Совершенствование технологий разработки залежей высоковязкой нефти с использованием гидродинамического моделирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Егорова Юлия Левонтьевна

• Егорова Юлия Левонтьевна
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Егорова Юлия Левонтьевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

1.1. Современные технологии исследования процессов разработки

нефтяных пластов

1.2. Анализ применения результатов трассерных исследований для уточнения геологических параметров нефтяных пластов с использованием гидродинамического моделирования

1.3. Состояние изученности применения тепловых методов воздействия

при разработке залежей высоковязкой нефти

Выводы по главе

ГЛАВА 2. УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

2.1. Общая характеристика геологического строения объекта

исследования

2.2. Анализ результатов трассерных исследований, проводимых на исследуемом объекте

2.3 Гидродинамическая модель опытного участка объекта исследования

2.4 Уточнение геологических параметров залежи на основе результатов

трассерных исследований опытного участка объекта исследования

2.5. Сравнение результатов гидродинамических моделей опытного участка

объекта исследования на прогнозный период

Выводы по главе

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ В ПЛАСТЕ ПРИ ЗАКАЧКЕ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В ЗАЛЕЖЬ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С НИЖЕЛЕЖАЩЕЙ КОНТАКТНОЙ ВОДОНОСНОЙ ЗОНОЙ

3.1. Исследование влияния нижележащей контактной водоносной зоны на оптимальный выбор технологии разработки залежей высоковязкой нефти

3.2. Определение значений радиуса теплового фронта, образующегося в нефтеносной части залежи при закачке теплоносителей в нефтеносную и

водоносную области пласта

Выводы по главе

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ,

ИНИЦИИРУЕМОГО ЗАКАЧКОЙ В ЗАЛЕЖЬ ВОЗДУХА

4.1. Исследование процесса инициирования внутрипластового горения

4.2. Гидротермические расчеты технологических показателей разработки

процесса внутрипластового горения

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Внедрение передовых технологий нефтеизвлечения требует более детального изучения процессов фильтрации, происходящих в пласте. Неполное представление о процессах фильтрации флюидов в пласте и призабойной зоне является одной из причин низкой эффективности проведения в них геолого-технологических мероприятий, поэтому исследования в данном направлении являются актуальными.

Эффективность разработки залежей высоковязкой нефти существенным образом зависит от достоверности информации о фильтрационных свойствах продуктивных пластов. Среди различных существующих видов промысловых исследований трассерный (индикаторный) метод исследования нефтяных пластов является одним из наиболее информативных.

Моделирование процесса закачки трассера в пласт в современных гидродинамических симуляторах позволяет определить не только наличие трещин, их ориентацию, скорость фильтрации по ним, но и гидродинамическую связь между соседними пластами и объектами, что вызывает необходимость корректировки информации о геологических параметрах залежи с учетом адаптации параметров модели.

Разработка залежей высоковязкой нефти наиболее эффективно осуществляется с применением тепловых методов воздействия. Применение тепловых методов добычи нефти в настоящее время является базовой технологией разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. В нефтепромысловой практике широко используют различные модификации теплового воздействия на пласты: вытеснение нефти паром, закачка горячей воды, внутрипластовое горение.

При выборе технологий разработки залежей высоковязкой нефти особенно необходимо учитывать условия залегания нефтеносной залежи, характеристику областей пласта, непосредственно примыкающих к рассматриваемой залежи. Особый технологический подход может быть использован при разработке залежей высоковязкой нефти путём нагнетания в пласт теплоносителя — горячей воды или

пара, подошва которых граничит с нижележащей контактной водоносной зоной (НКВЗ).

Использование внутрипластового горения при разработке залежей высоковязкой нефти позволяет повысить извлечение нефти. В силу сложности химических и термодинамических процессов в залежи, происходящих при инициировании внутрипластового горения путём закачки в залежь воздуха, необходимо предварительное изучение этих процессов с помощью лабораторных экспериментов, которые могут быть проведены на цифровых фильтрационных моделях.

Одним из возможных путей решения проблемы поиска и выработки оптимальных вариантов разработки залежей высоковязкой нефти является использование современных информационных технологий на основе трехмерных геолого-гидродинамических моделей. Создание новых технических и технологических решений по разработке залежей высоковязкой нефти на основе гидродинамического моделирования является актуальной научной и практической задачей.

Степень разработанности темы

Возрастание роли гидродинамического моделирования при разработке залежей высоковязкой нефти тесно связано с развитием высокопроизводительных вычислительных средств, позволяющих расширять технологические возможности для создания новых методов управления разработки. Большой вклад в развитие теоретических основ и практических методов гидродинамического моделирования внесли ученые и специалисты: Абдулмазитов Р. Г., Бакиров И. М., Вахитов Г. Г., Дияшев Р. Н., Желтов М. Ю., Закиров С. Н., Закиров Э. С., Закиров Р. Х., Закревский К. Е., Зарипов А. Т., Золотухин А. Б., Каневская Р. Д., Кац Р. М., Котенёв Ю. А., Майер В. П., Насыбуллин А. В., Никифоров А. И., Низаев Р. Х., Пятибратов П. В., Султанов Ш. Х., Сыртланов В. Р., Федоров К. М., Хакимзянов И. Н., Aziz Khalid, Deutsch C, Journel A, Qichlow Henry B., Settari Antonin и др. Проблемами разработки залежей с различными характеристиками пласта и флюидов занимались Береговой А. Н., Боксерман А. А., Гильманова Р. Х.,

Желтов Ю. П., Ибатуллин Р. Р., Мусин К. М., Муслимов Р. Х., Мухаметшин В. Ш., Рузин Л. М., Сургучев М. М, Хисамов Р. С., Хисамутдинов Н. И., в том числе с использованием тепла Амелин И. Д., Антониади Д. Г., Байбаков Н. К., Липаев А. А., Оганов К. А., Чупров И. Ф., Шейнман А. И., Янгуразова З. А., Burger J. и др. Однако в трудах ученых недостаточно освещены моменты по поиску решения фильтрации высоковязких нефтей по сложно построенным коллекторам. С учетом этого, перспективным направлением исследования является разработка методов автоматизированной оптимизации разработки залежей высоковязкой нефти на основе гидродинамического моделирования.

Цель диссертационной работы - увеличение добычи в залежах высоковязкой нефти на различных этапах их разработки.

Объект исследования:

Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий высоковязкую нефть.

Основные задачи исследований:

1. Разработка метода учета трещиноватости продуктивного пласта, на основе данных, полученных в результате трассерных исследований, с целью повышения эффективности извлечения углеводородов из залежей высоковязкой нефти.

2. Определение распределения температурного поля в пласте при закачке теплоносителя в залежь высоковязкой нефти с нижележащей контактной водоносной зоной.

3. Оценка влияния значения вязкости нефти в начальных пластовых условиях на установление фронта горения в окрестности нагнетательной скважины при внутрипластовом горении для залежей высоковязкой нефти.

Научная новизна

1. Установлено, что уточнение геологических параметров залежи, основанное на определении направления распространения и проницаемости трещин в пласте по результатам трассерных исследований на примере участка турнейских отложений Южно-Татарского свода, увеличивает продолжительность

периода эксплуатации залежи на 25 лет с приростом КИН на 14 % в сравнении с вариантом без учета трассерных исследований.

2. Получены степенные зависимости для определения радиуса распространения теплового фронта в нефтеносном пласте для условий шешминских отложений от продолжительности закачки горячей воды температурой 80 0С и пара температурой 180 0С в нефтеносную часть залежи с показателями степени 0,5153 и 0,4885 и нижележащую контактную водоносную зону с показателями степени 0,5129 и 0,3826 и расстояния по вертикали от отметки ВНК, соответственно, при соотношении толщин 2:1.

3. Получена степенная зависимость (с показателем степени 0,4563) продолжительности периода установления фронта горения в окрестности нагнетательной скважины при внутрипластовом горении для условий шешминских отложений от различных значений вязкости нефти в начальных пластовых условиях в диапазоне от 1270 мПа-с до 50000 мПас.

Теоретическая и практическая значимость

1. На участке турнейских отложений Южно-Татарского свода разработан и протестирован метод, позволяющий более точно определять геологические параметры нефтяной залежи. В основе метода лежит анализ направления распространения трещин, выявленных с помощью трассерных исследований. Применение этого метода позволяет прогнозировать коэффициент извлечения нефти (КИН) на 14 % выше, чем при использовании стандартных подходов настройки (адаптации) модели.

