. С. 58-61.

115. Барышников А.В., Поляков Д.Б., Шаймарданов Р.Ф. Внедрение и совершенствование технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин на Южной лицензионной территории Приобского месторождения. Нефтяное хозяйство. 2010. № 5. С. 121-123.

116. Pasynkov A., Slabetskiy A., Asmandiyarov R., Markin A., Guk V., Strategy of multipay fields address management // International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, 2009, IPTC-13821