2. Предложенные степенные зависимости для определения радиуса распространения теплового фронта в нефтеносном пласте от продолжительности закачки горячей воды температурой 80 0С и пара температурой 180 0С в нефтеносную часть залежи и нижележащую контактную водоносную зону позволят оптимизировать закачку теплоносителей, определить место расположения и сроки ввода добывающих скважин на залежи нефти шешминских отложений.

3. Полученная степенная зависимость продолжительности периода установления фронта горения в окрестности нагнетательной скважины от вязкости нефти в начальных пластовых условиях в диапазоне от 1270 мПа-с до 50000 мПа-с позволит совершенствовать технологию внутрипластового горения и определить место расположения и сроки ввода добывающих скважин на залежи нефти шешминских отложений.

4. Основные положения диссертационной работы опубликованы в учебном пособии, монографии и используются в учебном процессе при подготовке специалистов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».

Методология и методы исследования

Поставленные задачи решались на основе анализа данных научно-технических источников по изучению залежей высоковязкой нефти, а также с использования расчетов с использованием гидродинамического моделирования. Также проводились термогидродинамические расчёты при адаптации параметров модели по фактическим данным реальных промысловых работ.

Положения, выносимые на защиту

1. Предложенный метод уточнения геологических параметров залежи, основанный на анализе направлений распространения трещин, выявленных при трассерных исследованиях на участке турнейских отложений Южно-Татарского свода, который обеспечивает прогнозирование более точной выработки углеводородов из пласта.

2. Установленные степенные зависимости для определения радиуса распространения теплового фронта в нефтеносном пласте для условий шешминских отложений от продолжительности закачки горячей воды температурой 80 0С и пара температурой 180 0С в нефтеносную часть залежи и нижележащую контактную водоносную зону, при соотношении толщин 2:1, способствуют уточнению распространения фронта нагрева нефтеносного пласта, времени и места ввода добывающих скважин в эксплуатацию на залежи.

3. Выявленная степенная зависимость продолжительности периода установления фронта горения в окрестности нагнетательной скважины для условий

шешминских отложений от вязкости нефти в начальных пластовых условиях в диапазоне от 1270 мПа-с до 50000 мПа-с, обеспечивает возможность определения пространственного расположения и сроков ввода добывающих скважин на залежи.

Степень достоверности результатов

Достоверность результатов диссертационной работы обеспечивается использованием сертифицированных лицензионных программ, в которых реализованы фундаментальные законы механики сплошной среды и известные уравнения теории фильтрации многофазных систем, корректная математическая формулировка решаемых задач, не противоречащая общим гидродинамическим и физико-химическим представлениям. Полученные в диссертационной работе гидродинамические модели были адаптированы по двум третям истории разработки месторождения, а затем была проверена сходимость прогнозных показателей с оставшейся третью истории, которая подтвердила хорошее соответствие.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологий разработки залежей высоковязкой нефти с использованием гидродинамического моделирования»

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на внутривузовских, республиканских, всероссийских и международных форумах, семинарах, выставках и конференциях: на Международной научно-практической конференции «Булатовские чтения» (г. Краснодар, 2017 г.); Научные труды «Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института» (г. Альметьевск, 2017, 2018, 2019, 2020 г); на Международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли» (г. Альметьевск, 2017, 2018, 2020 г), на Международной научно-практической конференции «Моделирование геологического строения и процессов разработки - основа успешного освоения нефтяных и нефтегазовых месторождений» (г. Казань, 2018 г.), на Международной научно-практической конференции, посвящённой 90-летию начала добычи первой башкирской нефти (г. Уфа, 2022 г.).

Публикации и личный вклад автора

По теме диссертационной работы опубликовано 20 научных работ, в том числе 8 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства науки и высшего образования Российской Федерации, 1 монография.

Автор принимала непосредственное участие в определении исследовательских вопросов и создании методической базы для их изучения. В рамках решения поставленных задач автор выполнила серию расчетов с использованием цифровой фильтрационной и аналитической модели. Детальная обработка и анализ данных позволили автору сделать обоснованные выводы.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 152 наименования. Материал диссертации изложен на 115 страницах, включает 8 таблиц и 46 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность руководителю доктору технических наук Низаеву Р. Х. за методическую помощь при постановке и выполнении работы и доктору технических наук, профессору Насыбуллину А. В. за всестороннюю поддержку в работе. Автор благодарит младшего научного сотрудника лаборатории геологического и гидродинамического моделирования отдела разработки нефтяных месторождений института «ТатНИПИнефть» Александрова Г. В. за помощь в проведении экспериментов.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

1.1. Современные технологии исследования процессов разработки нефтяных

пластов

Изучение процессов разработки нефтяных пластов тесно связано с исследованиями процессов фильтрации жидкостей в нефтяных пластах.

Под фильтрацией подразумевается течение жидкостей, газов и их смесей в пористых и трещиноватых средах, то есть в твердых телах, пронизанных системой сообщающихся между собой пор и микротрещин [15]. Фильтрация в нефтяных пластах происходит по незначительным в поперечных размерах поровым каналам при очень малых скоростях движения флюидов.

Теоретические и экспериментальные работы по изучению фильтрации жидкостей и газов в пористых средах начали проводиться с конца 19 века. Зарождение теории фильтрации связано с публикацией в 1856 г. работы А. Дарси [145], который в ходе лабораторных опытов установил линейную зависимость скорости просачивания от перепада напора на торцах образцов. В дальнейшем другими исследователями-учеными были составлены основные математические уравнения, описывающие процесс фильтрации нефти и газа в пористых средах. Сложный и нерегулярный характер порового пространства не позволяет изучать движение жидкостей и газов в нем обычными методами гидродинамики, т.е. решением уравнений движения вязкой жидкости для области, представляющей собой совокупность всех пор [15, 58, 102, 133, 145].

Изучением процессов фильтрации в нефтегазоносных пластах в разные годы занимались множество именитых ученых, таких как Баренблатт Г. И., Басниев К. С., Бузинов С. Н., Грачев С. И., Дарси А., Дюпюи Ж., Жуковский Н. Е., Кундин С. А., Курбанов А. К., Лапук Б. Б., Лейбензон Л. С., Майдебор В. Н., Маскет М., Мирзаджанзаде А. Х., Молокович Ю. М., Непримеров Н. Н., Павловский Н. Н., Пирвердян А. М., Пудовкин М. А., Пыхачев Г. Б.,

Розенберг М. Д., Ромм Е. С., Рубинштейн Л. И., Слихтер Ч. С., Требин Ф. А., Форхгеймер Ф., Христианович С. А., Чарный И. А., Чекалюк Э. Б., Шейнман А. Б., Щелкачев В. Н., Эфрос Д. А. и другие. Однако и по сей день процессы фильтрации в нефтегазоносных пластах остаются до конца не изученными. Неполное представление о процессах фильтрации флюидов в пласте и призабойной зоне является одной из причин низкой эффективности проведения в них геолого-технологических мероприятий, поэтому исследования в данном направлении являются актуальными.

Для изучения процессов фильтрации в нефтегазоносных пластах существуют различные методы исследований. Все эти методы исследования можно разделить на прямые и косвенные.

К прямым можно отнести лабораторные методы исследования процессов фильтрации на кернах. Ранее считалось, что лабораторное изучение процессов фильтрации на керне дает наиболее полную и достоверную информацию, поскольку проводится на образце, извлеченном из коллектора. Экспериментальные исследования фильтрации пластовых нефтей в пористой среде обычно проводятся на установках для исследования проницаемости кернов типа УИПК. Конструктивные особенности этой установки позволяют моделировать условия фильтрации нефти в призабойной зоне скважин.

К косвенным можно отнести аналитические методы изучения фильтрации в нефтегазоносных пластах, основанные на использовании меченых жидкостей и гидродинамических моделей. Исследование фильтрации в нефтегазоносных пластах с использованием меченых жидкостей было существенно продвинуто благодаря работе таких ученых, как Антонов Г. П., Антонов О. Г., Кузнецов С.Н., Соколовский Э. В., Трунов Н. М., Хозяинов М. С., Чернокожев Д. А. и их коллег.

Использование меченых жидкостей (индикаторный метод) позволяет изучать реальные фильтрационные потоки. Индикаторный метод исследования геологических пластов является одним из наиболее информативных методов для определения параметров межскважинного пространства. Применение этого метода дает возможность установить контроль за распределением фильтрационных

потоков в залежах (определение скорости и направления движения флюидов в пластах), выявить высокопроницаемые и трещиноватые участки пласта, зоны нарушения гидродинамической связи между отдельными участками залежи, осуществлять контроль за обводнением нефтяных скважин, проводить оценку текущей нефтенасыщенности пласта, коэффициента охвата пласта процессом вытеснения [111].

Однако, меченая жидкость на основе воды обладает своими физико-химическими свойствами, отличными от свойств нефти, и движется со скоростью, отличной от скорости фильтрации нефти в пласте. В результате полученная информация характеризует фильтрацию именно нагнетаемой воды, а не нефти, и контроль осуществляется за распространением по пласту нагнетаемой воды [95].

Вопросы, возникающие при рассмотрении неустановившейся фильтрации, трудно разрешимые на основе теоретического анализа, весьма успешно исследуются при помощи моделирования.

Использование гидродинамических комплексов, с помощью которых можно осуществлять исследования по изучению фильтрации флюидов в пласте и в призабойной зоне, является на сегодняшний день самым распространённым способом, так как в моделях учитываются все основные физические процессы фильтрации.

Гидродинамическое моделирование широко применяется для оценки и прогнозирования эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов. Однако получить полноценную оценку некоторых методов увеличения нефтеотдачи при использовании отдельных гидродинамических симуляторов не всегда удается, так как в них могут не учитываться особенности физико-химических процессов в пласте, и, как следствие, результаты расчетов будут иметь абстрактный характер [1].

Поэтому при выборе программного комплекса для построения гидродинамической модели разработки необходимо обеспечить наиболее полный учёт всех физических и химических процессов, которые происходят в пласте при снижении вязкости и повышении подвижности нефти. В частности, в первую

очередь необходимо учитывать изменение вязкости нефти, газа, воды с изменением температуры, изменение подвижности нефти с изменением температуры путём изменения коэффициентов вытеснения (концевых точек кривых фазовых проницаемостей в системах «нефть-вода» и «жидкость-газ»). Кроме того, при построении фильтрационных моделей необходимо иметь возможность задавать значения тепловых свойств пласта и флюидов (теплоёмкость, теплопроводность), а также характер их изменения с изменением температуры, учитывать теплопотери через кровлю и подошву пласта с учётом значений теплоёмкости и теплопроводности кровли и подошвы пласта [133].

Эффективность разработки нефтяных месторождений существенным образом зависит от достоверности информации о фильтрационных свойствах продуктивных пластов. Среди различных существующих видов промысловых исследований трассерный (индикаторный) метод исследования нефтяных пластов является наиболее информативным. Данный метод исследования нефтяных пластов позволяет получить уникальную информацию, использование которой способствует повышению эффективности разработки нефтяных месторождений.

В нефтепромысловой практике индикаторы применяются с 50-х годов. Первоначально с их помощью преимущественно устанавливали техническое состояние скважин, выявляли поглощающие жидкость интервалы отложений горных пород, использовали в качестве реперов для привязки к определенной глубине скважин. В настоящее время индикаторные способы исследования сформировались в самостоятельное направление в исследовании скважин и пластов, способное эффективно решать широкий круг задач геологии, гидрогеологии и разработки нефтяных месторождений.

Трассерные исследования можно отнести к использованию нанотехнологии в нефтедобыче.

На опытных участках месторождений ПАО «Татнефть» проведено порядка 150 исследований фильтрационных свойств коллекторов индикаторными методами.

Индикаторные методы, применяющиеся на нефтяных месторождениях, можно разделить на три группы [111].

Первая группа индикаторных методов основана на прослеживании фильтрационных потоков между скважинами. Для них характерно введение в контрольную нагнетательную скважину заданного объема меченой жидкости, которая оттесняется к контрольным добывающим скважинам вытесняющим агентом. Одновременно из устья добывающих скважин начинают производить отбор проб. Отобранные пробы анализируются в лабораторных условиях для определения в них содержания индикатора. По результатам анализа строятся кривые зависимости изменения концентрации трассера в пробах от времени, прошедшего с начала закачки трассера для каждой контрольной добывающей скважины. В качестве контрольных нагнетательных скважин могут выступать и добывающие скважины, которые на момент исследования переводят под закачку трассера.

Ко второй группе относятся методы стационарного источника индикатора, одиночной скважины, установления заколонных перетоков и др. Индикаторные методы второй группы основаны на закачке меченой жидкости в прискважинную часть пласта и фиксирование изменения концентрации или местоположения индикатора. Эти методы позволяют на любой стадии разработки месторождений выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приёмистости скважин, установить нефтеводонасыщенность горных пород, основные параметры трещиноватых отложений, наличие заколонных перетоков и т.д.

Третья группа методов индикаторных методов основана на вводе меченой жидкости только в ствол скважины. С их помощью устанавливают техническое состояние спущенных обсадных колонн, оборудование и колонн насосно-компрессорных труб, истинную нефтенасыщенность пластов по кернам.

В качестве трассеров при проведении исследования применяются водорастворимые химические реагенты: флуоресцеин натрия, динатриевая соль эозина, эритрозин, родамин, роданистый аммоний, натрий, карбамид, мочевина, нитрат натрия, аммония; тиокарбамид, динатрийфосфат и д.р.

При выборе индикаторов для проведения трассерных исследований необходимо учитывать, что жидкость в пластах движется с небольшой скоростью по мельчайшим каналам, образованным системами трещин и пор, контактируя с площадью поверхности горных пород. Горные породы имеют различный минералогический состав и могут содержать элементы, способствующие задержке индикатора. Давление и температура в глубоко залегающих нефтяных горизонтах высокие. Насыщены они могут быть разнообразными флюидами, причём пластовые воды обычно высоко - минерализованные. Все это предъявляет к индикаторам определённые специфические требования [48].

В зависимости от решаемых задач и условий к регулируемым свойствам индикатора относятся:

1) размер микрочастиц трассера;

2) цвет и интенсивность флюоресцентного свечения;

3) средняя плотность микрочастиц;

4) сохранение в условиях проведения промыслового эксперимента интенсивности и цвета флюоресценции в течение определенного отрезка времени (от 10 суток до 3 лет) [59].

Значительная минерализация вод нефтяных месторождений и их естественная окраска заставляют вводить в пласт высококонцентрированные растворы меченой жидкости, что может привести к получению искаженных данных. Практика показала, что каждый из апробированных красителей приемлем только для определённого типа вод (флуоресцеин - для щелочных, анилин голубой - для кислых и т.д.) [110].

Труновым Н.М. [120] разработан новый вид мелкодисперсных флуоресцентных трассеров, обладающих целым рядом достоинств, в то же время лишенных недостатков, присущих другим видам индикаторов (флуоресцентных красителей, радиоизотопов и механических взвесей). Эти индикаторы представляют собой микрочастицы (0,5-1,5мкм) сферической формы, изготовленные из нерастворимых в маркируемых средах, нетоксичных, устойчивых к действию различных факторов, химически нейтральных полимеров,

разноокрашенных флуоресцентными красителями. Новые индикаторы могут определяться в любых жидких средах, в том числе в пластовых водах любой минерализации, состава и рН, в сточных водах, в нефтях и нефтепродуктах и др. с помощью высокочувствительного метода на серийной отечественной аппаратуре.

Достигаются эти качества трассеров за счет того, что индикаторное вещество используется не в молекулярной форме, а в виде квазиколлоидов -микроскопических дисперсионных полимерных частиц сферической формы с диаметром меньше одного микрона. Полимерные материалы, из которых приготавливаются дисперсионные индикаторы, обладают устойчивостью к действию нефтепродуктов в термобарических условиях пласта, их плотность подбирается близкой к плотности визуализируемой среды. Броуновский характер поведения этих частиц (размеры <1мкм) в визуализируемой жидкой среде и одинаковая с жидкой фазой плотность обеспечивают высокую степень подобия гидродинамических характеристик частиц и среды, что в свою очередь решает проблему седиментационного осаждения частиц трассеров [121].

Использование нового вида трассера позволило выявить техногенные изменения природных водонапорных систем нефтяных месторождений, разрабатываемых с помощью поддержания пластового давления и других видов активного воздействия на пласт [116].

Использование многоцветных флуоресцентных трассеров на дисперсной основе в одном трассерном эксперименте позволяет установить наличие (или отсутствие) гидравлической связи между скважинами, определить поперечные размеры каналов повышенной проводимости, определить скорость движения воды и рассчитать дебит жидкости, протекающей по данному каналу [122].

При массовом применении трассерного метода на месторождении с использованием одного индикатора возможны большие ошибки в расчетах, обусловленные взаимовлиянием скважин. Ценность исследования значительно повышается при одновременном нагнетании в различные нагнетательные скважины нескольких индикаторов с последующей регистрацией их в контрольных добывающих скважинах [113].

Для получения дополнительной информации о происходящих процессах в пласте, движении нагнетаемых вод для поддержания пластового давления на месторождении со сложной структурой порового пространства целесообразно проведение прямых трассерных исследований совместно с гидродинамическими. При комплексировании полученных результатов трассерных и гидродинамических исследований необходимо учитывать различия методов получения информации и интерпретации результатов. Так, при гидродинамических исследованиях проницаемость определяется по данным расчета гидропроводности пласта при отборе пластового флюида. При трассерных исследованиях оценивается проницаемость отдельных фильтрационных каналов по фактической скорости фильтрации воды. Скорость движения трассера (фактическая скорость фильтрации), на основе которой определяются гидродинамические параметры каналов фильтрации, зависит от градиента напора, расхода жидкости и «просветности» канала [126].

Повысить достоверность проводимых индикаторных исследований могут исследования оптической плотности и коэффициента светопоглощения нефти, взятой на поверхности из добывающих скважин. Комплексирование результатов индикаторных исследований и определений оптических свойств флюида позволяет качественно оценить эффективность влияния геолого-технологических мероприятий на степень выработки запасов нефти [91].

Таким образом, на данный момент существует большое число индикаторных методов исследований, позволяющих решать широкий круг задач изучения геологического строения нефтяных месторождений, контроля за процессом их разработки, применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, определения технического состояния скважин и т.д. Однако общим недостатком для всех применяемых индикаторов остается невозможность их регистрации непосредственно в потоке, что делает необходимым производить отбор и транспортировку проб и затрудняет широкое внедрение трассерных исследований на нефтяных месторождениях.

1.2. Анализ применения результатов трассерных исследований для уточнения геологических параметров нефтяных пластов с использованием гидродинамического моделирования

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений показывает, что большинство месторождений характеризуется сложным геологическим строением (неоднородными нефтенасыщенными коллекторами, как по мощности, так и по площади залегания). Это приводит к образованию многочисленных застойных зон с запасами нефти, которые при существующей системе разработки не вовлекаются в разработку. Неравномерное обводнение продуктивных пластов, вызванное прорывом воды по наиболее высокопроницаемым пропласткам, является причиной отбора больших объемов попутной воды, которая закачивается в нагнетательные скважины и отбирается из добывающих, не производя при этом полезной работы по нефтевытеснению.

Использование трассерных исследований позволяет установить взаимодействие скважин через разрывные нарушения путем адаптации геолого-гидродинамической модели, обеспечивая согласование расчетных и фактических показателей - давления и добычи пластовых флюидов, скорости фильтрации трассирующих агентов, выявляя систему трещин, по которым движется основной поток закачиваемой воды, определяют застойные зоны, зоны извлекаемых, трудноизвлекаемых и неизвлекаемых запасов углеводородов, причем в зонах, не охваченных заводнением [20].

Основные причины образования зон низких фильтрационных сопротивлений (НФС) связаны с техногенными нарушениями, образующимися в пласте постепенно в течение всего периода разработки. Проницаемостные характеристики каналов фильтрации определяются по времени прихода каждой порции индикатора в контрольные добывающие скважины. Производительность каналов фильтрации определяется по концентрации поступившего в контрольные добывающие скважины индикатора. Все это позволяет определить преимущественные направления потоков фильтрации нагнетаемой воды и вклад нагнетаемой воды в

обводненность продукции добывающих скважин. Проведенные трассерные исследования позволяют установить основные причины обводнения добывающих скважин. Полученные в результате трассерных исследований данные необходимо учитывать при создании или корректировке существующих геологических и гидродинамических моделей пласта зон низких фильтрационных сопротивлений с учетом, определенных в результате трассерных исследований проницаемостных характеристик [22].

Под каналами низких фильтрационных сопротивлений понимают условно-выделенный объём пласта между местом ввода меченой жидкости в нагнетательной скважине и контрольной добывающей скважиной, с определенными значениями производительности, проницаемости, проводимости и гидропроводности, по которому фильтрация меченой жидкости происходит с эффективными скоростями более 5-7 м/сут. По результатам трассерных исследований высокопроницаемые пропластки могут быть добавлены в гидродинамической модели путем измельчения модельной сетки и кратного увеличения проницаемости в этой области [55].

По результатам анализа строятся кривые зависимости изменения концентрации трассера в пробах от времени, прошедшего с начала закачки трассера для каждой контрольной добывающей скважины. Вид этих кривых характеризует фильтрационную неоднородность каждого выделенного высокопроницаемого пути фильтрации (ВПФ) исследуемого участка пласта, которая определяется в результате интерпретации результатов трассерных исследований с привлечением другой имеющейся геолого-промысловой информации [27].

Появление в добывающих скважинах во времени нескольких пиков (экстремумов) подъема концентрации индикатора свидетельствует о фильтрации по нескольким каналам низких фильтрационных сопротивлений. Многочисленные индикаторные исследования, проведенные на различных промысловых объектах, показали, что фазовые проницаемости каналов низких фильтрационных сопротивлений колеблются в достаточно широком интервале — 55-251294 мкм2, что на 2-6 порядков превышает характерные значения для пластов. С увеличением

неоднородности коллектора отмечается повышение скорости фильтрации по каналам низких фильтрационных сопротивлений [28].

Применение индикаторных (трассерных) исследований на многопластовых месторождениях позволяет определить основные параметры каждого пласта -наличие, ориентацию и объемы трещин (разрывных нарушений), скорость фильтрации по ним; их проницаемость, объем непроизвольно закачиваемой воды, а также гидродинамическую связь между соседними пластами и объектами. Для осуществления данного исследования используют нагнетательную скважину, вскрывающую одновременно несколько пластов и оборудованную компоновкой для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), закачивается несколько различных трассирующих агентов, индивидуально для каждого пласта [24].

Проводя исследования трассирующими индикаторами и гидродинамические исследования (гидропрослушивание) в процессе разработки карбонатных залежей, можно по характеру изменения коэффициента сжимаемости судить о степени участия матрицы, а также оценить изменение раскрытости трещин и проницаемости в зависимости от давлений и, таким образом, вносить в гидродинамические модели корректные параметры, по которым можно регулировать работу добывающих скважин, что, соответственно, может привести к увеличению добычи и коэффициента извлечения нефти [970].

Несколько различных индикаторов может использоваться при применении индикаторного метода исследования для определения эффективности проведенных геолого-технологических мероприятий (ГТМ), в частности гидравлического разрыва пласта (ГРП). Для выявления направления движения закачиваемой воды от нагнетательной скважины до проведения мероприятия в неё закачивается первый индикатор. После проведения ГРП в скважину закачивается второй индикатор. Анализ соотношения средних концентраций выхода индикатора до и после ГРП в наблюдательных скважинах позволяет выявить изменение коллекторских свойств пласта и новые направления фильтрации жидкости в пласте после проведения ГРП, что свидетельствует о раскрытии трещин ГРП [54].

Трассерные исследования помогают также решить проблему диагностики притоков в скважинах после многостадийного ГРП. Для реализации данных исследований в процессе производства ГРП применяется «меченый» проппант, представляющий собой химически стойкий, очень твердый, полимерный шарик диаметром около 1мкм, содержащий частицы люминофора (одного из 5 цветов) [57].

При прогнозировании добычи нефти и дебитов добывающих скважин, эксплуатирующих сложнопостроенные карбонатные коллектора, в гидродинамических симуляторах необходимо учитывать естественную трещиноватость, выявленную в результате дополнительных трассерных исследований, в противном случае расхождение рассчитанных и фактических параметров будет значительным. Данные участки модели требуют корректировки, в противном случае проведение геолого-технологического мероприятия может привести к преждевременному обводнению добывающих скважин [62].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Егорова Юлия Левонтьевна, 2025 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абдрашитова, Д. Р. Особенности моделирования физико-химических МУН в гидродинамических симуляторах /А. И. Шангараева, Р. И. Саттаров// Нефтегазовая Вертикаль». - 2015. №23-24. С.56-59.

2. Абдулмазитов, Р. Г. Внедрение новых промышленных технологий разработки залежей высоковязких нефтей с подстилающим водоносным горизонтом на основе результатов термогидродинамических расчётов/ Р.Х. Низаев, Г.В. Александров, А.М. Хуррямов// Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. -М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2008. - С.70-78.

3. Азиз, Х. Математическое моделирование пластовых систем / Сеттари Э. // Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, -416 с.

4. Александров, Г. В. Определение критериев возникновения фронта внутрипластового горения при закачке воздуха в нефтеносную залежь / Р. Х Низаев, Ю. Л. Егорова, А. А. Гиззатуллина// Нефтяная провинция. 2021. № 4-2 (28). С. 375-392.

5. Амелин, И. Д. Внутрипластовое горение. /И. Д. Амелин. - М., Недра, 1980. 230 с.

6. Антониади, Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. / Д. Г. Антониади. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 304с. ил.

7. Антониади, Д. Г. и др. Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д. Г. Антониади, А. Р. Гарушев, В. Г. Ишханов. - Краснодар; «Советская Кубань», 2000. 464 с.

8. Антонов, О.Г. Использование данных индикаторных исследований при создании постоянно действующей геолого-технологической модели. /О. Г. Антонов, А. В. Насыбуллин, А. В. Лифантьев, А. Р. Рахманов// «Нефтяное хозяйство». - 2013. - №7. - С.40-42.

9. Антонов, Г. П. Проведение трассерных исследований для контроля и регулирования процесса заводнения нефтяных залежей в ОАО «Татнефть» / М. А. Абрамов., П. Н. Кубарев// Инженерная практика, №5, 2015

10. Байбаков, Н. К. Термоинтенсификация добычи нефти / В. А. Брагин,

A. Р. Гарушев, И. В. Толстой// М., изд-во «Недра», 1971. 280с.

11. Байбаков, Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений /А. Р. Гарушев// - Москва: Недра, 1977. - 238с.

12. Балин, И. В. Перспективы применения метода внутрипластового горения для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти// Вестник науки и образования № 6(60). Часть 2. 2019, С.9-14.

13. Бакиров, И. М. Гидродинамическое моделирование как основа эффективной разработки месторождения нефти на примере 1 блока Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Г. Рамазанов, Р. Х. Низаев, И. Н. Музоваткин, А. Т. Ахмадишин// Сборник научных трудов ТатНИПИнефть том выпуск №2 LXXVШ. ТатНИПИнефть. Москва, 2010., с.94-104.

14. Баренблатт, Г. И. Движение жидкостей и газов в природных пластах. /В. М. Ентов, В. М. Рыжик// М. Недра, 1984.

15. Басниев, К. С. Подземная гидромеханика /И. Н. Кочина,

B. М. Максимов// Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993.

16. Береговой, А. Н. Увеличение степени нефтеизвлечения полимерными и эмульсионными составами при заводнении пластов. / А.Н. Береговой// Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. тех. наук. Бугульма, 2011г. 26 с.

17. Боксерман, А. А. Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи. / А.А. Боксерман // Георесурсы. №3 (22). 2007. - С.18-20.

18. Бузинов, С. Н. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. /И. Д. Умрихин// М., Недра, 1964 - 273с.

19. Бурже, Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. /П. Сурио, М. Комбарну// - М.: Недра, 1989. - 422с.

20. Васильков, А. И. Применение трассерных исследований при разработке месторождений. /А. И. Васильков, Д. Е. Французов// Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации): Материалы Девятой Международной научно-технической конференции. Т.1. Бурение и разработка нефтяных и газовых месторождений. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. - С.95-98.

21. Вахитов, Г. Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений / Г. Г. Вахитов - М.: Недра, 1970. - 248 с.

22. Вишняква, А. В. Результаты трассерных исследований межскважинного пространства. /А. В. Вишняков, К. Н. Ивонтьев, В. Я. Кабо// Нефтепромысловое дело. - 2009. - №11. - С.31-37.

23. Градштейн, И. С. Таблица интегралов, сумм, рядов и произведений /И. М. Рыжик// - М.: Недра, 1972. - 456 с.

24. Грачев, С. И. Применение индикаторных (трассерных) исследований на многопластовых месторождениях. /С. И. Грачев, Н. Р. Кривова, А. В. Сорокин// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. -№5. - С.13-15.

25. Грачева, С. К. Моделирование образования сети трещин. /А. В. Стрекалов, А. Т. Хусаинов// Нефтегазовое дело. - 2013. - №2.- С.168-183.

26. Гильманова Р. Х. Методы уточнения базы данных для формирования ГТМ /Р. Х. Гильманова; Рос. акад. естеств. наук. — М.: ВНИИОЭНГ, 2002. — 165 с. ил.; 20.

27. Данилова, Е. А., Применение компьютерной технологии экспресс-анализа и интерпретации результатов трассерных исследований для определения качества выработки нефтяных пластов. /Е. А. Данилова, Д. А. Чернокожев// Нефтегазовое дело. - 2007. - №1.- С.1-16.

28. Денисов, С. О. Исследование фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами в трещиновато-пористом коллекторе. /С. О. Денисов, С. В. Яцковский// Наука и ТЭК. - 2012. - №3. - С.36-37.

29. Дияшев, Р. Н. Модели карбонатных коллекторов месторождений Татарии / Р. Н. Дияшев, Н. Х. Мусабирова // Нефтяное Хозяйство. - 1989. - № 9. -С. 43-48.

30. Дубков, И. Б. Особенности гидродинамического моделирования в условиях нелинейной фильтрации. /И. Б. Дубков, М. С. Королев, С. В. Минаков, К. В. Ярославцев, А. В. Стрекалов//Нефтегазовое дело. - 2013. - № 2. - С.194-204.

31. Егорова, Ю. Л. Применение аналитических методов для исследования распределения температурного поля в пласте при внесении тепла закачкой теплоносителя в залежь высоковязкой и сверхвязкой нефти с нижележащей контактной водоносной зоной/ Г. В. Александров, Р. Х. Низаев, М. А. Шавалиев// Нефтяная провинция: электронный научный журнал / Общественная организация «Волго-Камское региональное отделение Российской академии естественных наук», Секция нефти и газа 2022 - № 3(31), - С. 149-162.

32. Желтов, М. Ю. Опыт применения гидродинамического моделирования при разработке месторождений ОАО «Газпромнефть» / А. А. Виноградова, М. Н. Будилин// Нефтяное Хозяйство. - 2007. - № 12. - С. 46-49.

33. Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений / Ю. П. Желтов; М.: Недра, 1986. - 332 с.

34. Желтов, Ю. П., Численное моделирование процесса вытеснения нефти из пластов с зональной неоднородностью / Е. И. Коробков// Изв.АН СССР, серия МЖГ, №5,1987.

35. Жуковский, Н. Е. Теоретическое исследование о движении подпочвенных вод // Собр. соч.: В 7т. М.: Гостехтеоретиздат, 1949. Т.3. С.184-206.

36. Закиров, Р. Х. Применение моделей при разработке месторождений нефти/Р .Х. Закиров// Нефтяная провинция. 2019. № 1 (17). С. 102-115.

37. Закиров, С. Н. Многомерная и многокомпонентная фильтрация: справ. пособие / С. Н. Закиров [и др.]. М.: Недра, 1988. 334с.

38. Закиров, Э. С. Трёхмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. / Э. С. Закиров; под общ. ред. Н. А. Ерёмина. М.: Грааль, 2001. 303с.

39. Закревский, К. Е.: Геологическое 3D моделирование. - М.: Изд-во «Маска», 2009. - 376 с.

40. Золотухин, А. Б. Моделирование процессов извлечения нефти из пластов с использованием методов увеличения нефтеотдачи: Учеб. пособие / А. Б. Золотухин; Под ред. Желтова Ю.П.; Моск. ин-т нефти и газа им. И. М. Губкина, Каф. разраб. и эксплуатации нефт. месторождений. - Москва: МИНГ, 1990. - 267 с. : ил.; 20 см.

41. Золотухин, А. Б. К определению температурного поля многослойного пласта / Нефтяное хозяйство. - 1973. - № 1. - с. 53-56.

42. Зарипов, А. Т. Анализ эффективности технологий добычи сверхвязкой нефти для условий месторождений ПАО «Татнефть» /Д. К. Шайхутдинов, Р. И. Хафизов, Я. В. Захаров// Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 7-8. С. 42-50.

43. Зарипов, А. Т. Анализ последствий и рисков остановки закачки пара на поздней стадии разработки залежей сверхвязкой нефти /Д. К. Шайхутдинов// Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. Москва, 2018. С. 85-89.

44. Ибатуллин, Р. Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. /Р. Р. Ибатуллин// 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во «Нефняное хозяйство», 2019. -324с.

45. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов / Р. Д. Каневская - Москва: Ижевск, 2003. - 127 с.

46. Кац, Р. М. Некоторые проблемы применения трассерного метода для гидродинамического моделирования / Труды НИИСИ РАН. том 6, №1, Москва, 2016., с.25-35.

47. Комплексные аэрокосмогеологические, морфоструктурные и индикаторные исследования по уточнению геологического строения и изучению латеральной анизотропии пород турнейского яруса и карбонатного девона Ново - Елховского месторождения [Текст]: отчет о НИР / ТатНИПИнефть; рук. Стриженок А. А. - Бугульма, 2012. - 74 с.

48. Конев, Д. А. Исследование нефтяных пластов с помощью индикаторного метода. /Д. А. Конев// Современные наукоемкие технологии. - 2014. - №7 (часть 2). - С.23-26.

49. Коноплев, Ю. П. Термошахтная разработка нефтяных месторождений /В. Ф. Буслаев, З. Х. Ягубов, Н. Д. Цхадля// - М.: Недра, 2006. - 238с.

50. Корн, Г. Справочник по математике для научных работников и инженеров /Г. Корн; под ред. И.Г. Арамановича// - Издание 4-е. - Москва : Наука, Главная редакция физико-математической литературы, 1978. - 832с.

51. Костюченко, С. В. Методика уточнения структур геолого-технологических моделей по результатам трассерных гидродинамических исследований. /С. В. Костюченко, А. С. Бордзиловский, А. Г. Колягин, А. О. Есаулов, А. И. Тюнькин// «Нефтяное хозяйство». - 2008. - №5. - С.54-57.

52. Котенев, Ю. А. Инструменты моделирования, применяемые для оперативного управления разработкой месторождений. / А. С. Семанов, А. И. Семанова, Ш. Х. Султанов, И. Г. Фаттахов// Нефтегазовое дело. 2023. Т. 21, № 5. С. 91-98.

53. Кричлоу, Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования / Г. Б. Кричлоу; перевод с англ. М. М. Максимова, -М.: Недра, 1979. - 303 с.

54. Кубарев, П. Н. Оптимизация проведения индикаторных исследований путем внедрения программных средств. /П. Н. Кубарев, А. Г. Камышников, С. В. Кондаков// Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. Выпуск .№ЬХХХ^. -М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство». - 2016. - С.76-81.

55. Кузнецова, К. И. Комплексирование результатов геофизических исследований в скважинах и межскважинных исследований при адаптации фильтрационных моделей нефтяных пластов-коллекторов. /К. И. Кузнецова, М. И. Кузнецов, Д. А. Чернокожев// Евразийский Союз Ученых (ЕСУ). Науки о земле. - 2015. - №5(14). - С.19-21.

56. Кузнецов, С. Н. Индикаторный метод как способ изучения геологической неоднородности. /С. Н. Кузнецов, А. В. Лобусев// Наука вчера,

сегодня, завтра. Сборник статей по материалам XXXVIII международной научно-практической конференции № 9 (31). Новосибирск: Издательство: АНС «СибАК».

- 2016. - С.63-69.

57. Кулик, В. Ю. Применение химических трассеров для мониторинга работы горизонтального ствола скважины после МГРП. /В. Ю. Кулик// Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча: материалы 14-й Международной научно-технической конференции/ под редакцией д.т.н. А.И. Ипатова. - Томск: Изд-во Томского университета, - 2015. - С.96-99.

58. Лапук, Б. Б. Приближенное решение задач о неустановившейся радиальной фильтрации газов по закону Дарси /Б. Б. Лапук // Доклады Академии Наук СССР. - 1947. - Т. LVШ, № 1. - С. 33-36.

59. Лебедев, М. С. Применение новых видов индикаторных исследований для различных сред на объектах нефтегазового комплекса. /М. С. Лебедев, Д. С. Варягова, А. С. Варягова// сб. «Актуальные проблемы нефтяной гидрогеологии» Международной научной конференции «Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии». М.: Наука, - 2011

60. Лебедев, Н. Н. Специальные функции и их приложения / Н. Н. Лебедев

- Москва : Физматлит, 1963. - 358 с. - Текст : непосредственный.

61. Лейбензон, Л. С. Подземная гидродинамика // Собр. тр.: В 4 т. М.: Изд-во АН СССР, 1953. Т. 2. С. 532-538.

62. Лекомцев, А. В. Оценка естественной трещиноватости карбонатного коллектора Сибирского месторождения. /А. В. Лекомцев, Д. А. Мартюшев, М. Б. Савчик, И. А. Черных// «Нефтяное хозяйство». - 2015. - №3. - С.25-27.

63. Липаев, А. А. О критериях выбора методов разработки месторождений тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов / А. А. Липаев, З. А. Янгуразова// Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвященной 100-летию со дня рождения акад. А. А. Трофимука, Казань, 7-8 сентября 2011 г. - Казань : Изд-во "Фэн" Академии наук РТ, 2011. -С. 308-311.

64. Липаев, А. А. Геотепловое моделирование многослойных нефтяных пластов / Д. В. Шевченко, В. А. Чугунов, Р. Н. Бурханов. - Москва; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. - 235 с.

65. Лобусев, А. В. Закономерности, выявленные в ходе трассерных исследований по уточнению геологического строения сложнопостроенных залежей нефти. /А. В. Лобусев, М. А. Лобусев, Р. А. Махаматханов, А. Б. Бакиева// Территория нефтегаз. - 2013. - № 10. - С.30-35.

66. Майдебор, В. Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами./ В. Н. Майдебор - Москва : Недра, 1971. - 231 с.

67. Майер, В. П. Области применения гидродинамических моделей трехфазной фильтрации «Техсхема» и нелетучей нефти /В. П. Майер //Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 8 - С. 44-47.

68. Малофеев, Г. Е. Сравнительная оценка формул для расчета нагревания пласта при нагнетании в него водяного пара// Нефтяное хозяйство. - 1969. - № 11. - с. 36-40.

69. Малофеев, Г. Е. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи. /О. М. Мирсаетов, И.Д. Чоловская// Учебное пособие. - М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2008. - 224с.

70. Мартюшев, Д. А. Определение раскрытости и сжимаемости естественных трещин карбонатной залежи Логовского месторождения. /Д. А. Мартюшев, А. В. Лекомцев, А. Г. Котоусов// Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2015. - № 16. С.61-69.

71. Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Пер. с англ. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 640 с.

72. Мирзаджанзаде, А. Х. Парадоксы нефтяной физики. / А. Х. Мирзаджанзаде. - Баку: Азернешр, 1981. - 148 с.

73. Мирзаджанзаде, А. Х. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность./Р. Х. Хасанов, Р. Н. Бахтизин. Уфа: гилем, 1999, 464 с.

74. Молокович, Ю. М. Релаксационная фильтрация: монография /Н. Н. Непримеров, В. И. Пикуза, А. В. Штанин. — Казань: Изд-во Казанского унта, 1980. — 136 с.

75. Молокович, Ю. М. Неравновесная фильтрация и ее применение в нефтепромысловой практике / Ю. М. Молокович. — Москва, Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, Институт компьютерных исследований, 2019. — 218 с.

76. Мусин, К. М. Учет температурной зависисмости фазовых проницаемостей при моделировании тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей / К. М. Мусин, О. С. Сотников // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 7. - С. 8-11.

77. Муслимов, Р. Х. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана / Р. X. Муслимов, М. М. Мусин, К. М. Мусин. - Казань : Новое Знание, 2000. - 226 с.

78. Мухаметшин, В. Ш. Управление процессами разработки длительно разрабатываемых залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с использованием систем имитационного компьютерного моделирования /Л. С. Кулешова, Р. А. Гилязетдинов/ Сборник трудов международной научно-технической конференции. Уфа, 2024. С. 245-252.

79. Назарова, Л. Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Учеб. пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. -156с.: ил.

80. Насыбуллин, А. В. Технология построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений Татарстана / А. В. Насыбуллин, А. Г. Петухов, Р .Г. Абдулмазитов и др. // Нефтяное Хозяйство. - 2003. - № 8. - С. 75-79.

81. Нефтегазоносность республики Татарстан / Р. X. Муслимов, Р. Г. Абдулмазитов, Р. С. Хисамов, Л. М. Миронова, Н. С. Гатиатуллин, Б. В. Успенский, И. Н. Плотникова, Е. Д. Войтович, и др. - Казань: Академия наук РТ, 2007. - том I - 316 с., том II - 524 с.

82. Низаев, Р. X. Планирование методов увеличения нефтеотдачи и стимуляция скважин по технологическим показателям эксплуатации

/ Р. Г. Абдулмазитов Р. Г. Рамазанов, Р. Г. Галеева // Нефтяное хозяйство. - 2004. -№ 7. - С. 42-45.

83. Низаев, Р. Х. Учебное пособие по «Моделированию в разработке нефтяных месторождений: создание гидродинамической модели на базе пакетов программ фирмы ROXAR-MORE -Tempest» /А. В. Насыбуллин// - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2014. - 47с.

84. Низаев, Р. Х. Исследование эффективности разработки залежей сверхвязкой нефти с различными геолого-физическими характеристиками с помощью внутрипластового горения на основе моделирования /И. М. Бакиров, Г. В. Александров, М. Р. Ямгутдинов// Нефтяная провинция: электронный научный журнал / Общественная организация «Волго-Камское региональное отделение Российской академии естественных наук», Секция нефти и газа - 2015. - № 2. - С. 102-115.

85. Низаев, Р. Х. Численные эксперименты по оптимизации способов изоляции притока вод в горизонтальную добывающую скважину с использованием гидродинамического моделирования / Р. Р Кадыров, А. М. Евдокимов, А. И. Бакиров, А. В. Патлай, Р. Р. Латыпов, К. Р. Низаев// Территория Нефтегаз. 2016. № 4. С. 52-57.

86. Низаев, Р. Х. Разработка Подверьюского месторождения методом направленной закачки воздуха в нефтяные пласты на основе численного моделирования. /Е. Ф. Захарова, Г. В. Александров, Д. К. Шайхутдинов, Р. И. Хафизов, А. А. Сюрин, Ю. Л. Егорова/ «Нефтяное хозяйство». - 2016. - №9. -С.9-12.

87. Низаев, Р.Х. Исследование характера протекания внутрипластовых процессов при закачке воздуха в залежи высоковязкой нефти с различными геолого-физическими характеристиками и физико-химическими свойствами пластовой нефти с помощью гидродинамического моделирования /Г. В. Александров, Ю. Л. Егорова// Материалы Технической конференции SPE «Третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 20-21 февраля 2018г.)

88. Низаев, Р. Х. Исследование характера протекания процессов фильтрации в залежах высоковязкой и сверхвязкой нефти при закачке нефти с помощью гидродинамического моделирования /Г. В. Александров, Ю. Л. Егорова// Нефтяная провинция: сетевое научное издание /Общественная организация "Волго-Камское региональное отделение Российской академии естественных наук", Секция нефти и газа - 2020 - № 1(21), С. 109-124.

89. Низаев, Р. Х., Вычислительные эксперименты по определению параметров пласта для условий возникновения устойчивого фронта внутрипластового горения с началом закачки воздуха в залежь / Г. В. Александров, Ю. Л. Егорова, А. А. Столяров// Нефтяная провинция. 2021. № 4-2 (28). с. 366-374.

90. Низаев, Р. Х. Критерии самовоспламенения залежи нефти с началом закачки воздуха в пласт с использованием результатов вычислительных экспериментов и промысловых данных / Р. Х. Низаев, Г. В. Александров, Ю. Л. Егорова - Текст: непосредственный //Сборник трудов Международной научно-практической конференции, посвящённой 90-летию начала добычи первой башкирской нефти, г. Уфа, 13-14 октября 2022 г., / редкол.: Ф. Ш. Вильданов и др.; под общ. ред. Ф. Ш. Вильданова и др. - Уфа : УНПЦ «Изд-во УГНТУ», 2022. -С. 327-332.

91. , А. Ю. Контроль выработки запасов на основе комплексирования результатов индикаторных исследований и определений оптических свойств флюида. /А. Ю. Никитин, А. Д. Митрофанов, А. В. Бодрягин, Ю. Д. Куприянов, А. А. Коробейников// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - №1. - С.57-62.

92. Оганов, К. А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт - М.: Недра, 1967. - 203 с.

93. Павловский, Н. Н. Теория движения грунтовых вод под гидротехническими сооружениями и ее основные приложения // Собр. соч.: В 2 т. М.; Л.: Изд-во АН СССР, 1956. Т. 2. С. 3-352.

94. Патент № 2365748 Российская Федерация, МПК Е21В 43/24 2006.01 № 2008111379/03: заявл. 24.03.2008: опубл. 27.08.2009. Абдулмазитов Р. Г.,

Низаев Р. X., Александров Г. В. [и др.] Способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой// Бюл. изобретений №24. - Патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина.

95. Патент РФ № 3281435/22-03, 30.11.1982. Шимелевич Ю. С., Белорай Я. Л., Xозяимов М. С., Евдокимов А. Ф., Веселов М. В., Неретин В. Д. Меченная жидкость для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений // Патент России № 977726. 1982. Бюл. № 44.

96. Патент 2728176 Российская Федерация, МПК Е21В 43/24 2006.01 № 2019141237: заявл. 13.12.2020: публик. 28.07.2020. Береговой А. Н., Рахимова Ш. А., Князева Н. А. Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти// Бюл. изобретений №22. - Патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина

97. Пирвердян, А. М. Физика и гидравлика нефтяного пласта. / А. М. Пирвердян// М., Недра, 1982. 192стр.

98. Проект разработки среднего и нижнего карбона Ново - Елховского месторождения: отчет/ ТатНИПИнефть; - Бугульма, 2008. - 380 с

99. Пудовкин, М. А. Температурные процессы в действующих скважинах. /А. И. Саламатин, В. А. Чугунов // - Казань: КГУ, 1977. 168 с.

100. Пыхачев, Г. Б., Подземная гидравлика. / Р. Г. Исаев - М.: Недра, 1973. -

359 с.

101. Пятибратов, П. В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений: учебное пособие для студентов образовательных организаций высшего образования, обучающихся по направлению подготовки магистратуры "Нефтегазовое дело" / П. В. Пятибратов. - Москва: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2015. - 167 с.

102. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. (1917-1967) / Отв. ред. П. Я. Полубаринова-Кочина; Ин-т проблем механики АН СССР. Ин-т гидродинамики СО АН СССР. ВНИИ гидротехники им. Б. Е. Веденеева. ВНИИ природных газов. - Москва: Наука, 1969. - 545с.

103. Ромм, Е. С. Структурные модели порового пространства горных пород. - Л.: Недра, 1985. 240с

104. Рубинштейн, Л. И. Температурные поля в нефтяных пластах / Л. И. Рубинштейн. - М.: Недра, 1972. - 276 с.

105. Рузин, Л. М. Особенности теплового воздействия в условиях трещиновато-поровых коллекторов, содержащих высоковязкую нефть/ Л. Ш. Ибрагимов, Б. А. Тюнькин, Е. И. Гуров, А. И. Обрезков, В. С. Сукрушев// -М.: ВНИИОЭНГ, 1986. 46 с.

106. Рузин, Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов /И. Ф. Чупров; под. ред. Н.Д. Цхадая// - Ухта: УГНТУ, 2007 - 244 с.

107. Рузин, Л. М. Технологические принципы разработки водоплавающей залежи аномально вязкой нефти / И. П. Чупров, М. С. Хозяинов// Известия Коми научного центра УрО РАН. Выпуск 3(11). Сыктывкар.2012. - С. 86-89.

108. Рычковский, А. А. Обобщение опыта отечественных и зарубежных учёных в области механизма применения внутрипластового горения/ А. А. Рычковский// Наука, техника и образование - 2016. - № 7(25). - С. 35-38.

109. Рычковский, А. А. Зарубежный опыт проведения внутрипластового горения на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами /А. А. Вольф // Наука, техника и образование - 2017. - № 2(32). - С. 42-45.

110. Самойлов, А. С. Индикаторные методы контроля скорости фильтрации при разработке нефтяных месторождений. /А. С. Самойлов// Отраслевые научные и прикладные исследования: Науки о земле. - 2015. - №3. - С.45-58.

111. Соколовский, Э. В. Индикаторные методы исследования нефтегазоносных пластов. / Э. В. Соколовский, Г. Б. Соловьёв, Ю. И. Тренчиков// М.: Недра, 1986. - 157с.

112. Смит, Ч. Р. Технология вторичных методов добычи нефти. Пер. с англ. (Нью-Йорк, 1966). Под ред. канд. техн. наук А.Г. Ковалева. Изд-во «Недра», 1971. 288с.

113. Сун Синь Юнь Трассерные исследования пластов группы Ю месторождения Каламкас /Сун Синь Юнь, М. Д. Досмухамбетов, А. В. Игнатенко, А. Нестеркин // «Нефтяное хозяйство». - 2012. - №5. - С.74-76.

114. Сургучев, М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М. Л. Сургучев. - Москва: Недра, 1985. - 308 с.

115. Сыртланов, В. Р. Опыт применения гидродинамического моделирования при мониторинге разработки месторождений. / Д. М. Майсюк, Е. В. Лебедева//Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 2.

116. Тарасов, М. Г. Использование нового вида трассера для исследования техногенных изменений водонапорных систем нефтяных месторождений. /М. Г. Тарасов, А. М. Никаноров, Н. М. Трунов// Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии: Материалы Всероссийской конференции. Москва. ГЕОС. - 2005. - С.184-188.

117. Тарасов, М. Г. Формирование техногенных гидрогеодинамических систем при эксплуатации нефтяных месторождений. /М. Г. Тарасов, В. Н. Волков, Э. С. Сианисян, Н. М. Трунов// Электронный научный журнал «Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика». - 2015. - №2(12).

118. Технологическая схема опытно-промышленной разработки участка Мордово-Кармальского поднятия сверхвязкой нефти: отчет/ Р. Г. Абдулмазитов, А. Т. Зарипов, И. Ф. Гадельшина; Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина -Бугульма, 2007. - 375с.

119. Требин, Ф. А. Добыча природного газа / Ю. Ф. Макогон, К. С. Басниев// - Москва.: Недра, 1976. - 368 с.

120. Трунов, Н. М. Пат. № 1310419 СССР, SU 1310419 А1 4 С 09 К 11/06. Способ исследования динамических процессов в жидкой среде. № 3768940/23-26; Заявл. 18.07.84; Опубл. 15.05.87 // Бюл. №18. - С.5.

121. Трунов, Н.М. Индикаторные исследования при решении нефтегазопромысловых задач. /Н. М. Трунов, М. Г. Тарасов, А. М. Никаноров// В

книге «Природные воды: рациональное использование, защита от загрязнения». -Ростов-н/Д, 2001. - С.115-117.

122. Трунов, Н. М. Многоцветные флуоресцентные трассеры для исследования гидродинамических процессов в нефтяных пластах /Н. М. Трунов, А. М. Никаноров, М. Г. Тарасов// Материалы Международной научной конференции, посвященной 80-летию А. А. Карцева «Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии». - Москва, 2005. - С.353-357.

123. Ушакова, А. С. Инициирование внутрипластового горения в низкопроницаемых карбонатных коллекторах. /В. В. Зацепин// «Нефтяное хозяйство». - 2015. №6. С.62-66.

124. Федоров, К. М. Геолого-математическое моделирование термогелеобразующего воздействия на пласт Текст. / Xимия нефти и газа: Материалы IV международной конференции '^имия нефти и газа". В 2-х т. Томск: "8ТТ", 2000. Т. 2. - С.134-139.

125. Федоров, К. М., Общий подход к моделированию технологий выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. /И. В. Выдыш, Н. А. Морозовский, К. В. Торопов, Д. А. Анурьев, А. Н. Емельянов// PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2022. №7(3). С.84-95.

126. Федорчук, М. Ю. Контроль за разработкой сложнопостроенных коллекторов комплексом гидродинамических и трассерных исследований скважин. /М.Ю. Федорчук, Л. А. Анисимов, И. В. Воронцова, Н. В. Валиуллина, Н. М. Трунов// Геология, география и глобальная энергия. Геология, поиски и разведка нефти и газа. - 2013. - № 3 (50). С.68-79.

127. Федорчук, М. Ю. Технические решения и технологические особенности проведения трассерных исследований в морских скважинах. /М. Ю. Федорчук, Н. В. Валиуллина, Н. М. Трунов// Геология, география и глобальная энергия. Геология, поиски и разведка нефти и газа. - 2013. - № 3 (50). С.118-124.

128. Федорчук, М. Ю. Технические решения и технологические особенности проведения трассерных исследований в морских скважинах

месторождения им. Ю. Корчагина /М. Ю. Федорчук, Н. В. Валиуллина, Н. М. Трунов// Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча: материалы 14-й Международной научно-технической конференции/ под редакцией д.т.н. А.И. Ипатова. - Томск: Изд-во Томского университета, - 2015. - С.92-95.

129. Хакимзянов, И. Н. Построение трехмерных геологических моделей многопластовых месторождений для определения оптимального варианта разработки. / Л. Н. Салахова // Георесурсы. №3(11). 2002. - С.26-29

130. Хакимзянов, И. Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования. / И. Н. Хакимзянов// Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. тех. наук. Бугульма, 2002. 28 с.

131. Хисамов, Р. С. Теория и практика моделирования разработки нефтяных месторождений в различных геолого-физических условиях /Р. Р. Ибатуллин, А. И. Никифоров, А. Ф. Иванов, Р. Х. Низаев//- Казань: Изд-во "ФЭН" Академии наук РТ. - 2009. -239с.

132. Хисамов, Р. С. Моделирование потокоотклоняющих технологий в нефтедобыче /А. И. Никифоров, Р. Х. Низаев//- Казань: Изд-во "ФЭН" Академии наук РТ. - 2011. -224с.

133. Хисамов, Р. С. Совершенствование технологий разработки месторождений высоковязкой нефти при тепловом воздействии /Р. Х. Низаев, Г. В. Александров, Ю. Л. Егорова, Р. Х. Исмагилов// Казань: Изд-во «Ихлас», 2020. 160с.

134. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. / М. М. Хасанов, А. Г. Телин, Г. З. Ибрагимов, А. Р. Латыпов, А. М. Потапов// - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т.1. - 240 с.

135. Хозяинов, М. С. Результаты изучения фильтрационной неоднородности пласта ЮВ-1 методом индикаторных (трассерных) исследований. /М. С. Хозяинов, Д. А. Чернокожев// «Каротажник». - 2012. -№2(212). -С.3-14.

136. Христианович, С. А. Движение грунтовых вод, не следующее закону Дарси / С. А. Христианович // Прикладная математика и механика. - 1940. - Т.4, вып. 1. - С.33-52.

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

138. Чекалюк, Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. /Э. Б. Чекалюк. -Москва: Недра, 1965. - 238с.

139. Чернокожев, Д. А. Совершенствование технологии индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов. /Д. А. Чернокожев// Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Дубна, 2008.

140. Чупров, И. Ф. Тепловая эффективность при прогреве пласта через водоносный пропласток // Нефтепромысловое дело - 2008 - №12 - С.28-31.

141. Чупров, И. Ф. Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов. /И. Ф. Чупров// Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук.

- Ухта, 2009.

142. Шахмеликьян, М. Г. Анализ применения технологии пароциклического метода интенсификации добычи вязких и высоковязких нефтей /Л.К. Нвизуг-Би// Наука, техника, технологии (политехнический вестник)

- 2018. - № 4. - С.217-242.

143. Шейнман, А. Б. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти/ А. Б Шейман, Г. Е. Малофеев, А. И. Сергеев// - М.: Недра, 1969. - 256 с.

144. Щелкачев, В. Н., Подземная гидравлика. / Б.Б. Лапук // — Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001, 736 стр

145. Эфрос, Д. А. Исследования фильтрации неоднородных систем. -Ленинград : Гостоптехиздат. Ленингр. отд-ние, 1963. - 351 с.

146. Boman, K Heavy opponities /К. Boman// Offshore engineer: The future of offshore energy & technology - 2017. - September. № 1.

147. Gadelle, C In-situ combustion pilot basic design and laboratory experiments /C. Gadelle // reopecypcti - 2017. - T. 19. № 1. - C. 2-8.

148. Darcy H. Les fontaines publiques de la ville de Dijon. P.: Dalmont, 1856.

149. Dupuit J. Etudes theoretiques et practiques sur le mouvement des eaux. Ed. 2. P.: Dunod, 1863.

150. Irap RMS [Text]: User Guide. / Roxar - 2009. - 2700 p

151. Producing Extra-Heavy Oil from the Orinoco Belt, Cerro Negro Area, Venezuela, Using Bottom-Drive Progressive Cavity Pumps /M.A. Ramos, J.C. Brown, M. Rojas, O. Kuyucu, J.G. Flores //SPE production & operations - 2007 (May). - №922(2) - C.151-155.

152. STARS, Advanced Process and Thermal Reservoir Simulator, Version 2008 : User's Guide. / Computer Modeling Group Ltd - 2008. - 1078 p. - Text : the direct.